雙水平井蒸汽輔助重力泄油合理井距優選

盧 川，鄭 強，朱國金，袁忠超，周 祚

（中海油研究總院有限責任公司，北京100028）

在雙水平井蒸汽輔助重力泄油（SAGD）過程中，平面上水平注采井對間的距離（簡稱井距）將對蒸汽腔擴展和開發效果產生重要影響［1-5］。目前SAGD井距的選取主要有3種方法：一是類比法，根據行業內相似油田的開發經驗，選取目標油田的井距［6-9］。二是理論公式法，依據Bulter重力泄油理論，按照井距之半為油層厚度的1.0～2.0倍進行選擇［10-12］。三是數值模擬法，通過建立目標區油藏數值模擬模型，計算不同井距條件下的油藏開發指標，優選井距［13-17］。類比法以實際相似油田開發為依據，但類比精度具有較大不確定性。理論公式法基于均質油藏推導得到，無法考慮復雜地質因素影響。數值模擬法前期需大量精細地質建模和油藏數值模擬工作，資料需求量大。針對加拿大長湖油田擬開發A區，在優先篩選地質主控因素基礎上，以經濟指標為優選依據，確定復合地質因素影響下SAGD合理井距，形成一套可推廣的井距優選方法和流程。

1 擬開發A區概況

擬開發A區位于加拿大長湖油田南部。油層中部埋深為270 m，對應油層壓力為1 100 kPa，平均孔隙度為32%，平均水平滲透率為3 400 mD，平均垂向滲透率為2 200 mD，地層溫度為10℃，地層原油黏度約為1.0×106mPa·s。擬采用雙水平井SAGD方式開發。根據儲層底部構造變化確定水平井布井方向后，得到A區沿水平井方向長度約為900 m，垂直水平井方向寬度約為600 m。區域內平均油層厚度為25 m。油層頂部水層發育，平均含水飽和度為95%，平均厚度為2.2 m。油層中部廣泛發育層間高含水飽和度層和低滲透夾層。層間高含水飽和度層平均含水飽和度為65%，平均厚度為3.7 m。夾層平均滲透率為200 mD，平均厚度為1.7 m，在擬開發A區展布范圍約為60%。

2 合理井距優選

2.1 地質主控因素篩選

根據A區基本地質參數，利用數值模擬方法建立基礎模型，研究并篩選井距的地質主控因素?；A模型沿水平井方向（即I方向）長度為100 m，模擬百米井長的開發效果，網格步長為50 m；垂直水平井方向（即J方向）寬度為600 m，網格步長為2 m；油藏深度方向（即K方向）網格步長為1 m。注采井間垂向距離為5 m。模擬75和150 m井距，對應井對數分別為8和4。采用6因素5水平正交設計方案，共50組。地質因素和水平參數如表1所示。

表1 地質因素及水平參數Table1 Geological factors and parameters in horizontal direction

以生產15 a累積產油量為評價指標，在75 m井距下油層厚度（He）、頂部水層厚度（Ht）、層間高含水飽和度層厚度（Hi）、層間高含水飽和度層范圍、夾層厚度、夾層范圍（Eb）6因素的極差結果分別為27.81×104，2.66×104，2.67×104，1.65×104，0.87×104和10.02×104m3；在150 m井距下6因素的極差結果分別為30.86×104，6.00×104，6.53×104，5.77×104，5.38×104和12.14×104m3；可見極差由大到小排序依次為油層厚度、夾層范圍、層間高含水飽和度層厚度、頂部水層厚度、層間高含水飽和度層范圍、夾層厚度。不同井距條件下，油層厚度和夾層范圍均為影響累積產油量最重要的地質因素。因此，確定影響SAGD開發效果的地質主控因素依次為油層厚度、夾層范圍、層間高含水飽和度層厚度、頂部水層厚度。

2.2 技術合理井距確定

根據篩選出的地質主控因素，以高峰日產油量和采出程度為評價指標，確定不同井距對SAGD開發效果的影響。由單一地質主控因素影響下評價指標隨井距的變化（圖1）可知，在4種單一地質主控因素影響下，隨井距增大，高峰日產油量和采出程度均呈逐漸減小的趨勢。但從變化幅度可知，井距對高峰日產油量的影響程度大于對采出程度的影響程度。僅從技術角度考慮，為獲得更高的高峰日產油量和采出程度，應盡量選擇較小井距。

2.3 經濟合理井距優選

結合長湖油田SAGD開發成本，對不同井距下的經濟效益進行評價。長湖油田油砂SAGD開發單注采井對鉆完井成本約為296×104美元/井對，注入蒸汽的發生成本約為7.07美元/m3，折現率取值為11%，不考慮分攤地面工程建設投資。以凈現值（NPV）為評價指標，計算不同油價下、不同單一地質主控因素下不同井距方案的經濟效益。

圖1 單一地質主控因素影響下評價指標隨井距的變化Fig.1 Variation of evaluation index along with well spacing under single geological factor

當油層厚度為15，25和35 m，油價為50和70美元/bbl時，NPV隨井距的變化（圖2）可見，當油價為50美元/bbl時，隨井距增加，NPV逐漸增大；當油價為70美元/bbl時，油層厚度為15和25 m時，隨井距增加，NPV逐漸增大，油層厚度為35 m時，NPV隨井距增加先增大后減小，井距為100 m對應NPV最大，其值為2 817×104美元?？梢娊洕鷹l件和油層條件是影響井距的敏感因素。

圖2 不同油價、不同油層厚度條件下NPV隨井距的變化Fig.2 Variation of NPV along with well spacing under different oil prices and reservoir thickness

由于不同油價、不同因素水平下NPV差異較大，為方便對比，對NPV進行歸一化處理，其表達式為：

從而得到單一地質主控因素條件下歸一化NPV隨井距的變化（圖3）。歸一化NPV越大，經濟性越好。與技術合理井距研究結果不同，在不同地質主控因素條件下，油價將對井距優選產生重要影響。

對于實際開發區塊，井距的選擇受多種地質因素共同影響。綜合考慮各地質主控因素歸一化NPV隨井距變化和各因素影響權重，計算不同油價下復合地質因素影響下綜合歸一化NPV，其表達式為：

綜合歸一化NPV最大值對應的井距即為目標區塊擬布井區的推薦井距。

根據擬開發A區油層平均厚度、夾層展布范圍、層間高含水飽和度層厚度和頂部水層厚度，選取層間高含水飽和度層厚度為4.0 m，頂部水層厚度為2.0 m，油層厚度為25 m，夾層范圍為60%，當目標油價為50美元/bbl時，得到4因素對應的歸一化NPV，從而得到綜合歸一化NPV（圖4）。綜合歸一化NPV最大值為0.813，得到擬開發A區推薦經濟合理井距為102 m。

圖3 不同油價、單一地質主控因素條件下歸一化NPV隨井距的變化Fig.3 Variation of normalized NPV along with well spacing under different oil prices and single geological factor

圖4 綜合歸一化NPV隨井距的變化Fig.4 Variation of comprehensive normalized NPV along with well spacing

3 井距優選流程及合理性驗證

根據合理井距優選，可形成SAGD雙水平井開發井距優選流程（圖5）。在篩選目標油田擬布井區地質主控因素基礎上，分別確定單一地質主控因素下經濟指標隨井距變化規律?？紤]不同因素的影響程度，確定復合地質因素影響下的合理井距。

為進一步驗證井距優選方法結果的合理性，在建立擬開發A區實際精細油藏模型后，選取井距分別為80，100和120 m進行開發指標預測，并對模擬結果采用相同經濟參數進行評價，得到油價為50美元/bbl時，NPV 分別為 1 218.5×104，1 614.1×104，921.1×104美元。NPV最大值對應井距為100 m，與所提出的井距優選方法推薦的102 m基本一致。因此，利用該方法可實現對擬開發區井距的快速優選。

圖5 復合地質因素影響下井距優選流程Fig.5 Screening process of well spacing under multiple geological parameters

4 結論

影響雙水平井SAGD開發效果的地質主控因素為油層厚度、夾層范圍、層間高含水飽和度層厚度、頂部水層厚度。

在不考慮經濟效益前提下，SAGD井距減小有利于獲得更高的高峰日產油量和采出程度。

長湖油田擬開發A區油層平均厚度為25 m，夾層展布范圍為60%，層間高含水飽和度層厚度為3.7 m，頂部水層厚度為2.2 m，在油價為50美元/bbl時，推薦經濟合理井距為102 m。

針對目標區塊，明確地質主控因素并考慮各因素對經濟指標的影響權重，建立復合地質因素下SAGD井距優選方法，可實現對目標區井距的快速優選。

符號解釋

NPV歸一化——歸一化凈現值；NPVi——第i個井距對應的凈現值，104美元；i——井距取值由小到大時的井距個數；NPV——凈現值，104美元；NPV綜合歸一化——綜合歸一化凈現值；fj——對應的第j個地質主控因素的影響權重，依次取值為0.4，0.3，0.2，0.1；j——地質主控因素的序號，1，2，3，4依次為油層厚度、夾層范圍、層間高含水飽和度層范圍、頂部水層厚度；NPV地質主控因素j-歸一化——地質主控因素j對應的歸一化凈現值。