非均质储层内夹层对SAGD开发的影响及技术对策

刘卫东 张洪 都炳锋 赵睿 潘永强

1. 克拉玛依市富城能源集团有限公司；2. 新疆金戈壁油砂矿开发有限责任公司；3. 中国石油新疆油田公司勘探开发研究院

近年来，我国SAGD技术逐步从室内研究走向矿场试验并成功实现工业化推广［1-2］。与应用最广泛的加拿大商业化SAGD项目不同，国内SAGD技术面对的多是陆相辫状河沉积成因储层，层内夹层广泛发育，给SAGD生产带来诸多挑战［3］。随着SAGD开发的深入，夹层对水平段动用、蒸汽腔发育、日产油和采收率的影响日益凸显。以多年的室内研究和矿场实践为基础，以新疆风城SAGD开发为例，从地质油藏、生产动态及操作对夹层给SAGD开发带来的影响进行分析，提出提高采收率技术对策，为同类油藏SAGD开发克服和减轻夹层带来的影响及改善开发效果提供参考。

1 夹层特征及分布

1.1 夹层特征

针对新疆风城油田SAGD典型开发区A1区，基于岩心资料、野外露头描述及现代沉积认识［4］，利用岩心标定测井，划分出3种成因类型的夹层：泛滥平原沉积、泥质半充填与泥质充填辫状河道、心滩坝内部落淤层、沟道沉积。现场实践表明，夹层发育位置、规模、大小及渗透率均会影响SAGD开发效果。为精细表征夹层三维空间分布特征，采用嵌入式建模方法建立了A1区储层构型模型(图1)［5］。根据模型统计，单井组夹层数1～6个，夹层厚度0.3～1.5 m，展布范围40～300 m，夹层渗透率一般在(2～15)×10−3μm2。根据夹层分布特征归结为3类：夹层发育相对较少，覆盖水平井范围一般小于30%；夹层发育中等，覆盖水平井范围一般在30%～60%；夹层广泛发育，垂向上发育较多，大多超过3个，覆盖水平井范围超过60%。

图1 风城油田A1区夹层空间展布示意图Fig. 1 Sketch of spatial distribution of interlayers in Block A1 of Fengcheng Oilfield

1.2 夹层分布模式

重点考虑夹层位置、大小和相互关系，从垂直水平井方向和沿水平井方向2个维度、井间有无夹层出发，总结出2大类夹层分布模式。第一类为注采井间或注采井间及注汽井上方发育夹层：井间发育范围较大的夹层，注汽井上方无夹层(图2a、2d)；井间发育规模不等的夹层，注汽井之上发育不同遮挡面积的夹层(图2b、2c、2e、2f)。第二类为只在注汽井之上发育夹层：注汽井上方发育一个范围较大的夹层，一般距离注汽井3 m以上(图2g)；注汽井上方发育多个不同遮挡面积的夹层，垂向上错落或叠置分布，单个夹层覆盖面积10%～80%不等(图2h、2i、2k、2l)。

2 夹层对SAGD开发的影响

2.1 对注采动态的影响

实际生产表明，夹层控制下的SAGD井组注采能力低，生产效果差。以风城油田A1区为例，统计结果如图3所示。有夹层发育时，单井日产油和注汽速度均低于无夹层情况，当注汽井上方发育大规模夹层时对生产效果影响尤为显著。对于注采矛盾而言，夹层产生了2个负面作用：夹层在注汽井上方成为“顶板式”的阻挡面，储层吸汽能力急剧下降，造成同等操作压力条件下注汽量大幅下降；夹层在井间直接形成渗流遮挡，垂向渗流阻力大大增加，有效泄流通道减少，造成相同水平段长条件下实际泄油能力大幅降低；夹层的垂向交错与叠合，使得渗流路径迂曲延长，等效增加渗流阻力。如图4所示，为相邻2口井的生产动态对比曲线，F1井组注汽井上方发育夹层，F2井组无夹层发育，F1井组在同等操作压力条件下注汽量仅为F2井组的50%左右，产量也较F2低50%。

图2 研究区SAGD水平井夹层分布模式Fig. 2 Distribution model of the interlayers in SAGD horizontal wells in the study area

图3 SAGD开发区夹层与注汽速度及日产油的关系Fig. 3 Relationships of the interlayers of SAGD development area vs. steam injection rate and daily oil production

图4 SAGD开发区典型井生产曲线对比Fig. 4 Comparison between the production curves of typical wells in the SAGD development area

2.2 对蒸汽腔发育的影响

生产实践表明，夹层会对SAGD蒸汽腔形成和扩展造成严重影响，进而降低SAGD生产效果。风城油田A1区M井组为井间和注汽井上方发育夹层的典型井组，该井组注汽井上方发育一条长度为150 m、宽度为65 m的物性夹层，为典型的第二类夹层，该井组平均日产油仅20.7 t/d，远低于平均日产油41.6 t/d的相邻井组。采用M井组实际地质模型，在对其进行生产动态历史拟合后，开展蒸汽腔发育数值模拟，结果显示如图5所示。水平段不同位置流体流动能力差异较大。夹层发育处由于蒸汽腔发育有限，供流量较小，远低于蒸汽腔发育好的部位。随时间推移，蒸汽腔不断扩展，但夹层处流体流动能力仍然受限，导致夹层上方形成一个含油饱和度较高的死油区。

2.3 夹层遮挡界限

受监测井资料的限制难以确定夹层物性、产状等下限，而夹层遮挡下限的确定对于制定合理的开发方案至关重要。为此，结合研究区域的地质特征，以夹层渗透率、垂直水平段方向宽度作为影响蒸汽腔发育的主要因素，采用概念模型，通过数值模拟得到夹层不同渗透率、垂直水平段方向宽度条件下的温度场，即得到夹层遮挡界限。模型网格大小5 m×2 m×0.5 m，油层孔隙度30%，渗透率1 500×10−3μm2，含油饱和度0.72，夹层分布于注汽井之上5 m和之下2 m。

图5 夹层影响的SAGD井组流线模拟结果Fig. 5 Streamline simulation results of SAGD well group under the influence of interlayers

研究结果显示，夹层渗透率小于10×10−3μm2，即储层与夹层渗透率级差大于150时，夹层上方无法形成蒸汽腔，井间无泄油通道建立；夹层渗透率在(10～50)×10−3μm2，即储层与夹层渗透率级差在30～150时，夹层严重阻碍蒸汽腔的扩展及泄油，夹层上方储层无法动用；夹层渗透率在(50～500)×10−3μm2，即储层与夹层渗透率级差在3～30时，夹层会阻碍蒸汽腔发育和泄油，但部分蒸汽可以穿过夹层向上扩展，夹层渗透率越大，阻碍作用越小；夹层渗透率大于500×10−3μm2，即储层与隔夹层渗透率级差小于3时，夹层无阻碍作用。垂直水平段方向夹层延伸宽度影响显示，宽度半径小于10 m的夹层，蒸汽可以在2年内突破；沿构造上倾方向，蒸汽2年内可以突破宽度15 m，5年可以突破25 m，10年可突破47 m；沿构造下倾方向，蒸汽2年内可以突破宽度10 m，5年可突破19 m，10年可突破28 m。结合实际生产情况，垂直水平段方向半径10～25 m的夹层对蒸汽腔扩展有影响，夹层半径大于25 m时，有效生产期内很难突破。

根据上述研究，夹层对蒸汽腔扩展的影响分为3类，如表1所示。Ⅰ类为蒸汽无法突破的夹层，该类夹层渗透率小于10×10−3μm2，渗透率级差大于150，夹层半径大于30 m；Ⅱ类为严重阻碍蒸汽腔发育的夹层，该类夹层渗透率(10～50)×10−3μm2，渗透率级差30～150，夹层半径25～30 m；Ⅲ类为对蒸汽腔发育有影响的夹层，后期可以突破，该类夹层的渗透率大于50×10−3μm2，级差3～30，夹层半径10～25 m。该界限与实际生产的观察井中蒸汽腔的监测数据一致，表明结果较为可靠。

表1 夹层对SAGD开发蒸汽腔遮挡界限划分标准Table 1 Classification standard of interlayer used as the barrier boundary of steam chamber in SAGD development

3 对策及应用实例

3.1 对策

前人已在夹层对SAGD开发的影响方面开展了一些研究［6-9］，但针对夹层影响下如何提高SAGD采收率的技术对策尚不明确。根据前述对夹层在SAGD开发过程中的影响认识，提出通过优化井网井型，引入新的增产机理强化泄油的对策，以消除和减轻夹层影响。该方式优点是从方案设计阶段着手，一次部署全生命周期井网，全方位优化井网井型和操作参数，从成本及技术难度两方面综合考虑，均利于实现更高效的开发，目前已从室内研究走向矿场试验和应用，进入了不断完善和深化配套阶段。以此对策为基础，提出直井辅助SAGD、双层立体井网SAGD、鱼骨注汽井SAGD共3种提高采收率技术并在风城油田开展现场试验，取得了较好效果。

3.2 应用实例

3.2.1 直井辅助SAGD

该技术采用观察井作为辅助井，或在开发方案设计阶段根据夹层发育情况设计辅助井，在适当的时机通过辅助井注汽动用夹层上部剩余油。A1区SAGD开发目的层夹层广泛发育，油层厚度平均20 m，渗透率平均1 500×10−3μm2，50 ℃原油黏度平均2.5×104mPa · s，受夹层影响，SAGD水平段动用较差(一般在50%～70%)。试验采用1口直井辅助2对SAGD井组模式，直井先吞吐后连续小汽量注汽。通过1轮吞吐生产后，辅助直井与2对SAGD水平井蒸汽腔均实现连通。吞吐过程中，水平段脚尖方向蒸汽腔迅速发育，并与脚跟方向蒸汽腔融合，井下温度监测显示水平段动用程度达到75%～90%，温度分布更加均衡，生产效果显著提升。如表2所示，对比辅助前，F4井组日产油提高10 t/d，达到30 t/d；油汽比提升0.12，达到0.31。F5井组日产油提高22 t/d，达到50 t/d；油汽比提升0.19，达到0.33。

表2 F4、F5井组直井辅助SAGD效果统计表Table 2 Statistical effects of vertical well assisted SAGD in F4 and F5 well groups

3.2.2 双层立体井网SAGD

风城Z区块SAGD开发目的层油层厚度平均40 m，渗透率平均1 200×10−3μm2，50 ℃原油黏度平均2.0×104mPa · s。夹层广泛发育，厚度在0.5～4.5 m之间，平均2.0 m，采用常规SAGD方式部署夹层上部储量损失大，因此采用双层立体井网部署［10］。SAGD井部署采用上下两层平面等距交错方式，下层井网部署在油层底部，距离底部1～2 m，井距80 m，上层井网与下层井网平行交错部署，夹层不发育部位部署在油层中部，夹层发育部位部署在距离夹层底界1～2 m处，井距80 m，与下层井网构成40 m井距的立体井网。

Z区块26组试验井投产后取得了显著效果，与同区块单层常规部署相比，初期采油速度提高50%，储量损失减小30%，这是由于夹层上部常规方式无法动用的储量在双层井网方式下有效动用，上下蒸汽腔同时发育形成了立体开发模式。此外，由于上层井网位于储层中上部，储层条件较好，生产效果更好，日产油量与油汽比均较下层井网高(表3)。数值模拟预测该方式最终采收率可由常规单层井网SAGD部署的60.0% 提高到68.4%；年采油速度可达到8.4%，有效加快了蒸汽腔发育速度和提高剩余油动用程度。开发后期，考虑开发的综合效益，还可在上部井组继续小汽量注蒸汽及氮气等非凝析气，调整SAGD蒸汽腔，形成水平井汽驱辅助与重力泄油的双重开发效果。

表3 Z区块双层SAGD生产效果统计表Table 3 Statistical effects of double-layer SAGD in Block Z

3.2.3 鱼骨注汽井SAGD

风城油田C井区SAGD开发区油层有效厚度平均18.0 m，渗透率平均900×10−3μm2，50 ℃原油黏度平均5.4×104mPa · s，受夹层影响，普通SAGD方式开发效果较差。针对油藏特点，提出鱼骨注汽井SAGD，该方式为生产水平井保持不变，将注汽水平井改为带有分支的鱼骨井，通过分支深入储集层，增强储集层吸汽能力、提高流体的渗流能力和减少夹层上方的剩余油［11］。

在风城油田C井区开展1井组试验。设计注采井垂向间距5 m，水平段长度为450 m；注汽井为4分支水平井，分支交错对称分布，单分支长度100 m，平面上分支偏移主井眼最大距离为15 m，垂向上偏移主井眼最大距离5 m，分支钻穿夹层。试验井组生产310 d，日产油12.4 t，油汽比0.14，与同区块储集层相似的正常生产5井组对比，平均日产油多2.3 t/d，油汽比高0.02(表4)。

表4 鱼骨注汽井SAGD与同区块常规SAGD井组效果对比表Table 4 Effect comparison between fish-bone steam injector SAGD and conventional SAGD in the same block

4 结论

(1)新疆SAGD开发区夹层分布：夹层发育相对较少，覆盖水平井范围一般小于30%；夹层发育中等，覆盖水平井范围在30%～60%；夹层广泛发育，垂向上发育个数较多，大多超过3个，覆盖水平井范围超过60%。

(2)夹层对蒸汽腔扩展影响分3类：Ⅰ类为蒸汽无法突破的夹层，该类夹层渗透率小于10×10−3μm2，渗透率级差大于150，夹层半径大于30 m；Ⅱ类为严重阻碍蒸汽腔发育的夹层，该类夹层渗透率(10～50)×10−3μm2，渗透率级差30～150，夹层半径25～30 m；Ⅲ类为对蒸汽腔发育有影响的夹层，后期可以突破，该类夹层的渗透率大于50×10−3μm2，级差3～30，夹层半径10～25 m。

(3)夹层发育时，单井日产油和注汽速度均低于无夹层情况。夹层发育部位流体的流动能力较弱，远低于无夹层蒸汽腔发育好的部位，夹层上方形成一个含油饱和度较高的死油区。基于引入新的增产机理强化泄油对策的直井辅助SAGD、双层立体井网SAGD和鱼骨注汽井SAGD三种提高采收率技术现场应用效果显著，可有效克服和减轻夹层影响，进一步提高SAGD采收率。