超稠油油藏直井辅助双水平井SAGD 参数优化

王 青 ，杨浩哲，刘 佳，高 雨，高 亮

1.中国石油新疆油田公司勘探开发研究院，新疆 克拉玛依 834000 2.中国石油新疆油田公司风城油田作业区，新疆 克拉玛依 834000

引言

新疆风城油田经过多年攻关实现了超稠油SAGD 的经济有效开发，目前，该技术已成为超稠油开发的主体技术[1-3]，但受隔夹层和工艺条件等方面影响，部分井组存在水平段动用程度低、蒸汽腔发育不均衡、横向扩展缓慢等问题[4-7]。现场实践中，在SAGD 基础上采取了多井型组合（鱼骨井[8]、立体SAGD 井网[9]、直井及水平井辅助SAGD）、多介质辅助（氮气、碳酰胺及高温分散剂）、多措施（快速预热[10]、储层扩容及定点注汽）等方式进行开发增效，其中，直井辅助SAGD 可以明显改善蒸汽腔发育，提高采油速度且能够充分利用现有直井，降低新钻井的费用。尤其是对于中国陆相沉积的油藏，非均质性较强，采用直井辅助可以灵活地调整蒸汽腔发育形态。目前，直井辅助SAGD 技术的关键参数尚没有详尽和针对性的论证，存在转驱判断没有给出详细的操作参数、射孔位置没有考虑隔夹层分布、汽驱辅助阶段没有给出SAGD 井组参数等问题。此次以典型井区Z01 井区为例，对直井的辅助时机、考虑隔夹层时射孔参数、直井吞吐预热阶段的注采参数、直井转汽驱辅助阶段的注采参数进行了全流程、系统化的研究。

1 油藏概况

风城油田Z01 井区50◦C下原油黏度在（8.5∼11.5）×104mPa·s，属于典型的超稠油油藏[11]。目的层齐古组J3q3层构造形态为南倾单斜，地层倾角5◦∼8◦，油藏中部埋深470 m，油层以中—细砂岩为主，平均油层厚度14.7 m，平均孔隙度28.2%，平均渗透率860 mD，平均含油饱和度59.8%。原始地层温度22.3◦C，地层压力4.5 MPa。发育物性夹层及岩性夹层两类夹层，厚度0.5∼5.5 m，平均厚度2.8 m。

井区内有15 对SAGD 井组，井距70∼80 m，水平段长度400 m，共有控制井29 口。Z01 井区于2012 年投产，截至2021 年1 月，单井组日产油9.45∼21.24 t，平均日产油14.10 t，油汽比0.12∼0.17，平均油汽比0.14，采注比0.77∼1.03。井区累计产油46.80×104t，综合含水84.6%，采出程度19.9%。Z01 井区J3q3层生产效果在同类区块中较差，其中，单井组日产油低于平均水平0.8∼13.7 t，油汽比低0.04∼0.24，水平段动用程度65%∼95%，平均74%，有较大差异；多数观察井温度变化较小或维持不变，表明蒸汽腔横向扩展规模较小，绝大多数井组蒸汽腔未波及到观察井[12-14]。目前，Z01 井区存在生产效果相对较差、水平段动用程度不均衡、蒸汽腔横向扩展慢的问题。

2 参数优化

直井辅助SAGD 技术是指为解决储层物性差、隔夹层普遍发育导致的SAGD 井组蒸汽腔发育受阻、开发效果差的问题，利用SAGD 邻近直井，依靠直井蒸汽吞吐与SAGD 井组形成热连通之后直井持续注汽扩大蒸汽腔规模，以此提高SAGD 开发效果的一种技术[15]，分为吞吐预热、井间采油、汽驱辅助和汽腔淹没4 个阶段。此技术适用于强非均质超稠油油藏中处在开发中后期的SAGD 井组，要求直井位于SAGD 井蒸汽腔发育较差或者基本不发育处，与SAGD 井的平面垂距为20∼40 m，直井处油层厚度大于10 m[16-17]。

根据直井辅助原理，优选两个重要阶段即直井吞吐预热阶段和直井转汽驱辅助阶段的关键参数。

2.1 数模模型的建立

根据Z01 井区J3q3层油藏地质特征，建立单井组油藏数值模型，网格步长为10 m×2 m×1 m。采用角点网格，平面网格划分为37×35 个，纵向上分为35 层。渗透率860 mD，孔隙度28%，含油饱和度60%，原始地层温度22.3◦C，地层压力4.5 MPa。中间设置一对SAGD 井，以此机理模型对辅助直井相关参数进行论证。

2.2 辅助时机

模拟了直井在蒸汽腔上升阶段和蒸汽腔横向扩展阶段开始辅助的生产效果，结果如图1 所示。在蒸汽腔上升阶段开始辅助时，日产油峰值比横向扩展阶段要高，后续日产油逐渐减小；横向扩展阶段采用直井辅助时，产油高峰期比上升阶段辅助维持时间长，二者的产油高峰期同时到来，累计产油量相差不大。从直井吞吐轮次的角度来说，在蒸汽腔上升阶段开始辅助时直井需要吞吐的轮次较多，直井和SAGD 蒸汽腔不易连通，见效慢；而在蒸汽腔到顶部开始横向扩展阶段开始辅助时，直井所需吞吐轮次较少，容易连通，二者最终的汇聚蒸汽腔体积差别不大，采收率相差不大。

图1 蒸汽腔发育不同阶段开始直井辅助的生产效果Fig.1 Production effect of vertical well assistance at different stages of steam chamber development

综上，应在SAGD 蒸汽腔到顶部后开始横向扩展，水平段动用状况明确后，尽早实施直井辅助。

2.3 考虑隔夹层时射孔位置

SAGD 生产效果受夹层影响很大，夹层处于不同位置时射孔位置也不同。模拟了无夹层、中部有夹层和顶部有夹层3 种情况下的生产效果，见图2，图3。

图2 无夹层时不同射孔位置蒸汽腔连通情况对比（射孔井段5 m）Fig.2 Comparison of steam chamber connection at different perforation positions（Perforation section 5 m without interlayer）

图3 有夹层时直井辅助前后蒸汽腔发育对比图Fig.3 Comparison of steam chamber development before and after vertical well assistance with interlayer

1）无夹层。油层中没有夹层。模拟了与生产井平行射孔、平行注汽井射孔及注汽井上方5 m 射孔3 种情况。结果显示，直井只动用射孔位置上方的油层，射孔位置越低动用储量越大，越靠上动用储量越小且越容易与蒸汽腔连通。从提高油层动用的角度来说，射孔底界与生产井平行为宜；为防止汽窜，射孔段底界与生产井适当避射1∼3 m。射孔井段与盖层避射距离应大于3∼5 m，可大幅度减少盖层热损失，提高油汽比（图2）。另外，射孔厚度一般情况下大于5 m，保证直井辅助效果。

2）中部有夹层。油层中部一侧有夹层。模拟结果表明，夹层严重阻碍了蒸汽腔发展，夹层上方蒸汽腔不发育，损失了较大储量。而直井辅助后直井处和水平井之间蒸汽腔发育较好，夹层上方温度也得到了有效地提高。所以油层中部有夹层时夹层上方和下方都射开，同时，距离生产井1∼3 m 避射，油层顶部3∼5 m 避射。

3）顶部有夹层。油层顶部一侧有夹层。模拟结果表明，蒸汽腔只在夹层以下发育，夹层这侧上方不发育，损失了一部分储量。而直井辅助后井点之间夹层下方蒸汽腔发育较好，下方储量得到了全部动用，夹层上方温度也得以提高，辅助效果较好。

综上分析，油层顶部有夹层时夹层上方不射开，避免离盖层太近时的蒸汽热损失，同时，距离生产井1∼3 m 避射（图3）。

2.4 直井吞吐预热阶段参数

2.4.1 注汽压力

直井注汽压力越高，热扩散半径越大，但注汽压力过高易导致顶部盖层被压破，造成地表汽窜，因此结合各区块地层破裂压力，Z01 井区J3q3层参考同层吞吐井注汽压力，注汽压力上限为8∼9 MPa。

2.4.2 注汽强度

注汽强度越高，轮产油量越高；注汽强度过高将导致油汽比降低。Z01 井区J3q3层设计吞吐4 轮连通，模拟了4 个周期注汽强度在120∼170 t/m 生产效果，如图4 所示。

图4 辅助直井吞吐不同轮次条件下注汽强度优选图Fig.4 Optimization diagram of steam injection intensity under different rounds of huff and puff in auxiliary vertical wells

由图4 可以看出，吞吐第1∼4 轮注汽强度以140、140、150 和160 t/m 为宜。逐轮增加注汽强度增大注汽量，有利于提高热扩散半径，前4 轮注汽量分别为1 000、1 000、1 100 和1 200 t。

2.4.3 注汽速度

吞吐阶段的注汽速度影响直井和水平井间的热连通时间，以注汽速度逐轮增加的方式吞吐更有利于温度场的形成。提高注汽速度可以减少热损失，提高热利用率，模拟对比了注汽速度在110∼150 t/d下的生产效果，注汽速度大于130 t/d 后轮产油量不再增加，油汽比降低。注汽速度过大，容易造成地层破裂、汽窜，推荐J3q3层注汽速度为120∼130 t/d，在不超压情况下，注汽速度至少在100 t/d。

2.4.4 连通判断

吞吐一段时间后就直井与水平井是否热连通进行判断。如已实现热连通，则直井产液温度和压力都较高，并且与SAGD 井有联动现象。连通程度由低到高分为3 种：热传导受效、热对流受效和热连通受效。热传导受效时井口出液压力低于0.5 MPa，出液温度60∼70◦C，长期生产但产量不高；热对流受效时井口出液压力在0.5∼2.5 MPa，出液温度很快降到150◦C以下，自喷生产时间1 个月以上；热连通受效时井口出液压力低于2.5 MPa，与SAGD 井套压一致，出液温度维持高温。

2.5 直井转汽驱辅助阶段参数

2.5.1 直井注汽压力

在直井转汽驱辅助阶段，直井与SAGD 井组蒸汽腔完全聚合，直井的操作策略从吞吐转为持续注汽，即直井和SAGD 注汽井同时注汽，SAGD 生产井继续保持生产。该阶段直井与SAGD 注汽井形成统一压力系统，为精细调控蒸汽腔发育形态，防止汽窜，直井注汽压力稍高于SAGD 注汽井压力0.5∼1.0 MPa。

2.5.2 直井注汽速度

模拟了直井汽驱阶段注汽速度在20∼60 t/d 下的生产效果，研究结果表明，直井注汽速度越大，日增油量越大，注汽速度大于40 t/d 将导致SAGD 井组汽液界面不稳定而导致汽窜，油汽比降低；注汽速度小于30 t/d 时，驱油能力弱，增油效果差，因此直井注汽速度为30∼40 t/d 为宜。

2.5.3 SAGD 井组参数

SAGD 井组与直井形成热连通后，直井和SAGD 注汽井同时注汽，SAGD 生产井继续生产，井组整体保持注采平衡。SAGD 水平井以稳定生产为目标，保持目前注汽速度、操作压力及sub-cool，如表1 所示。

表1 直井辅助注采参数优化结果汇总表Tab.1 Summary of optimization results of auxiliary injection production parameters of vertical wells

3 实例验证

在风城油田Z01 井区开展了直井辅助试验，共实施辅助直井15 口，辅助SAGD 井组15 对。直井辅助于2019 年4 月采取优化后的参数开始实施，在直井吞吐阶段，直井日产油4.38 t，连通轮次平均4.5轮，累计增油12 067 t。辅助前SAGD 井组平均日注汽量72.3 t，日产液量67.5 t，日产油量13.8 t，采注比0.94，油汽比0.19；辅助后平均日注汽量73.5 t，日产液量70.1 t，日产油量14.1 t，采注比1.01，油汽比0.21。

区块中辅助效果最好的SAGD 井组注汽量降低16.0 t/d，产液量提高10.2 t/d，产油量提高3.1 t/d，油汽比提高0.10，采注比提高0.34，辅助后生产效果明显提升；区块整体单井组平均注汽量增加1.2 t/d，平均产液量增加2.6 t/d，平均产油量增加0.3 t/d，采注比提高0.07，油汽比提高0.02，辅助效果已初步显现。目前辅助时间较短，仅有部分井转为持续注汽井，待辅助直井全部转驱后效果会进一步提升。

4 结论

1）辅助时机应在SAGD 蒸汽腔到顶部后，尽早实施直井辅助；考虑隔夹层时射孔参数为无夹层时，射孔底界与生产井平行；油层中部有夹层时夹层上方和下方都射开；油层顶部有夹层时夹层上方不射开。

2）吞吐预热阶段注采参数优化：注汽压力不高于8 MPa；设计吞吐4 轮连通，注汽强度分别为140、140、150 和160 t/m；注汽速度为120∼130 t/d；采注比为1.1∼1.2；焖井时间2∼3 d；井口出液压力低于2.5 MPa，与SAGD 井套压一致，出液温度维持高温则为热连通。直井转汽驱阶段注采参数优化：直井注汽压力稍高于SAGD 蒸汽腔压力0.5∼1.0 MPa；直井注汽速度为30∼40 t/d；SAGD 井组维持现有注汽速度，sub-cool 在20∼35◦C。

3）直井辅助双水平井SAGD 措施能有效地提高水平井动用程度和采油速度，改善开发效果。