皮建，朱磊，武静，杨仁锋，唐莎莎，王兴龙 （中海油研究总院，北京100028）

油砂是指油、水、砂的混合物。油砂油在地下呈固体状态，不能流动，在原始油藏条件下其黏度大于1.0×104mPa·s，相对密度大于1.0［1～3］。

随着能源需求的不断增加，油砂作为非常规油气资源的主要构成部分，近年来在全球烃类能源供应中所占的比例不断增大，在世界能源供给中起着举足轻重的作用，是未来油气资源的主要接替资源之一。油砂开发技术包括两大类：露天开采和钻井开采。随着可供露天开采的油砂储量不断减少，以及环境保护要求的提高，钻井开采动用的油砂储量将会越来越多，钻井开采中的蒸汽辅助重力泄油技术（SAGD）发展应用快，产量增长迅速，前景广阔。

由于油砂密度大于水的密度，水层与油砂层之间不存在统一的油水界面，非均质性较强的油砂区块中水层与油砂层的分布较为复杂。位于油砂层之上的水层称为顶水，位于油砂层中间的水层称为层内水层，位于油砂层之下的水层称为底水。在油砂SAGD开发中，层内水层、顶水、底水的存在对油砂的开发效果必然产生一定的影响。从生产实践出发，研究上述水层如何影响油砂SAGD开发效果，以及相应的应对策略和措施。

1 常规油砂SAGD开发生产特征

加拿大阿尔伯达能源局从20世纪80年代开始总共开展了3期地下先导性试验，Ⅰ期（1987～1990年），钻3个水平段长各为60m的水平井对，井距25m，证实了SAGD的技术可行性；Ⅱ期（1990～2006年），钻3个水平段长各为500m的水平井对，井距70m，证实了SAGD的商业可行性；Ⅲ期从地面钻井，水平段长650m，主要验证钻完井技术上的可行性。

Ⅱ期试验选择在常规油砂区块中开展，该区块储层厚度20m，地层非均质性较弱。从Ⅱ期的生产动态变化（图1）可以看出，SAGD投产1.5年后产量达到高峰，稳产约3年，单井对日产沥青100m3，日注汽250m3，汽油比2.5；每米水平井段沥青产量1.25bbl／d（1bbl＝159L），预热时每米水平井段注汽0.1m3／d，SAGD生产时每米水平井段注汽0.5m3／d。Ⅱ期油砂SAGD开发表现出明显的上产、稳产、递减3个阶段，与经典的SAGD开发理论相符，即从预热结束至达到高峰产量为上产阶段，蒸汽腔达到油层顶后为稳产阶段，两个相邻井对的蒸汽腔连通后为递减阶段。

图1 阿尔伯达油砂局地下先导性试验Ⅱ期生产动态变化图

2 含层内水层油砂SAGD开发生产特征

层内水层是指位于油砂层中间的水层。L油砂区块中01Pair01水平井对的跟部、中部和端部部署了3口垂直观察井，从3口观察井的测井曲线（图2）和三类储层厚度统计表（表1）中可以看出，01Pair01井对的注汽井（图2中实心圆点表示水平注汽井的深度）之上发育有明显的层内水层。

通过01Pair01的观察井温度对比，OB1A观察井上200℃温度线已经高于层内水层顶，即在蒸汽腔上升高度已经高于层内水层深度；但是OB1B观察井和OB1C观察井上200℃温度线均低于层内水层顶，其原因是井对在OB1B观察井处泥岩发育，在OB1C观察井处砾岩发育，影响了蒸汽腔向上扩展。

表1 01Pair01井对的观察井上各类储层厚度

图2 01Pair01井对的观察井测井曲线

式中：Vs为累计注汽量，m3；Vw为累计产水量，m3。

当累计水损失η小于零时，即累计产水量大于累计注汽量，表明地层中原始状态下存在的水被采出，即地层中的水层开始影响生产。图3中显示01Pair01井对在2008年3月至2011年8月期间，产水量明显大于注汽量，2011年9月之后产水量减少（但仍大于注汽量）。

为了表征层内水层对生产的影响，引入累计水损失η。

图3 01Pair01井对生产动态变化

统计了11个井对中层内水层对生产的影响时间，由于层内水层规模不同，影响时间从10～27个月不等（表2）。

含层内水层油砂SAGD开发中，当蒸汽腔扩展到水层后，由于水的比热大约是沥青比热的2倍，层内水层将吸收大量热量，导致产水量显著增加，在排液能力不变时沥青产量将减少。为了应对层内水层对生产的不利影响，可以采用ESP（电潜泵）举升方式，并加大泵排量，将水层的影响时间尽量缩短。

表2 L油砂区块中层内水层体积与影响时间

3 含顶水层油砂SAGD开发生产特征

顶水层是指位于油层之上的水层。图4上显示了S油砂区块中B井对布署位置，观察井OBS22上油层为50m，顶水层为12m。从B井对的生产动态曲线（图5）上看，蒸汽腔扩展到水层时，产水量大于注汽量，沥青产量下降。但是对待顶水层与层内水层的开发策略不同，当蒸汽腔扩展到水层后需要逐步降低蒸汽腔操作压力，蒸汽腔与顶水层之间保持一定压差，减少热损失。

图4 S油砂区块中B井对处顶水发育状况

4 含底水层油砂SAGD开发生产特征

底水层指位于油层之下的水层。Le油砂区块中，油砂平均有效厚度22.5m，钻井区域底水厚度2.1～13.5m，平均7.8m。从项目的生产动态曲线上看（图6），注汽量与产水量相当，沥青产量基本稳定，底水对生产影响较小。这得益于该项目有效的井位部署和操作压力维持，表3显示了包括Le项目在内的各项目的井位部署和操作压力，从表中可知，采油井布置在钻遇最高油水界面以上一定距离（3～5m），操作压力均略高于底水压力。

图5 S油砂区块中B井对生产动态曲线

图6 Le油砂区块中生产动态曲线

表3 带底水的油砂项目中井位部署及操作压力

5 结论

1）非均质性较弱的常规油砂SAGD开发过程中，生产效果较好，生产动态特征与经典SAGD理论预测的特征基本一致。

2）含层内水层的油砂SAGD开发过程中，当蒸汽腔扩展到层内水层时，产水量显著增加，在排液能力不变时沥青产量将减少，层内水层对生产的影响时间取决于水层的规模；增大排液能力可以缩短层内水层的影响时间。

3）当蒸汽腔扩展到顶水层时，生产特征与含层内水层的油砂SAGD生产特征相似，但是要求降低操作压力，以减轻顶水对生产的影响。

4）当井位部署合理和操作压力控制适当时，底水对油砂SAGD开发影响较小。

［1］贾承造 .油砂资源状况与储量评估方法 ［M］.北京：石油工业出版社，2007.

［2］Ardine D.Fuel of the future：Cretaceous oil sand of western Canada［M］.Calgary：Canadian Society of Petroleum Geologists，1974 .

［3］Kramers J W，Mossop G D.Geology and development of the Athabasca oil sand deposit［J］.Canadian Mining and Metallurgical Bulletin，1976，69（6）：92～99.

［4］朱作京，李发荣 .加拿大油砂开采技术初探 ［J］.国外油田工程，2007，23（1）：21～23.