外部保压技术对提高SAGD水平井区块开发效果的研究

摘 要：SAGD技术目前已成为国内外开发超稠油的一项成功技术，但在目前实际开发中仍存在蒸汽腔大量的蒸汽外溢、水平段动用不均及注采连通差等问题。本文针对杜84块兴Ⅰ组稠油油藏特点和目前双水平井SAGD开发中存在的问题，进行技术分析和参数设计等研究。现场实验表明，通过在SAGD外溢區域实施水平井蒸汽辅助非凝析气体，能够保证SAGD蒸汽腔的压力升高以及地层能量的补充，改善双水平井SAGD开发效果，提高最终采收率。

关键词：双水平井SAGD；气体辅助；外部保压

中图分类号：TE345 文献标识码：A

蒸汽辅助重力泄油（SAGD）技术是开发超稠油的一项前沿技术，重力泄油理论是由R.M.Butler博士根据注水采盐原理提出的。SAGD采油以蒸汽作为加热介质，通过注汽井注入，形成蒸汽腔，利用汽化潜热加热油藏，热油和冷凝水利用重力流入生产井被不断采出。曙一区杜84块兴ⅠSAGD井组目前存在的主要问题是操作压力低、热连通差，导致注采井间容易发生汽窜，水平段温度高。针对该区块SAGD双水平井开发的实际问题，本文主要研究如何解决这一矛盾。

1 外部保压技术及因素分析

1.1 外部保压开采的主要机理

针对兴Ⅰ组双水平SAGD井区外溢严重的问题，通过实验研究发现，在SAGD外溢区域实施水平井注蒸汽辅助非凝析气体，可以改善双水平井SAGD的开发效果。其主要原理是向SAGD外溢区域的水平井连续注入蒸汽提高外溢区域地层压力，平衡SAGD井组地层压力，改变冷凝液流向，维持SAGD汽液界面；同时辅助注入非凝结性气体，由于重力分异作用在汽腔顶部聚集，利用非凝析气体分压原理提高地层压力，节约蒸汽用量。

1.2 SAGD开发效果影响因素分析

1.2.1 压力场不均衡，蒸汽外溢严重，难以建立稳定汽液界面

杜84块兴Ⅰ组油层为吞吐后期转入SAGD开发，兴Ⅰ组SAGD井区外侧共有9口吞吐水平井，平均吞吐8.0轮，地层亏空46.6×104t，地层压力由原始地层压力6.42MPa降至1.0MPa～1.5MPa左右，整体温场已建立，油层平面连通性好，而SAGD井区蒸汽腔压力为3.0MPa左右，在1.5MPa～2.0MPa的较大压差作用下，SAGD注入蒸汽大量外溢至邻近低压区，导致蒸汽腔扩展速度慢；同时大量冷凝液外溢至邻近低压区，SAGD生产井上部难以建立稳定汽液界面，导致SAGD开发效果差。因此外溢严重是制约兴Ⅰ组双水平SAGD开发效果的最主要因素。

1.2.2 注采井距大

受蒸汽吞吐开发后压力不均衡的影响，兴Ⅰ组双水平SAGD井组吞吐预热和循环预热效果较差，上下水平井间未建立良好的热连通，导致SAGD泄油能力弱，生产效果差。

国外双水平SAGD的成功实例证明注采井距为5m时为最佳距离，而我们兴Ⅰ组双水平井组注采井距在5.5m～8.5m，平均7.2m，注采井距过大导致热连通很难建立，泄油通道狭窄，泄油能力低。

2 保压开采技术的应用

2.1 保压开采注汽井的选择

由于外溢严重是制约兴1组双水平SAGD开发效果的最主要因素，因此为了抑制蒸汽大量外溢，决定对该区块实施外部注汽保压开采。首先进行兴H302井连续注汽试验，在兴H302注汽期间，兴平281、兴平291的日产能力有了明显上升，而停注后又有了下降趋势；通过兴平291井下温度压力监测发现兴H302连续注汽期间兴平291的饱和压力和温度都有了明显的上升，SUB-COOL值有所增加，油井产能持续提高。受到兴H302连续注汽的启发，在杜84块兴Ⅰ组SAGD外溢区水平井实施注蒸汽辅助CO2气体保压开采。

通过分析，选井时主要考虑以下因素：

（1）注汽井尽量处于构造高部位，能够保证连续注蒸汽后不发生汽窜，还要确保注入非凝结性气体位于汽腔顶部，外溢量低，可以更好的起到分压增能作用。但考虑到CO2气体的重力分异作用，在构造低部位注气对生产影响不大，只是连续注蒸汽时存在汽窜的风险。

（2）注汽井应位于SAGD周边亏空大、与SAGD水平生产井连通好区域。目的是保证蒸汽、非凝结性气体外溢量低，压力传导效率高，外溢量小。

（3）注汽井在外溢区均匀分布。

根据以上筛选原则，优选杜84-兴H296、杜84-兴H297、杜84-兴H282、杜84-兴H265、杜84-兴H257等5口井为注汽井。

2.2 保压开采注汽参数设计

CO2分四个段塞注入。第一段塞设计单井CO2气体注入量为300t（地层条件下体积为2.7万方），5口井合计注CO21500t（地层条件下体积为13.4万方）；后续段塞注入时间根据SAGD井区地层压力水平确定。注CO2时按要求先注入表面活性剂，设计单井注入量为10t，分2个段塞注入：注CO2前先注入5t表面活性剂，待CO2注入量为200t时，再注入5t表面活性剂。5口注汽井设计单井阶段注汽量为20000t。

2.3 实施效果

通过现场应用，外溢区域水平井连续注入蒸汽并辅助非凝析气体，确实提高外溢区域地层压力，平衡SAGD井组地层压力，较实施措施前确实有了较大提高。

SAGD井的冲次调控要求必须满足SUB-COOL值（即饱和压力对应的温度与井下最高温度的差值）大于10℃。通过兴平291井下温度监测曲线（图1）发现，在实施保压开采后的SUB-COOL值从低于10℃升高到15℃～25℃，完全满足SAGD的调控需要，这对提高SAGD井的冲次从而加大油井的排液速度有了很好的保障，做到了井下温场的建立，提高了稠油油藏的动用程度。

兴平291在保压开采后的提升很大，使得措施后的日产液由原来的120t最高达到329t，兴Ⅰ组4对双水井SAGD井组产油能力有了较大提高，日产油由24t提高到42t（图2）。

在实施保压开采后4个井组受效显著，连续生产和泄油能力明显增强，4对双水井SAGD井组目前日产液由原来的402t提高到到816t，日产油由57t提高到97t（表1）。

结语

（1）外部保压措施的实施，能够保证区块地层能量的补充，提高SAGD蒸汽腔的操作压力。进一步丰富了双水平SAGD井的调控手段，为改善双水平SAGD开发效果及其工业化实施提供了指导。

（2）兴ⅠSAGD外部保压开采的成功，实现了公司产能的有效接替，证明了保压开采方式是SAGD开发后期进一步提高最终采收率的有效技术。

（3）保压开采的技术成果和认识对同类型油藏开发具有借鉴意义。

参考文献

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[2]王志超，李树金，周明升.杜84断块馆陶油藏双水平SAGD优化设计[J].中外能源，2008，13（02）：48-51.

[3]刘尚奇，包连纯，马德胜.辽河油田超稠油油藏开采方式研究[J].石油勘探与开发，1999，26（04）：80-81.

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