动态调控技术在D84块SAGD开发中的应用

【摘 要】 曙一区D84块馆陶油层属于超稠油油藏，具有油层厚度大、储层物性好、原油粘度高、边底水活跃等特点，油藏地质特征适合SAGD开采。2002年以来在室内研究的基础上，采取直井与水平井组合SAGD方式作为蒸汽吞吐后期提高采收率的接替方式，预计最终采收率为56.13%。2005年2月开始SAGD先导试验，经多年实践，生产指标全面达到方案设计指标，试验取得成功。本文重点总结了在SAGD生产过程中的动态调控方法，以及如何正确掌握SAGD的生产操作方法和理念，为工业化推广提供了很好的指导意义。

【关键词】 动态调控技术 SAGD 馆陶油层 超稠油油藏

油气田开发动态调控技术是根据油气田实际开发中暴露出的问题，有针对性的调整相关技术参数，实现既定开发目标的技术手段。本文以曙一区D84块为例，系统总结了该块SAGD生产过程中的动态调控方法，为目前仍处在实践探索阶段的SAGD开发技术的工业化推广提供了良好的指导意义。

曙一区D84块馆陶组油层是辽河油田超稠油油藏重要的开发区块之一，2001年开始采用70m井距正方形井网进行常规直井蒸汽吞吐，平均吞吐9.4周期，高周期后生产效果变差，井间大量剩余油无法采出，为提高区块采收率，改善开发效果，转换开发方式势在必行。

蒸汽辅助重力泄油技术即SAGD技术首先在加拿大进行先导试验，已经获得了令人满意的效果[1]。重力泄油的驱油机理与水平井技术结合，可以充分发挥水平井泄油面积大和稠油比重大的双重优势，是开发超稠油油藏最有效的方式。根据成功的SAGD开发经验和SAGD技术适用性筛选标准，D84块馆陶组油藏非常适合应用这项技术，2005年在D84块馆陶油层进行了直井与水平井组合SAGD区域性试验，并取得成功[2、3]，对完善SAGD技术及在辽河油田的工业化推广意义重大。

1 SAGD技术机理

蒸汽辅助重力泄油技术是开发超稠油的一项前沿技术，1978年R.M.Butler博士[3]首先提出其概念和理论，并在上世纪90年代中期在加拿大实现工业化应用。其主要机理是蒸汽注入井连续注入高干度蒸汽，注入的蒸汽超覆在地层上部形成蒸汽腔，蒸汽腔向上及侧面移动，与油层中的原油发生热交换，加热的原油和蒸汽冷凝水靠重力作用流到下面的生产井中产出。目前SAGD主要有2种生产方式：第一种是一上一下两口水平井的双水平井方式，上面水平井注蒸汽，下面水平井采油；第二种是直井+水平井组合方式，即在油藏底部钻一口水平井，在其上方钻一口或几口垂直井，垂直井注蒸汽，水平井采油（图1）[1]。目前D84块采用的是直井+水平井组合的SAGD方式。这种方式有如下生产特征[4、5、6]：

（1）重力作为驱动原油的主要动力，加热原油直接流入水平井生产获得相当高的采油速度。

（2）主要利用蒸汽汽化潜热加热油藏。

（3）采收率高，油汽比高。

（4）除发育大面积的页岩夹层外，否则对储层非均质性不敏感。

2 试验区概况

SAGD试验区位于D84块北部，构造整体形态为一向南东方向倾斜的单斜构造，构造倾角2～3°，区内砂体连续分布。油层埋深524～668m，油层平均有效厚度91.7m，无底水。储层岩性主要为中粗砂岩和不等粒砂岩，储层物性比较好，孔隙度平均为36.3%，渗透率平均为5.54μm2。20℃原油密度平均为1.01g/cm3，50℃脱气原油粘度23.19×104mPa·s，胶质+沥青质为52.9%，凝固点为27℃，含蜡量为2.44%。试验区采用直井与水平井组合SAGD，共有水平生产井4口，注汽井16口，注采井距为35m，水平生产井井距为70m，水平段长度350～400m。

3 动态调控技术在SAGD阶段的应用

在国内超稠油开发中，SAGD技术是一种新的开发方式，特别是在蒸汽吞吐后期实施SAGD开发，在国内外尚属首例，因此在吸收国外成功经验的基础上，坚持自主创新，在SAGD动态调整分析过程中，立足动态监测系统，以SAGD操作理念为指导，通过动态生产曲线综合分析，及时发现生产中的问题，不断优化调整，改善开发效果，全面实现并超过方案设计指标，保证试验取得成功。

3.1 水平段均匀动用技术

SAGD开发在重力泄油阶段，产量和油汽比的高低与泄油通道的数量和蒸汽腔发育状况息息相关，根据R.M.Butler博士1978年提出的产量预测公式[7]：

式中：N为垂直注汽井的井数；Li为注汽直井间的井距，m；q为日产油量，m3/d；g为重力加速度，m/s2；k为油相有效渗透率，m2；a为油层热扩散系数，m2/d；h为生产水平井上的油层厚度，m；m为原油粘度系数；△S0为蒸汽温度下的可动油饱和度，%；vs为原油粘度，m2/d；t为时间，天。

水平段动用长度与油井产油量成正比，因此，均匀发育蒸汽腔十分必要，在实际生产中，通过测量水平井井底温度来分析水平段动用程度，利用调整注蒸汽井位置、井数及注蒸汽强度，提高动用程度。

例如馆平11井在生产初期，其水平段动用程度仅为50%，水平井末端动用较差，调整方案是对末端注汽直井吞吐预热生产，同时加大该部位的蒸汽注入强度，经过综合调整，水平段动用程度可增加到70%（图2）。

3.2 水平井防窜技术

SAGD生产过程中，注蒸汽直井选择不合适或注蒸汽直井射孔井段选择不合理，采油水平井容易汽窜。蒸汽注入井射孔时，射孔井段底部与底部水平井间的距离应在3～5m左右，这样既可降低采油井发生汽窜的几率，最大限度的利用蒸汽热焓，又可保证注采井之间形成热连通，使原油从通道中泄入到采油井中[7]。同时，注汽井的选择应避开隔层发育区，防止隔层阻止蒸汽超覆，导致蒸汽量积累到一定程度，在采油水平井中形成汽窜。

3.3 阻汽控制技术

阻汽控制技术是指为保证SAGD合理生产的控制技术，就是为保持生产井合理的产液速度，需要保证水平井上方具有稳定的汽液界面，防止蒸汽的产出。判断的标志是生产井井底的温度比蒸汽腔的温度低10～20℃。在现场实际的操作过程中，利用测量水平井水平段流动温度、流动压力来判断[7]，主要通过调整生产井产液量来控制蒸汽和液体界面，当井底温度低于相应压力下的饱和蒸汽温度20℃以上时，提高排液量；当井底温度接近或超过该压力下的饱和蒸汽温度时，降低排液量（表1）。

3.4 蒸汽腔压力稳定技术

在SAGD开发过程中，蒸汽腔温度的高低取决于油藏压力的高低，而蒸汽腔温度的高低又决定了驱油效率的高低和原油黏度的大小。

首先蒸汽腔压力的确定应与最大限度地利用蒸汽的汽化潜热结合起来。从蒸汽性质上看，随着蒸汽压力的增加，汽化潜热下降，液相热焓上升[8]。因此降低油层压力是充分利用汽化潜热的基本条件。

其次蒸汽腔的压力的确定还需考虑油层流体物理性质和流动性质。当蒸汽腔压力过低时，会由于蒸汽温度低而导致原油黏度增大，不仅将影响产油量，还将影响蒸汽腔内的残余油饱和度，从而影响SAGD开发的最终采收率。通过油藏数值模拟研究，蒸汽腔压力保持在3～4MPa之间，SAGD开发效果较好。

确定蒸汽腔的压力合理值后，可以利用压力观察井监测压力的变化，当蒸汽腔压力高于4MPa时，降低注汽井注汽量；当蒸汽腔压力低于3MPa时，加大注汽井注汽量，从而保证蒸汽腔压力稳定。

D84块SAGD开发试验中，2007年8月馆陶组油藏蒸汽腔的压力达到4.2MPa，高于合理压力值0.2MPa，油藏的综合含水上升了约2%，采取的动态调整措施是减少日注汽量300t/d。15天后，馆陶组油藏蒸汽腔压力降至3.9MPa，控制在合理范围内，日产液量保持不变，含水下降1.5%。

4 结语

（1）D84块馆陶组油藏SAGD开发实践中，立足动态监测系统资料，以SAGD操作理念为指导，以动态生产曲线分析为手段，及时发现SAGD生产过程中的问题，不断优化调整，提高开发效果，全面实现并超过方案设计指标，取得了试验的成功。

（2）注汽井及注汽井段适宜是保证SAGD操作的基础，水平段均匀动用是SAGD操作的保障，阻汽控制是SAGD操作的核心，蒸汽腔压力稳定是SAGD操作的关键。

参考文献：

[1]窦宏恩.稠油热采应用SAGD技术的探讨[J].石油科技论坛，2003，8（4）：50～53

[2]王强.油藏监测技术在SAGD开发中的应用[J].特种油气藏，2007，14（6）：91～94

[3]吴霞.蒸汽辅助重力泄油技术研究进展[J].特种油气藏，2007，14（1）：7～10.

[4]孟强.杜84断块SAGD监测技术研究[J].特种油气藏[增]，2006，13：134-136

[5]刘尚奇，王晓春，高永荣等.超稠油油藏直井与水平井组合SAGD技术研究[J].石油勘探与开发，2007，34（2）：234-238.

[6]YangLi-qiang，ZhouDa-sheng.SAGDasFollow-uptoCSSinaMediumDeepandExtraheavy-oilReservoir[P]，SPE104406.

[7]ButlerRM著.见王秉章，等译.重油和沥青的热力开采工艺[M].北京：石油工业出版社，1994：31～40.

[8]刘文章.稠油注蒸汽热采工程[M].北京：石油工业出版社，1997；34-67.

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