FZ1井区SAGD开发动态调控技术优化研究

曹宇超 李 治

①中国石油新疆油田公司风城油田作业区 ②克拉玛依市富城能源集团有限公司

风城油田超稠油油藏具有埋藏浅、非均质性强、隔夹层发育等特点，目前已进入高产稳产阶段，为指导生产，分析了注采情况，结合温度压力联动变化关系，对现有调控技术进行了优化。通过分析压力变化可以了解单井注采情况；对于多井蒸汽腔连通区域可使用系统采注比分析；井底操作压力，高压增能扩腔、中压节汽控温、低压补汽保腔。

蒸汽辅助重力泄油（Steam Assisted Gravity Drainage，简称SAGD）技术是开发超稠油的有效手段之一，可将采收率由常规热采的20%～30%提高至50%以上。SAGD技术于1981年由Butler提出，应用于加拿大特超稠油的开发,随后辽河油田、新疆油田以及渤海LD油田等相继引进该技术，并取得了较高采收率和较好的经济效益。生产理论和技术日趋完善，但是大多聚焦在储层非均质性、Sub-Cool和多介质辅助等理论研究上，对成熟期的SAGD调控技术研究还相对欠缺，本文结合注采平衡、气液界面和操作压力对现场调控技术进行了深入研究。

风城油田位于准噶尔盆地西北端，FZ1井区位于风城油田稠油区西北部，在常年的风化作用下，地面形成雅丹地貌，开发目的层位为J3q22-1和J3q22-2层。

1 SAGD开发注采平衡动态调控技术

1.1 压力变化控制单井组注采平衡

蒸汽流量计受高温高压环境、锅炉饱和烧、锅炉水质等影响，易出现损坏及计量失真等问题，维修后问题反复，替代性差。而注汽量、采液量的变化使井组注采平衡发生变化，同时井组其它温压数据也会发生联动变化，从定性的角度，利用压力数据的变化直接描述单井组的注采平衡。

表1 注采平衡压力压力数据变化

1.2 采注比控制同一注汽系统注采平衡

注汽量易受现场流量计计量、锅炉汽量劈分等影响，出现分配汽量大于或小于井组实际注汽量，导致失真的采注比描述出注采失衡的假象。对于汽腔连通、邻井受效的SAGD井组，采注比调控单井组注采平衡已失去意义。以注汽系统为调控对象，同一注汽系统内井组总注汽量与锅炉总供汽量相等，总采液量为单井计量采液量总和，计算的采注比稳定、准确、可靠，从定量的角度，精细描述注汽系统的注采平衡。以2013年FZ1井区为例，区内多对井组之间蒸汽腔已连通，需要以区块为注汽系统，整体描述采注比才能反映真实的注采平衡情况，2019年4月到7月采注比0.92，注多采少，注采失衡，系统采注比降低，7月到9月采注比1.12，注少采多，注采失衡，系统采注比上升，9月到10月采注比1.0，注采平衡，系统采注比稳定。

图12013 年FZ1生产运行曲线

2 SAGD开发汽液界面动态调控技术

温度变化控制汽液界面。FZ1井区在长期的调控生产后，各项指标数据区趋于稳定。FZ1井区操作压力主要分布在2.0 MPa～4.5MPa之间，井下温度主要分布在190 ℃～220 ℃之间，相应sub-cool分布在25 ℃～60 ℃之间。且主要侧重于前端温度变化，后端单点突破后短时间内并不会影响整体生产，以井下温度190 ℃～220 ℃为经验温度参数，在保证生产处于稳定可控状态下，可调控井组至最优采液量。

图2 操作压力与井下温度关系

3 SAGD开发操作压力调控技术

FZ1井区油藏油层位置相对较浅，粘度高，所需蒸汽压力大，而过高的蒸汽压力在浅地层中容易随着裂缝的发育形成地表气窜，所以注汽压力的控制尤为重要。主要应对策略有三种：①高压增能扩腔，汽腔压力越高，蒸汽温度越高，泄油速率越快，汽腔扩展越快；提高操作压力，增强地层能量，形成“机抽为主＋自喷为辅”的采液模式，弥补部分泵效递减损失，增加采液量；②中压节汽控温，利用饱和蒸汽性质，高压汽腔降压，降低井下温度，避免局部高温窜通，缓解高温段抑制低温段动用，实现水平段均衡动用；降低操作压力，温和注汽，节约蒸汽，提高蒸汽利用率及油汽比；③低压补汽保腔，在较低的操作压力下，油藏的温度也会较低，当砂岩基质只被加热到一个较低的温度时，其所需的能量也下降了，因此可以得到一个较高的油汽比。小汽量低压补汽亦可平衡地层亏空，保持现有汽腔，增加泄油能力，稳定采液量。

4 结论

FZ1井区已经进入高产稳产阶段，各项指标已趋于稳定，注采平衡通过压力来调节，可以规避实际工程上带来的误差，以整个井区作为一个注汽系统来计算采注比可以从整体上把握区域内的生产现状，通过井底操作压力的高、中和低也可使调控更加灵活可靠。