陈广卫，王庆涛，王新伟,杨正大，张立强，朱传涛

(1.中国石化能源管理与环境保护部，北京 100728；2.中国石油大学(华东)新能源学院，山东青岛 266580)

蒸汽辅助重力泄油(SAGD)，最早由Butler[1]提出 ，是将流体热对流与热传导相结合，以蒸汽作为加热介质，依靠原油的重力作用进行开发的稠油热采技术[2-3]，可以有效开发特稠油、超稠油油藏。哈浅区块稠油储层具有油层厚度薄、地层温度低、原油黏度高等特点[4]，采用蒸汽吞吐、蒸汽驱等方式开采，初期峰值产量高，但生产周期短，油汽比低，周期产油量低，难以实现经济有效动用[5-7]。而单水平井SAGD技术采用特殊设计的完井管柱，生产过程中仅采用一口井，同时完成蒸汽注入以及原油采出[8-10]，针对储层厚度为10～15 m的薄层稠油油藏，单水平井SAGD技术具有更强的开发适用性[11]。油藏注蒸汽开采成本高、经济风险大，为了评价稠油油藏能否采用SAGD开发，刘名等[12-14]根据理论研究及工程实践建立适宜采用SAGD开发的储层筛选原则。然而单水平井SAGD对储层的适应条件不同于常规SAGD，因此基于常规SAGD开发而建立的储层筛选原则并不完全适用于单水平井SAGD。目前单水平井SAGD热采技术对薄层稠油储层的开发适用性尚不明确，且单水平井SAGD注采参数有待进一步优化。笔者应用数值模拟进行单水平井SAGD开发薄层稠油油藏的储层适用性评价，以单井经济极限产油量为依据确定地质及流体参数经济界限值，得到单水平井SAGD开发的储层筛选原则，并在初步筛选出的适宜单水平井SAGD开发的稠油油藏基础上开展单水平井SAGD注采参数优化。

1 单井油藏数值模型建立

哈浅22区块油藏储层有效厚度为6～14 m，属于中渗储层，50 ℃下原油平均黏度为13 767 mPa·s，具有油层厚度薄，原油黏度高的特点。以哈浅22区块地质储层参数为参照建立单井SAGD均质油藏数值模型，模型尺寸为300 m ×100 m ×12 m，网格划分为160× 100× 10。油藏顶深为645 m，有效厚度为12 m，含油饱和度为0.7，水平渗透率为2 500×10-3μm2，孔隙度为30.3%，油藏岩石及流体物性参数均取自哈浅22块实际参数。

图1为单水平井轨迹的CMG均质模型截面，在三维模型中，设计水平井位于油藏中部，距油层底部2 m，水平井段长为260 m。水平井蒸汽吞吐5个周期后结束预热并转入SAGD生产阶段，水平井趾端蒸汽向上超覆加热井筒周围的油藏并向跟端扩展，被加热的原油下泄至井内环空，通过生产油管举升至地面，见图2。

图1 CMG均质模型Fig.1 CMG homogenization model

图2 单水平井SAGD工艺流程示意图Fig.2 Process diagram for single horizontal well SAGD

2 储层适用性评价

2.1 经济极限指标确定

采用累积产油量法进行经济界限指标研究。单井累积产油量经济界限定义为单水平井投产后，采油总收入与总投入相等时的累积产油量[15]。

单井累积投入表示为

M=I+PiWs+NpG+NpD+NpER.

(1)

单井累积收入表示为

Y=NpRC0.

(2)

当累积收入与累积投入达到平衡时，有

NpRC0=I+PiWs+NpG+NpD+NpER.

(3)

则单井经济极限产油量为

(4)

式中，G为原油的操作费，元/t；M为单井累积投入，元；Np为单井累积产油量，t；Pi为注蒸汽费用，元/t；E为税金，元/t；C0为原油售价，元/t；R为原油商品率；Ws为单井累积注汽量，t；I为单井钻井及地面建设费用，元/井；D为总期间费用，元/t。

结合已投入水平井SAGD油田生产的实际情况，确定单水平井SAGD平均单井投资费用为500万元/井，其中包括单井钻井费用和地面建设费用；原油的操作费用为250元/t，不包含注蒸汽费用；注蒸汽费用为110元/t；税金为150元/t；总期间费用为79元/t；原油商品率为98%；计算原油价格为50美元/桶时，单水平井SAGD生产注汽量达到25×104m3的单井经济极限产油量为19 938 m3。

2.2 流体及地质参数界限值确定

影响稠油油藏单水平井SAGD的地层及流体参数主要有原油黏度、油层厚度、渗透率、孔隙度、含油饱和度等[16-17]，为定量研究稠油油藏单水平井SAGD地质及流体参数的合理开发界限，利用建立的单井均质油藏模型，模拟计算了上述地层及流体参数的单井极限累积产油量，当单井累积产油量等于经济极限产油量时的参数值即为该参数的经济界限值。

在相同注入蒸汽量下，随地层原油黏度增大，形成的泄油半径会逐渐变小，影响SAGD蒸汽腔的发育。当原油黏度达到一定值时，原油流动困难，开采效果变差。计算油藏厚度为8～15 m在不同原油黏度(50 ℃)条件下的单井极限累积产油量(图3)。由图3可以看出，在相同油层厚度时，随着原油黏度增加，单井注入相同注汽量的原油产量逐渐减少。这是因为原油黏度越高，原油流动性越差，SAGD蒸汽腔边界上原油泄流速度越慢。当油藏厚度h≤9 m时，不同原油黏度下的累积产油量始终低于单井经济极限产油量，表明单水平井SAGD开发油藏的经济油层厚度为9 m。当油藏厚度h≥15 m时，在不同原油黏度下的累积产油量始终高于单井经济极限产油量。油层厚度分别为10和12 m的稠油油藏采用单水平井SAGD开发的原油黏度界限分别为2 800和12 000 mPa·s。

图3 储层原油黏度与单井极限累积产油量关系Fig.3 Relationship between oil viscosity of reservoir and limit cumulative oil production per well

取原油价格50美元/桶，计算不同原油黏度(50 ℃)时不同油层厚度、渗透率条件下的单水平井SAGD累积产油量如图4所示。由图4(a)可以看出，随着油层厚度减小，单井累积产油量逐渐减小。这是因为储层越薄，单井控制地质储量越小，上下围岩热损失越大，部分注入蒸汽热量被围岩消耗掉，导致单水平井SAGD效果变差。原油黏度为500、4 500、10 000、50 000和100 000 mPa·s的稠油油藏采用单水平井SAGD开发的有效油层厚度分别为9.25 、11.00、12.00、13.15 和13.60 m。

由图4(b)可见，随着渗透率增加，单井极限累积产油量增加，这是因为在其他地层参数及操作条件不变的情况下，原油的流动性随着地层渗透率增加而增大，相同蒸汽注入量形成的蒸汽腔侧向发育更好。原油黏度为500、4 500、10 000、50 000和100 000 mPa·s的稠油油藏采用单水平井SAGD开发的渗透率界限值分别为100×10-3、1 000×10-3、2 250×10-3、4 460×10-3和5 100×10-3μm2。

孔隙度越大的油藏单位体积内含油量越多，相同生产条件下可开采原油量更多。在其他地质及流体参数不变的情况下，孔隙度与单井极限累积产油量的关系如图4(c)所示。可见随着油藏孔隙度增加，单井极限累积产油量明显增加。原油黏度为500、4 500、10 000、50 000和100 000 mPa·s的稠油油藏采用单水平井SAGD开发的孔隙度界限值分别为0.23、0.26、0.30、0.33和0.35。

地层含油饱和度越高，被加热的可流动原油量越大，下泄至生产井的油量越多。由图4(d)可知，随着含油饱和度增加，单井极限累积产油量逐渐增加。原油黏度为500、4 500、10 000、50 000和100 000 mPa·s的稠油油藏采用单水平井SAGD开发的含油饱和度界限值分别约为0.66、0.68、0.70、0.73和0.75。

3 储层筛选原则建立

根据油层条件50 ℃下脱气原油黏度将普通稠油油藏储层分为5类，通过确定储层油藏原油黏度边界值所对应的地质及流体参数的经济产油界限值，形成了单水平井SAGD开发这5类稠油油藏的储层筛选原则，如表1所示。由表1可以看出，油藏原油黏度越大，单水平井SAGD开采薄层稠油油藏的储层厚度要求越大，地质参数的界限要求越高。单水平井SAGD有效开发Ⅰ类油藏的筛选储层原则为油藏厚度h≥9.25 m，渗透率、孔隙度和含油饱和度分别不低于100×10-3μm2、0.23和0.66；Ⅱ类油藏的储层筛选原则为油藏厚度h≥11 m，渗透率、孔隙度和含油饱和度分别不低于1 000×10-3μm2、0.26和0.68；Ⅲ类油藏的储层筛选原则为油藏厚度h≥12 m，渗透率、孔隙度和含油饱和度分别不低于2 250×10-3μm2、0.30和0.70；IV类油藏的储层筛选原则为油藏厚度h≥13.15 m，渗透率、孔隙度和含油饱和度分别不低于4 460×10-3μm2、0.33和0.73；V类油藏的储层筛选原则为油藏厚度h≥13.6 m，渗透率、孔隙度和含油饱和度分别不低于5 100×10-3μm2、0.35和0.75。

图4 储层地质参数与单井极限累积产油量关系Fig.4 Relationship between reservoir geological parameters and limit cumulative oil production per well

表1 单水平井SAGD开发储层筛选原则Table 1 Reservoir screening principles for SAGD development in single horizontal well

4 单水平井SAGD注采方案优化

影响单水平井SAGD开发效果的主要操作条件是注汽速度、采注比、水平井射孔段长度和水平井斜倾角等，在初步筛选出的适宜单水平井SAGD开发的稠油油藏基础上，开展薄层油藏单水平井SAGD注采参数的优化研究。

4.1 注汽速度

蒸汽持续注入地层，为蒸汽腔内部提供能量供应，并保证蒸汽腔的有效扩展。当注汽速度过高时，容易引起汽窜，严重时还会导致出砂,进而损坏水平井[18]。当注汽速度过低时，会影响蒸汽腔的整体发育形状，降低总泄流能力，因此需要保持合理的注汽速度。对不同注汽速度以及60 m3/d逐年增加并保持200(60～200)m3/d 时的生产效果进行模拟计算，得到相同注蒸汽量的累积产油量关系，如图5所示。由图5可知，在相同累积注汽量下，注汽速度越高，累积产油量越大，油汽比和油藏采出程度越高。

原因是SAGD开发过程中，较低的注汽速度无法保证蒸汽腔体的有效发育，难以维持腔内蒸汽温度和干度，热利用率下降。当累积注汽量为25×104m3时，注汽速度60 m3/d逐年增至200 m3/d表现出最佳的生产效果，相应累积产油量为21 137 m3，油汽比为0.085，采收率为27.96%。

图5 不同注汽速度的累积产油量关系Fig.5 Cumulative oil production relationship for different steam injection speeds

由单水平井SAGD开发3 a后不同注汽速度在垂直水平井筒方向上的温度分布(图6(a))可见，随着注汽速度提高，SAGD蒸汽腔横向扩展面积增加，泄油半径增长，因此提高注汽速度可以明显提高采收率。受限于开发油藏的厚度较薄，蒸汽腔垂向扩展阶段较短，横向扩展阶段为主要泄油期，该阶段泄油速度较稳定。注汽速度60 m3/d逐年增至200 m3/d的注汽方案开发3 a后的蒸汽腔分布几乎与注汽速度60 m3/d对应的蒸汽腔分布相同，累积注汽量相比增加了112%，累积产油量相比增加了106%，表明注汽速度60 m3/d逐年增至200 m3/d的横向扩展阶段有效延长，进一步验证了图5的结果。

图6 开发3 a后不同注汽速度、采注比的温度分布Fig.6 Temperature distribution of different steam injection rates and injection ratio after 3 years of development

4.2 生产井排液能力

在SAGD生产过程中，排液能力过低会导致汽液界面上升，影响蒸汽腔发育，油层压力随之上升；反之排液能力过高会导致汽液界面持续下降，蒸汽被直接采出，不仅影响抽油泵效率，而且降低了蒸汽热利用率，影响SAGD的生产效果[19-20]，因此需要控制合理的生产井排液能力。分别设置不同注汽速度下的生产井排液速度，对生产井排液速度与注汽速度对应的采注比0.85、1.05、1.1、1.15、1.25和1.50的生产效果进行模拟，得到不同生产井排液能力下蒸汽腔横向扩展阶段温度分布(图6)。由图6可以看出，在蒸汽腔横向扩展阶段，随着生产井排液速度提高，蒸汽腔横向扩展速度明显提升，蒸汽腔能较好地加热原油。当采注比达到1.15后，继续提高生产井排液速度几乎不再影响蒸汽腔扩展速度。不同生产井排液能力的开发结果如图7所示。由图7可见，累积注汽量均为25×104m3时，采注比由0.85增长到1.15，累积产油量明显增大，油汽比和采收率大幅提升，继续增加生产井排液速度，采油效果提升不明显。生产井排液能力过低，会导致加热的原油和凝析水不能及时排出蒸汽腔，注入的蒸汽会损失一部分热量用于加热聚集在腔体下部的原油和凝析水混合物，开采效果变差；反之生产井排液能力过高，注入的蒸汽未及时冷凝即被带出蒸汽腔，蒸汽热利用率降低，进而影响蒸汽腔垂直方向的扩展。因此选择合适的生产井排液能力对于促进单水平井SAGD的蒸汽腔扩展、提升采油效果十分重要。

4.3 水平井射孔段长度

单水平井SAGD采用长油管趾端一定长度范围射孔出汽，水平井射孔段长度会影响井筒上方蒸汽腔的形成和发育。射孔段越长，蒸汽与油层的接触面积越大，产油量越高[21]；但单位油藏面积的蒸汽覆盖率下降，因此需要探究不同长油管开孔长度对单水平井SAGD开发效果的影响。模拟不同水平井射孔段长度单水平井SAGD的生产效果如图8所示。由图8可知，累积注汽量25×104m3时，水平井筒射孔段长度由20 m增加至120 m，累积产油量明显增大，油汽比和采收率明显提高，同时含水率下降；若继续增加射孔段长度，累积产油量减小，采油效果反而下降。水平井筒射孔段长度为120 m表现出最佳的生产效果，相应累积产油量为29 152 m3，油汽比为0.117，采出程度为38.56%。

图7 不同生产井排液能力的开发效果对比Fig.7 Comparison of development effects with different production well drainage capacity

图8 不同水平井射孔段长度的开发效果对比Fig.8 Comparison of development effects of different perforation lengths in horizontal wells

4.4 水平井斜倾角

水平段轨迹控制技术可实现水平井井斜构造，水平井斜倾角定义为水平井沿水平方向上倾的角度。水平井斜倾角越大，井造斜高度即水平井趾端相比跟端提升高度越高，水平井斜倾角为0°、0.44°、0.88°、1.32°和1.76°，井造斜高度分别为0、2、4、6和8 m。

图9 不同井斜高度的日产油速率Fig.9 Oil production rate at different well deviation heights

井轨迹倾角可能影响SAGD蒸汽腔的形状扩展和泄油速率，分别模拟不同水平井斜倾角单水平井SAGD的生产情况。随着水平井斜倾角增加，单水平井SAGD累积产油量增大，但增产量较少。不同水平井斜倾角对应的单水平井SAGD日产油速率曲线(图9)显示，在SAGD开发前中期，水平井斜倾角越高，日产油速率越高，表明提高水平井斜倾角可以增加井筒环空的泄油速率，但受限于12 m的储层厚度，井斜高度8 m的水平井斜倾角也仅仅增加了1.76°，因此不同水平井斜倾角的日产油速率差别不明显。SAGD开发2 000 d后，水平井斜倾角越高，日产油速率越低，此时蒸汽腔得到了充分扩展，一部分蒸汽加热顶部盖层而散失热量。不同井斜高度下油藏顶端温度分布(图10)显示，水平井斜倾角增加，蒸汽腔与油藏顶部接触面积增加，导致蒸汽对油藏的加热效率降低；同时腔体前端可加热原油面积减少，造成产油速率下降。因此选取合适的水平井斜倾角需要考虑开发油藏尺寸和井筒水平段造斜附加的经济成本，优选水平井斜倾角为1.32°。

图10 不同井斜高度下油藏顶端温度分布Fig.10 Reservoir top temperature distribution at different well deviation heights

5 结 论

(1)基于单水平井SAGD的经济极限指标，采用数值模拟方法确定了单水平井SAGD开发地质及流体参数经济界限值，最终基于原油黏度分类，形成了五类单水平井SAGD储层筛选原则。利用该原则可筛选适宜采用单水平井SAGD开发的稠油油藏。

(2)单水平井SAGD有效开发Ⅰ类油藏的储层筛选原则为油藏厚度9.25 m，渗透率、孔隙度和含油饱和度分别超过100×10-3μm2、0.23和0.66；油藏原油黏度越大，单水平井SAGD要求开发储层厚度越大，渗透率等储层条件指标界限越高。

(3)开发薄层稠油油藏时，采用逐渐增加后稳定注汽速度的注汽方案，单水平井SAGD的油汽比和油藏采出程度较好。相同的注汽量和生产时间下，注汽速度60 m3/d逐年增至200 m3/d方案最优。

(4)生产井排液能力、水平井筒射孔段长度会影响单水平井SAGD的蒸汽腔扩展发育和最终采油效果，增加水平井斜高度可以加快井筒环空的泄油速率，但受限于储层厚度，蒸汽腔与油藏顶部盖层的接触面积增加，导致蒸汽利用率降低。保持合理的生产井排液能力即采注比1.15～1.2、水平井筒射孔段长度120 m、水平井斜倾角1.32°较为合适。