外溢区增压措施提高兴Ⅰ组SAGD开发效果

王晶明(辽河油田特种油开发公司，辽宁 盘锦 124010)

1 区域地质概况

曙一区杜84块兴Ⅰ组双水平SAGD先导试验井区共部署水平井17口，含油面积0.45平方公里，地质储量195万吨；其中杜84-兴平264-1～杜84-兴平291CH井组为双水平SAGD先导试验区，共包括4个井组，含油面积0.15平方公里，地质储量71万吨，于2012年转入SAGD开发。杜84-兴平264井组、杜84-兴平270井组、杜84-兴平281CH井组、杜84-兴平291CH井组均由上下2口水平井组成。

2 井组存在的问题

井组目前产量一直未达到方案指标，经分析目前存在以下几个问题。

2.1 蒸汽外溢严重

杜84-兴Ⅰ组油层为吞吐后期转入SAGD开发，地层压力由原始地层压力6.42MPa降至1.0～1.5MPa左右，且整体温场已建立，油层平面连通性好；SAGD井区蒸汽腔压力在3.0MPa左右，在1.5～2.0MPa的较大压差作用下，SAGD注入蒸汽大量外溢至邻近低压区，导致蒸汽腔扩展速度慢；同时大量冷凝液外溢至邻近低压区，SAGD生产井上部难以建立稳定汽液界面，导致SAGD开发效果差。外溢严重是制约兴Ⅰ组双水平SAGD开发效果的最主要因素。

2.2 注采井距大，建立热连通难度大

受蒸汽吞吐开发后压力不均衡的影响，兴Ⅰ组双水平SAGD井组吞吐预热和循环预热效果较差，上下水平井间未建立良好的热连通，导致SAGD泄油能力弱，生产效果差。国外双水平SAGD的成功实例证明注采井距为5m时为最佳距离，而我们兴Ⅰ组双水平井组注采井距在5.5～8.5m，平均7.2m，注采井距过大导致热连通很难建立，泄油通道狭窄，泄油能力低。

2.3 水平段动用不均

兴Ⅰ组4对双水平SAGD井组水平段平均动用程度仅58%，在SAGD开发过程中，发生单点突破，注入蒸汽或流体通过局部连通点窜至水平生产井，导致水平段压力升高，水平段动用降低，泄油能力下降。

3 技术对策研究

向油藏中注入非凝析气体辅助SAGD，利用非凝析气体的分压作用及不凝结特性，能够减少充填汽腔的蒸汽用量，提高操作压力。

3.1 主要机理

针对兴Ⅰ组双水平SAGD井区外溢严重的问题，通过在SAGD外溢区域实施水平井注蒸汽辅助非凝析气体，改善双水平SAGD开发效果。主要原理是外溢区域水平井连续注入蒸汽提高外溢区域地层压力，平衡SAGD井组地层压力，改变冷凝液流向，维持SAGD汽液界面；同时辅助注入非凝结性气体，由于重力分异作用在汽腔顶部聚集，利用非凝析气体分压原理提高地层压力，节约蒸汽用量。

3.2 注汽井的选择

(1)注汽井尽量处于构造高部位。一是保证连续注蒸汽后不窜SAGD生产井；二是确保注入非凝结性气体位于汽腔顶部，外溢量低，更好的起到分压增能作用。(2)注汽井应位于SAGD周边亏空大、与SAGD水平生产井连通好区域。目的是保证蒸汽、非凝结性气体外溢量低，压力传导效率高，外溢量小。(3)注汽井在外溢区均匀分布。根据以上筛选原则，优选杜84-兴H292、杜84-兴H302共2口井为注气体(CO2)井，优选杜84-兴H296为注蒸汽井。

3.3 注入方式

(1)先对兴H292、296、302注入蒸汽，其中兴H296为高干度蒸汽。(2)对兴H292、302连续注入气态的CO2，设计单井日注35000～45000m3。(3)兴H296继续连续向井内注入高干度蒸汽，内外管同注。

4 实施效果

4.1 井下压力明显上升

通过杜84-兴平291CH井下的监测可以清晰的看出，在兴H292和兴H302注入蒸汽后，井下2个点的压力有了非常明显的提升，从兴H302和兴H292开注CO2后，2个点的压力也一直缓步提升，最高峰超过了4MPa，大大提升了井组的操作压力。

4.2 温差变大，提液空间上升

通过杜84-兴平291CH井下的监测可以清晰的看出，在兴H292和兴H302注入蒸汽后的SAB-COOL值从低于10℃升高到15～25℃，完全满足SAGD的调控需要。

4.3 含水下降，产油量上升

在外溢区实施增压措施之前，兴Ⅰ双水平SAGD井组的平均日油只有65.5吨，平均含水在82.5%左右。自2016年注气体以来，兴Ⅰ双水平SAGD井组平均日油为79.4吨，增加了15吨，平均含水为82%，下降了0.5%，近期含水一直有下降的趋势，平均含水为78%左右，效果十分显著。

5 结论

(1)经分析认为，兴H292、302与SAGD蒸汽腔连通较好，兴H296与蒸汽腔连通较差，建议停注。(2)现场应用证明，外溢区增压措施在杜84块兴Ⅰ组油层是成功的，确实有效提高了井组的生产效果。(3)下步应继续坚持气体辅助增压措施，同时建议加大井组内蒸汽注入量，促进蒸汽腔扩展。