注非凝析气体辅助提高双水平井SAGD生产效果研究

王晶明

摘 要：杜84块兴Ⅰ组为中厚层状油藏，2005年开始部署水平井进行整体开发。目前已部署水平井42口，其中未动用区域水平井36口，已动用区域水平井6口。兴Ⅰ组双水平SAGD开发中存在蒸汽外溢、水平段动用不均及注采连通差等问题，开发效果未达到方案设计。经研究论证，认为在兴Ⅰ组SAGD井组外溢区实施水平井注蒸汽辅助CO2气体，能够提高SAGD开发效果。

关键词：非凝析气体;分压作用;节约蒸汽

1 区域地质概况

曙一区杜84-兴平264-1井组～杜84-兴平291CH井区开发目的层为下第三系沙一、二段兴隆台油层Ⅰ油层组。兴隆台油层Ⅰ油层组构造简单，为一向南东倾斜的单斜构造，构造平缓，地层倾角为2°～4°。从杜84-兴H307井区往杜84-兴H257井区油层向南东方向下倾，垂深相差约20m。油藏埋深-650～-680m，油层有效厚度14～25m，平均厚度21.9m，平面上油层发育稳定，属于厚层状边水油藏。共部署水平井8口，其中水平生产井4口，水平注汽井4口，于2005年投产蒸汽吞吐开发，2011年7月开始循环预热，经6～8个月预热后于2012年3月陆续转入SAGD开发。

2 井组的开发矛盾

与方案指标对比，兴Ⅰ组4个双水平SAGD井组自转SAGD后，实际平均单井日产油量、油汽比等各项参数均低于方案设计指标，主要存在以下几个问题。

2.1 压力场不均衡，蒸汽外溢严重，难以建立稳定汽液界面

杜84-兴Ⅰ组油层为吞吐后期转入SAGD开发，兴Ⅰ组SAGD井区外侧共有9口水平井吞吐开发，平均吞吐8.0轮，地层亏空46.6×104t，地层压力由原始地层压力6.2MPa降至1.1MPa～1.6MPa左右，平面连通性好，且整体温场已建立;而SAGD井区汽腔压力在3.1MPa上下，在2.0MPa的压差作用下，注入大量蒸汽流向至邻近低压区，使蒸汽腔扩展速度慢;大量冷凝液流向至邻近较低压力区域，SAGD生产井上部难以建立稳定汽液界面，导致SAGD开发效果差，分析认为外溢严重是影响该区域SAGD开发效果的最主要因素。

2.2 油井水平段动用程度差

该区域双水平SAGD井组的水平段平均动用程度为58%左右，在SAGD开发过程中，经常发生单点突破，注入蒸汽通过突破点汽窜至相邻水平生产井，造成水平段动用程度降低压力升高，泄油能力下降，通过历史的井温曲线可以清晰判断生产井水平段动用不均。

3 技术路线与研究内容

向油藏中注入大量蒸汽同时辅助注入一定量的非凝析气体，非凝析气体趋向于向蒸汽腔上部运动，在整个蒸汽腔向上运动的动态平衡过程中，非凝析气始终在上部占有优势。利用非凝析气体的分压作用提高操作压力，减少注入汽腔的蒸汽用量。

3.1 非凝析气作用机理

由于兴Ⅰ组双水平SAGD井区外溢十分严重，针对这个主要矛盾，提出了在外溢区的水平井注入蒸汽同时辅助注入非凝析气体改善开发效果。其机理是首先向外溢区域水平井连续注入一定量的蒸汽提高地层压力，平衡SAGD井组压力，维持SAGD井组稳定的汽液界面;然后辅助注入非凝结性气体，由于重力分异作用蒸汽腔向上运动，利用气体分压原理提高地层压力，从而节约大量注入蒸汽。

3.2 注汽井的选择

为保证实施效果，选井时主要考虑以下因素：注汽井必须位于构造高部位，位于SAGD蒸汽腔附近，且周边亏空大并且连通好的区域。

3.3 注入量和注入方式

根据历史改善过程的分析，需将地层压力由目前2.2MPa提高至3.2MPa左右。依据气体状态方程：PV=nRT计算得出：整个外溢区：需注入CO2量为地面体积289万m3。292-302井区：需注入CO2量为地面体积84.4万m3。

采用段塞式注入CO2或者氮气;先注入表面活性剂，后注入液态CO2，然后连续注入低干度蒸汽，5口注汽井在整个实施过程中不参与生产。

4 实施效果

井下压力明显上升：通过辅助非凝析气体，确实对该区域生产效果较措施前提升很大，主要体现在井下压力明显上升（如图1）;温差变大，动态调控空间增大;最主要体现在油井含水下降，产油量上升。

5 结论和建议

结论：通过对兴Ⅰ外围受效井注入大量蒸汽并辅助非凝析气体工作，确實可以有效的提高SAGD生产效果，增加蒸汽腔的操作压力。在SAGD的注入蒸汽中注入非凝析气体，能够减少蒸汽注入量，增大热效率，大幅度提高油气比。

建议：继续加大非凝析气体的注入量，该项目的实施为改善双水平SAGD开发效果和SAGD二期工程工业化实施提供了良好的指导。

参考文献：

[1]武毅，张丽萍，李晓漫，等.超稠油SAGD开发蒸汽腔形成及扩展规律研究[J].特种油气藏，2007，14（6）：40-43.

[2]刘志波，程林松.蒸汽与天然气驱（SAGP）开采特征--与蒸汽辅助重力泄油（SAGD）对比分析[J].石油勘探与开发，2011，38（1）：79-83.