稠油油藏井间泥岩夹层对双水平井SAGD开发效果的影响

唐　帅，刘鹏程，潘莉莉，吴永彬，张金川

(1.中国地质大学(北京)能源学院，北京　100083；2.页岩气勘查与评价国土资源部重点实验室，北京　100083；3.吉林油田 勘探开发研究院，吉林 松原　138000；4.中国石油勘探开发研究院，北京　100083)



稠油油藏井间泥岩夹层对双水平井SAGD开发效果的影响

唐帅1,2，刘鹏程1,2，潘莉莉3，吴永彬4，张金川1,2

(1.中国地质大学(北京)能源学院，北京100083；2.页岩气勘查与评价国土资源部重点实验室，北京100083；3.吉林油田 勘探开发研究院，吉林 松原138000；4.中国石油勘探开发研究院，北京100083)

为定量描述稠油油藏蒸汽辅助重力泄油(SAGD)开采过程中注采井间夹层对双水平井泄油通道与开发效果的影响，针对新疆油田A区块，利用CMG数值模拟软件建立了表征SAGD注采井间夹层的数值模拟模型，对注采井间存在不同大小、间距及物性夹层情况下的SAGD蒸汽腔发育形态与开发效果进行对比，得到了稠油油藏夹层非均质影响SAGD开发的临界特征参数。矿场实际的非均质SAGD井组夹层展布特征、蒸汽腔发育特征及生产效果对比结果表明，得到的结论与矿场实践一致，因此可用于指导并实现经济、高效的稠油油藏双水平井SAGD开发。

蒸汽辅助重力泄油；井间泥岩夹层；泄油通道；产油量；累积油汽比

0　引　言

蒸汽辅助重力泄油技术(Steam Assisted Gravity Drainage)，简称SAGD，于1981年由加拿大的BUTLER等人提出[1]。其基本井网模式之一通常由两口平行的水平井组成，其中上部水平井注蒸汽，下部水平井采油，在两口水平井注蒸汽循环预热，形成热连通后，逐步形成一个蒸汽腔，受热后具有流动性的原油流向生产井[2]。

国内外很多学者通过不同的方式研究了储层非均质性对SAGD开发的影响，包括室内实验、现场SAGD生产监测以及数值模拟方法等，证实了SAGD开发效果对储层非均质性非常敏感[3-7]。CHEN等人对近井地带和井筒上方的泥岩分布情况进行随机性模型模拟，研究了油藏非均质性对SAGD开发效果的影响[8]。SHIN和DANG通过数值模拟研究认为两口水平井之间的夹层对SAGD较敏感，而两口水平井之上的夹层只有达到一定程度时，才对SAGD有较大的影响[9]。RAVALEC等人的研究表明，影响开发效果的主要因素取决于它们相对于井组的位置，最不利的位置是在注采井对之间存在夹层[10]。LI等人以Athabasca油田参数为基础，通过二维数值模拟研究了泥页岩夹层对SAGD的影响，研究表明，泥页岩夹层的存在增大了泥页岩夹层末端的流动阻力，泥页岩夹层内部的残余水吸收了大量的蒸汽热，从而降低了热效率[11]。

综上所述，对于稠油油藏SAGD开发，其开发效果与蒸汽腔的发育情况密切相关[12]。只有蒸汽腔沿着水平井方向发育，才能取得良好的开发效果，而储层的非均质性(如夹层、底水/顶水区域以及气顶等)，特别是储层内夹层是决定蒸汽腔发育均匀程度的关键因素，研究夹层如何影响SAGD开发效果，寻找突破SAGD夹层的方法是提高SAGD产量的关键[13-15]。因此，本文重点针对新疆油田A区块井间泥页岩夹层的尺寸、夹层间距离及夹层物性的影响进行细致分析，所得结论与矿场实践一致，可用于指导稠油油藏双水平井SAGD的井位部署，对规避地质风险，实现SAGD高效开发具有重要指导意义。

1　数值模型的建立

以新疆油田A区块的一个典型稠油油藏井组单元为基础建立SAGD均质模型，如(图1(a))所示，模型沿着水平段切片，厚度为20 m，纵向网格步长为1 m，横向网格步长2 m，注入井在生产井上方5 m处，夹层厚度为1 m。其中，模拟时使用的各储层参数见表1。

图1　数值模型切片示意图Fig.1　Numerical model slicing

本次研究中引入了注采井间的夹层模型——BIP(interlayer between injector and producer)，即夹层位于注入井和生产井之间。同时，设计了两种不同的类型：BIP-A表示夹层位于注采井对正中间，图1(b)表示注采井对正中间存在大小10 m、间距6 m的泥页岩夹层的实例模型，BIP-A型夹层直接阻挡了注采井间的流动通道；BIP-B表示夹层位于注采井对斜中间，图1(c)表示泥页岩夹层位于注采井对斜中间，大小10 m、间距6 m，BIP-B型夹层并没有直接阻挡注采井正中间的流动通道。

表1　新疆油田A区块储层参数统计表

研究模拟BIP型夹层的尺寸从8 m变化到20 m，夹层间距为2 m或者6 m，渗透率从0变化至100×10-3μm2，并与无夹层情况进行对比。

2　夹层展布形态的影响

2.1 夹层大小的影响

为了研究BIP型夹层的大小对SAGD生产动态的影响，分别模拟了注采井对正中间(BIP-A)及斜中间(BIP-B)情况下不同尺寸泥岩夹层对SAGD开发效果的影响，模拟的泥岩夹层大小在8～20 m之间变化，夹层间距为6 m。

2.1.1夹层在注入井与生产井正中间(BIP-A)

夹层位于注入井与生产井正中间，夹层间距6 m，模拟夹层大小分别为8 m、12 m、16 m、20 m。研究结果表明，BIP-A型夹层的尺寸越大，对SAGD开发效果影响越大；产量高峰时间越滞后，生产初期累积油汽比越低。井对正中间分布的夹层，挡住注采井井间的流通通道，降低了泄流速度，推迟了泄油高峰时间(图2和图3)。

图2　注采井对正中间不同夹层大小的产油量Fig.2　Oil production rates for BIP-A interlayers with various sizes

图3　注采井对正中间不同夹层大小的累积油汽比Fig.3　Cumulative oil steam ratios for BIP-A interlayers with various sizes

注采井间的夹层一旦影响泄油通道，将大大影响蒸汽腔的发育规模、发育速度和泄油峰值(图4)。

图4　注采井对正中间存在不同大小夹层的温度场图Fig.4　Temperature field for BIP-A interlayers with various sizes

2.1.2夹层在注入井与生产井斜中间(BIP-B)

夹层位于注入井与生产井斜中间，夹层间距6 m，模拟夹层大小分别为8 m、12 m、16 m、20 m。

图5　注采井对斜中间不同夹层大小的产油量Fig.5　Oil production rates for BIP-B interlayers with various sizes

图6　注采井对斜中间不同夹层大小的累积油汽比Fig.6　Cumulative oil steam ratios for BIP-B interlayers with various sizes

由图5和图6的模拟结果可以看出，BIP-B型夹层的大小对SAGD无明显的影响。产量高峰时间基本一致，只是产量高峰值略有降低，累积油汽比也呈现相似规律。同样证实了一旦形成有效的流动通道，注采井间便可以建立起热循环。

2.2夹层间距的影响

2.2.1夹层在注入井与生产井正中间(BIP-A)

当夹层位于注采井对正中间时，模拟夹层展布范围为16 m大小，夹层间距分别为2 m和6 m时对SAGD开发效果的影响，由图7和图8可知，在注采井对正中间相同位置处，夹层间距对SAGD开发效果的影响极小，随着间距的缩小，产油高峰值及达到峰值的时间基本不变，只是生产初期累积油汽比略有减小，最终仍达到一致。

图7　注采井对正中间不同间距夹层情况下的产油量Fig.7　Oil production rates for BIP-A interlayers with various distances

图8　注采井对正中间不同间距夹层情况下的累积油汽比Fig.8　Cumulative oil steam ratios for BIP-A interlayers with various distances

2.2.2夹层在注入井与生产井斜中间(BIP-B)

为了研究注采井间夹层的间距对SAGD开发效果的影响，模拟研究了夹层大小为16 m，夹层间距分别为2 m和6 m的情况。

由图9和图10可知，在注采井对斜中间相同位置处，夹层间距对SAGD开发效果的影响十分明显，夹层间距越小，对产量影响越大。随着间距的缩小，生产初期累积油汽比逐渐减小，产量高峰值也大幅度降低，但是产油高峰时间基本保持不变，没有被推迟。

图9　注采井对斜中间不同间距夹层情况下的产油量Fig.9　Oil production rates for BIP-B interlayers with various distances

图10　注采井对斜中间不同间距夹层情况下的累积油汽比Fig.10　Cumulative oil steam ratios for BIP-B interlayers with various distances

2.3夹层物性的影响

2.3.1夹层在注入井与生产井正中间(BIP-A)

注采井对正中间，夹层范围16 m，夹层间距6 m，模拟了夹层渗透率分别为0、10×10-3μm2、50×10-3μm2、100×10-3μm2情况下的生产情况，并与无夹层情况进行对比。

图11　井对正中间不同渗透率夹层的产油量Fig.11　Oil production rates for BIP-A interlayers with various permeabilities

图12　井对正中间不同渗透率夹层的累积油汽比Fig.12　Cumulative oil steam ratios for BIP-A interlayerswith various permeabilities

对比结果表明：当夹层在注采井对正中间时，夹层渗透率越低，对应的产油量和初期油汽比也越低(图11和图12)；当夹层渗透率大于50×10-3μm2时，蒸汽能比较容易进入夹层并穿过夹层，夹层对SAGD开发效果影响较小，而当夹层渗透率小于50×10-3μm2时，蒸汽较难直接突破夹层，预热效果较差，影响SAGD高效开发(图13)。

图13　井对正中间存在不同渗透率夹层下的温度场　Fig.13　Temperature field for BIP-A interlayers withvarious permeabilities

2.3.2夹层在注入井与生产井斜中间

注采井对斜中间，夹层范围16 m，夹层间距6 m，模拟了夹层渗透率分别为0、10×10-3μm2、50×10-3μm2、100×10-3μm2情况下的生产情况，并与无夹层情况进行对比，得出：当夹层在注采井对斜中间时，夹层渗透率大于10×10-3μm2时，对生产效果无明显影响；当夹层渗透率小于10×10-3μm2时，随着夹层渗透率的降低，其产油量越低，初期油汽比也越低(图14和图15)。

图14　井对斜中间不同渗透率夹层的产油量Fig.14　Oil production rates for BIP-B interlayers with various permeabilities

图15　井对斜中间不同渗透率夹层的累积油汽比Fig.15　Cumulative oil steam ratios for BIP-B interlayers with various permeabilities

由此可见，夹层的物性对蒸汽腔发育有重要影响，存在一定渗透性的物性夹层的油藏通常在SAGD生产足够长的时间后可发育蒸汽腔，而渗透性较低的岩性夹层则完全对蒸汽腔形成遮挡，很难有蒸汽腔穿过该夹层。

3　应用实例

以新疆油田某SAGD试验区某典型井对为例，从净毛比分布图(图16)中可以发现该井对注采井间发育两个泥质夹层，其中夹层A位于水平段脚跟位置，夹层B位于水平段脚尖位置，已知两个夹层的物性如下。

图16　某井对净毛比分布图Fig.16　Net to gross profile for a certain well pair夹层A：厚度1.8 m，展布范围120 m，渗透率102×10-3μm2，净毛比26%；夹层B：厚度3.5 m，展布范围85 m，渗透率5×10-3μm2，净毛比0.08%

图17　蒸汽腔发育温度场示意图Fig.17　Steam chamber development on temperature profile

从蒸汽腔发育情况(图17)可见，注采井间夹层厚度及渗透率等夹层物性，对蒸汽腔的发育有重要影响，其中夹层A具有一定的渗透性，为砂质泥岩夹层，渗透率达到了102×10-3μm2，因此虽然对SAGD泄油通道造成了一定影响，但是仍然在该位置有蒸汽腔发育，温度有所增高，但夹层B为纯泥岩夹层，几乎没有渗透性，因此在注蒸汽过程中，很难有蒸汽腔发育，温度为增加，与前文理论模拟研究相符。

4　结　论

(1)注入井与生产井之间的泥页岩夹层(BIP型夹层)对SAGD开发效果影响较大，BIP-A型相对于BIP-B型影响更严重。BIP-A型夹层挡住注采井井间的流通通道，将大大影响蒸汽腔的发育规模、发育速度和泄油峰值；BIP-B型夹层只是使得产量高峰值略有降低，产量高峰时间基本一致，累积油汽比也呈现相似规律。

(2)BIP-B型实例中，夹层的间距越小，对产量的影响越大。随着间距的缩小，生产初期累积油汽比逐渐减小，产量高峰值也大幅度降低。

(3)夹层物性的影响：夹层位于注采井对正中间的情况下，当夹层渗透率大于50×10-3μm2时，蒸汽能比较容易进入夹层，夹层对SAGD开发效果影响较小，夹层渗透率小于50×10-3μm2时，夹层渗透率越低，对应的产油量、采出程度越低，初期油汽比也越低；当夹层在注采注采井对斜中间时，渗透率的界限值为10×10-3μm2。

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Effects of Shale Interlayers Between Injector-producer on SAGD Performance with Dual-Horizontal Wells for Heavy Oil Reservoir

TANG Shuai1,2，LIU Pengcheng1,2，PAN Lili3，WU Yongbin4，ZHANG Jinchuan1,2

(1.SchoolofEnergyResources,ChinaUniversityofGeosciences,Beijing100083,China;2.KeyLaboratoryofShaleGasExplorationandEvaluation,MinistryofLandandResources,Beijing100083,China;3.PetroleumExplorationandDevelopmentResearchInstituteofJilinOilfieldCompany,Songyuan,Jilin138000,China;4.PetroChinaResearchInstituteofPetroleumExploration&Development,Beijing100083,China)

In order to describe the effects of the interlayers between injector and producer on the drainage channel and performance of steam assisted gravity drainage (SAGD) with dual horizontal wells quantificationally, a series of numerical simulation models characterizing SAGD reservoir wells with the interlayers between producer and injector (BIP) were established by numerical simulation software-CMG based on Block A in Xinjiang Oilfield. The development of steam chambers and SAGD performances under different sizes, distances and physical properties of BIP interlayers were contrastively analyzed to obtain the threshold parameters affecting SAGD development. The result in this paper agrees with the field practices by contrast, which has an important guiding significance to the realization of dual-horizontal SAGD economical and efficient development.

steam assisted gravity drainage(SAGD); shale interlayer between injector and producer; drainage channel; oil rate; cumulative oil steam ratio

2015-04-07；改回日期：2015-06-11；责任编辑：孙义梅。

国家科技重大专项“国内油气开发发展战略研究”(2016ZX05016-006)。

唐帅，女，博士研究生，1988年出生，石油与天然气工程专业，现从事非常规油气田开发等相关方向的研究。Email：tangshuaier@163.com。

刘鹏程，男，副教授，1969年出生，油藏工程专业，主要从事油气田开发工程的教学和科研工作。

Email：liupengcheng8883@sohu.com。

TE34

A

1000-8527(2016)02-0388-06