风城油田重37井区SAGD开发提高采收率技术

何万军，木合塔尔，董宏，孟祥兵，朱云飞，其那尔·胡山（1.中国石油新疆油田分公司a.勘探开发研究院；b.彩南油田作业区，新疆克拉玛依834000；.新疆金戈壁油砂矿开发有限责任公司，新疆克拉玛依834000）

风城油田重37井区SAGD开发提高采收率技术

何万军1a，木合塔尔1a，董宏1a，孟祥兵1a，朱云飞1b，其那尔·胡山2
（1.中国石油新疆油田分公司a.勘探开发研究院；b.彩南油田作业区，新疆克拉玛依834000；2.新疆金戈壁油砂矿开发有限责任公司，新疆克拉玛依834000）

研究风城油田重37井区生产动态与蒸汽辅助重力泄油（SAGD）蒸汽腔发育的关系后认为，重37井区SAGD开发效果主要受储集层非均质性、注采管柱结构、生产工艺以及注采关键操作参数等因素影响。以试验区典型井组非均质模型为基础，经数值模拟提出了二次蒸汽吞吐预热、加密井注汽辅助SAGD、注氮气辅助SAGD以及注溶剂辅助SAGD等改善SAGD开发效果技术对策，为提高水平段动用程度，促进SAGD蒸汽腔发育，提高采收率提供研究思路。

准噶尔盆地；风城油田；齐古组油藏；蒸汽辅助重力泄油；超稠油；提高采收率

1　油藏概况

图1　风城油田重37井区齐古组底部构造

风城油田重37井区蒸汽辅助重力泄油（SAGD）试验区侏罗系齐古组超稠油油藏位于准噶尔盆地风城油田西北部，面积0.44 km2，试验区北部的重11井北断裂和西南部的重32井东断裂将重37井区齐古组油藏切割成一断块油藏，底部构造为向南缓倾的单斜，地层倾角5°~7°（图1）。齐古组顶部埋深为180~ 210 m，属辫状河流相沉积，自上而下可划分为J3q1，J3q2，J3q33个油层组，各油层组之间有7~18 m的稳定隔层，其中J3q2为主力油层组,岩性以中砂岩、细砂岩为主，岩石颗粒分选较好，以泥质胶结为主，胶结疏松-中等，油层储集空间以原生粒间孔为主；J3q2油层组厚度为15.0~33.5 m，平均25.3 m，油层孔隙度24.0%~37.0%，平均30.5%，渗透率194~3 840 mD，平均1 472 mD，垂向渗透率与水平渗透率比值0.53~ 0.82，平均0.65，含油饱和度65%~75%，平均73.2%；油藏原始地层温度为18℃，原始地层压力2.35 MPa，压力系数0.978；50℃时地面脱气油黏度为2.53×104~ 6.85×104mPa·s，平均4.62×104mPa·s，黏温反应敏感，温度每升高10℃，黏度降低50%~70%.

重37井区齐古组油藏2009年开展7个井组的双水平井SAGD先导试验，水平段长300~500 m，井距100 m，排距80 m，注汽水平井与生产水平井井间垂向距离为5 m.2009年12月试验区开始循环预热，2010年3月转入SAGD生产，截至2014年12月，累计注汽120.0×104t，累计产油25.4×104t，累计油汽比0.21，单井组日产油15~56 t.目前，试验区蒸汽腔扩展较慢，日产液量、日产油量及日注汽量无明显上升趋势，部分井组生产效果甚至变差，亟需探索促进SAGD蒸汽腔较快发育，改善开发效果和提高采收率的技术。

2　影响蒸汽腔发育因素分析

研究及实践表明,SAGD开发效果与SAGD蒸汽腔发育密切相关，蒸汽腔发育越均匀，扩展速度越快，SAGD开发效果越好[1-3]。SAGD蒸汽腔发育程度主要受控于油藏埋深、盖层封闭性、连续油层厚度、原油黏度、储集层非均质性、钻井轨迹控制精度和采油工艺等因素[4-6]。

重37井区转SAGD生产4年以来，SAGD蒸汽腔发育极不均衡（图2），其中，FHW209井组蒸汽腔扩展面积最大，主要发育在水平段中-前部，其次是FHW201井组和FHW207井组，蒸汽腔主要发育在水平段“脚跟”附近，FHW202井组和FHW203井组蒸汽腔发育最差。SAGD井组之间未出现热连通，水平段“脚尖”持续低温，水平段动用程度较低，分析认为，SAGD试验区开发效果主要受储集层非均质性、生产管柱结构、生产过程中关键操作参数调控等因素影响。

图2　重37井区SAGD先导试验区温度场分布

（1）储集层非均质性SAGD生产过程，储集层非均质性影响主要体现在夹层对SAGD蒸汽腔发育的影响。FHW202井组“脚尖”附近注汽水平井上部以及水平段中部注汽水平井与生产水平井之间发育较厚的岩性夹层（泥岩），水平段“脚跟”附近发育物性夹层（图3）。FHW202井组水平段“脚尖”部位蒸汽腔发育较差，蒸汽腔主要发育在水平段“脚跟”附近。数值模拟结果表明，泥岩夹层会抑制蒸汽和加热后的稠油热流体渗流，阻碍SAGD蒸汽腔垂向发育，物性夹层对蒸汽腔发育影响较小。另外，泥岩夹层位置的不同，对SAGD生产的影响也不同，注汽水平井与生产水平井之间的泥岩夹层对蒸汽腔影响最大。

图3　 FHW202井组温度场剖面

（2）生产管柱结构重37井区SAGD试验区部分SAGD井组注汽井长油管进行了打孔设计[7]，打孔段位于水平段“脚尖”部位，注汽长油管距离水平井尾端50~100 m（图4a）。根据打孔设计，当注汽速度达到240 t/d时，将达到全水平段均匀注汽效果。SAGD循环预热阶段和SAGD生产初期，注汽速度为70~120 t/d，远低于均匀注汽设计指标，蒸汽优先由注汽长油管中部打孔段进入筛管中，蒸汽无法到达水平段“脚尖”部位，导致水平段“脚尖”热连通效果差，蒸汽腔基本不发育（图4b）。

图4　 FHW207井组注汽管柱结构（a）与温度场剖面（b）

此外，通过对井筒蒸汽干度变化规律研究发现，SAGD水平井长油管直井段采用隔热油管时，水平段蒸汽干度较普通光油管提高14%~24%.注汽井、生产井长油管直井段均采用隔热油管，可以有效减少直井段热损失，提高循环预热效果，缩短预热时间。

（3）关键操作参数循环预热过程中，蒸汽显热随热水排替出井筒，只有蒸汽潜热对井筒有较好的加热作用。SAGD试验区预热阶段设计注汽速度为100 t/d，井口蒸汽干度大于95%，实际生产过程中，采用普通蒸汽锅炉，注汽速度为40~70 t/d，井口蒸汽干度小于70%，远低于方案设计指标，沿水平段蒸汽潜热逐渐释放，蒸汽到达水平段中后段已凝结成热水，水平段末端基本为无效加热。受地面控制设备限制，循环预热初期出现注汽井与生产井相互施加压差情形，压差达到1.0 MPa以上，远高于设计指标0.2 MPa，施压时间过早，导致注采井间预热不均匀，发生单点汽窜突破，整体预热效果较差，严重影响后期生产和调控[8]。另外，SAGD生产初期采用自喷生产，注采井间的汽液界面无法有效控制，大量热蒸汽从生产水平井逸出，严重影响了蒸汽腔发育和生产效果。

3　提高采收率技术

（1）二次蒸汽吞吐预热针对蒸汽腔整体处于纵向上升阶段，对水平段动用程度较低的SAGD井组开展二次蒸汽吞吐预热。SAGD水平井采用长油管注汽，注汽速度150~180 t/d，最大注汽压力5.0 MPa，周期注汽量2 000~2 500 t，井底蒸汽干度大于80%，焖井时间2~3 d，采用短油管排液，生产时间15~20 d；SAGD生产水平井采用长油管注汽，短油管排液，继续循环预热。FHW202井组经过4周期二次蒸汽吞吐预热后，水平段末端监测点温度由63℃上升至187℃，水平段末端得到有效动用，日产油量由10.2 t上升至18.6 t.数值模拟结果表明，FHW202井组二次蒸汽吞吐预热后，水平段动用程度大大改善（图5），预计将稳产6年，累计注汽60.0×104t，累计产油16.87×104t，累计油汽比0.28，最终采收率将达到54.21%.

图5　FHW202井组四轮蒸汽吞吐温度场剖面

（2）加密井注汽辅助SAGD在水平段局部蒸汽腔发育到达油层顶部，开始横向扩展过程中，仅依靠调整注采参数和管柱结构，难以有效提高水平段动用程度。对于水平段尚未发育蒸汽腔的部位，距SAGD井组水平段一定距离，完钻若干口直井（或水平井），采用短周期、多轮次蒸汽吞吐，蒸汽吞吐8~12周期，注汽压力小于破裂压力，直井（或水平井）与SAGD井组之间形成热连通后，直井（或水平井）与SAGD水平注汽井同时连续注入蒸汽，SAGD水平生产井连续生产。加密井注汽辅助SAGD方式将双水平井SAGD开发与直井（或水平井）蒸汽驱相结合，强制实现未动用水平段的蒸汽腔，可提高水平段动用程度。

FHW203井组无采取改善效果措施连续SAGD生产12年，水平段将无新的蒸汽腔发育，最终水平段动用程度小于60%，最终采收率仅为39.5%.FHW203井组开展直井蒸汽吞吐12轮后，转入直井注汽辅助SAGD生产，数值模拟结果表明，有效生产时间延长3年，水平段最终动用程度达到90%，累计增油2.05× 104t，最终采收率达到49.27%，提高采收率9.77%.

FHW208井组和FHW209井组SAGD水平井组之间温度基本保持原始地层温度，且长度较大，分别开展了加密直井辅助注汽与加密水平井辅助注汽开发方式实验。其中，加密水平井位于水平井组之间，水平段长度为300 m，垂向上高于对应SAGD生产水平井7~8 m.数值模拟结果显示，加密水平井蒸汽吞吐10轮后，加密水平井与SAGD井组基本实现热连通，加密水平井可以转为注汽井，辅助SAGD生产，使蒸汽腔逐渐扩大，水平段动用程度达到85%以上，累计增油6.54×104t，最终采收率预计可达到60.14%，较直井辅助注汽方案提高采收率2.97%，较原注汽方案提高采收率9.01%（表1）。

（3）注氮气辅助SAGD在SAGD生产过程中，当蒸汽腔纵向发育到达油层顶部后，蒸汽腔横向扩展增加，蒸汽与盖层接触面积随之增加，部分热量将逐渐散失至盖层中，将影响蒸汽热效率。FHW202井组于2012年11月开展注氮气辅助SAGD生产，累计注入氮气9.0×104m3，截至2014年11月底，阶段注汽量3.06×104t，阶段产油量0.73×104t（图6），阶段油汽比为0.24.采用相同地质模型，开展不加氮气SAGD生产数值模拟预测，阶段产油量为0.34×104t，油汽比为0.13.模拟结果表明，SAGD生产中后期，注入一定量的氮气后，氮气在油层的上部聚集，可减少蒸汽用量，有效降低热损失，提高油层温度，有利于SAGD生产，提高阶段产量和油汽比。

图6　FHW202井组注氮气辅助SAGD开发效果对比

（4）注溶剂改善SAGD开发效果膨胀溶剂-蒸汽辅助重力泄油（简称ES-SAGD）系指将碳氢化合物溶剂和蒸汽一起注入以改善SAGD开采效果的工艺。碳氢化合物溶剂在油藏条件下可溶于沥青，有利于降低沥青黏度。ES-SAGD过程中碳氢化合物添加剂应满足添加剂和水在相同的条件下蒸发和凝结，溶剂以气态与蒸汽一起注入，溶剂会在蒸汽腔的边界处与蒸汽一起凝结，蒸汽腔界面附近凝结的溶剂稀释原油，并且与蒸汽热量共同作用降低原油黏度，提高蒸汽腔扩展速度，有效提高产油量和油汽比[9-10]。

针对重37井区原油特性，实验筛选出C6（50%）+ C7（50%）作为ES-SAGD配方体系。该溶剂降黏率大，在重37井区原油样品中加入5%（体积分数）的该溶剂，原油黏度由1.4×104mPa·s（50℃）下降至0.27× 104mPa·s，降黏率达到80%以上；添加10%该溶剂时，在动态条件下，仅需15 min即能与稠油完全互溶。另外，三维物理模拟结果显示，该溶剂随蒸汽注入模型后，蒸汽腔外围温度90℃以下的油层范围也可实现高效降黏，表明溶剂可有效扩大泄油腔范围，从而加速泄油。

4　结论

（1）重37井区SAGD开发效果主要受储集层非均质性、注采管柱结构、生产过程工艺中关键操作参数调控等因素影响。

（2）转SAGD生产初期，短周期、多轮次的二次蒸汽吞吐预热，有利于提高水平段末端温度，达到全井段均匀预热效果。

（3）SAGD蒸汽腔整体进入横向扩展阶段后，单纯的注采参数和管柱调整，难以有效提高水平段动用程度，加密井注汽辅助SAGD方式将双水平井SAGD开发与直井（水平井）蒸汽驱相结合，强制实现未动用水平段的蒸汽腔发育，可以提高水平段动用程度与采收率。

（4）当较长水平段蒸汽腔到达油层顶部后注入适量的氮气，可以有效减少热散失，保持油层压力和温度，有利于进一步提高累计油汽比。

（5）实验筛选出C6（50%）+C7（50%）的ES-SAGD配方体系，对风城油田的超稠油具有较好的降黏效果，但现场应用效果有待试验检验。

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EOR TechnologiesofSAGDDevelopment inZhong⁃37Wellblock,FengchengOilfield, Junggar Basin

HE Wanjun1a，Muhetaer1a，DONG Hong1a，ZHU Yunfei1b，MENG Xiangbing1a，QinaerHushan2
(1.PetroChinaXinjiangOilfield Company，a.Research Institute of Exploration and Development；b.Cainan Oil field Operation District，Karamay，Xinjiang834000，China;2.XinjiangGold Gebi Oilsand Development Co.,LTD)

The study of the relationship between the production performance and the steam chamber development by steam assisted gravity drainage(SAGD)process，the SAGD development effectiveness of Zhong⁃37 wellblock in Fengcheng oilfield is influenced by reservoir het⁃erogeneity，injection⁃production pipe string structure，production process and key operation parameters of injection and production wells. Based on the typical well group heterogeneous model in Zhong⁃37 SAGD pilot test area，using numerical simulation method，the technical countermeasures for improvingdevelopment effectiveness are proposed such as secondary huff and puff，infilled well steam injection assist⁃ed SAGD，nitrogen gas injection assisted SAGD，and solvent injection assisted SAGD.The research provides ideas for improving the hori⁃zontal section’s producingdegree，promotingthe balanced development of SAGD steam chamber，and enhanced oil recovery(EOR).

Junggar basin;Fengchengoilfield;Qigu reservoir;steam assisted gravity drainage(SAGD);super heavy oil;EOR

TE345

A

1001-3873（2015）04-0483-04

10.7657/XJPG20150419

2015-03-23

2015-04-27

国家科技重大专项（2011ZX05012-001）；中石油“新疆大庆”科技重大专项（2012E-34-05）

何万军（1978-）,男,湖南株洲人,高级工程师,硕士,油藏工程,（Tel）0990-6867825（E-mail）hewanjun@petrochina.com.cn.