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超稠油油藏双水平SAGD优化数值模拟研究
[摘 要]为提高杜84块馆陶超稠油油藏剩余油动用程度，以油藏特点和开发现状为基础，应用数值模拟技术，对双水平井SAGD技术布井方式、水平段长度、水平段在油层中的位置、注采参数等进行了优化研究。实施效果表明，各项参数的设计科学合理，采用双水平井SAGD技术，提高超稠油原油采收率是经济可行的。
[关键词]超稠油油藏；SAGD；数值模拟；注汽干度；注汽速度
中图分类号：TE345 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2015）13-0399-01
引言
曙一区杜84块馆陶油层为一顶部和四周被水包围的特殊油藏，油层连续厚度为120～150m。1999年9月蒸汽吞吐试采成功，2002年产油量达到最高峰，2003年后处于递减阶段。蒸汽吞吐过程中射孔井段下部油层动用差，蒸汽超覆现象逐周期加剧，带来顶水突破的隐患。为了提高油藏采收率，采用了SAGD开发技术。
1 双水平井SAGD试验区概况
双水平井试验区位于杜84块馆陶油层的南部，试验区含油面积0.14 km2，地质储量284×104t。该区域油层条件较好，油水关系相对简单，由于地面原因直井实施困难。2000年开始试验区的边部有19口直井，采用直井70m井距正方形井网进行蒸汽吞吐开发，至2007年试验井组井网完善，共包括4个井组8口水平井。
2 数值模型建立及历史拟合
数值模拟采用CMG软件STARTS热采模型，对试验区进行了开采方式、井网井距、注采参数优化等模拟研究。
2.1 三维非均质地质模型
选取杜84块馆陶油藏4个双水平井组为数值模拟研究对象。根据油藏描述及测井数据，采用变深度、非均匀正交网格，建立三维非均质地质模型，模型的网格划分为21×30×23，网格节点数为14490。
2.2 生产动态历史拟合
采用现场实际蒸汽吞吐参数，分别对井组和单井进行日采油量、周期采油量、日采液量、周期采液量、累计采油量、累计采液量拟合。累计产油相对误差为3.91%，累计产水相对误差为3.71%，拟合效果较好。
3 参数优化设计
3.1 注采井距
注采井间的垂向距离太小，汽液界面很难控制，蒸汽容易直接产出；但若井距太大，注采井间很难形成热连通，重力泄油速度慢，生产时间长，油汽比低，采油速度低。研究结果表明，注采井距在3～5m时效果较好。
3.2 水平段长度优选
水平井段长度除受制于油井的排液能力外，还由于水平井筒内沿井长方向存在压力降，且原油粘度越大，压力降越大，因此，水平段长度存在一临界值。按照排液能力400t/d，数值模拟表明，水平井的设计长度应该在3505～00m之间。
3.3 水平井纵向位置优选
随水平井段距油水界面距离增加，重力泄油阶段生产时间逐渐增长，阶段采出程度逐渐增加。当水平井段距油水界面距离再增加时，水平段下部损失储量较大，采收率降低。结果表明，与底水距离越大，含水率上升越慢，油汽比和采出程度越高。因此确定下限距离为20m。
3.4 转SAGD时机的优选
分别研究了直接转SAGD生产、吞吐1周期、吞吐2周期、吞吐3周期后转SAGD生产。转SAGD生产前每口水平井注蒸汽5000t，焖井10天开始SAGD生产，SAGD阶段注汽井单井日注300t，采注比1.2。研究结果表明：水平井吞吐2周期转入SAGD开发井间形成热连通，垂向温场控制较好，有利于SAGD开发。
3.5 水平井注采参数
3.5.1 井筒热损失计算
井筒模型为真空隔热油管（与现场一致），其视导热系数为0.007W/（m?K），分别计算井口干度为80%和75%，注汽速度为300～350t/d时的井筒热损失。相同温度的蒸汽在相同注汽压力和注汽速度下，井口干度越大，井筒热损失越少。
3.5.2 吞吐预热注汽量
水平井预热阶段，分别模拟了6000t、8000t和10000t，根据数值模拟结果，建议吞吐周期注汽量8000t。
3.5.3 注汽干度
对于超稠油油藏，高温、高干度是关键。在水平井预热阶段，当蒸汽干度大于60%时，油汽比大于经济极限油汽比0.3，净增油量增加幅度减缓，水平井入口端蒸汽干度应大于60%。为保证SAGD阶段具有较高的采出程度和经济效益，要求井底蒸汽干度不低于70%。
3.5.4 采注比
SAGD开发阶段应保持一定的油藏压力才能取得较好的效果，要保持压力稳定就要保持注采的平衡。在蒸汽干度70%的条件下，采注比达到1.2才能保持油藏压力的基本平衡。
3.5.5 注入压力
注入压力达到6MPa时，产油量降低，注入的蒸汽突破到生产井，影响产油量，因此，注汽压力应控制在4M
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