油砂是非常规油气资源，可采资源量超过1800×108bbl。在油砂开发中应用最广泛的技术是蒸汽辅助重力泄油技术（SAGD）[1]，影响SAGD开发效果的关键在于蒸汽腔的发育情况。在加拿大麦凯河区块油砂项目投产后，井对开发效果受泥披层影响严重，850m的长水平井段实现蒸汽腔均匀扩展难度大。麦凯河区块泥披层厚度薄、发育频率高、形态多样、分布随机，难以通过常规测井手段识别，并对蒸汽腔的发育会造成明显的遮挡作用。研究发现，泥披层可对蒸汽腔的扩展造成巨大影响，导致汽油比（SOR）升高的同时，产油水平远不及预期[2-8]。鉴于常规技术难以解决SAGD开发中泥披层遮挡蒸汽腔发育与泄油的问题，国内外研究团队均进行了多项研究以制定应对策略[9-16]。其中，近年来国内外油田作业者在开发中尝试采用多分支井提高注汽能力或增加水平井泄油面积，来达到提高开发效果的作用，并开展多项研究确定多分支井产能及相关数值模拟研究方法[17-33]。
针对在SAGD开发过程中泥披层对开发效果的影响，Zhou等[5]认为当蒸汽腔发育过程中遇到泥披层后，蒸汽腔的纵向发育与泄油均会受到较大影响，井对产量爬坡期变长，油井经济性变差。可通过双管注汽、人工举升调控汽液界面，同时可以通过提高注汽压力促进蒸汽腔发育。王大为[32]分析了在SAGD开发过程中泥质夹层的影响，发现泥质夹层对SAGD的采油速度影响较大，对采收率、汽油比及注汽量影响较小；当泥质夹层处于注汽井正上方时，泥质夹层与注汽井距离越近，对采油速度的影响越大；泥质夹层可影响储层宏观垂向渗透率与横向渗透率的比值（Kv/Kh），进而影响SAGD开发效果。Kim等[9]认为蒸汽腔达到泥披层后产量会达到早期峰值，随后产量不断下降直到蒸汽腔绕流或穿过泥披层；同时发现泥披层的长度、宽度和纵向位置均会对开发效果造成显著影响，并开发了代理模型预测在储层中泥披层分布的情况下井对的开发效果。关于多分支水平井注采技术在SAGD开发中的应用，国内的辽河油田、新疆风城油田、渤海LD油田与加拿大的ConocoPhillips Surmont油田均在现场采用多分支井SAGD开发，但上述油田主要采用多分支鱼骨井进行开发，主要用于加大注汽、泄油面积。赵燕[33]在研究中认为分支水平井的分支角度、分支数和分支长度是影响均质模型中产能的主要因素，分支角度大于45°后多分支井总产能增加不大；分支数越多，对主井筒产量的影响越大；分支长度越长，产量越大，但增长幅度逐渐变缓。Liu等[29]设计错位多分支注汽井SAGD，采用数值模拟研究方法分析该技术对注汽井上方泥披层的适应性，研究发现，错位多分支注汽井SAGD可以采出泥披层上方的原油，提高井对产油量与采收率。
针对在SAGD开发过程中泥披层遮挡蒸汽腔的问题，业界缺少对采用多分支水平井解决泥披层遮挡问题的研究，对于泥披层对SAGD开发影响的定量化分析不足。在其他技术方法难以提高井对开发效果的情况下，未开展非均质储层中不同井型开发效果研究。本文中的研究区为加拿大麦凯河区块，该区块储层中分布有毫米级的泥披层，泥披层遮挡对开发效果造成了显著的影响。与此同时，该区块相比于其他加拿大油砂项目，储层厚度较薄。在这种情况下，提高蒸汽腔的纵向波及则更为重要。本文针对非均质储层SAGD开发进行了数值模拟研究与现场开发效果评价。设计4种不同井型组合方案开展数值模拟研究，厘清多分支井技术在SAGD开发过程中的泄油机理，刻画蒸汽腔形态并开展剩余油分布分析，明确多分支井作用原理，对比不同井型下开发效果的差异，研究多分支水平井油砂SAGD开发生产规律，为现场生产动态分析提供基础，为未来新井部署时井型设计提供借鉴。在此基础上进一步开展现场生产动态分析，通过定量化对比数值模拟研究结果与现场实际生产效果，进一步验证数值模拟研究的合理性，分析了完井方式差异、井距改变及邻井操作参数变化等因素对其生产效果的影响，并提出下一步操作建议。
1 区块概况麦凯河区块位于加拿大阿尔伯塔省阿萨巴斯卡油砂矿区东部，距离麦克迈里堡城西北约35km，处于第4子午线以西第87~93镇区（Township）、第11~16领域（Range）。区块主要包括南、北两部分，总计294个区域（Section），总面积约为752km2（图 1）。从构造上来说，区块位于加拿大地盾丘吉尔构造区，总体构造格局为一北西向倾斜的平缓单斜构造（倾角为0°~1°），断层不发育。麦凯河油砂区块主力储层为白垩系麦克默里（McMurray）组上段。钻井资料显示，该段地层埋藏较浅，埋深不超过200m，基本没有压实作用。取样分析结果表明，储层岩石固结程度较差，部分岩样未固结。麦克默里组上段为潮控河口湾沉积，属于超浅层疏松砂岩油藏。油层埋深为130~200m，平均为170m，有效厚度为8~24m；孔隙度为30%~37%，平均为34%；垂向渗透率为0.5~3.6D，水平渗透率为1.1~4.6D，含油饱和度为60%~90%。
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图 1 麦凯河区块位置图 Fig. 1 Location of Mackay River block |
麦凯河一期初始开发区位于麦凯河区块（南块），储层较为连续但厚度整体偏薄，有效厚度为18~22m，平均为19.6m；储层内发育泥披层，西北部发育较少，向东南部逐渐增多，且西翼少于东翼。麦凯河一期开发区内发育有厚度为0.5~3m的气顶，底部发育有厚度为0.5~2m的油水过渡带，原始油藏压力为29~58lbf/in2。15℃下原油重度为8.5°API，为沥青油。SAGD水平井水平段长度为850m，水平井间垂向间距为5m，井距为125m（加密井井距为62.5m）。麦凯河一期油田井场布局如图 2所示。
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图 2 麦凯河一期油田井场布局图 Fig. 2 Pads layout for Phase Ⅰ oil development in Mackay River block |
油砂区块麦凯河一期于2016年建成了年处理沥青油200×104t的地面设施。2016年完钻42个井对，并于同年12月开始注汽预热循环。2017年10月，全部井对转入SAGD生产，预热成功率达100%。2019年，AA平台完钻4对加密井，于同年11月开始预热，2020年5月加密井全部投产。截至2023年5月，麦凯河一期开发区已建设生产平台8座，完钻水平井92口。2022年麦凯河一期平均日注汽9858m3，年累计注汽360×104m3；年平均日产油11121bbl（1786t），年累计采油406×104bbl（65×104t），综合含水率为83.5%，如图 3所示。
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图 3 麦凯河一期生产曲线图 Fig. 3 Production curve of Phase Ⅰ oil development in Mackay River block |
加拿大油砂项目麦凯河区块一期的泥披层分布特点为厚度较薄，通常为厘米或毫米级，在测井曲线上难以识别，一般只能在岩心照片中识别泥披层，一般连片发育，延伸较长，最长的泥披层可以在水平方向上发育几千米。泥披层对产量的影响主要体现在阻碍蒸汽腔纵向发育，当蒸汽腔绕流穿过泥披层后，其又会阻隔下行泄油通道。由于泥披层大量连片分布，导致部分井组上部储层无法及时动用，延缓产量爬坡，生产周期拉长，开采效果变差。
从对SAGD井组的生产影响来看，大致可以将泥披层的分布分为两类：注汽井上方存在泥披层；注汽井与生产井间存在泥披层。当注汽井上方存在泥披层时，成片分布的泥披层将对蒸汽腔的纵向发育造成遮挡，当蒸汽腔纵向发育停滞时，蒸汽腔的横向发育将作为主导，产量爬坡趋势不明显。当注汽井与生产井间存在泥披层时，则会对蒸汽腔向生产井的泄油造成阻碍，造成注汽井与生产井间压差升高，并且注汽井上方泄油后可能无法达到生产井采出，在一定程度上可能造成储量的损失。
2 多分支水平井SAGD开发数值模拟研究为了更好地研究多分支井的泄油机理，设计机理模型并开展了多分支水平井SAGD开发研究。按照目前地质研究成果，暂不考虑泥披层沿水平井平面上的展布情况，按照注汽井上方存在泥披层进行设置，并与无泥披层情况进行对比，共设计两种模式，如图 4与图 5所示。
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图 4 泥披层分布模式示意图 Fig. 4 Schematic distribution pattern of mud drape layer |
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图 5 多分支水平井剖面示意图 Fig. 5 Schematic section of multi-lateral horizontal well |
在机理研究模型中，以实际地质模型的属性为基础，设计了机理模型的相关参数，主要包括：模型孔隙度、渗透率、含水饱和度、储层有效厚度、水平井长度、泥披层厚度、泥披层渗透率等，具体参数如表 1所示。
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表 1 机理模型参数表 Table 1 Parameters of mechanism model |
为了验证机理模型的合理性，将模型参数与现场实际油藏地质参数进行了对比，实际油藏地质参数与机理模型的孔隙度、渗透率、含水饱和度、原始油藏压力等参数保持一致。麦凯河油砂区块相比于周边区块储层厚度较小，原始油藏压力低，这些因素造成区块开发效果受限。为了尽可能地还原研究区油藏情况，机理模型沿用了麦凯河油砂区块的储层参数。在SAGD双水平井井型设计中，调研发现国外油砂区块采用SAGD开发时水平井长度介于800~1200m之间，井距介于50~125m之间，参考麦凯河一期现有老井水平井长度与水平井间距，设计机理模型水平井长度为850m，距离模型边界60m，均处于合理范围之内。最后，测算井对开发效果，发现峰值产油量在60~150t/d，麦凯河一期实际加密平台单井对产量峰值为70~133t/d，机理模型结果与现场生产指标符合度较高。
为了对比不同泥披层分布模式下不同井型的开发效果，并尽可能模拟现场开发的现实情况，根据两种泥披层分布模式，建立了4种多分支井设计方案，以开展不同多分支井型对泥披层的适应性研究，具体方案设计如表 2所示。
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表 2 模型设计方案汇总表 Table 2 Summary of numerical model design schemes |
泥披层分布模式一，即储层中纵向无泥披层发育，主要用作基准对比不同多分支井型设计在储层中不同泥披层分布模式下的开发效果。从不同多分支井设计方案的日产油量与累计产油量曲线可以看出（图 6、图 7），4种方案在生产前期与生产中期的累计产油水平较为一致，由于采用均质机理模型进行研究，SAGD注汽井与生产井在生产过程中注汽量与产液量均比较均匀。如果注汽井采用多分支井设计（如方案3与方案4），导致单井对的注汽能力提高，蒸汽腔在开发前期的发育速度加快，井对峰值产油量提高。如果生产井采用多分支井设计（如方案2与方案4），到了生产后期，由于生产井需要控制蒸汽的产出量，同时保证产液量，会造成多分支井间储层受蒸汽的波及较少，蒸汽腔在储层底部的发育会受到一定限制，从而造成剩余油饱和度增加，累计产油量降低（图 8）。
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图 6 泥披层分布模式一不同方案累计产油量曲线 Fig. 6 Cumulative oil production curve of different schemes (mud drape layer distribution pattern Ⅰ) |
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图 7 泥披层分布模式一不同方案日产油量曲线 Fig. 7 Daily oil production curve of different schemes (mud drape layer distribution pattern Ⅰ) |
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图 8 泥披层分布模式一开发后期含油饱和度场图 Fig. 8 Oil saturation field pattern in the later stage of development (mud drape layer distribution pattern Ⅰ) |
统计了泥披层分布模式一中4种井型设计方案的生产指标（表 3），通过对比可以发现，在储层中不存在泥披层遮挡的情况下，采用多分支注汽井与水平生产井的井型设计（方案3）可以达到最好的效果，主要表现为达到最高的累计产油量，最低的累计汽油比，第二高的峰值日产油量。在方案2与方案4中，生产井采用多分支井设计可以提高井对的峰值产量，但是由于数值模拟模型参数限制，会造成储层底部剩余油较多，现场如采用裸眼完井会缓解这种情况，提高井对的开发效果。方案1的累计生产指标与方案3相近，但方案3的峰值日产油量高于方案1，说明在均值油藏中，采用多分支注汽井技术可以提高采油速度，但是对于提高累计产油量效果有限。综合考虑累计产油量、峰值日产油量与累计汽油比指标，对于泥披层分布模式一推荐井型设计方案3，即多分支注汽井与水平生产井组合。
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表 3 泥披层分布模式一不同方案生产指标汇总表 Table 3 Summary of production performance indicators of different schemes (mud drape layer distribution pattern Ⅰ) |
对于泥披层分布模式二，即储层中注汽井上方存在泥披层发育的情况下，与泥披层分布模式一相比，不同多分支井设计方案的开发效果均受到了不同程度的影响，主要表现为单井对峰值日产油量与全生命周期累计产油量下降（图 9、图 10）。在这种情况下，方案3开发效果突出，其累计产油量高于或持平其他方案、峰值日产油量仅略低于方案4。方案4注汽井也采用多分支井设计，同样表现为井对峰值日产油量较高。
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图 9 泥披层分布模式二不同方案累计产油量曲线 Fig. 9 Cumulative oil production curve of different schemes (mud drape layer distribution pattern Ⅱ) |
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图 10 泥披层分布模式二不同方案日产油量曲线 Fig. 10 Daily oil production curve of different schemes (mud drape layer distribution pattern Ⅱ) |
从不同多分支井设计方案的日产油量曲线中可以看出，在注汽井或生产井采用多分支井设计时，井对前期的产量爬坡速度较慢。主要原因在于，在井对采用多分支井设计时，特别是在注汽井采用多分支井设计的情况下，由于注汽井进尺大幅度增加，难以充分预热所有多分支井段，特别是注汽井多分支井远端，因此会造成注汽井前期注汽能力下降。同时调取了模型截面的温度剖面，如图 11所示，从图中可以看出，由于多分支井进尺远长于常规水平井，生产早期井段（特别是多分支井段）温度均匀程度较低，多分支井端点处温度较低，尚未完全动用，由于多分支井与主井眼采用同一操作限制条件，因此早期注汽井受动用程度影响注汽量受限，造成产量爬坡期拉长。
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图 11 泥披层分布模式二不同方案生产5年时模型界面温度剖面图 Fig. 11 Interface temperature profile of different schemes after five years' production (mud drape layer distribution pattern Ⅱ) |
对于注汽井上方存在泥披层的情况，从井对生产开发指标来看，在注汽井采用多分支井设计时，井对的峰值日产油量与累计产油量均优于其他方案。为了更直观地观察多分支注汽井的效果，选取垂向上蒸汽腔剖面对比（纵向上横截面序号K=1，油层顶；K=15，泥披层上方；K=27，生产井上方），如图 12与图 13所示，可以看到在泥披层分布模式二时多分支注汽井优势明显，蒸汽腔可以更快地穿过泥披层发育，到开发后期，蒸汽腔体积也更大。在泥披层分布模式二情况下，若生产井采用多分支井设计，情况与储层中不存在泥披层情况类似，由于井控条件限制，储层底部剩余油饱和度升高，造成单井对采收率降低。
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图 12 泥披层分布模式二不同方案生产5年时模型三维温度场图 Fig. 12 3D temperature field diagram of different schemes after five years'production (mud drape layer distribution pattern Ⅱ) |
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图 13 泥披层分布模式二不同方案生产15年时模型三维温度场图 Fig. 13 3D temperature field diagram of different schemes after 15 years'production (mud drape layer distribution pattern Ⅱ) |
与此同时，通过数值模拟研究发现，在泥披层分布模式二下，SAGD单井对的产量峰值取决于蒸汽腔穿过注汽井上方泥披层后，发育至储层顶部边界的时间，而不是在蒸汽腔扩展到模型顶部时产量达到峰值。方案1、方案2、方案3、方案4 SAGD单井对产量峰值到来的时间分别是2041年、2040年、2033年和2033年，相应不同时间点的蒸汽腔发育情况如图 14所示，可以看到，蒸汽腔穿过注汽井上方泥披层并发育至储层顶部边界的时间，与机理模型中单井对达到产量峰值的时间吻合度较高。这说明蒸汽腔能否在泥披层上方顺利发育，是制约井对开发效果的关键因素。当SAGD井对中注汽井采用多分支井设计时，蒸汽腔在泥披层上方的发育速度明显增大，有利于提高单井对开发效果（特别是早期开发效果）。
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图 14 泥披层分布模式二不同方案蒸汽腔随时间发育动态图 Fig. 14 Dynamic steam chamber development over time of different schemes (mud drape layer distribution pattern Ⅱ) |
统计了泥披层分布模式二中4种井型设计方案的生产指标（表 4），通过对比可以发现，在注汽井上方存在泥披层遮挡的情况下，采用多分支注汽井与水平生产井的井型设计（方案3）可以达到最好的效果，主要表现为达到最高的累计产油量，最低的累计汽油比，第二高的峰值日产油量。在注汽井上方存在泥披层时，注汽井采用多分支井设计可以有效提高蒸汽腔的发育，促进井对产量爬升，相比于方案1，方案3的峰值日产量提高42.3%。在这种情况下，生产井采用多分支井设计可以增加泄油面积，提高单井峰值产量，促进蒸汽腔发育，但无法解决泥披层对蒸汽腔发育造成遮挡效应。考虑到在现场实际操作中，多分支井可采用裸眼完井降低成本，可降低每米钻井成本。因此，从油藏工程角度考虑，对于泥披层分布模式二同样推荐井型设计方案3，即多分支注汽井与水平生产井组合。
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表 4 泥披层分布模式二不同方案生产指标汇总表 Table 4 Summary of production performance indicators of different schemes (mud drape layer distribution pattern Ⅱ) |
总体结果显示，在储层中存在泥披层时，特别是对于注汽井上方存在泥披层的情况来说，多分支注汽井可以提高水平井注汽能力，增大蒸汽腔早期的波及体积，井对产量爬坡期缩短、峰值日产油水平升高。当生产井采用多分支井设计时，可提高单井泄油面积，从而提高井对峰值产量。理想情况下，多分支井眼可同时成为注汽和泄油的优势通道，但生产井的汽液界面设置会在一定程度上造成生产井压力升高、排液量降低、多分支井间剩余油饱和度增加，从而降低累计产油量。
在现场实际井型设计中，由于钻井工艺限制（多分支井眼与主井眼间角度较大，井眼尺寸较小，难以实现低成本有效完井），多分支井眼可采用裸眼完井。在这种情况下，裸眼完井的多分支井井眼则类似于储层中的高渗条带，促进注入蒸汽沿井眼向上与加热后原油沿井眼向下的流动。在数值模拟研究结果中发现，在套管完井的条件下，多分支注汽井可以提高注汽能力，多分支生产井可以提高井对泄油能力，二者均可提高井对的峰值产油水平。而为了防止注入蒸汽窜进井筒，采用多分支生产井设计时会限制生产井的产液量，造成累计产油量的降低。针对蒸汽窜进问题，麦凯河区块现场已试验了10余个井对安装油管型或套管型流入控制装置（ICD），有效平衡生产井产液剖面。考虑到上述因素，在现场实际井型设计中，如多分支井眼采用裸眼完井，当储层中泥披层位于注汽井上方时，则推荐从生产井钻多分支井眼，向上穿过泥披层，发挥多分支井提高蒸汽腔扩展与增加泄油能力的作用，同时在多分支井与主井眼连接处，设计套管型ICD抑制蒸汽窜进井筒，保证井对产液量。
3 多分支水平井SAGD现场开发效果分析加拿大油砂区块麦凯河一期于2019年11月完钻了4对加密井，其中2对加密井生产井采用多分支井设计，1对加密井注汽井与生产井均采用多分支井设计。多分支井采用上倾式设计、裸眼完井并采用10个多分支井不对称排布设计。在设计多分支井轨迹时，根据井对所在不同位置的泥披层分布情况分别进行了针对性设计，尽可能地使多分支井穿过注汽井上方泥披层，增加泄油能力，同时连接邻井蒸汽腔，通过驱泄复合机理提高多分支井开发效果。具体多分支井设计情况如图 15所示。
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图 15 加密多分支井对井轨迹剖面图 Fig. 15 Well trajectory profile of infill multi-lateral well pair |
从早期多分支井的开发效果来看，主要表现出SAGD预热时间缩短、早期生产效果好、上产快的特点。相比于AA平台老井，加密井对预热时间明显缩短（从平均的178天降低到136天），转产温度均超过100℃，预热时间与注汽量如表 5所示。
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表 5 AA平台加密井对预热情况数据表 Table 5 Pre-heating data of infill wells in Pad AA |
AA平台老井于2017年转入SAGD生产，而AA平台4对加密井于2020年转入SAGD生产。从产量对比曲线可以看出加密井相较于老井上产速度快，转产后，老井产量在6个月时间内达到40t/d，而多分支加密井产量在5个月时间内达到70t/d，在相同累计产油量条件下，生产时间缩短了11个月（图 16、图 17）。加密井产量高于同阶段老井，平均峰值产量为90t/d。体现出多分支加密井上产速度快，同时产量远远超过平台老井。
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图 16 AA平台已实施4对加密井与老井日产油量对比曲线 Fig. 16 Comparison of daily oil production curve between four infill wells in Pad AA and old wells |
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图 17 AA平台已实施4对加密井与老井平均累计产油量对比曲线 Fig. 17 Comparison of average cumulative oil production curve between four infill wells in Pad AA and old wells |
对现场生产数据开展统计可以发现，与数值模拟研究结果类似，在SAGD井对采取多分支井设计（无论是注汽井采用多分支井设计或是生产井采用多分支井设计）后，峰值产量相比于地质情况较为相近的邻井均有所提高，具体如表 6所示。
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表 6 AA 平台井对峰值产量对比表 Table 6 Comparison of peak oil production of wells in Pad AA |
通过现场生产数据统计发现，SAGD井对在采用多分支井设计后，峰值产油量提高，开发效果有所提升，这点与数值模拟研究结果一致。但与此同时，多分支井对上产速度加快，动用程度升高，生产井水平段动用情况相比于老井有所提升，则与数值模拟研究结果产生了差异。分析认为，造成不一致的原因主要有3点：一是在数值模拟研究中，多分支井均采用套管完井，而现场实际采用裸眼完井；二是数值模拟机理模型中均采用单井对进行模拟，而现场实际则采用多分支井对在产平台进行加密；三是现场AA平台的泥披层分布模式具有很强的随机性，在数值模拟研究中难以直接进行类比。
裸眼完井对比套管完井，最大的差别表现为分支井不再受汽液界面操作参数的限制。在数值模拟研究中，通过限制井筒内蒸汽流量控制汽液界面（Subcool），如分支井过于靠近蒸汽腔则会通过提高注汽量与产液量的方式恢复汽液界面；而在现场由于加密井主井筒均安装了套管型ICD，采用0℃汽液界面操作方式，保障有闪蒸蒸汽通过ICD而起到限流作用，使得在现场生产时，多分支加密井的注汽量与产液量提高，采用裸眼完井时，多分支井可以同时成为注蒸汽与蒸汽腔泄油的通道，从而进一步提高多分支井的开发效果。在现场投产多分支加密井对时，加密平台的老井已生产超过了两年的时间，地层的压力、温度相比于原始情况均有一定程度的提升。从注汽量对比曲线可以看到，在现场投产后，多分支加密井平均注汽量远高于同期同平台老井（图 18），蒸汽腔发育速度与产量爬坡速度更快。而在数值模拟研究中，多分支井方案投产后注汽量低于双水平井方案。
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图 18 加密井与老井平均注汽量对比曲线 Fig. 18 Comparison of average steam injection volume curve between infill wells and old wells |
在AA平台加密多分支井对后，平台井距为62.5m，在生产3年后，4个加密井对蒸汽腔均与邻井产生了连通。以AA08井与其邻井AA03井为例，把两个井对的生产指标曲线（图 19）进行对比可以看出，2021年3月之后，老井AA03井在产液量基本稳定的情况下，注汽量持续下降，而加密井AA08井注汽量持续上升，产液量则在下降。与此同时，在加密井AA08井关井作业、注汽井停止注汽时，AA03井注汽量出现激增。说明在加密井停止注汽后，蒸汽腔压力出现亏空，而在此时两井的蒸汽腔已经连通，在恒压注汽的条件下，老井注汽量出现激增。
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图 19 AA03井与AA08井生产指标曲线 Fig. 19 Production curve of wells AA03 and AA08 |
SAGD井对蒸汽腔的串联会造成单井对生产指标在一定程度上失真，尤其是当相邻井对投产时间不同、注汽量不均、储层条件具有一定差别的情况下。这对于多分支加密井投产后的开发效果来说有利有弊。以AA09井对为例，该井对的生产井采用了不对称的裸眼多分支井设计。在投产初期，与邻井蒸汽腔的串联提高了生产速度。在预热阶段结束后，日产油水平达到50t用时54天，日产油水平达到90t用时158天，远超同平台常规SAGD井对。但在日产油水平达到峰值之后，由于井对注汽压力高且裸眼多分支井型造成蒸汽注入邻井蒸汽腔，并未对该井产量做出贡献。一般来说，SAGD开发过程中随着蒸汽腔发育产量逐步提高并达到平台期，但从该井生产曲线上可以看到注汽量与产油量曲线出现背离，使得井对开发效果下降。2022年底该井注汽量降低了200t/d，而对产油量并未造成显著影响，更加验证了井对间蒸汽腔的串联情况，如图 20所示。
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图 20 AA09井生产指标曲线 Fig. 20 Production curve of Well AA09 |
对于采用多分支井进行加密的情况，由于多分支井采用裸眼完井时会大幅增加注汽井的注汽能力，在多分支井投产早期，较好的注汽能力可以促进与邻井蒸汽腔的连通，提高水平井对的开发效果。但是随着不断的生产，考虑到同平台老井蒸汽腔发育时间长、扩展范围大，如果不对平台井对的操作压力进行精细调控，则会造成老井吸汽，而多分支井对开发效果下降的情况。为了避免这种情况发生，在多分支加密井投产后3~6个月，应保持老井操作压力高于加密井操作压力50~100kPa，防止老井蒸汽腔过度吸汽。同时可在适当时机在加密多分支井对的注汽井中注入示踪剂，根据蒸汽流向进行进一步有针对性的调控。
4 结论本文开展了油砂多分支水平井SAGD开发规律研究及技术对策分析，评价多分支井SAGD开发效果与该技术对于克服储层中泥披层遮挡的适应性，结果显示：（1）在数值模拟研究中，当储层中存在泥披层时，多分支注汽井可以提高水平井注汽能力，增大蒸汽腔早期的波及体积，井对产量爬坡期缩短、峰值日产油水平升高。当生产井采用多分支井设计时，可提高单井泄油面积，从而提高井对峰值产量。（2）当采用多分支井设计时，多分支井眼促成了注汽和泄油的优势通道，蒸汽能直接进入泥披层上方，形成的冷凝水及具备流动性的原油可以由分支井快速流入水平段中，克服了泥披层的遮挡作用。（3）现场生产动态分析发现，在SAGD井对采用裸眼多分支井设计后，井对峰值产油水平提高，与数值模拟研究结果一致。现场井筒采用裸眼完井进一步提高了多分支井对的注汽能力与早期产量，但加剧了多分支井对与邻井的井间干扰情况，造成多分支井对产量出现波动。
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