薄油層火驅(qū)開發(fā)井網(wǎng)形式選擇及注氣策略優(yōu)化

宋清新

勝利油田濱南采油廠

火燒油層是稠油油藏開發(fā)最有效的技術(shù)之一，通過引燃油藏內(nèi)部原油，加熱儲(chǔ)層實(shí)現(xiàn)注氣井與生產(chǎn)井的熱聯(lián)通，原油被加熱降黏后在裂解氣、水蒸汽等的作用下驅(qū)至生產(chǎn)井被采出。該技術(shù)適用范圍廣，既適合一次采油、二次采油和三次采油，也適合開發(fā)后期高含水油藏［1］。近年來，國(guó)內(nèi)外學(xué)者針對(duì)火驅(qū)開發(fā)方式開展了大量研究，并演化出了濕式燃燒、THAI等改進(jìn)型火驅(qū)開發(fā)工藝［2］。唐君實(shí)等［3］對(duì)稀油火驅(qū)進(jìn)行了物理模擬實(shí)驗(yàn)，計(jì)算出了實(shí)驗(yàn)室尺度下的稀油燃燒活化能、驅(qū)油效率和氣油比。秦洪巖［4］通過注氣參數(shù)優(yōu)化改善了稠油火驅(qū)中出現(xiàn)的尾氣量不均、氣竄明顯和油藏縱向動(dòng)用不均等問題。王海兵［5］針對(duì)高升油田的巨厚塊狀稠油油藏的火驅(qū)開發(fā)過程中暴露出的問題進(jìn)行了總結(jié)與分析，認(rèn)為點(diǎn)火實(shí)現(xiàn)高溫燃燒是火燒成功的關(guān)鍵。屈亞光［6］針對(duì)平面滲透率、砂體厚度和砂體形態(tài)三類典型的非均質(zhì)地層建立了概念模型并分別給出了開發(fā)方案。蔣海巖等［7］設(shè)置了燃燒管實(shí)驗(yàn)，對(duì)火驅(qū)數(shù)值模擬的網(wǎng)格尺寸給出建議。

盡管火驅(qū)技術(shù)已經(jīng)得到了長(zhǎng)足發(fā)展，但不同區(qū)塊地層條件復(fù)雜，且與國(guó)內(nèi)實(shí)際結(jié)合較為緊密的薄層油藏火驅(qū)開發(fā)仍有待進(jìn)一步研究。蘇磊［8］研究了中滲高孔大傾角下薄層油藏火驅(qū)開發(fā)的合理井網(wǎng)形式，認(rèn)為在較小傾角的區(qū)塊使用反九點(diǎn)井網(wǎng)，在大傾角區(qū)塊使用交錯(cuò)排線性井網(wǎng)更為合理?？偟膩砜?，目前對(duì)薄層油藏火驅(qū)開發(fā)效果的研究較少，涉及井網(wǎng)形式、井距等變化對(duì)火驅(qū)開發(fā)效果影響的研究鮮有報(bào)道，更缺乏針對(duì)低滲薄層油藏火驅(qū)多參數(shù)的綜合優(yōu)化研究，一定程度上限制了針對(duì)低滲薄層油藏的火驅(qū)開發(fā)技術(shù)的應(yīng)用。筆者通過油藏?cái)?shù)值模擬的方法對(duì)低滲薄層油藏稠油開發(fā)開展研究，在此基礎(chǔ)上，提出了低滲薄層油藏火驅(qū)開發(fā)策略。

1 油藏?cái)?shù)值模型

選用CMG-STARS模擬器，建立300 m×300 m×8 m的模型，網(wǎng)格塊模型為60×60×16，i、j方向各60層網(wǎng)格，k方向16層網(wǎng)格。油層頂深800 m，油層厚度8 m，i、j方向滲透率500 ×10-3μm2，k方向滲透率150×10-3μm2，儲(chǔ)層孔隙度0.35。油藏參數(shù)見表1，三維模型見圖1 (a)；圖1 (b)展示了模擬所用井網(wǎng)分布詳情，可通過改變注氣井和采油井位置實(shí)現(xiàn)對(duì)井網(wǎng)形式和井距改變的模擬。油-水相滲曲線和油-氣相滲曲線由現(xiàn)場(chǎng)提供，如圖2所示。

表1 數(shù)值模型中油藏性質(zhì)及流體物性參數(shù)Table 1 Reservoir property and fluid physical property parameters of numerical model

圖1 三維模型與井網(wǎng)布局Fig. 1 Three-dimensional model and well pattern arrangement

圖2 相對(duì)滲透率曲線Fig. 2 Relative permeability

為了節(jié)省計(jì)算資源同時(shí)保證計(jì)算精度，對(duì)注氣井周邊的網(wǎng)格進(jìn)行局部加密，水平方向網(wǎng)格尺寸修改為0.5 m，豎直方向保持不變。設(shè)置油藏平行于水平面，點(diǎn)火溫度600 ℃，點(diǎn)火注氣量20 000 m3/d，生產(chǎn)注氣量25 000 m3/d，井網(wǎng)選擇中央排狀，井距設(shè)置為100 m。依據(jù)此處地層條件，點(diǎn)火方式選擇電點(diǎn)火［9］，另根據(jù)梁琳琳［10］的研究，生產(chǎn)井產(chǎn)液量控制在40 m3/d。由圖3可見，網(wǎng)格局部加密后最終累產(chǎn)油和全程變化趨勢(shì)與不加密曲線基本重合，且與王偉偉［11］的物理模擬實(shí)驗(yàn)驅(qū)油效率曲線高度一致，這表明原有5 m網(wǎng)格尺寸模型的運(yùn)算精度可以保證，且局部加密方案不會(huì)影響最終運(yùn)算結(jié)果。

圖3 局部網(wǎng)格加密前后累產(chǎn)油量對(duì)比Fig. 3 Comparison of cumulative oil production before and after local grid refinement

2 結(jié)果與討論

2.1 井網(wǎng)形式的影響

井網(wǎng)形式是影響火焰前緣推進(jìn)的最主要因素，相應(yīng)地，不同井網(wǎng)形式的累產(chǎn)油量和日產(chǎn)油等參數(shù)也會(huì)產(chǎn)生差異。實(shí)際生產(chǎn)中常見的井網(wǎng)形式包括左起驅(qū)替、中央排狀和反九點(diǎn)3類，圖4中對(duì)比了中央3注兩側(cè)6采(以下簡(jiǎn)稱排狀)，左側(cè)3注右側(cè)6采(以下簡(jiǎn)稱左起)和經(jīng)典反九點(diǎn)1注8采(以下簡(jiǎn)稱反九點(diǎn))三種方案下火驅(qū)生產(chǎn)方式的產(chǎn)油情況，其他生產(chǎn)參數(shù)為點(diǎn)火溫度600 ℃，點(diǎn)火注氣強(qiáng)度20 000 m3/d，生產(chǎn)注氣強(qiáng)度25 000 m3/d，井距100 m。不同井網(wǎng)形式的生產(chǎn)過程均可分為3個(gè)階段，即熱聯(lián)通階段、高速生產(chǎn)階段和產(chǎn)量下降階段，以下分別對(duì)各個(gè)階段進(jìn)行對(duì)比分析。

生產(chǎn)初期，3種井網(wǎng)的產(chǎn)油量均緩慢上升，對(duì)應(yīng)熱聯(lián)通階段，此時(shí)呈現(xiàn)的主要特征為：早期由于點(diǎn)火后油藏迅速排水，此時(shí)生產(chǎn)井的產(chǎn)液量巨大，日產(chǎn)油較為可觀，最高可達(dá)6 m3/d，隨后日產(chǎn)油迅速下降，基本維持在1～2 m3/d的低水平。在井距相同的條件下，左起方案熱聯(lián)通明顯快于排狀方案，甚至快過單井注氣量更大的反九點(diǎn)方案，主要原因有兩點(diǎn)：一是對(duì)比排狀和左起方案，左起方案的生產(chǎn)井右側(cè)有更多的生產(chǎn)井，更大的抽油泵總功率加速了熱聯(lián)通進(jìn)程；二是左起方案的注氣井左側(cè)50 m處為不存在傳熱和傳質(zhì)的模型邊界，氣體推進(jìn)至此碰撞邊界產(chǎn)生淤積，進(jìn)而阻礙后來的空氣向此處推進(jìn)，最終造成生產(chǎn)井注氣全部向右側(cè)推進(jìn)。圖4所示排狀方案的熱聯(lián)通用時(shí)接近左起方案用時(shí)的兩倍，推測(cè)上述第二種可能性的作用更大。由此也可判斷：若想開發(fā)滲透率非均質(zhì)性較強(qiáng)的油藏，可以利用傳質(zhì)性能差的低滲區(qū)域作為“邊界”，參考左起方案實(shí)現(xiàn)合理布井。

圖4 不同井網(wǎng)方案生產(chǎn)曲線對(duì)比Fig. 4 Comparison of production curve between different well pattern schemes

進(jìn)入高速生產(chǎn)階段，排狀方案的產(chǎn)油峰值更高、持續(xù)時(shí)間也較長(zhǎng)。左起方案有兩個(gè)產(chǎn)油峰值，分別對(duì)應(yīng)油墻到達(dá)第一排生產(chǎn)井和第二排生產(chǎn)井的時(shí)刻，第二峰值明顯低于第一峰值。

在產(chǎn)量下降階段，左起方案和排狀方案的產(chǎn)油曲線走勢(shì)相近，最終產(chǎn)油也相近。圖4(b)展示了表征經(jīng)濟(jì)性的氣油比曲線走勢(shì)，由于存在關(guān)井階段，左起井網(wǎng)的瞬時(shí)氣油比曲線有一次突增。相比排狀井網(wǎng)和左起井網(wǎng)，反九點(diǎn)井網(wǎng)的氣油比曲線震蕩較明顯，不夠平穩(wěn)。以5 500 d為模擬開發(fā)總時(shí)間，反九點(diǎn)井網(wǎng)和左起井網(wǎng)累積氣油比最終數(shù)值較為接近。

為分析不同井網(wǎng)方案對(duì)油藏原油的動(dòng)用情況，對(duì)比了3種井距方案中后期的含油飽和度與溫度場(chǎng)分布，結(jié)果見圖5。由于反九點(diǎn)方案單井注氣量較大，因此油藏底部的原油得到較好動(dòng)用，也較好地維持住了火焰溫度。然而，產(chǎn)油高峰過于靠后，前期投入過大，生產(chǎn)風(fēng)險(xiǎn)比較高。綜合生產(chǎn)的平穩(wěn)性和經(jīng)濟(jì)性，排狀方案的日產(chǎn)油峰值更高，高速產(chǎn)油時(shí)間更長(zhǎng)，與曲占慶等［12-13］的研究結(jié)論一致，但熱聯(lián)通時(shí)間較長(zhǎng)導(dǎo)致生產(chǎn)前期經(jīng)濟(jì)性較差。總體來看，更大的單井注氣量通常可縮短熱聯(lián)通時(shí)長(zhǎng)，因此可以考慮熱聯(lián)通階段增加日注氣量以加速進(jìn)程，在生產(chǎn)階段削減日注氣量到正常值以控制生產(chǎn)的經(jīng)濟(jì)性。

圖5 不同井網(wǎng)方案含油飽和度與溫度場(chǎng)對(duì)比Fig. 5 Comparison of oil saturation and temperature field between different well pattern schemes

2.2 井距的影響

井距大小與熱聯(lián)通直接相關(guān)，會(huì)影響到火驅(qū)見效時(shí)間和最終采收量。針對(duì)實(shí)際生產(chǎn)中常見的70、100、141 m三種井距開展研究，設(shè)置油藏平行于水平面，井網(wǎng)為中央排狀，點(diǎn)火溫度600 ℃，點(diǎn)火注氣強(qiáng)度20 000 m3/d，總生產(chǎn)注氣強(qiáng)度25 000 m3/d(70 m與100 m方案三井注氣量各8 333 m3/d，141 m方案單井注氣量25 000 m3/d)，3種情況的模擬產(chǎn)油量和氣油比結(jié)果如圖6所示。

圖6 不同井距方案生產(chǎn)曲線對(duì)比Fig. 6 Comparison of production curve between different well spacing schemes

累產(chǎn)油結(jié)果表明，井距越小采出程度越高且響應(yīng)速度越快，驅(qū)替效果越好。井距從70 m增大到100 m時(shí)，氣體超覆作用使縱向動(dòng)用程度降低，采收率降低。當(dāng)井距達(dá)到141 m時(shí)，單井注氣量從8 333 m3/d增至25 000 m3/d。圖7展示了2 200 d時(shí)不同井距方案的含油飽和度分布，對(duì)比可知141 m井距開采方案的油藏底部有少量剩余油，主要原因是更大的單井注氣量使得底部更多原油參與燃燒，雖然提高了油藏底部原油的動(dòng)用程度，但較長(zhǎng)的井距使得空氣推動(dòng)原油向生產(chǎn)井前進(jìn)更加困難，最終141 m井距開發(fā)方案的生產(chǎn)效果差于70 m與100 m井距方案。氣油比曲線表明70 ～141 m區(qū)間，隨著井距的縮小，熱聯(lián)通時(shí)間縮短，累積氣油比和瞬時(shí)氣油比的峰值均有明顯下降，且開采經(jīng)濟(jì)性達(dá)到最佳時(shí)對(duì)應(yīng)的產(chǎn)油量會(huì)有所增加。

圖7 不同井距方案含油飽和度對(duì)比Fig. 7 Comparison of oil saturation between different well spacing schemes

減小井距時(shí)，井的數(shù)量會(huì)相應(yīng)增多，70 m井距方案使用3口火井和10口油井，相比100 m井距方案增加了4口采油井，相比141 m井距方案則增加了2口火井和6口采油井，井?dāng)?shù)增多后投入成本提高，因此井距不宜太小。141 m井距方案雖然能較好地動(dòng)用油藏底部的稠油，但單井注氣量較大則對(duì)注氣設(shè)備要求更高，也會(huì)一定程度增加油藏開采的成本。因此，火驅(qū)井距的設(shè)計(jì)應(yīng)結(jié)合現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際情況，在經(jīng)濟(jì)條件合理的條件下，縮小井排之間的距離。

2.3 關(guān)井時(shí)機(jī)的影響

隨著火驅(qū)進(jìn)程推進(jìn)，當(dāng)火焰前緣推進(jìn)到第1排生產(chǎn)井時(shí)會(huì)發(fā)生氣竄，因此實(shí)際生產(chǎn)中需在合適時(shí)機(jī)切換井的開關(guān)狀態(tài)，否則注入空氣會(huì)從第1排生產(chǎn)井中逸出，影響正常開發(fā)。本文通過監(jiān)測(cè)生產(chǎn)井的日產(chǎn)油和日產(chǎn)氧氣量，發(fā)現(xiàn)在所設(shè)條件下，生產(chǎn)井采出氣體中氧氣含量迅速增加的時(shí)刻即是合理的關(guān)井時(shí)刻，因?yàn)榇藭r(shí)產(chǎn)油高峰已過，如圖8所示。

若未能及時(shí)關(guān)?；鹈嬉呀?jīng)掠過的生產(chǎn)井，產(chǎn)油量會(huì)出現(xiàn)明顯下降，氣油比也將攀升至難以接受。而及時(shí)關(guān)停生產(chǎn)井大致能使累產(chǎn)油增加約22%，氣油比下降50%。

2.4 注氣井開孔位置的影響

薄油層中生產(chǎn)井的開孔位置受到層厚的限制，本文設(shè)置全程開孔、上部開孔和下部開孔3種射孔位置方案，探究生產(chǎn)井開孔位置對(duì)采油的影響。設(shè)置油藏平行于水平面，井距100 m，井網(wǎng)為中央排狀，點(diǎn)火溫度600 ℃，點(diǎn)火注氣強(qiáng)度20 000 m3/d，分析油層厚度為8、10、12 m時(shí)注氣井開孔位置對(duì)開發(fā)效果的影響。生產(chǎn)注氣強(qiáng)度適配油藏厚度，按每8 m注25 000 m3計(jì)，模擬結(jié)果如圖9所示。

圖8 生產(chǎn)井關(guān)井時(shí)間確定示意圖Fig. 8 Schematic determination of shut down time of production well

圖9 注氣井不同開孔位置方案生產(chǎn)曲線對(duì)比Fig. 9 Comparison of production curve between different hole opening position schemes of gas injection well

由圖9 (a)可見，油層厚度為8 m時(shí)，注氣井開孔位置對(duì)累產(chǎn)量的影響不十分明顯，但5 500 d內(nèi)的累產(chǎn)量呈現(xiàn)上部開孔＞全程開孔＞下部開孔的趨勢(shì)。以上部開孔方案為基準(zhǔn)，全程開孔方案累產(chǎn)量降低3.59%，為17 761.03 m3；而下部開孔方案則降低11.72%，為16 264.26 m3。圖9(b)表明油層厚度增加到10 m時(shí)此趨勢(shì)加深，全程開孔方案累產(chǎn)量降低7.54%，為26 503.48 m3； 下部開孔方案累產(chǎn)量降低18.57%，為23 340.99 m3。而圖9(c)揭示了油層厚度達(dá)到12 m時(shí)此趨勢(shì)的進(jìn)一步加深，全程開孔方案累產(chǎn)量降低10.47%，為34 047.02 m3；下部開孔方案累產(chǎn)量降低22.77%，為29 371.64 m3?？梢婋S著油藏厚度增加，下部開孔方案的累產(chǎn)量與上部開孔方案的差距逐漸拉大，全程開孔方案的產(chǎn)量與上部開孔方案差距較小，考慮到全程開孔方案開孔成本較高，上部開孔方案仍是較為優(yōu)秀的開發(fā)方案。

同為上部開孔方案，10 m和12 m厚的油層相比8 m油層產(chǎn)油量分別增加 55.59%和106.43%，單位厚度的采收率增加24.47%和37.61%，亦即油藏厚度增加有利提高火驅(qū)采收率，考慮到油藏厚度并非可人為控制的因素，此處不再進(jìn)行優(yōu)化。進(jìn)一步對(duì)比不同方案的含油飽和度分布(圖10)，可以發(fā)現(xiàn)上部開孔方案的油層上部原油被較好地動(dòng)用，下部開孔方案和全程開孔方案動(dòng)用上層原油效果相對(duì)較差，但對(duì)下部原油動(dòng)用效果略好。

2.5 注氣強(qiáng)度的影響

注氣強(qiáng)度直接影響火驅(qū)燃燒狀況和火線推進(jìn)程度，前述141 m井距方案也因注氣強(qiáng)度大而更好地動(dòng)用了油藏底部的原油，因此進(jìn)一步探究注氣強(qiáng)度對(duì)產(chǎn)油量和產(chǎn)油速率的影響。設(shè)置油藏平行于水平面，井距100 m，井網(wǎng)為中央排狀，點(diǎn)火溫度600 ℃，點(diǎn)火注氣強(qiáng)度20 000 m3/d，注氣強(qiáng)度分別為25 000、32 500 m、 40 000 m3/d，結(jié)果如圖11所示。

由圖11可知，對(duì)100 m井距、3注6采的理想模型而言，提升注氣強(qiáng)度能顯著縮短熱聯(lián)通所需時(shí)間，并加速生產(chǎn)進(jìn)程，而這種加速效果同注氣量增加的倍數(shù)幾乎呈線性關(guān)系。較高的注氣量維持了較高的火焰燃燒溫度，對(duì)油藏底部原油產(chǎn)生更好的動(dòng)用效果，極大程度上加速了火焰前緣和油墻向生產(chǎn)井推進(jìn)的進(jìn)程(如圖12)。然而，注氣強(qiáng)度的增加會(huì)帶來另外的2個(gè)問題：一是全程的累積氣油比升高，開發(fā)經(jīng)濟(jì)性下降，由圖11(b)可見，在3 000 d之后，注氣量為40 000 m3/d與32 500 m3/d方案的累積氣油比和瞬時(shí)氣油比均遠(yuǎn)大于25 000 m3/d注氣量方案；二是更高的注氣強(qiáng)度會(huì)對(duì)地面注氣設(shè)備及注氣管線的強(qiáng)度、剛度和耐久性等參數(shù)提出更高要求，可能會(huì)導(dǎo)致生產(chǎn)成本進(jìn)一步升高。

圖10 注氣井不同開孔位置方案含油飽和度對(duì)比Fig. 10 Comparison of oil saturation between different hole opening position schemes of gas injection well

圖11 不同注氣強(qiáng)度方案生產(chǎn)曲線對(duì)比Fig. 11 Comparison of production curve between different gas injection intensity schemes

圖12 不同注氣強(qiáng)度方案含油飽和度和溫度場(chǎng)對(duì)比Fig. 12 Comparison of oil saturation and temperature field between different gas injection intensity schemes

2.6 多參數(shù)綜合優(yōu)化結(jié)果

結(jié)合先前認(rèn)知，選用70 m井距，中央排狀井網(wǎng)，注氣井上部開孔，注氣強(qiáng)度為25 000 m3/d，模擬15年的火驅(qū)開發(fā)，展示效果見圖13。此優(yōu)化方案的累產(chǎn)油為22 742.61m3，相比100 m井距的中央排狀井網(wǎng)方案增加23.45%，改善明顯，且累積氣油比變化趨勢(shì)更為平穩(wěn)、最終數(shù)值更低。

圖13 薄層油藏火驅(qū)的綜合優(yōu)化結(jié)果Fig. 13 Comprehensive optimization result of fire flooding of thin reservoir

3 結(jié)論

(1)通過對(duì)薄層稠油油藏的火驅(qū)開發(fā)進(jìn)行模擬，分析了井網(wǎng)、井距、射孔位置和生產(chǎn)注氣強(qiáng)度對(duì)火驅(qū)開發(fā)效果的影響，并提出了一種關(guān)井時(shí)機(jī)的判別方法，為稠油油藏火驅(qū)開發(fā)提供了新的認(rèn)識(shí)。

(2)對(duì)于薄層油藏而言，小井距排狀井網(wǎng)開發(fā)效果較好，且注氣井開孔位置對(duì)產(chǎn)油量的影響不明顯，日注氣量達(dá)到25 000 m3后繼續(xù)增加注氣對(duì)開發(fā)的改善效果有限；隨著油藏厚度不斷增加，注氣井開孔位置對(duì)產(chǎn)油量影響逐漸突顯，上部注氣方案是最佳方案。

(3)生產(chǎn)井產(chǎn)氣中氧氣含量突增的時(shí)刻產(chǎn)油速率已回落至較低水平，是合理的關(guān)井時(shí)刻。