厚层稠油油藏火烧油层方式开采的布井优化分析

曲占庆，林珊珊

蒋海岩，吴 婷 （中国石油大学 （华东）石油工程学院，山东 青岛 266580）

稠油的黏度高，流动性能差，有些甚至在油层条件下都不能流动，用一般方法很难经济有效的开发，因此要采取一些特殊的工艺措施［1］。其中火烧油层就是稠油油藏开采的常用方法之一［2］，但它的最大问题是很难控制氧化过程在油藏中维持的时间以及氧化范围，因此到目前为止，火烧油层法还只是处于工业试验阶段［3］，未被广泛应用于现场。而厚层稠油油藏由于层厚较难开发，前期大部分采用蒸汽吞吐进行，后期出现了一些问题需要转火烧油层开采，合理优化布井方式成为该类油藏提高火烧油层采收率的一个重要途径。笔者拟利用数值模拟手段，分析火烧油层时不同的布井方案对开发效果的影响，同时考虑应用水平井增加油层动用程度的可能。

1 厚层稠油油藏蒸汽吞吐后开采难点

我国厚层油藏稠油资源主要分布在辽河油田和河南油田，其中绝大部分分布在辽河高升油田。厚层稠油油藏开采初期一般进行蒸汽吞吐，但是多轮次蒸汽吞吐后期出现一些问题：

1）埋藏深，致使蒸汽吞吐开采时井底蒸汽干度低。例如高567井蒸汽到井底后干度太低，对油层加热作用效果不明显。在蒸汽注入量相同时，蒸汽干度越低，进入油层中占据孔隙介质的体积越小，原油受热降黏的范围越小。

2）纵向波及差异大，汽窜通道复杂［4］。例如辽河油田杜84块出现蒸汽超覆，纵向油层吸汽不均，剖面上动用程度差异大，合采高周期吞吐后大部分井已低效生产，地层压力低，亏空严重；油层高轮次吞吐后，汽窜现象日益严重，造成大量热能损失，热利用率降低。

3）气顶导致开采困难。由于油层厚度大，很多油藏具有气顶，例如高3块气顶稠油油藏、韦8块气顶稠油油藏。对于气顶稠油气藏，由于热采区采油速度比周围地区高［5］，而且随着采油量的增加，地层压力下降也较多，从而使得油层的气顶向试验区突进，造成油井气窜，产油量大幅度下降。

针对以上开发矛盾，蒸汽吞吐后期有必要开展厚层稠油油藏的二次开发研究，保证长期稳产。火烧油层方法受油层埋深的限制小，深厚层稠油油藏往往具有较高的温度容易点火，所以可考虑利用火烧油层进行开发方式的转化。目前辽河油田高3块及高3618块等均已展开了火烧油层的现场试验，取得了一定认识。

2 火烧油层数值模型的建立

火烧油层驱油原理［6］为：利用不同的点火方式把注气井下面的油层点燃，并继续向油层中注入空气或氧气等氧化剂助燃形成移动的燃烧前缘。燃烧前缘前后的原油受热后降黏、蒸馏，产生的轻质油、蒸汽和燃烧烟气向前驱替，未被蒸馏的重质碳氢化合物在高温下裂解，最后留下焦炭维持油层继续燃烧，使油层燃烧面积不断扩大。在高温条件下地层束缚水、注入水蒸发，裂解生成的氢气与注入的氧气生成水蒸气，携带大量热量传递给前方的油层，把原油驱向生产井。

油藏数值模拟可用来模拟油藏条件，得到假定油藏条件下含油饱和度、采收率和空气油比 （注入空气与采出油之比）等随时间的变化规律。

建立反九点平面网格 （图1），网格块模型油层长度为360m，宽度为360m，厚度为72m，平面网格分布为36×36，I、J方向网格长度均为10m；纵向分6层，每层12m。岩石压缩 系数为 3.0×10－3MPa－1；油藏岩石的热传导率为6×105J/ （m·d·℃）。20℃ 原 油 密 度 为0.94g/cm3，油层温度下脱气原油黏度为3740mPa·s。组分分为4相7组分 （水、沥青质、甲烷、二氧化碳、惰性气体、氧气、焦炭）。

火烧油层开发方式进行的主要化学反应有：沥青→CH4＋焦炭；沥青＋O2→H2O＋CH4＋CO2＋CO/N2＋焦炭；焦炭＋O2→H2O＋CO2＋CO/N2。

模型初始化参数为：初始油藏压力4.75MPa；初始油藏温度37.2℃；初始含水饱和度0.55；初始含油饱和度0.45。

所需的操作条件和参数如下：注入井采用垂直井 （井深1600m），完井方式为射孔完井。注入纯空气温度为80℃，井底最大注入压力为8MPa。生产井采用直井 （井深1600m），完井方式为射孔完井。地面流体的最大流量是60m3/d，井底最小压力为0.2MPa。

3 布井方案及布井参数

主要考虑反九点井网、直井排状井网、直井交错排状井网 （反五点法）3种直井开采方案和排状直井注气水平井采油3种水平井段共6种方案，井网示意图如图2所示。所有井网都采用上层注气下层采油的方法。水平井采油借鉴THAI的方法［7］，直井上层注气水平井下层采油。排距均为100m；各方案其他参数如下所示：

方案1——反九点井网井距100m；方案2——直井排状井网井距100m；方案3——直井交错排状井网井距100m；方案4——排状直井注气井到生产井水平井端部50m，水平井段150m；方案5——排状直井注气井到生产井水平井端部50m，水平井段200m；方案6——排状直井注气井到生产井水平井端部50m，水平井段250m。

图2 各方案布井示意图

4 各最优布井方案对比分析

4.1 剩余油饱和度分析

图3 运行4000d时的含油饱和度图

图3为运行4000d时6个方案的含油饱和度图。从图3中可以看出，总体来说都是含油饱和度等值线在注气井处小，在生产井处大，即燃烧前缘向生产井扩散。反九点井网 （方案1）动员面积较大，前缘已经波及到生产井，注气井到生产井范围内剩余油饱和度已经很小。对于直井排状 （方案2）和交错排状井网 （方案3），总动员面积比反九点井网大，即驱出油较多，而且交错排状井网效果更好一些，分析是因为注气井多造成的。对于水平井开采的3种方案，水平井段长度为150m时纵向驱替效果稍好，总体动员面积相差不大，火烧前缘只波及到生产井一小段距离 （沿水平井筒方向五六十米左右的地层），采出油少。分析认为出现该结果的原因是直井开采时生产井较多，水平井跟部距注气井距离太大造成的。

4.2 开发效果分析

使用CMG数值模拟软件对模型进行模拟，运行时间为4000d，对这6种井网形式进行开发指标预测，对比各项开发指标 （如表1所示），优化出最优的井网方案。

表1 不同井网形式考核指标统计

由表1可以看出，方案3累计产油量最多，其次为方案2，方案4、5、6较小且相差不大。

图4为运行4000d时6个方案的采收率随时间变化关系曲线。从图4中可以看出，方案3采收率最大，其次为方案2，它们的曲线斜率逐渐增大，说明后期采油速度在变大。而方案1曲线斜率先增后减，说明在2000d左右采油速度达到峰值。分析认为反九点井网注气井少、注气量小导致采收率比另两个直井方案小。方案4、5、6的采收率曲线在1500d以后基本呈直线，说明采油速度比较稳定且基本不变，但采收率小并且三者相差不大，水平井水平段长度与开采效果的关系不明显，水平井段150m时效果稍好，水平井采油效果差的原因经分析认为是由于注气井与生产井距离太远和注气量小造成的，所以运行结束时前缘在生产井水平段推进距离小，空气利用率小。

图4 各方案采收率随时间变化关系

图5 各方案空气油比随时间变化关系

图5为运行4000d时6个方案的空气油比随时间变化关系曲线。从图5中可以看出，40d时空气油比达到峰值，是点火后注气量突然加大造成的。总体来说空气油比是逐渐减小的，在2000d左右基本保持不变，说明前一段时间燃烧不稳定，还没有形成稳定的火烧前缘采出油少，而后期燃烧逐渐趋于稳定。方案1最后空气油比相对其他方案要大一些，分析认为是采油速度减小造成的。方案2和3空气油比较小经分析认为是采油速度大造成的。总体来说6个方案最终空气油比相差不大。

综合考虑剩余油饱和度、原油采收率、空气油比以及经济性因素，认为直井排状井网方案 （方案2）最佳。

5 结 论

1）对于火烧油层常规的直井注气直井开采，排状布井比反九点井网布井的采油效果好。

2）对于中深厚层稠油油藏进行火烧油层开采，如果采用水平井采油，应将生产井与注气井距离缩短，并且适当加大注气量，否则火烧前缘到达生产井时间长采油效果不好。

3）厚层稠油油藏的开采需要注意纵向驱替效率，水平井段150m时纵向驱替效果稍好，水平井段长度需要根据实际情况进行优化，并非越长越好。

［1］王大为，周耐强，牟凯 .稠油热采技术现状及发展趋势 ［J］.西部探矿工程，2008，20（12）：129～130.

［2］王弥康，张毅，黄善波，等 .火烧油层热力采油 ［M］.东营：石油大学出版社，1998.

［3］李咸宏，蔡传富 .对高升油田热采试验区蒸气吞吐试验的初步认识 ［J］.石油勘探与开发，1985，12（3）：43～44.

［4］刘尚奇，许心伟 .稠油油藏水平井热采应用研究 ［J］.石油勘探与开发，1996，23（2）：65～66.

［5］潘洪濒，赵爱婷，金庆国，等 .高3块气顶稠油油藏d然气采收率研究 ［J］.油气采收率技术，1996，3（1）：59～60.

［6］张锐 .稠油热采技术 ［M］.北京：石油工业出版社，1999.

［7］韩国庆.THAI技术及其在稠油开发中的应用 ［J］.油气田地面工程，2007，26（5）：5～6.

［编辑］ 萧 雨