厚層稠油油藏火燒油層方式開采的布井優(yōu)化分析

曲占慶，林珊珊

蔣海巖，吳 婷 （中國石油大學 （華東）石油工程學院，山東 青島 266580）

稠油的黏度高，流動性能差，有些甚至在油層條件下都不能流動，用一般方法很難經濟有效的開發(fā)，因此要采取一些特殊的工藝措施［1］。其中火燒油層就是稠油油藏開采的常用方法之一［2］，但它的最大問題是很難控制氧化過程在油藏中維持的時間以及氧化范圍，因此到目前為止，火燒油層法還只是處于工業(yè)試驗階段［3］，未被廣泛應用于現(xiàn)場。而厚層稠油油藏由于層厚較難開發(fā)，前期大部分采用蒸汽吞吐進行，后期出現(xiàn)了一些問題需要轉火燒油層開采，合理優(yōu)化布井方式成為該類油藏提高火燒油層采收率的一個重要途徑。筆者擬利用數(shù)值模擬手段，分析火燒油層時不同的布井方案對開發(fā)效果的影響，同時考慮應用水平井增加油層動用程度的可能。

1 厚層稠油油藏蒸汽吞吐后開采難點

我國厚層油藏稠油資源主要分布在遼河油田和河南油田，其中絕大部分分布在遼河高升油田。厚層稠油油藏開采初期一般進行蒸汽吞吐，但是多輪次蒸汽吞吐后期出現(xiàn)一些問題：

1）埋藏深，致使蒸汽吞吐開采時井底蒸汽干度低。例如高567井蒸汽到井底后干度太低，對油層加熱作用效果不明顯。在蒸汽注入量相同時，蒸汽干度越低，進入油層中占據(jù)孔隙介質的體積越小，原油受熱降黏的范圍越小。

2）縱向波及差異大，汽竄通道復雜［4］。例如遼河油田杜84塊出現(xiàn)蒸汽超覆，縱向油層吸汽不均，剖面上動用程度差異大，合采高周期吞吐后大部分井已低效生產，地層壓力低，虧空嚴重；油層高輪次吞吐后，汽竄現(xiàn)象日益嚴重，造成大量熱能損失，熱利用率降低。

3）氣頂導致開采困難。由于油層厚度大，很多油藏具有氣頂，例如高3塊氣頂稠油油藏、韋8塊氣頂稠油油藏。對于氣頂稠油氣藏，由于熱采區(qū)采油速度比周圍地區(qū)高［5］，而且隨著采油量的增加，地層壓力下降也較多，從而使得油層的氣頂向試驗區(qū)突進，造成油井氣竄，產油量大幅度下降。

針對以上開發(fā)矛盾，蒸汽吞吐后期有必要開展厚層稠油油藏的二次開發(fā)研究，保證長期穩(wěn)產?；馃蛯臃椒ㄊ苡蛯勇裆畹南拗菩?，深厚層稠油油藏往往具有較高的溫度容易點火，所以可考慮利用火燒油層進行開發(fā)方式的轉化。目前遼河油田高3塊及高3618塊等均已展開了火燒油層的現(xiàn)場試驗，取得了一定認識。

2 火燒油層數(shù)值模型的建立

火燒油層驅油原理［6］為：利用不同的點火方式把注氣井下面的油層點燃，并繼續(xù)向油層中注入空氣或氧氣等氧化劑助燃形成移動的燃燒前緣。燃燒前緣前后的原油受熱后降黏、蒸餾，產生的輕質油、蒸汽和燃燒煙氣向前驅替，未被蒸餾的重質碳氫化合物在高溫下裂解，最后留下焦炭維持油層繼續(xù)燃燒，使油層燃燒面積不斷擴大。在高溫條件下地層束縛水、注入水蒸發(fā)，裂解生成的氫氣與注入的氧氣生成水蒸氣，攜帶大量熱量傳遞給前方的油層，把原油驅向生產井。

油藏數(shù)值模擬可用來模擬油藏條件，得到假定油藏條件下含油飽和度、采收率和空氣油比 （注入空氣與采出油之比）等隨時間的變化規(guī)律。

建立反九點平面網格 （圖1），網格塊模型油層長度為360m，寬度為360m，厚度為72m，平面網格分布為36×36，I、J方向網格長度均為10m；縱向分6層，每層12m。巖石壓縮 系數(shù)為 3.0×10－3MPa－1；油藏巖石的熱傳導率為6×105J/ （m·d·℃）。20℃ 原 油 密 度 為0.94g/cm3，油層溫度下脫氣原油黏度為3740mPa·s。組分分為4相7組分 （水、瀝青質、甲烷、二氧化碳、惰性氣體、氧氣、焦炭）。

火燒油層開發(fā)方式進行的主要化學反應有：瀝青→CH4＋焦炭；瀝青＋O2→H2O＋CH4＋CO2＋CO/N2＋焦炭；焦炭＋O2→H2O＋CO2＋CO/N2。

模型初始化參數(shù)為：初始油藏壓力4.75MPa；初始油藏溫度37.2℃；初始含水飽和度0.55；初始含油飽和度0.45。

所需的操作條件和參數(shù)如下：注入井采用垂直井 （井深1600m），完井方式為射孔完井。注入純空氣溫度為80℃，井底最大注入壓力為8MPa。生產井采用直井 （井深1600m），完井方式為射孔完井。地面流體的最大流量是60m3/d，井底最小壓力為0.2MPa。

3 布井方案及布井參數(shù)

主要考慮反九點井網、直井排狀井網、直井交錯排狀井網 （反五點法）3種直井開采方案和排狀直井注氣水平井采油3種水平井段共6種方案，井網示意圖如圖2所示。所有井網都采用上層注氣下層采油的方法。水平井采油借鑒THAI的方法［7］，直井上層注氣水平井下層采油。排距均為100m；各方案其他參數(shù)如下所示：

方案1——反九點井網井距100m；方案2——直井排狀井網井距100m；方案3——直井交錯排狀井網井距100m；方案4——排狀直井注氣井到生產井水平井端部50m，水平井段150m；方案5——排狀直井注氣井到生產井水平井端部50m，水平井段200m；方案6——排狀直井注氣井到生產井水平井端部50m，水平井段250m。

圖2 各方案布井示意圖

4 各最優(yōu)布井方案對比分析

4.1 剩余油飽和度分析

圖3 運行4000d時的含油飽和度圖

圖3為運行4000d時6個方案的含油飽和度圖。從圖3中可以看出，總體來說都是含油飽和度等值線在注氣井處小，在生產井處大，即燃燒前緣向生產井擴散。反九點井網 （方案1）動員面積較大，前緣已經波及到生產井，注氣井到生產井范圍內剩余油飽和度已經很小。對于直井排狀 （方案2）和交錯排狀井網 （方案3），總動員面積比反九點井網大，即驅出油較多，而且交錯排狀井網效果更好一些，分析是因為注氣井多造成的。對于水平井開采的3種方案，水平井段長度為150m時縱向驅替效果稍好，總體動員面積相差不大，火燒前緣只波及到生產井一小段距離 （沿水平井筒方向五六十米左右的地層），采出油少。分析認為出現(xiàn)該結果的原因是直井開采時生產井較多，水平井跟部距注氣井距離太大造成的。

4.2 開發(fā)效果分析

使用CMG數(shù)值模擬軟件對模型進行模擬，運行時間為4000d，對這6種井網形式進行開發(fā)指標預測，對比各項開發(fā)指標 （如表1所示），優(yōu)化出最優(yōu)的井網方案。

表1 不同井網形式考核指標統(tǒng)計

由表1可以看出，方案3累計產油量最多，其次為方案2，方案4、5、6較小且相差不大。

圖4為運行4000d時6個方案的采收率隨時間變化關系曲線。從圖4中可以看出，方案3采收率最大，其次為方案2，它們的曲線斜率逐漸增大，說明后期采油速度在變大。而方案1曲線斜率先增后減，說明在2000d左右采油速度達到峰值。分析認為反九點井網注氣井少、注氣量小導致采收率比另兩個直井方案小。方案4、5、6的采收率曲線在1500d以后基本呈直線，說明采油速度比較穩(wěn)定且基本不變，但采收率小并且三者相差不大，水平井水平段長度與開采效果的關系不明顯，水平井段150m時效果稍好，水平井采油效果差的原因經分析認為是由于注氣井與生產井距離太遠和注氣量小造成的，所以運行結束時前緣在生產井水平段推進距離小，空氣利用率小。

圖4 各方案采收率隨時間變化關系

圖5 各方案空氣油比隨時間變化關系

圖5為運行4000d時6個方案的空氣油比隨時間變化關系曲線。從圖5中可以看出，40d時空氣油比達到峰值，是點火后注氣量突然加大造成的?？傮w來說空氣油比是逐漸減小的，在2000d左右基本保持不變，說明前一段時間燃燒不穩(wěn)定，還沒有形成穩(wěn)定的火燒前緣采出油少，而后期燃燒逐漸趨于穩(wěn)定。方案1最后空氣油比相對其他方案要大一些，分析認為是采油速度減小造成的。方案2和3空氣油比較小經分析認為是采油速度大造成的?？傮w來說6個方案最終空氣油比相差不大。

綜合考慮剩余油飽和度、原油采收率、空氣油比以及經濟性因素，認為直井排狀井網方案 （方案2）最佳。

5 結 論

1）對于火燒油層常規(guī)的直井注氣直井開采，排狀布井比反九點井網布井的采油效果好。

2）對于中深厚層稠油油藏進行火燒油層開采，如果采用水平井采油，應將生產井與注氣井距離縮短，并且適當加大注氣量，否則火燒前緣到達生產井時間長采油效果不好。

3）厚層稠油油藏的開采需要注意縱向驅替效率，水平井段150m時縱向驅替效果稍好，水平井段長度需要根據(jù)實際情況進行優(yōu)化，并非越長越好。

［1］王大為，周耐強，牟凱 .稠油熱采技術現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢 ［J］.西部探礦工程，2008，20（12）：129～130.

［2］王彌康，張毅，黃善波，等 .火燒油層熱力采油 ［M］.東營：石油大學出版社，1998.

［3］李咸宏，蔡傳富 .對高升油田熱采試驗區(qū)蒸氣吞吐試驗的初步認識 ［J］.石油勘探與開發(fā)，1985，12（3）：43～44.

［4］劉尚奇，許心偉 .稠油油藏水平井熱采應用研究 ［J］.石油勘探與開發(fā)，1996，23（2）：65～66.

［5］潘洪瀕，趙愛婷，金慶國，等 .高3塊氣頂稠油油藏d然氣采收率研究 ［J］.油氣采收率技術，1996，3（1）：59～60.

［6］張銳 .稠油熱采技術 ［M］.北京：石油工業(yè)出版社，1999.

［7］韓國慶.THAI技術及其在稠油開發(fā)中的應用 ［J］.油氣田地面工程，2007，26（5）：5～6.

［編輯］ 蕭 雨