稠油油藏夹层沿程展布对SAGD生产特征的影响

任科屹，段永刚，魏明强，卢 川，郑 强

(1.西南石油大学石油与天然气工程学院，四川成都 610500；2.中国石油有限公司北京研究中心，北京 100028)

近年来随着世界范围内石油需求的不断增加，稠油资源的储量较常规轻质原油更丰富，稠油的开发变得越来越重要。对于稠油油藏，通常采用热采和冷采等特殊方法进行生产，其中蒸汽吞吐和蒸汽驱是应用较多的稠油热采开发方式之一[1-3]。蒸汽辅助重力泄油(Steam Assisted Gravity Drainage，简称SAGD)技术作为一种非常具有潜力的稠油开发方式，自20世纪90年代提出后，在加拿大等国取得了较好的发展和应用。

通过多年来的现场开采发现，SAGD井组受到了诸如夹层、高含水层等不利地质因素的制约，其中夹层的影响最为显著。夹层的影响在很大程度上取决于其三维空间的分布情况，连续夹层会抑制蒸汽和沥青通过，对夹层上部的驱替造成影响。然而如果夹层很小，即使在空间广泛分布，也不会严重地阻止传热和传质，蒸汽和加热的原油及冷凝液可以绕过夹层流动。在这种情况下，夹层可能在某一个时期对蒸汽辅助重力泄油的效果有一定的影响，但从整个蒸汽辅助重力泄油的过程来看，不连续的夹层不会对其累积产油量产生根本性的影响[4-6]。众多国内外学者也通过物模室内实验和数值模拟方法对夹层的识别、性质和分布特征[7-9]、夹层以及其他储层参数对蒸汽腔和SAGD生产动态影响[10-22]进行了大量研究。目前对夹层在剖面上对蒸汽腔发育的影响有了一定认识，但SAGD水平井通常有400～1000 m不等，夹层沿长水平井段呈现不同的分布特征，造成井间生产效果差异较大，夹层沿程分布对SAGD生产的影响十分明显，这方面的研究涉及较少。

本文结合加拿大长湖油田SAGD井组隔夹层分布情况，以实际地质模型为基础，考虑夹层的剖面宽度和与井组的垂向距离两个重要影响因素，通过建立数值模拟机理模型分析夹层沿水平井分布对SAGD开发的影响效果，划清夹层影响下的储量技术开发界限。

1 SAGD井组夹层的分布模式

根据生产资料和地质资料，加拿大长湖油田SAGD井组隔夹层分布模式可划分为3类，第一类连续油层厚度大，沿水平井夹层展布占比小于25%，生产表现为高峰产油高、汽油比较低，为主力产油井。第二类连续油层厚度中等，沿水平井夹层展布占比介于25%～50%，高峰产油中等、汽油比中等。第三类连续油层厚度小，沿水平井夹层展布占比介于50%～75%，高峰产油量低、汽油比高，调整潜力小。

图1 加拿大长湖油田某区块SAGD井组夹层分布模式示意图Fig.1 Schematic diagram of the interlayer distribution of SAGD well groups in Long Lake oilfield

2 数值模拟模型的建立

根据加拿大Long Lake典型油藏地质特征，采用油藏模拟软件CMG中的Builder模块建立三维地质模型。其网格划分为：i×j×k(横向×纵向×垂向)=64×61×29，共含有94 656个网格，其中每个网格单元的值为15 m×2 m×1 m(横向×纵向×垂向)。设置长度为900 m、两端距离边界50 m、注采间距5 m的两口平行水平井。生产条件设置为注汽井最大注汽量为600 m3/d，生产井定最大蒸汽量为10 m3/d，最小井底流压为1 000 kPa。循环预热4个月，焖井阶段半个月，以单井组瞬时汽油比小于0.1时结束生产，分析并预测SAGD开发生产的蒸汽腔的发育特征和生产动态，建立好的模型如图2和图3所示。

图2 机理模型示意图Fig.2 Schematic diagram of mechanism model

加拿大长湖油田平均渗透率为4 500 mD，原始含油饱和度为75%，平均孔隙度为32%，油层中深为200 m，油层有效厚度约为30 m，油藏的原始压力为1 000 kPa。基础参数和热物性参数分别见表1、表2，黏温关系和相渗曲线如图4和图5所示。

图3 双水平井示意图Fig.3 Schematic diagram of well groups

表1 数值模拟机理模型基本参数表Table 1 Basic parameters of numerical simulation mechanism model

表2 油藏热物性参数Table 2 Reservoir thermophysical parameters

图4 原油黏温曲线Fig.4 Viscosity-temperature curve

图5 相对渗透率曲线Fig.5 Relative permeability curves

3 剖面蒸汽腔的发育特征

本文考虑夹层的剖面宽度和与井组的垂向距离两个重要影响因素，对剖面蒸汽腔的发育特征进行了研究。

通过建立机理模型评价了夹层距注汽井分别为5 m和10 m时的蒸汽腔发育特征。从图6可以看出，当夹层距离SAGD井组越近时，蒸汽腔绕过夹层发育到顶的时间越晚，汽腔到顶后扩展到边的时间越晚，汽腔形态与没有夹层阻挡时的汽腔形态相比越不规则。

通过建立机理模型评价了夹层宽度分别为30 m和70 m时的蒸汽腔发育特征。从图7可以看出，当夹层宽度越大时，蒸汽腔绕过夹层发育到顶的时间越晚，汽腔到顶后扩展到边的时间越晚，汽腔形态与没有夹层阻挡时的汽腔形态相比越不规则。

4 夹层沿程分布的生产动态影响界限

在建立的机理模型基础上，本节针对夹层展布长度占水平井长度25%、50%和75%三种情况，分别计算夹层距注汽井3 m、5 m、6 m、7 m、8 m、9 m、10 m和15 m以及夹层宽度10 m、20 m、30 m、50 m和70 m多个模型，选取峰值产量和平台期结束时对应的采出程度两个重要指标，分析夹层沿程分布对SAGD生产动态的影响。

图6 夹层到注汽井垂向距离对蒸汽腔发育特征的影响Fig.6 Influence of the vertical distance between the interlayer and injector on the development characteristics of steam chamber

图7 夹层宽度对蒸汽腔发育特征的影响Fig.7 Influence of the interlayer width on the development characteristics of steam chamber

从图8、图9可以看出，当沿程夹层分布越少时，夹层距离SAGD井组的距离和夹层宽度影响越小；当沿程夹层分布越多时，夹层距离SAGD井组的距离和夹层宽度的影响越大。当夹层展布占水平井长度25%时，夹层宽度在0～30 m或者距注汽井距离>10 m时，生产效果基本相同；夹层宽度在30～60 m或者距注汽井距离4～10 m时，生产出现明显差异，采出程度最大降低4%；当夹层宽度>60 m或者距注汽井距离<4 m时，巅峰产油速度下降30%，采出程度降低7%，生产效果极差。当夹层展布为50%时，夹层宽度在0～20 m或者距注汽井距离>11 m时，生产效果基本相同；夹层宽度在20～50 m或者距注汽井距离5～11 m时，生产出现明显差异，采出程度最大降低5%；当夹层宽度>50 m或者距注汽井距离<5 m时，巅峰产油速度下降35%，采出程度降低10%，生产效果极差。当夹层展布为75%时，夹层宽度在0～20 m或者距注汽井距离>12 m时，生产效果基本相同；夹层宽度在20～40 m或者距注汽井距离6～12 m时，生产出现明显差异，采出程度最大降低5%；当夹层宽度>40 m或者距注汽井距离<6 m时，巅峰产油速度下降42%，采出程度降低15%，生产效果极差。

5 模型验证

以加拿大长湖油田为基础，选取同一区块地质油藏参数基本类似的X1、X2两个SAGD井组进行对比。其中X1井组水平井长约为1 000 m，有效EBIP厚度约为29 m，地层中深205 m，渗透率约为4 800 mD，孔隙度为32.8%，含油饱和度为73%；X2井组水平井长约为1 050 m，有效EBIP厚度约为29 m，地层中深202 m，渗透率约为4 600 mD，孔隙度为32%，含油饱和度为72%。通过地质资料显示，X1井沿水平井段夹层占比约为5%，X2井夹层较为分布，占比约为65%。两井组注采参数相近，生产10年后进入平台期末期。通过历史生产情况对比，X1井组峰值产量约为250 m3/d，X2井组约为160 m3/d，X2井组下降约为36%；截至2018年1月，X1井组采出程度为48%，X2井组约为39%，X2井组下降约为18.75%。可以看出，实际生产指标差异与模型预测值基本吻合(图10)。

图8 夹层展布长度的生产指标界限Fig.8 Production index boundary of interlayer spreading length

图9 不同夹层沿程占比平台期结束采出程度Fig.9 Recovery of different interlayer distributions

6 结论

(1)夹层分布模式划分为3类，第一类沿水平井夹层展布占比小于25%，生产效果佳，为主力产油井；第二类沿水平井夹层展布占比介于25%～50%，生产效果一般；第三类沿水平井夹层展布占比介于50%～75%，生产效果差，调整潜力小。

(2)当夹层距离SAGD井组越近、夹层越宽时，夹层对蒸汽腔发育的影响越显著，蒸汽腔绕过夹层发育到顶的时间越晚，汽腔到顶后扩展到边的时间越晚，汽腔形态与没有夹层阻挡时的汽腔形态相比越不规则。

(3)当沿程夹层展布占比越大时，夹层距离SAGD井组的距离和夹层宽度的影响越大。随着夹层沿程展布占比从25%到75%增大，生产效果呈现差异：指标界限夹层距离井组分别为10 m、11 m和12 m，夹层宽度为30 m、20 m和20 m；指标界限夹层距离井组分别为4 m、5 m和6 m，夹层宽度为60 m、50 m和40 m。

图10 实际井组生产情况对比Fig.10 Comparison of production effect among actual well groups