倾斜泥质夹层对SAGD 开发效果的影响

高禹峰 尹艳树 潘鹏 于珊 谷雨

1.长江大学地球科学学院；2.中国石油新疆油田分公司；3.中国石油华北油田分公司

加拿大长湖油田McMurray 组油砂储层为较典型的稠油/超稠油储层，其开发主要采用SAGD 技术。然而油砂内部广泛发育倾斜分布的泥质夹层，夹层厚度差异大，发育频率高、倾角小，对SAGD 开发效果产生重要影响［1-6］。学者们开展了夹层影响下稠油和超稠油的SAGD 开发方式研究，主要是研究水平夹层的物性、韵律、延展长度、厚度及条数等对其蒸汽腔发育状态及开发效果的影响［7-14］。常规油藏(稀油油藏)倾斜夹层对开发的影响研究是否适用于稠油和油砂储层还有待进一步探讨。

以McMurray 组油砂储层为研究对象，开展了低角度倾斜泥质夹层中不同倾斜角度、不同泥质夹层间距及不同泥质夹层延伸长度对SAGD 开发中累积产油量、日产油量、压力场和温度场等指标的影响数值模拟研究。

1 研究区地质概况

研究区McMurray 组位于加拿大阿尔伯塔省麦克默里堡附近，为河口湾背景下受到潮汐影响的曲流河沉积。水动力强，河流-潮汐沉积交互影响，内部发育大量倾斜泥质层(Inclined heterolithic strata，IHS)、泥砾层以及冲刷面，垂向切割叠置严重，隔夹层空间分布复杂。隔夹层的存在改变了整个渗流场的分布，进而对油水运动的空间轨迹、速度和采出状况造成影响，是SAGD开发主控因素［15-17］。

通过岩心观察、岩电标定、单井解释、多井分析及三维地震体内IHS 追踪，认为研究区潮汐影响的曲流河曲率一般大于1.5，点坝非常发育，点坝最长可达1.5 km,最宽可达1.3 km。平面上点坝砂体连片呈席状展布。点坝内一般发育3 个以上侧积体，间距主要分布在40 m，侧积体厚度一般超过3 m，延伸距离为264.56～325.21 m，局部发育距离在20 m左右，侧积层(IHS)倾角一般为2°～7°。由于IHS 受潮汐和河流双重影响，其厚度变化较大，从毫米级到米级均有发育，一般0.4 m，为泥质粉砂岩和粉砂质泥岩互层，很少有纯泥岩。IHS 存在降低甚至直接成为流体运动的遮挡，是影响SAGD 开发的重要因素，因此有必要对IHS 模式及其对SAGD 开发影响进行评估，为油砂SAGD 开发提供参考。

2 数值模型的建立

使用数值模拟软件CMG 中的热采(STARS)模块，基于加拿大长湖某区块Mcmurray 组地质研究成果，建立反映实际地质结构特征的三维精细网格双水平井组SAGD 开发理论模型［18］。在数值模拟理论模型中，通过岩心中刻画并引入一种倾斜泥质夹层模型-IBIP (Incline heterolithic strata between injector and producer)，如IBIP3-20-36 表示IHS 位于注采井井间，倾斜角度为3°，夹层间距为20 m，延伸长度为36 m。IBIP 距离注汽井0.5 m，渗透率设为0。每个模型中单井组设置5 个IHS，分别考虑IHS倾斜角度为3°、4°、6°、8°，间距分别为20 m、30 m、40 m、50 m 和延展长度分别为12 m、24 m、36 m 的情况。模型厚度25 m，J方向网格步长3.33 m，I方向和K方向采用局部加密的方式，无夹层发育的区域I方向步长为5 m，K方向步长为1 m。有夹层发育的区域采用等比例模式粗化，I方向步长为2.5 m，K方向步长为0.2 m。从而最大程度的保障夹层的准确程度，模型总网格数为41×122×45=225 090。

注采水平井均采用电加热方式预热90 d，后转入SAGD 生产阶段即同时开启采油井和注汽井。注汽井注入温度250 ℃、干度90%的蒸汽，其最大井底流压3.2 MPa。采油井最小井底压力 1 MPa，产汽速率3 m3/d。数值模拟理论模型参数见表1。

除此之外，选出在夹层间距与倾斜角度不同的情况下的最优模型进行延展长度不同的测试验证，因此建立夹层间距为20 m、倾斜角度为8°条件下，延展长度分别为12 m、24 m、36 m 的模型。即

IBIP8-20-12、IBIP8-20-24、IBIP8-20-36。

采用单因素分析法，分别固定IHS 间隔、倾斜角度、延伸长度，观察各因素对开发效果的影响，以期为油田后期的开发工作提供可靠的地质依据。

表1 模拟参数统计Table 1 Reservior properties for numerical simulation

3 开发效果影响因素

3.1 倾斜角度

在注采井之间，夹层间距固定到20 m，延伸距离为36 m，分别模拟倾斜泥质夹层倾斜角度为3°，4°，6°，8°的模型，共4 种情况。即IBIP3-20-36、IBIP4-20-36、IBIP6-20-36、IBIP8-20-36。通过CMG中的热采模块进行SAGD 的模拟。对比夹层间距20 m 不同倾斜角度下的倾斜泥质夹层生产指标，在日产油曲线中，夹层倾斜角度不同不影响日产峰值出现时间。蒸汽腔扩展初期，横向扩展速度要小于垂直方向扩展速度，随夹层倾斜角度增大，流体只能随泥质夹层的边缘流向采油井，其距离水平采油井越近，泥质夹层发挥其自然屏障的作用越强，蒸汽腔绕过夹层所需的损耗越大，自身发育受阻越明显，日产油高峰值逐渐下降。选取达到日产油量高峰时刻6.8 a 进行对比，倾斜泥质夹层倾角4°、6°、8°比3°倾斜泥质夹层峰值产量分别减产约为1.66%、5.38%、5.92%。最终累积产油量整体差别不明显，但随倾斜角度增大，其所隔档投影覆盖范围变小，导致蒸汽腔波及范围变大，最终累积产油量逐渐增大。倾角8°的泥质夹层模型最终累积产油量最高，与最低累积产油量夹层模型相比平均高出1.4%。

夹层间距20 m 峰值时刻下，泥质夹层倾斜角度越大，遮挡住注采井井间流通通道的能力就越强，降低了泄油速度，影响峰值时间下的日产量。随夹层倾斜角度增大，温度突破夹层的阻碍增大，导致夹层对温度的影响增大。由于原油黏度对温度的敏感性，温度升高原油黏度降低加快影响泄油效率。在泥质夹层倾斜角度3°～8°的模型中选取夹层间距20 m 模型最中间夹层上下两侧压力、温度最大值与最小值进行量化对比，最值压差依次为85.1 kPa、92.0 kPa、106.4 kPa、111.8 kPa；最值温差依次为21.3 ℃、25.0 ℃、52.3 ℃、56.7 ℃。因此随夹层倾角增大，峰值时刻下的最值温差和最值压差均依次增大。可知当夹层间距、延伸长度不变时日产油峰值周期不变。随泥质夹层倾斜角度增大，日产油峰值逐渐降低，累积产油量逐渐升高。其他间距(30 m、40 m、50 m)下，延伸距离36 m 不同倾斜角度的倾斜泥质夹层的影响，见表2，均与夹层间距到20 m、延伸距离为36 m 不同倾斜角度的规律一致。

3.2 夹层间距

在注采井之间，将泥质夹层倾角固定到8°，延伸距离为36 m，分别模拟倾斜泥质夹层间距20 m，30 m，40 m，50 m 的模型，共3 种情况。即为IBIP8-20-36、IBIP8-30-36、IBIP8-40-36、IBIP8-50-36。通过CMG 中的热采模块进行SAGD 的模拟。夹层角度8°是距离水平采油井最近的一组倾斜泥质夹层模型。在IBIP8-40-36 中，峰值达到整体峰值最高峰(IBIP8-40-36 的峰值点为峰值转折点)。在小于40 m的夹层间距内，随夹层间距增大，日产油峰值逐渐升高；大于40 m 的夹层间距内，随夹层间距增大，日产油峰值逐渐回落降低。倾斜夹层阻碍了干度较高蒸汽与油砂的接触,再加上夹层间距逐渐缩小明显影响了原油的流动，日产油高峰时间随夹层间距缩小而逐渐滞后。随倾斜夹层间距减小，最终累积产油量增大。同比IBIP8-20-36，IBIP8-30-36、IBIP8-40-36、IBIP8-50-36 分别减产2.32%、3.37%、3.65%。由此表明，最终累积产油量主要受到倾斜泥质夹层间距的影响较大，随夹层间距的减小，日产油高峰时间逐渐滞后，累积产油量逐渐增大。

表2 产油量高峰时期数据Table 2 Data during peak oil production

选取在5.8 a 当IBIP8-40-36 达到峰值时刻下进行温度场、压力场对比。选择泥质夹层间隔20～50 m模型中间夹层上下两侧压力、温度最大值与最小值进行量化对比，最值压差依次为113.1 kPa、129.2 kPa、135.8 kPa、132.4 kPa。最值温度差依次为57.3 ℃、66.8 ℃、77.1 ℃、83.6 ℃。随夹层间距增大，最值压力差逐渐增大，在夹层间距40 m 达到最大。此时温度场中，随夹层间距增大，蒸汽腔发育状态较好，泄油效果较好，最值温差增大。表明在5.6 a 时刻，IBIP8-50-36 已达到峰值。当处于5.8 a 时，IBIP8-50-36 最值压差已然回落，产油效能开始降低。因此当模型处于峰值状态时，夹层间距40 m 与其他间距相比，其最值压差达到最大值。结果表明，随夹层间距减小，日产油高峰时间滞后，夹层间距40 m 为不同夹层间距的峰值转折点，累积产油量逐渐增大。

3.3 延展长度

当倾斜泥质夹层位于注采井组之间时，模拟夹层间距为20 m、倾斜角度为8°、长度沿着J方向扩展，分别为模型J方向长度的1/3、2/3、3/3，对应夹层长度分别为12 m、24 m、36 m，共3 种情况。即IBIP8-20-12、IBIP8-20-24、IBIP8-20-36。通过CMG中的热采模块进行SAGD 的模拟，研究不同延展长度下的倾斜泥质夹层生产指标。分析认为，随倾斜泥质夹层延展长度增加，在蒸汽腔发育的阶段，为了突破夹层而进行横向扩展，待蒸汽腔到达夹层边缘时，才能继续开始垂向发育。长度每增加12 m，产量峰值降低约16%；夹层延展长度为36 m 时，产油峰值降低31，7%。因此，倾斜泥质夹层越大，蒸汽腔绕过夹层所需时间越长，潜热损耗越多。

对比各自峰值时刻下温度场和压力场，倾斜泥质夹层延展长度增大，对蒸汽腔的前期发育规模和发育速度的影响也逐渐增大，阻碍原油流动的作用显著。由此可见，注采井间分布的倾斜泥质夹层遮挡住泄流通道，降低了泄流速度，阻碍流体流动的作用随其长度增加而越发显著。选取泥质夹层延展距离12～36 m 模型中中间夹层上下两侧压力、温度最大值与最小值进行量化对比，最值压差依次为38.0 kPa、90.8 kPa、111.8 kPa。最值温度差依次为12.3 ℃、24.9 ℃、56.7 ℃。因此随夹层延展长度增大，峰值时刻下的最值温差和最值压差均依次增大。表明当倾斜泥质夹层位于注采井之间时，随夹层长度增加泄油峰值降低，泄油高峰时间推迟，生产初期累积油汽比降低，最终累积产油量相差不大。

4 结论

(1)通过设计倾斜泥质夹层模型，采用单因素分析方法，分别固定IHS 间隔、倾斜角度、延伸长度，来观察各因素对开发效果的影响，注采井间的倾斜泥质夹层(IBIP)对SAGD 生产指标影响较大，夹层间距在20～40 m 的IBIP 模型，夹层倾斜角度越大、夹层间距越小、延伸长度越长则产量高峰时间越推迟滞后，产油峰值越低。夹层斜角度增大、夹层间距减小则累积产油量会逐渐增大。夹层间距大于40 m 的IBIP 模型，倾斜角度增大、间距增大，产油高峰时间会提前，产油峰值降低。

(2)倾斜角度3°、夹层间距40 m、延伸长度12 m 处达整体日产油峰值最高值；倾斜角度8°、夹层间距20 m 处达整体最终累产油量最高值。