杜84块馆陶组油层SAGD高产井影响因素和调整对策研究

侯国儒



杜84块馆陶组油层SAGD高产井影响因素和调整对策研究

侯国儒

（中国石油辽河油田分公司，辽宁盘锦 124010）

综合分析曙一区杜84块馆陶组沉积相、储集层特征及隔夹层分布情况后认为，馆陶组油层具备大幅提高单井产能的静态地质条件。利用油藏工程计算和数值模拟手段，综合分析确定影响蒸汽吞吐转蒸汽辅助重力泄油（SAGD）后单井产能的主控因素，并研究相应的技术对策，包括物性夹层上下驱泄复合开发、优化注汽井点、合理控制汽腔操作压力、以泄定采等。

杜84块；馆陶组；蒸汽辅助重力泄油

辽河油田曙一区杜84块馆陶组油层于2000年蒸汽吞吐开发，2005年利用直平组合井网转蒸汽辅助重力泄油（SAGD）开发进一步提高采收率。向地层注入蒸汽形成蒸汽腔进行SAGD开发，降黏的原油及凝析液在重力作用下流向水平生产井并采出，理论采收率可以达到50%～70%[1-2]。

馆陶组SAGD开发初期平均单井日产油仅45 t，高产井对区块产量贡献尤其突出。综合分析显示，储层特征与油井动态特征及影响SAGD单井产能的地质开发因素，研究相应的挖潜对策，使单井日产油100 t的油井达到13口，实现了SAGD整体产量和效益的提升。

1 影响SAGD产能的地质条件

1.1 沉积相

馆陶组地层是一套以粗碎屑为主的湿型冲积扇沉积体[3]，发育在常年有流水的潮湿地区，因平面上发育厚而宽的冲积河流而形成了良好的储层砂体。杜84块馆陶组油层位于冲积扇扇中亚相，进一步细分为泥石流、辫状河道、辫流砂坝和漫流微相，其中漫流沉积是洪泛期形成的细粒沉积物，一般发育较薄且不稳定，受到河道侵蚀切割无法完整保存，最终形成了主要由泥石流沉积的砾岩层、河道沉积的砂砾岩层、中–粗粒砂岩层和细粒砂岩层组成的巨厚多旋回层序叠置。油层纵向整体连通程度高达93%，沉积背景具备了有利储层发育的沉积条件。

1.2 储层物性

从油水关系上看，馆陶组油藏为边底水油藏[4]，空间上近似铁饼状，中部近乎等厚，边部迅速减薄，油层与周围水体之间没有纯泥岩隔层。油层厚度为23.6~126.6 m，平均厚度77.0 m，油层埋深530~700 m，平均孔隙度36.3%，平均渗透率5.54 μm2，含油饱和度71%，为特高孔、高渗优质储层。SAGD部署区油层有效厚度达90.5 m，平面分布稳定，与国外浅层SAGD开发试验区相比较，除埋藏略深外，油层孔、渗条件和油层有效厚度占明显优势（表1），UTF试验区单井平均日产能力大于80 t，馆陶组油藏条件更好，完全具备单井高产的条件。

表1 不同SAGD试验区油藏参数对比

1.3 隔夹层

杜84块馆陶组湿地扇具有近物源、快速沉积的特点，储层纵向非均质性较强，丰水期冲积河流形成了良好的储层砂体，干旱期沉积的细粒沉积物在储层中形成了和储层相互叠置的物性隔夹层[5]。这些物性隔夹层岩性以油斑粗砂岩、粉砂质细砂岩和泥质粉砂岩为主，厚度较薄，一般为0.2～2.0 m，平均1.5 m，具有一定的含油性和渗透性；含油饱和度40%左右，孔隙度小于20%，渗透率小于300×10–3μm2。物性隔夹层垂向渗透率的降低，阻碍蒸汽腔上升，降低了油层的实际泄油厚度和高峰产油量。根据岩心、测井和生产动态资料，馆陶组油层内低物性隔夹层在垂向上多旋回叠置发育，目前位于水平井上部20～30 m的物性隔夹层是阻碍单井产能提升的渗流屏障。

2 影响SAGD产能的动态条件

除具备优越的静态地质条件外，实现SAGD高产和稳产还应具备一定的动态条件。馆陶组油层SAGD单井产能差异较大，各井组在蒸汽腔高度、操作压力、注采压差、采油速度、油汽比、采注比、含水率等动态特征方面也存在较大差异。根据百米水平段日产油参数，将馆陶组SAGD井分为三类（表2），每类井动态特征参数有各自的范围，但这些动态参数种类繁多，不同参数间相互制约，不能把每个参数都作为影响SAGD产能的动态条件，需要从其中确定几个重要动态参数作为影响SAGD产能的动态条件。

表2 馆陶油层SAGD油井动态特征分类统计

加拿大Butler 博士等[6]对SAGD 技术的室内物理模拟和理论进行了研究，并推导了SAGD产能计算公式，其中稳产阶段计算公式为：

根据公式（1），SAGD单井产能除了与孔隙度、渗透率、含油饱和度等静态油藏地质条件有关外，还与水平段的有效长度、泄油高度、蒸汽腔温度下的可动油饱和度、原油运动黏度、黏性特征参数有关。因蒸汽腔温度下的可动油饱和度、原油运动黏度和黏性特征参数均受控于蒸汽腔操作压力，蒸汽腔高度、水平段动用程度、操作压力是影响SAGD产能的根本动态条件，其他指标均受其影响。

3 高产井挖潜技术对策

对照高产井动、静态地质条件，针对制约SAGD中低产井产能提升的物性隔夹层、水平段动用程度和操作压力三个主控因素，开展相应的调整和挖潜对策研究，形成了驱泄复合、水平段均衡动用、操作压力控制、Sub–cool值调控等四项高产井挖潜技术。

3.1 物性夹层上下驱泄复合开发

为确定蒸汽、原油穿越物性隔夹层的可行性，对不同开发方式、不同隔夹层条件下蒸汽腔扩展模式进行研究，建立SAGD和驱泄复合两个概念模型。分别对厚度为1.5 m的不同渗透率（0~500×10–3μm2）的物性隔层进行模拟运算结果表明，物性夹层的泄油能力与渗透率、开发方式关系较大。在SAGD开发方式下，物性隔夹层渗透率小于300×10–3μm2时，蒸汽腔不能动用隔夹层上方油层；在驱泄复合开发方式下，由于存在压差作用，动用隔夹层上方油层的理论渗透率界限值降至50×10–3μm2；当渗透率大于100 ×10–3μm2时，几乎不影响隔夹层上方原油动用。

物性夹层上部油层温度大于100 ℃时，在物性夹层上方补孔注汽，隔夹层上方原油被蒸汽驱动至隔夹层薄弱部位并泄至生产井，形成驱泄复合开采方式。2012年开始对16个井组52口注汽井段进行了调整，调整后的蒸汽腔上升15~25 m，产量大幅提高，其中有9口生产井日产油达到了百吨。

3.2 优化注汽井点

蒸汽腔沿水平段方向均衡发育是SAGD开发的最大挑战，因为蒸汽腔均匀发育程度直接影响到采油速度和采收率[7]。通过SAGD产能公式计算馆陶组油层不同泄油高度和有效水平段动用长度条件下的重力泄油速度可以看出（图1），当蒸汽腔高度达到40 m且有效水平段动用长度达到300 m时，日产油可达到100 t。

蒸汽腔平面调控上，直平SAGD井网相对双水平SAGD井网具有一定优势，即平面注汽井点调整灵活，有利于水平段均匀动用。在蒸汽腔连片发育前，蒸汽腔优先在注汽直井井底发育并向水平井方向扩展，有效注汽井点到水平段的垂直距离范围内的油层优先动用，因此，可通过多个井点注汽提高井组产量。数值模拟与生产动态结合分析表明，单个泄油井点可贡献日产油30 t。开发初期随注汽井点数增加，日产油也随之增加，井组有效注汽井点达到3个以上时，单井可获得日产百吨的开发效果。例如，杜84–馆H50井在有效注汽井点逐步增加过程中，水平段温度和动用程度逐步提高，当有效注汽井点达到4个时，日产油上升至120 t。

图1 单井产能与泄油高度、有效水平段长度关系

3.3 合理控制汽腔操作压力

除培养蒸汽腔均衡扩展外，SAGD生产过程还需合理控制蒸汽腔操作压力。业内普遍认为，低压操作对应高油汽比和低采油速度，高压操作对应高采油速度和低油汽比[8]。为确定操作压力对SAGD不同开发阶段采油速度和油汽比的影响，分别模拟了操作压力为2.5，3.0，3.5，4.0，4.5 MPa时的SAGD开发效果，结果表明，在SAGD生产初期，较高的操作压力对应的油汽比并未下降，但产量上升速度明显提升；在SAGD生产中后期，较高的操作压力对应的注汽量增加，而产量上升速度有限，油汽比有所下降。所以，操作压力对SAGD不同阶段的采油速度和油汽比有着不同程度的影响。

SAGD生产过程宜采用变操作压力的方式，即SAGD不同开发阶段选择不同的操作压力范围。推荐在汽腔到达油层顶部之前的初期，应适当提高操作压力，约为4.0 MPa；达到产油高峰后，从经济开发角度考虑，应适当降低操作压力，控制为3.0~3.5 MPa为宜。

3.4 以泄定采，维持注采平衡

SAGD生产过程中，生产井排液速度应该与蒸汽腔的泄油速度相匹配，最佳排液速度为注汽速度的1.2～1.5倍[9]，排液速度过高或过低会影响蒸汽腔扩展和油汽比。馆陶组直平SAGD两口生产井共用中间一排注汽井，井组间的干扰不可避免[10]，很难确定单井组的采注比是否控制在合理范围内。为指导SAGD生产井工作制度调整，本文引入Sub–cool值概念模型。Sub–cool值是水平井井底温度与流动压力对应饱和蒸汽温度的差值，其大小主要取决于蒸汽腔压力和井底流动压力，作用是避免井底蒸汽突破和井底积液，达到最佳采油速度。

蒸汽腔横向扩展阶段，在最佳操作压力3.5 MPa时，模拟Sub–cool值分别为5，10，15，20，25 ℃时的开发效果（表3），随着Sub–cool值的增大，采油速度、累计产油和油汽比均呈先升高后降低的变化趋势；Sub–cool值25 ℃时比10 ℃时累计产油减少6.1×104t，采出程度降低4.8%，油汽比低0.06。Sub–cool值在10～15 ℃时，可实现SAGD高速稳定生产，并可获得较高的采收率。

表3 不同Sub-cool值下SAGD生产效果对比

4 应用效果

自2012年开展高产井挖潜工作以来，应用驱泄复合、水平段均衡动用、操作压力控制、Sub–cool值调控有效指导了SAGD高产井的部署调整，成功挖潜13口百吨井，馆陶组油层区块平均单井产油量由45 t上升至71 t，油汽比由0.21提高至0.26。

13口百吨井日产油由611 t提高至1 380 t，平均单井日产油106 t，含水率由82%下降至72%，油汽比由0.21上升到0.31，单位操作成本对比SAGD区块降低348元/t，最高单井累计产油已达33.5×104t，充分发挥了SAGD水平井高效采油的技术优势。

5 结论

（1）曙一区杜84块馆陶组油层有效储层厚度大、孔渗条件好，虽然储层非均质性较强，但油藏整体连通度高，具备单井高产的地质条件。同时，SAGD高产井的动态条件即动态调控的各项指标，也是影响SAGD开发效果的重要因素。

（2）馆陶组油层内发育多套低物性隔夹层对流体渗流有一定遮挡作用，通过物性隔夹层上部补孔注汽的驱泄复合方式可以快速提高油层纵向动用程度；在驱泄复合开发方式下，物性夹层具备泄油能力的渗透率界限可达50×10–3μm2。

（3）对比经典双水平SAGD，直平组合SAGD在调整蒸汽腔均衡扩展方面优势明显；纵向上调整注汽井段，平面上灵活调整注汽点，有利于提高蒸汽波及体积，在大幅提高单井产能的同时，可获得更高的采收率。

（4）SAGD开发过程中，普遍存在井组间干扰的问题，很难确定单井组采注比，Sub–cool值可指导生产井选取合理的工作制度，一般Sub–cool值合理控制范围为10～15 ℃。

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Influencing factors and adjustment countermeasures of SAGD high production wells in Guantao formation reservoir of Du 84 block

HOU Guoru

(Liaohe Oilfield Company, PetroChina, Panjin, Liaoning 124010, China)

Based on the comprehensive analysis of the sedimentary facies, reservoir characteristics and interlayer distribution of Guantao formation in Du 84 block in Shuyi area, it is concluded that Guantao reservoir has the static geological conditions to greatly improve the productivity of single well. By using reservoir engineering calculation and numerical simulation method, through comprehensive analysis, the main controlling factors of the production capacity in single well by steam assisted gravity drainage (SAGD) after steam stimulation were determined, as well as the corresponding technical countermeasures, including the composite flooding-drainage development property drain composite sandwich and flooding development, optimization of steam injection well point, reasonable control operating pressure, steam chamber at mining drainage, etc.

SAGD; high production well; geological condition s; steam chamber

1673–8217（2019）02–0064–04

TE357

A

2018–05–25

侯国儒，工程师，1985年生，2008年毕业于中国地质大学（北京）资源勘查专业，现从事油气田开发研究与管理工作。

国家科技专项“改善SAGD开发效果技术研究与应用”（2016ZX05012–002）。

编辑：赵川喜