陶 亮，李凌铎，袁玉晓，杨树波，任柯全

(1.油气藏地质及开发工程国家重点实验室，四川 成都 610500；2.西南石油大学，四川 成都 610500；3.中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000；4.中国石油华北油田分公司，河北 任丘 062552)

0 引 言

目前，国内外超稠油油藏初期开发方式主要为蒸汽吞吐开发，但随吞吐周期的增加，油井表现出产油量递减快、周期油汽比低和油藏压力下降快等特点，开发效果变差。蒸汽驱是稠油油藏蒸汽吞吐后期的主要转换方式[1-14]，许多学者对直井-水平井SAGD组合开发方式开展了大量的研究，取得了较好的增产效果。尚建林等[15]建立先导区块直井-水平井SAGD组合汽驱模型，通过数值模拟和油藏工程，研究验证了直井-水平井SAGD组合的可行性；钱根葆等[16-18]提出了驱泄复合开采的概念，并阐述了驱泄复合开采机理，明确了注汽方式、注采参数和调控政策；田鸿照等[19-29]开展了直井-水平井SAGD组合汽驱井网井距、注采参数等方面的研究，提高了开发效果。上述研究均未考虑储层非均质性对蒸汽腔发育的影响，也未结合温度场分布和生产井的实际生产状况提出针对性精细化调控措施。针对风城油田重32井区超稠油非均质油藏直井-水平井SAGD试验区建立非均质油藏数值模型，对转SAGD后注采参数进行优化，同时对生产井分类治理，对现场精细化调控具有重要的指导意义。

1 油藏概况

风城油田重32井区齐古组超稠油油藏位于准噶尔盆地西北缘，齐古组地层自下而上可划分为J3q3、J3q22-3、J3q22-2+J3q22-13个砂层，其中，重32井区直井-水平井SAGD先导试验生产层位为J3q22-3层，试验区油藏平均埋深为215 m，油层平均厚度为15.8 m，平均孔隙度为32.1%，平均渗透率为3 497×10-3μm2，原始含油饱和度为74.6%，50 ℃地面脱气原油黏度为12 860 mPa·s，原始地层压力为2.1 MPa，原始地层温度为17.3 ℃。J3q22-3层平均渗透率变异系数为1.06，平均渗透率突进系数为4.20，平均渗透率级差为20.97，属于强非均质储层。

2 油藏数值模拟研究

2.1 非均质油藏数值模型建立

重32井区SAGD试验区共部署直井35口，水平井8口，直井与水平井间距为50 m，直井间距为70 m，直井射孔井段底界与水平段垂直距离为5 m。根据地质分层数据、测井解释数据等建立非均质精细地质模型，模型面积为0.48 km2。为保证数值模拟精度，同时能够反映油藏边界和隔夹层纵向分布情况，平面网格步长为5 m×5 m，共计93×70=6 510个网格；油藏平均厚度为15.8 m，纵向上粗分为5层，垂向步长为2～5 m，网格总数为78 120个，将井组的构造及属性模型导入CMG软件，建立数值模拟模型，为生产动态研究提供依据。

2.2 生产动态历史拟合

历史拟合是数值模拟研究的一个重要环节，是预测油藏开采动态的基础。通过调整相渗、黏温曲线及相关物性参数，对试验区井组转驱前生产数据进行生产动态历史拟合，定液量生产。全井组整体拟合率大于96%，单井拟合率大于92%，模型准确、可靠。

2.3 温度场和含油饱和度场分布规律

试验井组转SAGD前采用蒸汽吞吐开发，部分井蒸汽吞吐超过7个周期。由三维温度场分布(图1a)可知，大部分直井与水平井间已经形成热连通，蒸汽腔发育较好，温度为100～235 ℃，直井周围温度普遍高于水平井周围温度，远井地带温度基本维持在17～25 ℃。由于储层的强非均质性，蒸汽超覆现象严重，蒸汽腔沿高渗带发育，形成优势通道，井间最高温度可达235 ℃，同时，部分井蒸汽吞吐效果较差，蒸汽加热半径很小，井间未形成热连通。

由含油饱和度场(图1b)可知，含油饱和度分布与温度场分布成正相关，直井和水平井近井地带原油大部分被采出，含油饱和度较低，井间连通的部分原油也得到有效动用，远井地带原油基本未被动用。由于储层的非均质性，原油动用程度差异大，优势通道区域采出程度较高。

3 油藏工程优化

在油藏数值模拟的基础上，选取试验区典型井组(1口水平井、4口直井的布井方式)，采用单变量法对注汽速度、注汽干度、采注比、注汽方式等影响直井-水平井SAGD开发效果的关键因素进行了优化研究。

图1 SAGD试验区三维场分布

3.1 注汽速度

由于储层的非均质性，注汽速度过大时，容易形成优势通道，导致过早汽窜，降低油汽比；注汽速度较低时，热损失较大，地层加热范围较小，产油量低。通过对比不同注汽速度开发效果(图2)，确定井组合理注汽速度为50 t/d。

图2 不同注汽速度SAGD开发效果对比

3.2 注汽干度

蒸汽干度越大，蒸汽汽化潜热越高，越有利于降低原油黏度，有效扩展蒸汽腔，提高开发效果。模拟结果表明(图3)，井底蒸汽干度越大，采出程度和油汽比越大，当井底蒸汽干度大于0.7时，采出程度和油汽比增加幅度变缓。考虑井筒的热损失和经济效益，井底蒸汽干度应大于0.7。

3.3 采注比

液体采出能力决定着蒸汽的注入能力，采注比应该与蒸汽腔的扩展和泄油能力匹配，在优选注汽速度和蒸汽干度的情况下，模拟不同采注比下蒸汽驱的开发效果(图4)。结果表明，随着采注比的增加，采出程度和油汽比逐渐增加，采注比增至1.2后，油汽比逐渐降低。因此，确定合理的采注比为1.2。

图3 不同蒸汽干度SAGD开发效果对比

图4 不同采注比SAGD开发效果对比

3.4 注汽方式

直井同时注汽容易产生井间干扰，汽窜影响蒸汽腔波及范围。因此，提出了2种注汽方式(图5)，方案a为直井中心汽驱，方案b为直井复合汽驱。模拟结果对比：直井中心汽驱采出程度为41.2%，油汽比为0.165，直井复合汽驱采出程度为51.3%，油汽比为0.186，由此可知，直井复合汽驱方式减缓了蒸汽腔推进速度，提高了波及效率，生产效果明显好于直井中心汽驱的生产效果，综合考虑采出程度和油汽比，推荐注汽方式为直井复合汽驱。

图5 不同组合注汽方式

4 精细化调控措施

结合油藏数值模拟结果，由温度场和含油饱和度场分布可知，储层的非均质性严重影响蒸汽腔发育，需根据井间温度场连通情况，精细化调控，提高开发效果。试验区转驱后，根据生产井产能、井口温度及含水率变化情况，按照见效程度，将生产井分为见效井、见反应井、不见效井、汽窜井4类。见效井表现为日产液量、日产油量上升，井口温度变化稳定，含水率呈现下降趋势；见反应井表现为日产液量、日产油量上升，井口温度和含水率变化稳定；不见效井表现为日产液量和日产油量保持较低程度而不上升；汽窜井表现为温度上升，日产液量和日产油量低。

根据4类井的生产特征，确定精细化调控措施分别为正常生产、调参提液、吞吐引效、控制关井(表1)。见效井井间连通段温度和压力稳定，正常生产；见反应井采用油嘴控制，合理调整参数，保证蒸汽腔均匀发育，有效控制热能的损失；未见效井地层加热半径较小，故采用蒸汽吞吐引效的方式，有效形成热连通；汽窜井由于储层非均质性和生产压力过高，成蒸汽腔过早突破，破坏蒸汽腔均匀扩展，形成优势通道，控制关井之后，汽窜可以得到缓解，井周温度升高，从而提高原油动用范围。

表1 SAGD试验区生产井分类参数及精细调控

5 应用效果

重32井区SAGD试验区采用精细化调控措施，对直井和水平井分类分治。转SAGD后，单井组精细调控取得了良好效果(表2)。试验区日产液量由452 t/d升至635 t/d，日产油量由69 t/d升至128 t/d，阶段油汽比由0.11升至0.21，采注比达到0.85，阶段采出程度为4.5%，采出程度由18.5%升至23.0%，开发效果大幅度提高。

表2 FHW12081井组转SADG阶段精细调控效果

6 结论与认识

(1) 建立了重32井区SAGD试验区非均质地质模型，数值模拟研究表明，储层非均质性是影响温度场和含油饱和度场分布的重要影响因素。试验区转SAGD后生产井分为见效井、见反应井、不见效井、汽窜井，针对4类井提出精细调控措施分别为正常生产、调参提液、吞吐引效、控制关井。

(2) 根据数值模拟结果分析，直井-水平井SAGD合理的开发技术参数为：注汽速度为50 t/d、井底蒸汽干度大于0.7、采注比为1.2、注汽方式为直井复合汽驱。

(3) 试验区现场应用结果表明：井组分类分治精细化调控后单井产量大幅度提高，进一步验证了研究成果的可靠性，可有效指导超稠油非均质油藏高效开发。

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