超稠油Ⅲ类油藏夹层发育模式及SAGD提高采收率技术

王 倩，高祥录，罗池辉，孟祥兵，甘衫衫，刘 佳

(中国石油新疆油田分公司，新疆 克拉玛依 834000)

0 引 言

超稠油Ⅲ类油藏是指油层温度下脱气原油黏度大于50 000 mPa·s的稠油油藏[1]。风城油田超稠油Ⅲ类油藏普遍存在储层非均质性强，夹层广泛发育的问题。针对风城超稠油油藏，SAGD是目前最经济有效的开采方法。实践表明，夹层是SAGD蒸汽腔发育不均衡、注采井控制难度大、井间频繁汽窜、水平段动用率低的主要影响因素[2-11]。为高效动用超稠油Ⅲ类油藏，总结了风城陆相非均质油藏夹层发育特征及模式，根据不同夹层模式下的蒸汽腔发育形态，针对性地提出了直井辅助SAGD、多分支SAGD及储层改造等高效开发技术，并在现场取得了一定的应用效果，以期为同类型油藏提供借鉴。

1 油藏地质概况

风城油田z井区为陆相辫状河沉积，为典型的超稠油Ⅲ类油藏。该区SAGD开发区齐古组油藏为被断裂切割的南倾单斜，地层倾角为4 °，油层主要以中-细砂岩为主，底部发育薄层砂砾岩，连续油层厚度为10.0～21.2 m，平均为17.1 m；孔隙度为27.8%～30.0%，平均为28.0%；渗透率为790.0～1 400.0 mD，平均为960.0 mD，垂向渗透率与水平渗透率比值为0.65；含油饱和度为59.0%～74.7%，平均为66.0%；油藏中部埋深为445 m，原始地层温度为19 ℃，原始地层压力为5.2 MPa，50 ℃时地面脱气原油黏度为2.57×104～7.47×104mPa·s，油层内发育多期夹层。

z井区于2012年开始SAGD开发试验，2014年规模建产，截至2019年年底已投产60个井组，平均生产时间为3.9 a，平均单井日产油为5.0～21.4 t/d，平均为9.4 t/d；油汽比为0.08～0.24，平均为0.13；水平段平均动用程度为65%，蒸汽腔扩展缓慢，生产效果低于其他区块。

2 夹层发育模式及其对SAGD开发的影响

2.1 夹层发育特征

z井区有取心井5口，根据取心井的岩心分析化验数据建立四性关系图版(图1、2)，结合各类夹层的岩性、物性、电性特征统计，应用岩心标定测井，给出研究区各类夹层的识别模板，识别出岩性和物性2种夹层(图3、表1)。

岩性夹层主要由心滩坝内部落淤层形成的泥岩、粉砂质泥岩及钙质砂岩发育而成，无渗透性或渗透性极差，含油级别主要为不含油、油斑。在测井曲线上自然伽马、密度和电阻率曲线最为敏感，钙质夹层主要表现为电阻率及密度增高，自然伽马降低。取心井z1井480.5～481.2 m井段为钙质夹层，厚度为0.7 m。取心分析资料显示该段孔隙度为1.8%～6.0%，渗透率为0.5～10.0 mD。泥质夹层主要表现为自然伽马明显返高，地层电阻率相应降低，该类夹层厚度较薄时，平面分布不稳定，延伸距离较短。

物性夹层主要由泥质充填辫状河道的粉砂岩、泥质粉砂岩及少量砂砾岩发育而成，具有一定的渗透性，含油级别主要为油迹、油斑。泥质粉砂岩在测井曲线上主要表现为自然伽马增高，但未达到泥岩基线，电阻率降低。取心井z1井468.7～470.5 m井段为物性夹层，厚度为1.8 m，取心分析资料显示该段孔隙度为15.8%～18.0%，渗透率为100.0～120.0 mD。砂砾岩在测井曲线上主要表现为自然伽马值较周围砂岩略高，同时呈高电阻、高密度的特征。该类夹层厚度较小时，呈薄层状孤立分布于油层内部，延伸距离短；夹层厚度较大时，呈连片分布。

图1 风城油田z井区岩性图版

图2 风城油田z井区物性解释图版

在单井夹层识别与刻画基础上，结合辫状河沉积露头原型，研究夹层的类型、形成机理和展布规律[12-19]，采用嵌入式建模方法建立了z井区储层构型模型，刻画出夹层的空间展布(图4)。研究区夹层厚度为0.4～6.8 m，平均为1.3 m，夹层长度为57.2～790.8 m，平均为167.7 m，夹层宽度为50.2～460.3 m，平均为119.5 m。夹层多以土豆状展布，呈“散、薄、多”发育特点，夹层类型主要以物性夹层为主，占比为68%。

图3 风城油田z井区z1井测井响应

表1 夹层识别模板与发育特征Table 1 Interlayer identification plate and development patterns

图4 风城油田z井区SAGD部署区夹层展布刻画

2.2 夹层发育模式

通过对夹层展布进行精细刻画，统计分析风城油田z井区100余对SAGD井组的夹层发育及蒸汽腔扩展情况[20-21]，建立了4种典型夹层发育模式(图5)。

(1) 注汽井与采油井之间发育小范围、不连续夹层(Ⅰ类)。该类夹层长度一般小于200.0 m，宽度一般小于40.0 m，研究区15%的井组受该类夹层影响；该类夹层主要影响预热阶段井间热连通的建立，阻碍生产期间泄油通道，导致生产初期蒸汽腔发育缓慢，原油产量低，但随着蒸汽腔扩展，夹层影响减弱，产量逐渐上升。

(2) 注汽井与采油井之间发育大范围夹层(Ⅱ类)。该类夹层宽度一般大于70.0 m，长度一般为50.0～350.0 m，研究区3%的井组受该类夹层影响；该类夹层导致井间无法建立热连通，只能在注汽井上方形成小范围蒸汽腔，如不采取措施，该井段产量一直处于较低水平，无法有效生产。

(3) 注汽井上方发育小范围、不连续夹层(Ⅲ类)。该类夹层长度一般为100.0～400.0 m，宽度多小于60.0 m，呈多期叠置发育，研究区58%的井组受该类夹层影响；该类夹层可减缓蒸汽腔扩展速度，当蒸汽遇到注汽井上方夹层后开始横向扩展，绕过夹层后继续向上发育，随着蒸汽腔扩展，夹层影响逐渐减弱，整体产量呈阶梯状上升。

(4) 注汽井上方发育大范围夹层(Ⅳ类)。该类夹层宽度一般大于70.0 m，长度多为150.0～500.0 m，研究区12%的井组受该类夹层影响；该夹层对初期产量基本无影响，生产一段时间后蒸汽腔发育遇阻，蒸汽腔无法继续向上发育，导致夹层上方原油无法动用，产量基本稳定，无法上升。

3 隔夹层发育区SAGD效果改善技术

针对不同夹层分布模式及其影响下的蒸汽腔发育情况，提出直井辅助SAGD、多分支水平井SAGD及储层改造等开发技术。通过井网、井型转变及夹层改造等方式增加蒸汽波及体积，提高SAGD采油速度，有效动用难采储量及剩余油，实现SAGD高效开发。

3.1 直井辅助SAGD技术

针对受局部夹层(Ⅰ、Ⅲ类夹层)影响，导致水平段动用差、蒸汽腔发育缓慢的井组，选择动用较差的水平段附近的1口或多口直井进行蒸汽吞吐，形成新的蒸汽腔，当直井蒸汽腔前缘扩展并与SAGD井组原有蒸汽腔逐渐连通后，直井转为持续注汽，以驱泄复合方式加速SAGD蒸汽腔扩展，波及受夹层影响的剩余油区，加快夹层上方剩余油动用(图6)。辅助直井一般距水平段平面距离为15～35 m，射孔位置通常在夹层上方未动用油层段，上部距盖层大于3 m；吞吐阶段注汽压力低于破裂压力，转持续注汽阶段注汽压力与SAGD操作压力相同。直井辅助SAGD技术可提高水平段动用程度，有效解决Ⅰ、Ⅲ类夹层影响蒸汽腔发育问题，增加采油速度，提高采收率。

图5 夹层分布模式及其影响下的蒸汽腔发育形态

2019年4月在z井区15个SAGD井组开展了直井辅助SAGD技术试验，动用15口直井进行蒸汽吞吐。15个井组均不同程度受到井间、注汽井上方不连续夹层影响，存在水平段动用程度低等问题。措施前，区块日产油为225.0 t/d，油汽比为0.13，水平段平均动用程度为68%；截至目前，已有8口直井与SAGD井组连通，区块日产油增至263.0 t/d，油汽比为0.14，单井组平均增油2.5 t/d，连通井组受效井段温度平均提高25～70 ℃，单井水平段动用程度平均提高12个百分点。

3.2 多分支水平井SAGD开发技术

针对注汽水平井上方不连续夹层(Ⅲ类夹层)导致蒸汽腔整体扩展缓慢，生产效果差的井组，可采用多分支水平井SAGD开发方式[22-24]。该技术中的注汽井为多分支水平井，生产井为常规水平井，分支沿水平段走向上翘，呈交错分布，并尽量穿过夹层；各分支间距与分支长度相同，水平段分支长度一般为80～150 m，相对主井眼分支最大水平位移小于20 m，垂向位移为4～8 m；通过分支注汽在夹层上方形成多个小蒸汽腔，使蒸汽快速波及夹层上方储层并建立泄流通道，提高蒸汽腔扩展速度，削弱夹层影响(图7)。相比常规SAGD，多分支水平井SAGD采油速度及采收率均有一定幅度提高。

2015年在z区开展2个井组多分支水平井SAGD试验。2个井组水平段长度均为450 m，注汽井上方发育多段泥岩夹层；注汽井为4分支交错对称分布水平井，单分支长度为100 m，平面上分支偏移主井眼最大距离为15 m，垂向上偏移主井眼最大距离为5 m，分支钻穿夹层。与区块类似井组对比，注汽量平均提高25%，平均单井日产油提高2.2 t/d，采油速度提高18%。

图6 直井辅助SAGD示意图

图7 多分支水平井SAGD技术原理示意图

3.3 储层改造技术

对于井间或注汽井上方附近大范围夹层(Ⅱ、Ⅳ类夹层)严重制约蒸汽腔扩展的问题，向SAGD上、下水平井挤注脱油热污水，改变储层岩石中的孔隙压力，使岩石发生变形，通过微压裂改造井筒周围储层，使储层岩石发生剪切扩容及张性扩容，增大岩石孔隙体积，进而在井间及注汽井上方形成一个高渗透率和高孔隙度的扩容带。储层改造主要分3个阶段：首先是低压井筒改造，主要改造井筒周围储层物性，该阶段注入压力应略大于地层最小主应力；然后是SAGD注采井间改造，主要改善井间储层物性，该阶段注入压力比破裂压力低0.3～0.5 MPa；最后是注汽井上方储层改造，需关闭生产井，逐步提高注汽井注入压力，直至接近破裂压力。储层改造技术可改善井间及注汽井上方储层物性参数，对井筒周围及上方不均匀泥岩夹层进行微压裂，增加蒸汽在上方储层的流动能力，促使蒸汽腔向注汽井上方发展，提高单井产量及产油速度[25]。

微地震监测资料及油藏工程手段证明，合理改造压力下储层改造波及半径为5～8 m，改造区比周围储层孔隙度提高1～3个百分点，渗透率增加0.1～1.0倍。2014年，z井区实施10个井组储层改造试验，相对邻井，改造井组的储层吸气能力平均提高15%，平均单井日产油量提高1.8 t/d，油汽比提高0.01。以z2井组为例，该井组于2015年9月转SAGD生产，目前生产1 650 d，日注汽量为82.6 t/d，较区块平均注汽水平增加22.6 t/d；日产油量为15.8 t/d，较区块平均日产油提高6.0 t/d；油汽比为0.19，较区块平均油汽比提高0.04。

针对不同夹层发育类型，直井辅助SAGD、多分支SAGD立体组合开发及储层改造等技术，可实现非均质超稠油油藏差异化立体开发，突破单一开发方式储量利用率低、稳产难度大的技术瓶颈，有效解决风城油田超稠油Ⅲ类油藏面临的问题，可为同类型油藏提供借鉴。

4 结 论

(1) 风城超稠油Ⅲ类油藏中主要发育物性与岩性2类夹层，空间展布上呈“散、薄、多”特点，根据发育位置、规模及对SAGD蒸汽腔发育的影响，风城油田Z井区夹层可归结为注采井间小范围发育、注采井间大范围发育、注汽井上方小范围发育、注汽井上方大范围发育4类。

(2) 直井辅助SAGD技术可解决局部夹层引起的水平段动用程度低的问题，适用范围广，操作灵活；多分支SAGD技术主要适用于强非均质储层，可减弱注汽井上方小范围夹层对SAGD的影响，针对井间及注汽井上方发育大范围夹层的井组可采用储层改造技术，整体改善储层物性，提高SAGD开发效果。

(3) 下一步研究方向以直井辅助和多分支水平井综合利用的SAGD复合井网、井型改变与储层改造复合技术为主，提高超稠油双水平井SAGD开发效果及适应能力。