双水平井蒸汽辅助重力泄油合理井距优选

卢 川，郑 强，朱国金，袁忠超，周 祚

（中海油研究总院有限责任公司，北京100028）

在双水平井蒸汽辅助重力泄油（SAGD）过程中，平面上水平注采井对间的距离（简称井距）将对蒸汽腔扩展和开发效果产生重要影响［1-5］。目前SAGD井距的选取主要有3种方法：一是类比法，根据行业内相似油田的开发经验，选取目标油田的井距［6-9］。二是理论公式法，依据Bulter重力泄油理论，按照井距之半为油层厚度的1.0～2.0倍进行选择［10-12］。三是数值模拟法，通过建立目标区油藏数值模拟模型，计算不同井距条件下的油藏开发指标，优选井距［13-17］。类比法以实际相似油田开发为依据，但类比精度具有较大不确定性。理论公式法基于均质油藏推导得到，无法考虑复杂地质因素影响。数值模拟法前期需大量精细地质建模和油藏数值模拟工作，资料需求量大。针对加拿大长湖油田拟开发A区，在优先筛选地质主控因素基础上，以经济指标为优选依据，确定复合地质因素影响下SAGD合理井距，形成一套可推广的井距优选方法和流程。

1 拟开发A区概况

拟开发A区位于加拿大长湖油田南部。油层中部埋深为270 m，对应油层压力为1 100 kPa，平均孔隙度为32%，平均水平渗透率为3 400 mD，平均垂向渗透率为2 200 mD，地层温度为10℃，地层原油黏度约为1.0×106mPa·s。拟采用双水平井SAGD方式开发。根据储层底部构造变化确定水平井布井方向后，得到A区沿水平井方向长度约为900 m，垂直水平井方向宽度约为600 m。区域内平均油层厚度为25 m。油层顶部水层发育，平均含水饱和度为95%，平均厚度为2.2 m。油层中部广泛发育层间高含水饱和度层和低渗透夹层。层间高含水饱和度层平均含水饱和度为65%，平均厚度为3.7 m。夹层平均渗透率为200 mD，平均厚度为1.7 m，在拟开发A区展布范围约为60%。

2 合理井距优选

2.1 地质主控因素筛选

根据A区基本地质参数，利用数值模拟方法建立基础模型，研究并筛选井距的地质主控因素。基础模型沿水平井方向（即I方向）长度为100 m，模拟百米井长的开发效果，网格步长为50 m；垂直水平井方向（即J方向）宽度为600 m，网格步长为2 m；油藏深度方向（即K方向）网格步长为1 m。注采井间垂向距离为5 m。模拟75和150 m井距，对应井对数分别为8和4。采用6因素5水平正交设计方案，共50组。地质因素和水平参数如表1所示。

表1 地质因素及水平参数Table1 Geological factors and parameters in horizontal direction

以生产15 a累积产油量为评价指标，在75 m井距下油层厚度（He）、顶部水层厚度（Ht）、层间高含水饱和度层厚度（Hi）、层间高含水饱和度层范围、夹层厚度、夹层范围（Eb）6因素的极差结果分别为27.81×104，2.66×104，2.67×104，1.65×104，0.87×104和10.02×104m3；在150 m井距下6因素的极差结果分别为30.86×104，6.00×104，6.53×104，5.77×104，5.38×104和12.14×104m3；可见极差由大到小排序依次为油层厚度、夹层范围、层间高含水饱和度层厚度、顶部水层厚度、层间高含水饱和度层范围、夹层厚度。不同井距条件下，油层厚度和夹层范围均为影响累积产油量最重要的地质因素。因此，确定影响SAGD开发效果的地质主控因素依次为油层厚度、夹层范围、层间高含水饱和度层厚度、顶部水层厚度。

2.2 技术合理井距确定

根据筛选出的地质主控因素，以高峰日产油量和采出程度为评价指标，确定不同井距对SAGD开发效果的影响。由单一地质主控因素影响下评价指标随井距的变化（图1）可知，在4种单一地质主控因素影响下，随井距增大，高峰日产油量和采出程度均呈逐渐减小的趋势。但从变化幅度可知，井距对高峰日产油量的影响程度大于对采出程度的影响程度。仅从技术角度考虑，为获得更高的高峰日产油量和采出程度，应尽量选择较小井距。

2.3 经济合理井距优选

结合长湖油田SAGD开发成本，对不同井距下的经济效益进行评价。长湖油田油砂SAGD开发单注采井对钻完井成本约为296×104美元/井对，注入蒸汽的发生成本约为7.07美元/m3，折现率取值为11%，不考虑分摊地面工程建设投资。以净现值（NPV）为评价指标，计算不同油价下、不同单一地质主控因素下不同井距方案的经济效益。

图1 单一地质主控因素影响下评价指标随井距的变化Fig.1 Variation of evaluation index along with well spacing under single geological factor

当油层厚度为15，25和35 m，油价为50和70美元/bbl时，NPV随井距的变化（图2）可见，当油价为50美元/bbl时，随井距增加，NPV逐渐增大；当油价为70美元/bbl时，油层厚度为15和25 m时，随井距增加，NPV逐渐增大，油层厚度为35 m时，NPV随井距增加先增大后减小，井距为100 m对应NPV最大，其值为2 817×104美元。可见经济条件和油层条件是影响井距的敏感因素。

图2 不同油价、不同油层厚度条件下NPV随井距的变化Fig.2 Variation of NPV along with well spacing under different oil prices and reservoir thickness

由于不同油价、不同因素水平下NPV差异较大，为方便对比，对NPV进行归一化处理，其表达式为：

从而得到单一地质主控因素条件下归一化NPV随井距的变化（图3）。归一化NPV越大，经济性越好。与技术合理井距研究结果不同，在不同地质主控因素条件下，油价将对井距优选产生重要影响。

对于实际开发区块，井距的选择受多种地质因素共同影响。综合考虑各地质主控因素归一化NPV随井距变化和各因素影响权重，计算不同油价下复合地质因素影响下综合归一化NPV，其表达式为：

综合归一化NPV最大值对应的井距即为目标区块拟布井区的推荐井距。

根据拟开发A区油层平均厚度、夹层展布范围、层间高含水饱和度层厚度和顶部水层厚度，选取层间高含水饱和度层厚度为4.0 m，顶部水层厚度为2.0 m，油层厚度为25 m，夹层范围为60%，当目标油价为50美元/bbl时，得到4因素对应的归一化NPV，从而得到综合归一化NPV（图4）。综合归一化NPV最大值为0.813，得到拟开发A区推荐经济合理井距为102 m。

图3 不同油价、单一地质主控因素条件下归一化NPV随井距的变化Fig.3 Variation of normalized NPV along with well spacing under different oil prices and single geological factor

图4 综合归一化NPV随井距的变化Fig.4 Variation of comprehensive normalized NPV along with well spacing

3 井距优选流程及合理性验证

根据合理井距优选，可形成SAGD双水平井开发井距优选流程（图5）。在筛选目标油田拟布井区地质主控因素基础上，分别确定单一地质主控因素下经济指标随井距变化规律。考虑不同因素的影响程度，确定复合地质因素影响下的合理井距。

为进一步验证井距优选方法结果的合理性，在建立拟开发A区实际精细油藏模型后，选取井距分别为80，100和120 m进行开发指标预测，并对模拟结果采用相同经济参数进行评价，得到油价为50美元/bbl时，NPV 分别为 1 218.5×104，1 614.1×104，921.1×104美元。NPV最大值对应井距为100 m，与所提出的井距优选方法推荐的102 m基本一致。因此，利用该方法可实现对拟开发区井距的快速优选。

图5 复合地质因素影响下井距优选流程Fig.5 Screening process of well spacing under multiple geological parameters

4 结论

影响双水平井SAGD开发效果的地质主控因素为油层厚度、夹层范围、层间高含水饱和度层厚度、顶部水层厚度。

在不考虑经济效益前提下，SAGD井距减小有利于获得更高的高峰日产油量和采出程度。

长湖油田拟开发A区油层平均厚度为25 m，夹层展布范围为60%，层间高含水饱和度层厚度为3.7 m，顶部水层厚度为2.2 m，在油价为50美元/bbl时，推荐经济合理井距为102 m。

针对目标区块，明确地质主控因素并考虑各因素对经济指标的影响权重，建立复合地质因素下SAGD井距优选方法，可实现对目标区井距的快速优选。

符号解释

NPV归一化——归一化净现值；NPVi——第i个井距对应的净现值，104美元；i——井距取值由小到大时的井距个数；NPV——净现值，104美元；NPV综合归一化——综合归一化净现值；fj——对应的第j个地质主控因素的影响权重，依次取值为0.4，0.3，0.2，0.1；j——地质主控因素的序号，1，2，3，4依次为油层厚度、夹层范围、层间高含水饱和度层范围、顶部水层厚度；NPV地质主控因素j-归一化——地质主控因素j对应的归一化净现值。