稠油油藏直井側鉆重力火驅開發(fā)效果的數(shù)值模擬研究

袁士寶，李樂泓，3，蔣海巖，孫新革

（1.西安石油大學石油工程學院，陜西西安 710065；2.陜西省油氣田特種增產(chǎn)技術重點實驗室，陜西西安 710065；3.中國石化江鉆石油機械有限公司，湖北武漢 430000；4.中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆克拉瑪依 834000）

稠油油藏是一種難動用的石油儲備區(qū)［1-2］，在蒸汽吞吐開發(fā)后期，油藏吞吐效益和經(jīng)濟效益明顯變差［3-5］，能夠使用蒸汽驅［6-7］或蒸汽輔助重力泄油驅［8-9］作為接替方式的區(qū)塊極其有限?；馃蛯蛹夹g具有適應范圍廣及驅油效率高等特點［10-11］，常作為注蒸汽熱采后的接替方式［12］。油層較厚時，普通火驅常面臨火線過早突破［13］，發(fā)生竄槽型燃燒等問題［14］。為了改善厚層火驅開發(fā)效果，提出將水平井應用到火燒油層中，利用重力輔助泄油以提高火驅波及體積［15］，也就是所謂的重力火驅。主要有自上而下（Top-Down）火驅和“趾端到跟端”（THAI）火驅［16］。Top-Down 火驅需在油層上部新鉆注氣井排，只適用于未開發(fā)油藏，井網(wǎng)復雜，對施工工藝要求高［17］。THAI 火驅僅需一注一采，井網(wǎng)簡單，新、老油藏均可采用［18-19］。綜合考慮，THAI火驅更適合作為蒸汽吞吐后的接替方式。在礦場實際生產(chǎn)中，蒸汽吞吐多為反九點井網(wǎng)，初始井距一般為150～200 m，后期經(jīng)過多次加密大多在70～100 m［20-21］。采用火驅作為接替蒸汽吞吐后的開發(fā)方式時，應盡量利用現(xiàn)有井網(wǎng)，以獲得較高的采收率和較低的開采成本。

在結合蒸汽吞吐井網(wǎng)特點和各火驅技術特點的基礎上，提出了一種利用直井側鉆形成重力火驅的開采方法，使用數(shù)值模擬軟件全方位多角度地分析了普通火驅與側鉆火驅的開采效果，明確了側鉆火驅的主控油藏地質因素和開發(fā)工程因素，揭示了內在增產(chǎn)機理。在理論研究的基礎上，開展主控因素與采收率之間的研究，建立了綜合預測采收率評價模型。

1 火驅模型建立及效果對比

1.1 火驅模型的建立

利用CMG數(shù)值模擬軟件中的STARS模塊，以遼河油田某稠油油藏區(qū)塊參數(shù)為基礎，建立網(wǎng)格為29×29×12 的稠油油藏重力火驅模型，油藏長度為140 m，寬度為140 m，厚度為60 m，頂部深度為500 m，孔隙度為0.2，滲透率為500 mD，含油飽和度為0.6，油層條件下原油黏度為536 mPa·s。巖石的熱傳導率為3.00×105J/（m·d·℃），油、氣、水的熱傳導率分別為1.20×104，3.2×103和5.35×104J/（m·d·℃）。模型中考慮7種組分：水、重質油、輕質油、焦炭、O2，CO2，CO/N2。

稠油油藏中發(fā)生的化學反應包括：

在火驅模型中使用反九點井網(wǎng)生產(chǎn)，井距為70 m，中間為注氣直井，生產(chǎn)井關井條件設為井筒溫度達200 ℃高溫或井筒內氧氣含量高于0.05，設定模型最長生產(chǎn)年限為10 a。注氣直井在油層上部射孔，射孔層位設在第1，2，3，4 小層，注入50 ℃的純空氣，最大注入壓力為20 MPa，采用人工點火，加熱溫度為450 ℃，持續(xù)加熱60 d。采用恒速率注氣方案，油層成功點火后，保持注氣速率為10 000 m3/d進行生產(chǎn)。在普通火驅中，生產(chǎn)井在直井段全井段射開。在重力火驅中，生產(chǎn)井在直井段不射孔，全部在油層底部（第12 小層）側鉆水平段，長度為30 m，利用射孔完井全部射開。

1.2 火驅效果對比

由普通火驅與直井側鉆重力火驅采油速度對比（圖1）可以看出，從第570 d開始，2種開采方式的采油速度逐漸升高，分析認為，原油點火成功后，重質油裂解為焦炭燃燒，釋放出大量的熱，油層溫度快速上升，原油受熱后黏度顯著下降，可流動性大幅提高。普通火驅在2 700 d達到采油速度峰值，而直井側鉆重力火驅在1 000 d 的采油速度就已經(jīng)與之持平，從生產(chǎn)初期至3 500 d，直井側鉆重力火驅的采油速度始終高于普通火驅。相較于普通火驅，利用直井側鉆重力火驅可以獲得較高的采油速度，在較短的時間內獲得較高的原油產(chǎn)量，開采周期較短，能快速獲得經(jīng)濟效益，減少開采風險。

圖1 普通火驅與直井側鉆重力火驅采油速度對比Fig.1 Comparison of oil production rates between conventional fire flooding and gravity fire flooding with vertical well sidetracking

由普通火驅與直井側鉆重力火驅的空氣油比對比（圖2）可見，普通火驅的空氣油比峰值達4 000 m3/m3，直井側鉆重力火驅的峰值低于2 000 m3/m3，且在3 500 d 之前普通火驅的空氣油比始終高于直井側鉆重力火驅。在火驅采油工藝中，日常操作成本主要集中在空氣壓縮上［22］。因此，直井側鉆重力火驅相較于普通火驅，更具成本優(yōu)勢。3 500 d 之后直井側鉆重力火驅空氣油比高于普通火驅，分析認為，在直井側鉆重力火驅開采后期，油藏內的大部分含油區(qū)域均被波及，儲層內含油較少，且側鉆水平段的存在使得儲層內的氣體更容易進入生產(chǎn)井。因此，建議在直井側鉆重力火驅開采后期，可適當減少注氣井的空氣注入量。

圖2 普通火驅與直井側鉆重力火驅空氣油比對比Fig.2 Comparison of air-oil ratio between conventional fire flooding and gravity fire flooding with vertical well sidetracking

由普通火驅與直井側鉆重力火驅的溫度場對比（圖3）可見，在同一時刻，普通火驅的垂向波及差，燃燒只發(fā)生在油層上部，且水平超覆嚴重；而直井側鉆重力火驅由于水平段的牽引作用，火線垂向波及好，平面動用相對均勻，可減緩火線超覆。分析認為，側鉆水平段的存在減少了主井段與注氣直井之間的距離，可以充分利用重力輔助泄油，向下牽引火線，調整火線波及方向，能緩解普通火驅水平超覆嚴重及垂向波及面積小的問題，從而取得較好的開采效果。

圖3 普通火驅與直井側鉆重力火驅溫度場對比Fig.3 Comparison of temperature fields between conventional fire flooding and gravity fire flooding with vertical well sidetracking

由普通火驅與直井側鉆重力火驅的采出程度對比（圖4）可以看出，模型運行10 a 后，2 種開采方式的采出程度都達到最大，普通火驅的采出程度為19%，直井側鉆重力火驅的采出程度為61%，提高的采出程度達42%，效果顯著。

圖4 普通火驅與直井側鉆重力火驅采出程度對比Fig.4 Comparison of recovery degree between conventional fire flooding and gravity fire flooding with vertical well sidetracking

上述分析可知，利用直井側鉆水平段后平面火驅轉為重力火驅，可有效抑制氣體超覆，提高空氣利用效率，擴大火驅波及面積，從而獲得更高的采油速度、更低的空氣油比和更高的采出程度。

2 直井側鉆重力火驅影響因素分析

在重力火驅過程中，燃燒前緣通常是先在油層底部水平段突破，而一旦氧氣從水平段突破，發(fā)生燃燒燒毀井筒則難以避免，此時地層中仍有大面積區(qū)域未被燃燒帶所波及，從而形成死油區(qū)［23］。為了進一步研究在直井側鉆重力火驅過程中各因素對采收率的影響，從油藏地質因素和開發(fā)工程因素2方面考慮，進行參數(shù)敏感性分析。

2.1 油藏地質因素

通過現(xiàn)場數(shù)據(jù)及礦場經(jīng)驗得到火燒油層開發(fā)方式的篩選標準［24］，分別對原油黏度、原油密度、油層厚度、含油飽和度、滲透率等流體參數(shù)和地質參數(shù)進行了界限確定。其中，CHU 采用統(tǒng)計學上的可靠性限度法得到篩選標準，并且認為黏度并不是區(qū)別火燒油層成功與否的一個參數(shù)［25］。寧奎等基于火驅現(xiàn)場項目參數(shù)統(tǒng)計，利用差值置信界限方法對火驅影響因素進行分析，發(fā)現(xiàn)油層深度和原油黏度并不是火燒項目成功的關鍵因素［26］。原油密度與黏度密切相關，因此，綜合考慮火燒油層篩選標準，僅對油藏孔隙度、滲透率、儲層厚度和含油飽和度等地質參數(shù)進行敏感性分析，不考慮原油密度和黏度等流體參數(shù)。

對火燒油層篩選標準主要參數(shù)的研究是假定火驅項目成功與否只取決于油藏和原油特性，不考慮現(xiàn)場的施工和操作條件等外界因素影響。顯然，在實際的礦場項目中，除了考慮油藏地質因素，開發(fā)工程因素對于火驅項目的影響也至關重要。

2.2 開發(fā)工程因素

影響直井側鉆重力火驅開采效果的開發(fā)工程因素主要有：注氣速率、注氣井射孔位置、直井側鉆長度和井距。

注氣速率 在火燒油層過程中，空氣注入量直接反映火燒油層油藏中增加的熱量。增加注氣速率可以擴大火線波及范圍，提高采收率；但過高的注氣速率又容易形成氣竄通道，導致油層內燃燒不穩(wěn)定。在一定范圍內，增加注氣速率可以提高采收率，但是超過最佳注氣速率后，生產(chǎn)時間急劇縮短，采收率不升反降。因此注氣速率并不是越大越好。

注氣井射孔位置 注氣井射孔位置位于油層上部時，可以增加射開位置與水平段的距離，延緩火線到達水平井的時間，還可以利用原油的重力作用。位于油層下部時，可以減緩氣體超覆導致的縱向動用程度低，防止在開發(fā)過程中空氣超覆嚴重影響開發(fā)效果。因此，注氣井射孔位置對于不同油藏也會發(fā)生改變。

直井側鉆長度 在常規(guī)火驅中，當注氣井與生產(chǎn)井均為直井時，很難保證燃燒前緣有充足的氧氣供給，盡管可以通過增大注氣量實現(xiàn)，但是增大注氣量會導致氣竄、空氣油比過高等問題。生產(chǎn)直井側鉆水平段過短時，對于氣竄或空氣油比過高等問題的改善并不明顯。而水平段過長時，由于注氣直井與水平生產(chǎn)井之間距離很短，空氣容易進入水平生產(chǎn)井，造成火竄，引起井筒內原油再次燃燒，燒毀水平井筒，具有嚴重的安全隱患。需確定一個合適的直井側鉆長度，能夠在確保生產(chǎn)安全的同時，獲得較好的開發(fā)效益。

井距 井距直接限制了直井側鉆長度，不同井距對應不同的直井側鉆長度，井距越大，直井側鉆長度越長。利用歸一化處理方法，用直井側鉆長度與井距之比來綜合考慮直井側鉆長度與井距，將有量綱的表達式化為無量綱的表達式，打破了只能在單一井距下研究合適直井側鉆長度的局限性，得到合適的兩者之比后，可以在已知井距的情況下，反向求得合適的直井側鉆長度，凸顯出直井側鉆長度的本質含義。

結合文獻調研［27-28］和礦場實際經(jīng)驗，可以確定影響直井側鉆重力火驅開發(fā)效果的主控開發(fā)工程因素為：注氣速率、注氣井射孔位置和直井側鉆長度與井距之比。

2.3 敏感性分析

結合火燒油層篩選標準和礦場經(jīng)驗，油藏地質因素的取值可設定為如表1 所示的3 種水平。開發(fā)工程因素的取值通常取決于油藏地質因素，綜合考慮不同油藏地質因素的取值水平，選取油藏地質因素包括孔隙度為0.2，滲透率為500 mD，儲層厚度為42 m，含油飽和度為0.6，作為火驅模型中的參數(shù)值，注氣井均采用上部射孔，分別改變注氣速率和直井側鉆長度，得到其與采收率之間的變化規(guī)律（圖5，圖6）。

表1 油藏地質因素取值水平Table1 Values of geological factors in reservoirs

從圖5可以看出，當注氣速率從5 000 m3/d變化至15 000 m3/d 時，采收率先增大后減小，最小采收率為56.5%，在注氣速率為10 000 m3/d 時采收率最大為64%。在注氣速率變化范圍內，采收率的整體波動較小，為了全面研究注氣速率對采收率的影響，在火驅模型中對注氣速率分別賦值為5 000，10 000 和15 000 m3/d。由圖6 可見，當直井側鉆長度較短時（10，20，30 m），采收率基本保持在64%；當直井側鉆長度較長時（40，50，60，70 m），采收率急劇下滑，在60 和70 m 時采收率甚至低于15%，已經(jīng)不具備開發(fā)效益和經(jīng)濟效益。

圖5 注氣速率與采收率的關系Fig.5 Relationship between gas injection rate and recovery factor

圖6 直井側鉆長度與采收率的關系Fig.6 Relationship between sidetracking length of vertical wells and recovery factor

根據(jù)采收率變化規(guī)律，分別剔除注氣速率和直井側鉆長度取值中的異常高值和異常低值，確定注氣速率和直井側鉆長度的取值范圍；注氣井射孔位置可以分為上部射孔、中部射孔和下部射孔，為了將注氣井射孔位置引入數(shù)據(jù)分析，同時考慮便于數(shù)據(jù)處理，分別使用1/3，2/3 和1 來表示上部射孔、中部射孔和下部射孔；得到開發(fā)工程因素的取值水平（表2）。

表2 開發(fā)工程因素取值水平Table2 Values of engineering factors

在火驅模型中，直井的側鉆通過地層射孔來實現(xiàn)，側鉆長度對應著不同的射孔個數(shù)，而在每一個火驅模型中，每口井的射孔個數(shù)是一個固定值，不能體現(xiàn)直井側鉆長度的改變。因此，分別在直井側鉆長度為30，40和50 m的情況下，基于CMOST模塊中的代理模型，分析其他因素對采收率的敏感性，由分析結果（圖7）可見，直井側鉆長度較短（30 m）時，含油飽和度對采收率的影響最大，其值為82%，占據(jù)了絕對的主導地位，此時其他的油藏地質因素和開發(fā)工程因素對于采收率的影響甚微；隨著直井側鉆長度的增加，對采收率影響最大的因素由含油飽和度變成了注氣井射孔位置，但其他的影響因素如注氣速率、含油飽和度等對采收率仍有較大影響。分析認為，當直井側鉆長度較短，表現(xiàn)為直井側鉆長度與井距之比為3/7 時，水平井離注氣井之間的距離較遠，開發(fā)工程因素對采收率影響較小，此時仍是油藏地質因素對采收率的影響占據(jù)主導地位；當直井側鉆長度較長，表現(xiàn)為直井側鉆長度與井距之比為4/7 和5/7 時，水平井離注氣井之間的距離較近，開發(fā)工程因素對于采收率的影響迅速增加，與油藏地質因素同等重要。分析認為當直井側鉆長度約為生產(chǎn)井與注氣井之間井距的1/2 時，可以獲得較好的開采效果。在進行直井側鉆重力火驅時，若儲層含油飽和度較高，可適當減小直井側鉆長度，減少其他地質因素和開發(fā)工程因素對采收率的影響；若含油飽和度較低，可適當增大直井側鉆長度，降低含油飽和度的重要程度，擴大注氣井射孔位置和注氣速率等開發(fā)工程因素的影響，通過調整開發(fā)政策來克服地質條件較差的情況，以期獲得較好的開采效果。

圖7 采收率敏感性分析結果Fig.7 Sensitivity analysis results of the recovery factor

3 多元線性回歸方程求解

3.1 模擬結果預處理

由于所研究的油藏地質因素和開發(fā)工程因素較多，涉及的因素取值數(shù)量更多，如果采用數(shù)值模擬計算，需要人為調整大量的模型參數(shù)進行排列組合，工作量巨大。而采用CMOST多項式模型進行運算時，只需把研究因素的取值范圍輸入，軟件會將主控因素在不同取值下的情況自由排列組合運算，得到每一種組合方式下的采收率。

確定好主控因素及其取值范圍后，在火驅模型中給對應的參數(shù)賦值，利用CMOST模塊的代理模型進行運算。由于所研究的參數(shù)較多，得到的不同組合方式下的采收率結果眾多，且有些采收率結果過低，不符合油藏實際情況?；趫D6 得到的直井側鉆長度與采收率關系對模擬結果進行篩選，直井側鉆長度為30 m 時以采收率為64%作為基準，直井側鉆長度為40 m 時以采收率為50%作為基準，直井側鉆長度為50 m 時以采收率為30%作為基準，上下浮動10%為界，得到29組模擬結果。綜合考慮各因素對采收率的影響，同時簡化最終得到的多元線性回歸方程的復雜程度，根據(jù)實際情況，建立各因素之間的聯(lián)系。其中，含油飽和度和孔隙度用二者之乘積即儲量系數(shù)（Soφ）表示，滲透率和儲層厚度用二者之乘積即地層系數(shù)（Kh）表示，注氣速率和儲層厚度用二者之比即注氣強度（q/h）表示。由于組數(shù)過多，在此僅列出其中9組的相關數(shù)據(jù)。

表3 不同主控因素組合下的采收率Table3 Recovery factors under different combinations of main controlling factors

3.2 回歸方程的建立

設因變量y與自變量x1，x2，…，xm共有n組實際觀測數(shù)據(jù)，假定因變量與自變量之間存在線性關系，則其數(shù)學模型為：

將模擬結果導入Excel 表格中，根據(jù)已有的主控因素之間的關系以及歸一化方法，對參數(shù)數(shù)據(jù)進一步處理，通過Excel 外掛的數(shù)據(jù)分析工具進行線性回歸分析，得到采收率與主控因素之間的多元線性回歸方程。

Excel中的數(shù)據(jù)分析功能是利用最小二乘法，獲得非常精確的多元線性回歸方程。在數(shù)據(jù)分析窗口中選擇“回歸”，調出多元回歸模型。將樣本數(shù)據(jù)所在的區(qū)域選取到相應的子窗口，系統(tǒng)會立即計算該模型，并給出相應的計算結果報告。利用數(shù)據(jù)分析功能對主控因素和采收率進行線性回歸，得到多元線性回歸方程為：

由相關的回歸分析報告可知，模型的復相關系數(shù)為0.942，表明采收率y與，Ps，Soφ，Kh，q/h之間相關程度高；F顯著性統(tǒng)計量的P值為5.64×10-12，遠小于顯著水平0.05，表明所建立模型的回歸效果顯著。

另外對幾組主控因素取值，利用數(shù)值模擬軟件得到采收率的準確值，并與回歸方程（（2）式）計算得到的采收率預測值進行對比。由預測結果（表4）可以看出，數(shù)值模擬軟件得到的采收率和回歸方程預測的采收率吻合度很高，誤差均在15%以內，說明該多元線性回歸方程能有效預測直井側鉆重力火驅的開發(fā)效果，指導礦場實際生產(chǎn)。

表4 數(shù)值模擬結果和計算結果對比Table4 Comparison between results from numerical simulation and calculation

4 結論

在蒸汽吞吐開發(fā)后期，尤其是對于厚層稠油油藏，轉換開發(fā)方式為火驅時可著重考慮利用已有井網(wǎng)，對直井開窗側鉆水平段，由平面火驅轉變?yōu)橹亓痱?，有效避免平面火驅的問題，明顯改善火驅效果。

從油藏地質因素和開發(fā)工程因素2方面對采收率進行敏感性分析，其中主控油藏地質因素為孔隙度、滲透率、儲層厚度和含油飽和度，主控開發(fā)工程因素為注氣速率、注氣井射孔位置和直井側鉆長度與井距之比。認為當直井側鉆長度約為生產(chǎn)井與注氣井之間井距的1/2 時，可以獲取較好的開采效果，當油藏條件較差時可以適當增加直井側鉆長度。

由主控因素和采收率之間的關系得到多元線性回歸模型，其預測的采收率與數(shù)值模擬軟件得到的采收率擬合度高，能有效預測直井側鉆重力火驅的開發(fā)效果，對于指導礦場實際生產(chǎn)具有一定的實用性。

符號解釋

a0，am——回歸系數(shù)；

ej——相互獨立且都服從標準的正態(tài)分布，j=1，2，…，n；

F——回歸方程顯著性檢驗方法；

h——儲層厚度，m；

K——滲透率，mD；

Kh——地層系數(shù)，mD·m；

l——直井側鉆長度，m；

L——井距，m；

m——自變量的個數(shù)；

n——不同主控因素取值組合下得到的模擬結果組數(shù)；

P——F檢驗的衡量指標；

Ps——注氣井射孔位置；

q——注氣速率，m3/d；

q/h——注氣強度，m3/（d·m）；

So——含油飽和度；

Soφ——儲量系數(shù)；

x1，x2，…，xm——可以觀察的1 組變量，此處表示影響采收率的主控因素；

y——觀測的隨機變量，其值隨x1，x2，…，xm的改變而改變，且受試驗誤差影響，此處表示采收率；

φ——孔隙度。