孙 君， 王小华， 徐 斌， 张丰收*

(1.中海油能源发展股份有限公司工程技术分公司， 天津 300452； 2.同济大学岩土与地下工程教育部重点实验室， 上海 200092; 3.同济大学土木工程学院地下建筑与工程系，上海 200092; 4.Origin Geomechanics Inc., Calgary T3H0X6, Canada; 5.Department of Civil Engineering at University of Calgary, Calgary T2N1N4, Canada)

蒸汽辅助重力泄油技术(steam assisted gravity drainage,SAGD)是高效开采油砂储层的重要方法[1-9]。SAGD开发包括启动阶段和生产阶段。常规启动阶段通过同时向生产井和注汽井循环注入蒸汽预热井筒附近地层，以热传导方式实现井间连通。启动阶段的循环预热周期长，通常持续数月甚至数年，会消耗大量蒸汽，能量利用效率很低，同时也会产出大量废弃热流体，后期处理困难[10-11]。SAGD扩容快速启动技术是基于弱固结砂岩地质力学扩容原理的储层改造方法[12-16]，能够显著缩短预热时间，提高启动阶段效率。地质力学扩容是指孔隙介质岩体在压应力状态下，受剪应力或孔隙压力增加的荷载作用，其总体体积增加的岩石变形现象。通过地质力学扩容可在SAGD注采井间形成一个相对均匀的高渗高孔扩容改造区，从而实现快速均匀建立井间水力和热力连通。在油砂储层扩容机理方面，学者们通过实验物理模拟[17-21]、数值模拟[22-27]和现场试验[15]等手段进行研究。Xu等[22-23]开发了弱固结油砂油藏地质力学膨胀的有限元模型，研究表明扩容区是剪切破坏区和拉伸微破裂区的组合。Lin等[17-19]对克拉玛依油砂储层小型圆柱形样品进行了各向同性固结排水三轴压缩试验、渗透性试验和电子显微镜扫描实验等一系列实验，分析了注采过程中油砂孔隙度和渗透率的变化规律，研究了油田温度、围压、注入压力等因素对其扩容机理的影响。结果表明，剪切扩容条件下油砂的渗透率演化与孔隙度和微裂缝的演化密切相关。以上研究结果表明扩容过程中发生的剪切扩容和张性扩容能够产生包含无数微观张剪裂缝网的高孔高渗区域，是扩容提高油砂储层蒸汽注入能力的重要机理。在油砂储层扩容效果评价方面，许多学者提出采用水力连通系数和扩容半径[28-30]来评价扩容效果。在此基础上，林伯韬等[31]依据92个油砂储层扩容算例建立了考虑储层物理性质、油藏几何参数和注入排量等因素的SAGD扩容启动的连通系数图版以指导扩容参数优化。

以上研究对SAGD扩容启动机理和效果评价方面提供了深入的理解，但这些研究主要聚焦于扩容区形成的流固耦合，目前仍缺乏考虑油砂储层SAGD扩容启动及后期生产一体化过程中涉及的流固热全耦合研究，不利于SAGD扩容施工参数优化设计。为此，以某超稠油砂储层为例，通过采用ABAQUS有限元分析扩容启动过程中的流固耦合过程，并将模拟结果耦合到CMG热采数值模型中进行循环预热和初期生产模拟，从而实现流固热全耦合作用下的挤液扩容、扩容后的蒸汽循环预热以及初期生产一体化全过程模拟，并进行扩容过程演化研究和施工参数优化分析。

1 油砂储层岩石力学和地应力参数

1.1 岩石力学参数

实验岩心取自某浅层超稠油砂储层及其泥岩盖层，分别通过室内三轴压缩实验测得油砂储层和泥岩盖层的应力-应变曲线(图1)，并计算得到油砂储层岩石力学参数(表1)。

图1 油砂储层和泥岩盖层三轴试验结果Fig.1 Triaxial test results of the oil sands reservoir and mudstone layer

表1 油砂储层的岩石力学参数Table 1 Rock mechanical parameters of oil sands reservoirs

1.2 地应力参数

通过小型压裂测试可获得目标区块浅层超稠油砂储层和盖层的三向应力梯度。图2所示为L井油砂储层和盖层小型压裂测试曲线，可得油砂储层的垂向应力梯度、最大和最小水平主应力梯度分别为21.2、15、12 kPa/m；盖层的垂向应力梯度、最大和最小水平主应力梯度分别为21.2、28、21 kPa/m。

图2 小型压裂地应力测试曲线Fig.2 In-situ stress test curves by mini-fracturing

2 三维流固热全耦合油砂扩容数学物 理方程

2.1 热流固全耦合偏微分控制方程

油砂储层扩容过程中的热流固全耦合偏微分控制方程为

(1)

式(1)中：σ为总应力；k为渗透率张量；μ为流体黏度；p为压力；e为孔隙度；αT和αp分别为流体在温度和压力作用下的压缩或膨胀系数；T为温度；εv为由压力和温度变化引起岩石变形而发生的体积应变；b为重力项；kT为是热导张量；ρ为岩石密度；cT为岩石热容；Q为热源。

盖层中的流体流动为单相流动，油砂储层中的流体流动为油、气和水的三相流动。其中，热传递过程中只考虑热传导，不考虑热对流。

2.2 油砂储层非线性弹性模型

采用砂土的孔隙介质非线性弹性模型来描述弱固结砂岩的非线性弹性变形性能，表达式为

(2)

式(2)中：κ为油砂储层的非线性对数体积模量；e0为砂岩的初始孔隙度；p0为砂岩的初始平均有效主应力；p为当前状态的平均有效主应力；pt为抗拉强度；J为弹性变形部分当前的空隙体积和初始空隙体积的比例。

2.3 油砂储层的弹塑性变形模型

采用能考虑应变硬化和软化的塑性模型来描述油砂储层岩石的弹塑性变形，其屈服准则为

(3)

2.4 油砂储层的渗透率模型

采用非线性渗透率模型描述油砂储层扩容前后渗透率变化，假设油砂储层渗透率为孔隙度和当前应力状态的函数，研究中采用的非线性渗透率模型如图3所示。

图3 考虑流固耦合效应的油砂储层渗透率模型Fig.3 Permeability model of oil sands reservoir considering fluid-solid coupling effect

本文中提出的三维油砂储层扩容耦合数值模型已在文献[22]中通过数模拟合目标油砂储层的注入井试验数据进行了有效性验证，建立了适用于目标油砂储层开发的地质力学耦合模型。

3 油砂储层扩容数值模型案例

超稠油砂储层SAGD双水平井扩容数值模型如图4所示。在该模型中，注采水平井组(注汽井和生产井)的水平井段长均为800 m，注采井的垂向间距为5 m。模型中考虑了盖层、油砂储层和底层的地层组合，其中油砂储层厚度为40 m，盖层和底层厚度分别为160 m。模型远场边界位移固定，并且远场孔隙压力恒定。扩容液采用1 mPa·s的热水，模型中的岩石力学和地应力参数采用前述油砂储层岩石力学测试和地应力测试数据。

图4 三维SAGD双水平井扩容数值模型Fig.4 Three-dimensional model of SAGD dilation for double horizontal wells

数值模拟过程包括以下两步操作。

(1)扩容地应力预处理。预处理是采用高于最小水平主应力但低于破裂压力的压力控制施工方式，使得高压流体进入井周地层，提高井周地层的含水饱和度，提高水相的相对渗透率，减少地层物性非均质的影响，从而实现沿长水平段均匀扩容的目的。

(2)大排量扩容施工。在地应力预处理后，采用地表流量控制的大排量施工来扩展扩容区，促进扩容区沿着水平段均匀发展，同时在垂向上均匀连通SAGD注采井组。

目标区块超稠油砂储层内部存在泥岩夹层情况，影响SAGD双水平井组的扩容效果。为更深刻理解不同油藏条件下的扩容启动规律及效果，基于上述三维数值模型，针对目标区块油砂储层扩容过程中的均质地层和强非均质地层等两种典型油藏案例进行数值模拟，研究了不同情况下的扩容效果及初期产量，优化了扩容施工参数。目标区块油砂储层的典型油藏案例分别为物性较好的均质地层案例和注采井间存在泥岩夹层的强非均质地层案例，如图5所示。

图5 两种典型油藏案例Fig.5 Two typical oil-reservoir cases

案例1均质地层。

L1#SAGD井组的储层和上下地层的渗透率分布见图5(a)。可知，注汽井和生产井附近的储层渗透率较高，并且注采井附近储层的均质性较好，这种情况可用作分析SAGD井组在物性较好的均质地层中进行快速扩容的规律。

案例2存在井间夹层的强非均质地层。

L2#SAGD井组注汽井和生产井附近储层渗透率较高[图5(b)]，但注汽井和生产井之间存在大范围连续分布的厚度为2 m的泥岩夹层。SAGD扩容快速启动过程中，扩容区能否突破中部夹层沟通注采井事关扩容改造的成败。为此本案例可用于分析扩容改造能否突破夹层实现注采井间连通的规律研究。

4 结果分析与讨论

4.1 均质地层扩容结果分析

基于上述三维数值模型，结合均质地层物性、地应力和力学参数，对L1#SAGD井组快速扩容过程进行数值模拟。数值模拟中的SAGD扩容泵注曲线见图6，图7描述了泵注压力曲线上对应的不同扩容时间下油砂储层扩容区的演化过程。在扩容过程中，由于储层的渗透率较高，为了形成连接SAGD注采井间的扩容区，施工过程中使用了高排量(2.2 m3/min)和大液量(19 000 m3)模式，扩容过程中的最大施工压力控制在4 000 kPa。

图6 L1井组扩容泵注曲线Fig.6 Dilation construction curves of wellpair L1

从图6可知，前12 h为扩容预处理过程，随着向注采井中同时注入扩容液体，注采井的井底扩容压力逐渐同步增加。当注入时间达到12 h后，注汽井中的扩容压力急剧增加至3 650 kPa后急剧下降，表明在注汽井附近开始形成扩容区，而此阶段生产井中的扩容压力增加但并未下降，表明生产井附近没有形成扩容区，与模拟结果一致[图7(a)]。当注入时间增加到24 h时，生产井中的扩容压力发生下降，说明生产井附近发生扩容现象[图7(b)]。当注入时间为36 h时，注汽井和生产井中的扩容压力急剧下降，并结合图7(c)模拟结果，认为这是注采井的扩容区发生连通导致的。随后，两口井的扩容压力同步稳定变化，表明整个扩容区发生均匀扩展。当注入时间为80 h时，扩容压力发生小幅度下降，结合图7(d)模拟结果，认为是注汽井右上侧扩容区快速增长导致的。图8为数值模拟最终的扩容区形态。从图8可知，扩容施工结束后，在SAGD的注采井间形成均匀的竖向扩容区，在注汽井上方形成了较大体积的扩容区，整个扩容区形态呈现三叶扇形片形状。

4.2 强非均质地层扩容结果分析

将强非均质地层的物性、地应力和力学参数导入到三维扩容数值模型中对L2#SAGD井组扩容过程进行数值模拟。为使扩容区突破物性较差的泥岩夹层，施工过程中采用较高排量(2.2 m3/min)和大液量(累计注入液量12 500 m3)模式，扩容过程中的最大施工压力控制在4 100 kPa。数值模拟得到的SAGD扩容泵注曲线见图9，图10为不同扩容时间下的扩容区演化过程。

从图9可知，当注入时间为12 h时，注汽井和生产井的扩容压力急剧增加然后发生波动降低，表明储层中扩容区开始形成见图10(a)。由于生产井靠近泥岩夹层，导致此时其形成的扩容区很小。随着扩容过程的继续，扩容区的扩展主要表现在注汽井扩容区的生长[图10(b)]。当注入时间增加到36 h时，注汽井扩容区向下扩展遭遇泥岩夹层，由于泥岩夹层对扩容区扩展的阻挡，导致注汽井扩容区向下扩展困难，扩容区下部只能沿着泥岩夹层界面滑移扩展[图10(c)]，并且此时注汽井扩容区向上扩展迅速。随着扩容液的继续注入，扩容区开始突破界面进入泥岩盖层[图10(d)]，随后在短时间内迅速突破泥岩盖层并沟通下部的生产井扩容区[图10(e)、图10(f)]，此时扩容压力发生下降。随后，整个扩容区随着扩容液的注入缓慢扩展。图11为扩容结束后的扩容区形态。从图11可知，扩容施工结束后在注汽井上方形成了大范围的扩容区，有利于后期蒸汽腔的快速发育。同时发现扩容区突破了中部泥岩夹层，在竖向上形成沟通注采井间的扩容区。

图9 L2井组扩容泵注曲线Fig.9 Dilation construction curves of well L2

图10 L2井组不同扩容时间下扩容区演化过程Fig.10 Evolution of dilation zone of wellpair L2 in oil sands reservoir with time

图11 L2井组扩容模拟结果Fig.11 Dilation simulation results of wellpair L2

4.3 聚合物扩容液对扩容效果影响

前面两个案例中采用的扩容液为1 mPa·s的清水，模拟结果均表明扩容过程中需要大排量和大液量。这导致需要采用压裂车组等大型设备进行施工，并且会消耗大量清水，后期也面临大量产出液难处理等难题。为此，提出采用高黏度聚合物溶液作为扩容液，以能在低排量和低液量的扩容施工中实现对油砂储层的改造。针对上述两种案例，分别考虑三种不同黏度(50、100、200 mPa·s)的聚合物进行扩容施工数值模拟。

4.3.1 均质地层案例

图12为采用50 mPa·s聚合物溶液在均质地层进行扩容的注入压力曲线。从图12可知，使用50 mPa·s聚合物溶液时的最大排量仅为0.45 m3/min，扩容液总液量仅为2 300 m3。对比前面1 mPa·s清水扩容液模拟结果，可发现使用50 mPa·s聚合物溶液后能够极大降低排量和节省施工液量(相较之前节省16 700 m3)。这种情况明显降低对现场注入设备的要求，采用常规的固井设备即可满足要求。图13为采用50 mPa·s聚合物溶液进行扩容的最终模拟结果。1 mPa·s清水扩容的扩容区形态与50 mPa·s聚合物溶液扩容的扩容区形态大体相似，但聚合物溶液的扩容范围大于清水扩容液的扩容范围，主要表现为注汽井上方储层被充分扩容改造。说明将高黏度聚合物扩容液对扩容效果有显著提高作用，在现场采用聚合物扩容液进行扩容施工具有重要意义。为探究聚合物溶液黏度对扩容施工的影响，分别模拟了聚合物溶液黏度为100 mPa·s和200 mPa·s情况下扩容结果，结果见表2。从表2可知，随着扩容液黏度的增加，实现储层有效扩容所需的施工排量和扩容液量均减小，而扩容施工压力增加。但当聚合物溶液黏度达到50 mPa·s后，黏度的继续增加对施工排量和扩容液总液量的改善效果的幅度明显降低。

图12 L1井组的50 mPa·s聚合物溶液扩容泵注曲线Fig.12 Dilation construction curves of well L1 with 50 mPa·s polymer solution

图13 L1井组的50 mPa·s聚合物溶液扩容模拟结果Fig.13 Dilation simulation results of wellpair L1 with 50 mPa·s polymer solution

表2 不同黏度聚合物溶液对扩容施工参数影响Table 2 Effect of polymer solution with different viscosity on construction parameters of SAGD dilation

4.3.2 强非均质地层(含夹层)案例

图14为采用50 mPa·s聚合物溶液在存在夹层的强非均质地层中进行扩容的泵注压力曲线。模拟结果表明，与1 mPa·s清水扩容液相比，采用50 mPa·s聚合物溶液能够实现低排量和低液量方式实现对储层的有效扩容，同时扩容压力(特别是注汽井扩容压力)更加平稳，变化幅度更小。采用聚合物溶液后所需的最大排量仅为0.25 m3/min，施工总液量仅为1 950 m3,比1 mPa·s清水扩容情况减少10 550 m3。图15为采用50 mPa·s聚合物溶液进行扩容得到的扩容区形态。从图15可知，采用聚合物溶液扩容时的扩容区形态与清水扩容时的扩容区形态相似，但扩容区改造范围高于采用清水扩容液时的扩容区范围。

图14 L2井组的50 mPa·s聚合物溶液扩容泵注曲线Fig.14 Dilation construction curves of well L2 with 50 mPa·s polymer solution

图15 L2井组的50 mPa·s聚合物溶液下的扩容形态Fig.15 Dilation simulation results of wellpair L2 with 50 mPa·s polymer solution

4.4 循环预热及初期生产模拟分析

油砂储层扩容区形成后，SAGD水平井组通常进行常规蒸汽预热，随后转入SAGD生产阶段。通过将岩石力学扩容模型得到的扩容区范围和性质单向耦合到热采模型中实现挤液扩容-蒸汽循环预热-初期生产一体化分析，以研究不同油藏案例条件下的扩容改造对SAGD井组蒸汽循环预热时间及后期产量的影响。图16为均质地层中考虑扩容和不考虑扩容情况下的SAGD注采井组之间的循环预热效果对比。从图16可知，当油砂储层没有进行扩容改造时，蒸汽循环90 d后注采井间的最低温度仅为60 ℃，不具备转产条件。而当采用50 mPa·s聚合物溶液对油砂储层进行扩容作业后，蒸汽循环70 d后注采井间最低温度达到85 ℃，该温度已超过目标区块油砂储层80 ℃转产温度，具备转产条件。表3为两种案例情况下储层循环预热转产时间。对比可知，油砂储层进行扩容后SAGD井组的循环预热时间大幅度减小，约为常规循环预热的60%，导致相应的循环蒸汽用量液降低约40%。

表3 不同情况下的有效循环预热转产时间Table 3 Preheating time under different conditions

图16 注入井和产出井在不同情况下的注采井间温度分布Fig.16 Temperature distribution between injection and production wells under different conditions

同时，通过进一步耦合热采模型可分别得到均质储层和强非均质储层在常规循环预热和扩容启动循环预热后的SAGD井组的初期产量，见图17。从图17可知，生产15年后，扩容改造SAGD井组的累计产油量略高于常规SAGD井组的累计产油量，但扩容改造井组的初期日产油量明显高于常规SAGD井组的产油量。对于注采井间存在泥岩夹层的强非均质地层，采用常规循环预热后的井组初期平均日产量约为50 t/d，仅为扩容循环预热井组的初期平均日产量(125 t/d)的40%，这表明扩容作业对于注采井间存在夹层情况下的初期日产量的大幅度提高具有重要贡献。

图17 SAGD井组初期产量Fig.17 Initial production of SAGD wellpair

5 结论

(1)模拟结果表明，采用50 mPa·s聚合物溶液进行扩容的排量仅为0.25～0.45 m3/min，扩容液总液量仅为1 950～2 300 m3。

(2)与低黏度清水扩容液相比，采用高黏度聚合物溶液进行注采井间有效连通的扩容改造时，所需的施工排量和注入总液量极大降低，能够减少对大型压裂设备的需求，可节省扩容施工成本。

(3)随着聚合物溶液黏度的增加，实现油砂储层有效扩容所需的施工排量和扩容液量均减小，而扩容施工压力增加。但当聚合物溶液黏度达到50 mPa·s后，黏度的继续增加对施工参数的改善效果幅度明显降低。

(4)油砂储层SAGD井组进行扩容后的循环预热时间大幅度减小，约为常规循环预热的60%，相应的循环蒸汽用量液降低40%左右。

(5)扩容施工能够形成有效突破注采井间泥岩夹层的扩容区，能够大幅度提高强非均质地层中SAGD井组的初期日产量。

(6)扩容后SAGD井组的初期产油量明显高于常规循环预热SAGD井组的产油量。