2014, Vol. 36
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中深层超稠油SAGD（Steam Assisted Gravity Drainage，蒸汽辅助重力泄油）技术已经在辽河油田开展了规模应用[1-3]，但随着实施规模的不断扩大，实施油藏条件变差，连续油层厚度减薄且厚层内部隔夹层发育，在转入SAGD后受夹层的遮挡，蒸汽腔仅在横向扩展，无法超覆至夹层上部，影响了SAGD开发效果及产出液的油汽比。通过前期研究与探索辽河原创了驱泄复合立体开发技术，有效提高了厚层油藏储量动用程度，SAGD综合开采取得了良好的开发效果。驱泄复合开采技术的引入也扩展了SAGD油藏适用范围及应用空间，也为中深层稠油进一步提高采收率提供了技术借鉴。
1 驱泄复合开采机理研究 1.1 驱泄复合开采技术提出在中深层稠油油藏蒸汽驱过程中[4]，层状油藏蒸汽突破前主要作用机理为黏滞力和水平驱动力，黏滞力是由压力梯度产生，蒸汽突破后主要为重力和泄油为主，重力由流体间的密度差产生，并且引起垂向压力梯度；在SAGD开采过程中主要作用机理为重力和泄油[5-6]。驱泄复合开采技术是将两种不同开发方式和开采机理有机结合，当厚层油藏中存在夹层时，夹层上部实施蒸汽驱开采，夹层下部实施重力泄油开采，开采过程中上下保持一套稳定的驱替压力系统，实现夹层上部水平驱动力夹层下部泄油为主的一种开采方式。在油藏设计中一般夹层上部油层设计一套蒸汽驱驱替井网或者部分驱替井网、下部为完全的重力泄油井网。
1.2 驱泄复合物理模拟研究为了更好地研究驱泄复合开采过程中的驱替机理，认识夹层实施驱泄复合方式蒸汽腔扩展规律，建立了二维比例物理模型。设计模型尺寸500 mm ×500 mm ×40 mm，实验压力0.8 MPa，实验温度170℃。从图 1可以看出，当SAGD开始后至含水90%前，夹层上部油层温度仍处于原始油藏温度，为50∼60℃，左侧SAGD注汽井蒸汽腔已经上升至油层顶部，横向扩展范围小，直井与水平井之间形成反“ ∑”形状的蒸汽腔，右侧直井注汽后被限制在夹层下部，蒸汽腔纵向扩展至夹层后，仅在横向上扩展，实际动用油层厚度减少。当实施驱泄复合开采后，夹层上部油层得到动用，被驱替的原油一部分被直井采出，一部分被下水平井采出，驱泄复合结束后，油层动用均匀，与转入驱泄复合开采前对比，采收率提高20.73%。
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| 图1 驱泄复合物理模拟温度场图 Fig. 1 Temperature field of steam flooding and gravity drainage tridimensional simulation |
物理模拟仅反映夹层遮挡油层2/3条件下，驱泄复合开采机理，应用数值模拟可以考虑不同夹层延伸长度，并针对延伸长度进行驱泄复合机理的进一步解释[7-9]。分别取井距的1/2、2/3、3/4、1倍的延伸长度进行数值模拟研究。结果表明：随隔夹层不断延长，其开采机理逐渐变化，当夹层完全遮挡时，上下形成完全独立的蒸汽腔，上部主要为蒸汽驱作用机理，原油被驱替至生产井，下部直井与水平井之间形成完整重力泄油；随着夹层范围不断降低，封隔作用减弱，一部分原油被驱替至直井，一部分沿形成的汽腔下泄至水平井被采出。此时水平驱动力与重力泄油作用机理明显。当隔层遮挡注采井距为3/4时候，夹层上下形成一个独立的蒸汽腔，隔层上部受原油黏度的制约超覆作用较为严重，驱替至直井后，蒸汽剥蚀为主，原油被逐层采出。下部蒸汽腔随着重力泄油作用的不断推进，形成稳定泄油腔，但受直井开采的影响，下部蒸汽腔绕过夹层向上扩展，蒸汽腔不断扩大，此时上下形成完整汽腔。当夹层遮挡油层小于1/2时，隔层的存在总体上不会影响蒸汽腔的形成，只在初始形成蒸汽腔时对其局部的扩展起到了一定的减缓作用。
2 隔夹层封隔能力研究 2.1 隔夹层岩性及物性隔层一般指两个砂体之间厚度相对较大、分布稳定、分布范围较广的非渗透性或渗透性较低的层，一般以泥岩或者砂质泥岩为主；夹层是砂体内部厚度较薄、分布范围相对较小的非渗透性或渗透性较低的层[10]。但无论哪种隔夹层都应按照其对SAGD实施的影响来分析，影响蒸汽腔扩展的层均可按驱泄复合方式来研究。
图 2中给出了辽河D块两种影响SAGD开发的隔夹层，一种隔层为泥岩隔层，以浅灰色泥岩和砂质泥岩为主，该类隔层特点为平面分布稳定，但厚度差异较大，最小厚度0.3 m，最大厚度37.4 m，平均厚度为4.2 m，一般RT（电阻率） < 5 Ω·m，AC（声波时差）> 460 μs/m（图 2a（RT：4 Ω·m，AC：480 µs/m））；一种为物性夹层，岩性以含砾含泥不等粒砂岩和含泥砾岩为主，该类夹层在局部分布，厚度相对较薄，一般在0.6∼2.0 m，平均厚度为1.3 m，一般RT在20∼70 Ω·m，AC < 380 μs/m，储层具备一定物性，孔隙度 < 15%，渗透率 < 60 mD（图 2b（RT：53 Ω·m，AC：277 µs/m）、图 2c（RT：34 Ω·m，AC：349 µs/m））。通过对D块隔夹层四性关系分析，并对照在实际生产中测温曲线结果（均反映为受到遮挡，温度仅为夹层下部扩展），给出了D块油层、物性夹层、泥岩隔层的电性识别条件：油层RT>50 Ω·m，AC > 310 μs/m（图 2d（RT：218 Ω·m，AC：455 µs/m）），物性夹层RT范围20∼70 Ω·m，AC < 380 μs/m，泥岩隔层RT < 20 Ω·m，AC>420 μs/m。当统计物性夹层时，应以影响SAGD蒸汽腔扩展为主要依据，在实际生产中物性夹层是相对而言，应以渗透率级差或垂向渗透率比值为界限，对于不同油藏可以界定不同的划分标准。
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| 图2 辽河D块隔夹层及油层岩芯图 Fig. 2 Interlayer and core in Block D of Liaohe Oilfield |
泥岩隔层具备较好的封隔能力，国外资料调研表明，泥岩隔层厚度大于0.5 m对SAGD蒸汽腔影响较大，小于0.5 m且平面分布不稳定或者遮挡水平井长度小于1/2井距时影响不大[11]。从数值模拟结果来看，虽然隔层上部温度有所上升（图 3），但隔层上部原油饱和度仍保持原始状态，SAGD结束后油藏采收率由59%下降至42%。因此在实际部署SAGD水平井时应尽量避免泥岩隔层的遮挡。
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| 图3 泥岩隔层对SAGD影响数值模拟研究 Fig. 3 Numerical simulation for the impact of shale on SAGD |
在SAGD实施过程中，厚层内部常发育物性夹层，物性夹层的存在及分布较大地影响了SAGD实施及开发效果，但对于D块物性夹层岩性含砾，在常规大孔径岩芯实验无法开展的条件下，本文从数值模拟角度出发，研究了物性夹层厚度及物性影响SAGD的程度，并给出了突破的参考界限值。
本文建立的数值模型采用双水平井SAGD方式，初始条件：油层厚度30 m，储层渗透率1.2 D，油层压力3.5 MPa，含油饱和度60%，夹层分布在油层中部，开展C53正交试验分析。
从温度场和饱和度场分析来看，随夹层厚度增加，对SAGD汽腔影响越大，效果越差，随渗透性降低，封隔能力越强，开采效果越差[12-13]，见图 4。
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| 图4 泥岩隔层对井组产量的影响 Fig. 4 The Mudstone interlayer effect on well group′s product |
当夹层渗透率为10 mD，夹层厚度为1.5 m时，从温度场来看，夹层上部油层被加热油层温度升高，此时夹层上部加热仅为热传导加热，从饱和度场分析夹层上部原油饱和度变化不大，蒸汽无法填充上部油层孔隙，原油无法依靠重力作用下泄至水平井，与前文泥岩隔层基本一致。当夹层厚度为1.5 m，渗透率为40 mD时，SAGD实施3 a后夹层被突破，上部油层被加热，蒸汽上覆，原油下泄至水平井，开发至6 a蒸汽到达油层顶部，见图 5。
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| 图5 夹层数值模拟温度、饱和度场图（夹层厚 1.5 m，渗透率 40 mD） Fig. 5 Temperature and oil saturation field in numerical simulation with interbed（thickness： 1.5 m， permeability：40 mD） |
当渗透率增大至100 mD时，夹层封隔能力较弱，实施3 a后，汽腔即到达油层顶部，与无夹层SAGD蒸汽腔对比，仅降低了蒸汽上覆速度（图 6），对原油采收率和开发效果影响较小。
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| 图6 夹层数值模拟温度、饱和度场（夹层厚 1.5 m，渗透率 100 mD） Fig. 6 Temperature and oil saturation field in numerical simulation with interbed（thickness： 1.5 m，permeability：100 mD） |
因此，40 mD是一个理论界限值，要取得较好的开采效果，渗透率应大于100 mD。当然在对物性夹层分析时，渗透率级差也作为封隔SAGD汽腔扩展的一项重要参数，辽河D块馆陶组另一油层渗透率为2.5 D，在油层上部发现渗透性为400∼500 mD的低渗透率层，在SAGD过程中减缓了蒸汽腔上浮速度，蒸汽腔高度连续3 a保持在580 m，但目前物性夹层已被突破，汽腔向上扩展，因此物性夹层应对于不同油藏特点而开展研究。
3 驱泄复合实施技术界限研究 3.1 夹层宽度及长度研究在分析了夹层的物性和厚度对SAGD的影响后，进一步分析夹层的宽度和长度对SAGD的影响。这里的夹层宽度是指相对SAGD水平井生产井垂直方向上的延伸范围，长度是指沿水平井长度方向的延伸范围。分析长度对SAGD影响时，分别取1倍井距、3倍井距和6倍井距。从蒸汽波及规律来看，随着SAGD开发的深入，蒸汽腔上浮受到夹层遮挡，在夹层两侧蒸汽腔向上部扩展，且优先达到油层顶部。从剩余油分布场图可以看出（图 7a），剩余油分布范围与夹层长度较为对应，从生产效果对比来看，当夹层宽度从无夹层达到3倍井距时，油藏采收率由60%下降为40%，油汽比由0.20下降至0.18，开发效果变差，因此确定3倍井距为实施驱泄复合长度界限。
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| 图7 不同夹层沿水平井长度、垂直水平井宽度数值模拟饱和度场 Fig. 7 Oil saturation field for different sizes of interlayer along and perpendicular horizontal well |
从数值模拟1/4、1/3、1/2、3/4井距可以看出（图 7b），夹层宽度相对长度来看影响SAGD相对较小。当夹层宽度为1/3井距时，蒸汽腔可以绕过夹层达到油层顶部，夹层上部原油可以在驱泄的作用下逐层被剥蚀采出，但当夹层宽度为1/2时，夹层上部原油部分动用，仅在形成的蒸汽腔边部被加热，沿夹层下泄至水平井。从生产效果分析，宽度为1/2时，采出程度由59%下降至45%，油汽比由0.22下降至0.19，效果较差。
3.2 夹层纵向及横向位置研究纵向夹层处于不同位置，对SAGD开发影响也随之不同。当夹层宽度为1/2井距时，夹层越靠近油层顶部剩余油更加富集（图 8a），当夹层位于下部2/3时，两侧直井形成的汽腔加热上部原油，且易于在夹层上部形成连通，转变为一个完整的蒸汽腔，上部原油得到有效动用，但夹层距离下部油层应大于1/3（水平井正上方），否则会影响重力泄油的效果。综合来看，夹层位于油层中部从损失储量和综合开发效果来分析，对SAGD开发影响最大。夹层的横向位置从分析结果来看（图 8b），无论出于脚跟、中部、脚尖，剩余油及汽腔发育均成对应关系，都较大程度地影响了SAGD汽腔的发育。
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| 图8 纵向及横向位置变化对SAGD汽腔影响图 Fig. 8 Impact of different longitudinal and lateral positions on steam chamber in SAGD |
从调研资料分析，国外实施SAGD开发油藏厚度界限一般大于15 m以上，并通过较长的水平井段（Wolf Lake油田水平段长度800 m）来获得更好的开发效果。
本次引入了驱泄复合设计，对10，12，15 m和12 m+10 m驱泄复合开发4种方案进行了优选，从方案优化结果来看（表 1），当连续油层厚度达到15 m时，SAGD可连续稳产5 a，最高产油20 t/d，厚度为12 m可稳产3 a，油层厚度10 m基本无稳产期。当采用驱泄复合开采后，可连续稳产6 a，最高日产油可达到30 t，可实现SAGD的有效开发。因此在现有的油层条件下，连续油层厚度12 m无法单独实施SAGD，油层厚度10 m无法实现单独驱替，把两者组合在一起实施驱泄复合才能提高油层采收率。
| 表1 不同油层厚度及驱泄复合SAGD效果 Table 1 Calculation of well pattern for displacement and drainage combined |
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驱泄复合井网是上下两套井网或者组合一起的立体井网，在本文中仅提供3种可行的井网形式并加以分析。
驱泄复合开采的关键是如何有效动用夹层上部油层，最大限度提高储量动用程度[14-16]，通常在实施驱泄复合开采中，夹层下部采用直平组合SAGD井网，上部采用直井对应直井驱替开采。上部直井井网设计是提高采收率的关键，按照目前中深层蒸汽驱开发取得的认识来看，上部油层驱替阶段采注比需达到1.0∼1.2才能获得较好的开采效果。
结合井组注汽及注采比状况，目前可行的井网形式可分为以下3种：
（1）采用不规则注采井网，注汽井与SAGD注入井共用，生产井采用不规则直井，此种井网特点设计灵活，较适用于隔夹层局部发育或发育范围较小的井组；
（2）利用现有的直井网组合为反五点井网，此种井网较为规则，上部完整反五点井网可保持较高的采注比，蒸汽波及范围大驱替效果好，较适用于隔夹层连片发育井组（图 9）；
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| 图9 驱替井网示意图 Fig. 9 Schematic of well pattern for displacement |
（3）当上部油层连续厚度大于15 m时，可在井间部署水平井，形成上下两套完整立体井网，此种井网适用于夹层分布稳定，上部连续油层厚度较大的井组。
从计算结果来看（表 2），当上部驱替厚度小于10 m可采用不规则井网，上部油层10∼15 m可采用反五点井网，15∼20 m可采用反五点直平组合井网，最终驱泄复合采收率可达59.0%。
| 表2 不同油层厚度及驱泄复合SAGD效果 Table 2 Effect of SAGD combined with displacement and drainage for different reservoir thickness |
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（1）实际油藏中不可能存在纯粹的均质物性，都或多或少地存在非均质和不同程度的隔夹层；不连续隔夹层不能完全阻挡汽腔的上升，汽腔会绕过这些低渗透体向上继续扩展，但汽腔的上升速率减慢，相同操作时间下的重力泄油高度降低，达到高峰产量的时间延长；若油层中存在连续隔夹层会限制汽腔在垂直方向上的高度，降低油层的实际泄油厚度，最终降低SAGD的采收率。
（2）在重力泄油阶段，夹层的渗透率低于周围油层的渗透率时，由于汽腔内没有压差，层内的流体很难流动，夹层渗透率大于40 mD或者连续油层厚度小于1.5 m为实施SAGD的最低界限，但随着储层物性的变化而有所不同。
（3）当夹层延伸长度有限时，采用驱泄复合开发技术，蒸汽驱、重力泄油共同作用，蒸汽腔出现纵向和横向三维扩展，被加热的原油和蒸汽冷凝液绕过夹层后依靠重力作用下泄到水平生产井，提高了夹层上部储量动用程度。
（4）油层连续厚度大于12 m，夹层上部蒸汽驱替厚度大于10 m，夹层延伸长度大于3个井距，夹层宽度大于半个井距可以实施驱泄复合开发，如果夹层上部能形成完整的驱替井网，最终采收率仍能接近常规SAGD开采效果。
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