王泰超 王 凱 朱國金 田 冀 鄭 偉

(1. 中海油研究總院有限責(zé)任公司 北京 100028； 2. 海洋石油高效開發(fā)國家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 北京 100028)

對于底水稠油油藏而言，底水錐進(jìn)使生產(chǎn)井快速水淹,嚴(yán)重制約了油藏的有效開發(fā)。近年來，水平井蒸汽吞吐技術(shù)作為一種開發(fā)稠油油藏的手段而被迅速推廣，但對于帶有底水的油藏，當(dāng)水平井蒸汽吞吐進(jìn)入中后期，生產(chǎn)井含水率上升過快，采出程度較低，控水工藝的瓶頸制約了該技術(shù)的應(yīng)用[1-3]?；馃蛯佑址Q火驅(qū)，是提高采收率的重要方法之一，具有介質(zhì)廉價(jià)、驅(qū)油效率高、油藏適用范圍廣等優(yōu)勢，既可用于二次采油，也可作為其他熱采方式后的接替技術(shù)[4-6]。對于底水油藏火燒油層開發(fā)，由于注入介質(zhì)(空氣)對于水而言為非濕相，有利于油水界面以下形成未飽和帶，注入的空氣在通過這個(gè)未飽和帶竄進(jìn)的同時(shí)抑制了底水的錐進(jìn)，隨著燃燒前緣的不穩(wěn)定推進(jìn)，生產(chǎn)井周圍會(huì)形成一個(gè)“靜止”的自發(fā)燃燒面，使得火驅(qū)增產(chǎn)。蘇格蘭的Eyehill油田以及加拿大的Caddo Pinelsland油田均為已成功進(jìn)行火驅(qū)開發(fā)的底水稠油油藏[7-11]。由此可見，對于注蒸汽開發(fā)存在一定難度的底水稠油油藏，火燒油層有著獨(dú)到的吸引力。本文利用數(shù)值模擬方法，以渤海油田L(fēng)區(qū)塊為原型，擬合了燃燒管實(shí)驗(yàn)結(jié)果，建立了火驅(qū)數(shù)值模擬模型，通過火驅(qū)特征參數(shù)分析了采用水平井網(wǎng)進(jìn)行火驅(qū)的優(yōu)勢，優(yōu)化了火驅(qū)井網(wǎng)參數(shù)；在此基礎(chǔ)上，利用礦場模型對L區(qū)塊整體開發(fā)指標(biāo)進(jìn)行了預(yù)測，進(jìn)一步剖析了水平井在底水稠油油藏火驅(qū)開發(fā)的應(yīng)用潛力，為“十三五”海上火燒油層實(shí)現(xiàn)突破提供了技術(shù)儲(chǔ)備和有益借鑒。

1 油藏概況

L區(qū)塊位于渤海遼東灣海域南部，是典型的海上底水稠油油藏，水體倍數(shù)約為9倍，油藏有一定傾角，約為6°，油層平均深度1 594.3 m，平均有效厚度21.0 m，探明地質(zhì)儲(chǔ)量496.3×104m3，平均孔隙度為0.3，平均滲透率為1 872 mD，油藏條件下原油黏度為2 680 mPa·s，屬于深層普通稠油油藏。前期研究中，考慮水平井蒸汽吞吐的開發(fā)方式，共投入水平井10口生產(chǎn)15 a，吞吐伊始含水即快速上升，產(chǎn)油量遞減明顯(圖1)，平均單井累產(chǎn)油量僅為5.8×104m3，無法滿足海上稠油熱采開發(fā)要求。為了緩解底水錐進(jìn)現(xiàn)象，有效提高單井產(chǎn)能，改善類似油田的開發(fā)狀況，本文以L區(qū)塊為原型，利用數(shù)值模擬方法分析火驅(qū)開發(fā)效果。

圖1 渤海油田L(fēng)塊水平井蒸汽吞吐年產(chǎn)量和采出程度 關(guān)系曲線Fig .1 Curve of relation between yearly production and recovery factor for horizontal wells steam simulation in block L，Bohai oilfield

2 不同井型火驅(qū)開發(fā)效果對比及井網(wǎng)參數(shù)優(yōu)化

2.1 數(shù)值模擬模型的建立

選擇數(shù)值模擬軟件CMG的STARS模塊，對底水油藏火驅(qū)開發(fā)進(jìn)行研究。以L區(qū)塊儲(chǔ)層、流體參數(shù)為基礎(chǔ)，建立一維燃燒管模型，模型內(nèi)徑44 mm、長度800 mm，并考慮壁厚及隔熱層厚度12 mm。一維燃燒管模型實(shí)驗(yàn)基本參數(shù)及結(jié)果見表1。結(jié)合原油氧化動(dòng)力學(xué)測試結(jié)果，建立包括水、輕質(zhì)油、重質(zhì)油、氮?dú)狻⒍趸?、氧氣、溶解氣以及焦炭?相8組分的火驅(qū)數(shù)值模擬機(jī)理模型，組分基本參數(shù)見表2。

表1 渤海油田L(fēng)區(qū)塊一維燃燒管實(shí)驗(yàn)基本參數(shù)及結(jié)果Table 1 Basic parameters and results of one-dimensional combustion tube experiment for block L in Bohai oilfield

表2 渤海油田L(fēng)區(qū)塊火驅(qū)數(shù)值模擬組分基本參數(shù)Table 2 Different basic in-situ combustion parameter used in numerical simulation for block L in Bohai oilfield

經(jīng)過對氧化動(dòng)力學(xué)模型一系列參數(shù)的反復(fù)調(diào)整，最終將一維燃燒管實(shí)驗(yàn)的產(chǎn)油、測溫點(diǎn)溫度值進(jìn)行擬合,擬合過程中調(diào)整的主要參數(shù)是化學(xué)反應(yīng)動(dòng)力學(xué)方程的配平系數(shù)、活化能及放熱量。擬合結(jié)果見圖2，化學(xué)反應(yīng)方程主要參數(shù)見表3。由于數(shù)值模型模擬結(jié)果比較可靠，能夠反映出燃燒過程的主要特征，因此得到的氧化反應(yīng)動(dòng)力學(xué)模型基本可用于火燒油層礦場模型的模擬?；痱?qū)過程中化學(xué)反應(yīng)方程式模型網(wǎng)格數(shù)為50×50×22=55 000個(gè)，網(wǎng)格步長4 m×4 m×1 m。

圖2 一維燃燒管數(shù)值模擬擬合結(jié)果Fig .2 Simulation results of linear dimension combustion tube history match表3 數(shù)值模擬化學(xué)反應(yīng)方程式動(dòng)力學(xué)參數(shù)Table 3 Kinetic parameters of chemical reaction equations in numerical simulation

化學(xué)反應(yīng)方程指前因子/(s-1·kPa-1)活化能/(J·mol-1)反應(yīng)熱/(J·mol-1)重油→輕油+焦炭1.7×10161.3×10510.6×102重油+氧氣→水+二氧化碳1.8×10151.9×1058.9×106輕油+氧氣→水+二氧化碳5.3×1051.6×1056.9×106焦炭+氧氣→水+二氧化碳1.5×1066.1×1045.1×105

2.2 井型、井網(wǎng)優(yōu)化

國內(nèi)外成功實(shí)施火燒油層技術(shù)的油田通常采用高密度的直井面積井網(wǎng)(圖3a)或直井線性井網(wǎng)(圖3b)，這類井網(wǎng)日產(chǎn)油量較低(最成功的羅馬尼亞Suplacu項(xiàng)目以及印度Balol項(xiàng)目穩(wěn)產(chǎn)期平均單井日產(chǎn)油量不超過10 m3)，不僅無法滿足海上稠油熱采少井、高產(chǎn)的特點(diǎn)，同時(shí)與海上稠油高效開發(fā)理念相悖[12-15]。近年來，多家研究機(jī)構(gòu)對諸如THAI(火驅(qū)輔助重力泄油，圖3c)、COSH(水平井輔助重力泄油)等結(jié)合水平井工藝的火驅(qū)技術(shù)進(jìn)行了研究及現(xiàn)場工藝攻關(guān)，取得了比較好的效果，其中加拿大Whitesands項(xiàng)目THAI技術(shù)穩(wěn)產(chǎn)期生產(chǎn)井平均單井日產(chǎn)油量可以達(dá)到53.0 m3，有效彌補(bǔ)了火燒油層開發(fā)產(chǎn)能低的不足[16-18]。在此基礎(chǔ)上，提出了一種新的井網(wǎng)類型——水平井線性井網(wǎng)(圖3d)，將雙管注汽、Scab liner等均勻注汽工藝應(yīng)用在火驅(qū)之中，以期大幅度提高注氣強(qiáng)度，改善延水平井長方向上均勻注氣的效果，提高水平段動(dòng)用程度。此外，水平生產(chǎn)井可以增大原油的泄油面積，同時(shí)可以進(jìn)行接替式開發(fā)。

圖3 四種井網(wǎng)模式注采井排布示意圖Fig .3 Configuration chart of four different injector and producer patterns

筆者對上述井網(wǎng)中的直井五點(diǎn)法井網(wǎng)、直井線性交錯(cuò)井網(wǎng)以及水垂組合的THAI井網(wǎng)、水平井線性井網(wǎng)火驅(qū)生產(chǎn)10 a的開發(fā)效果進(jìn)行了對比，結(jié)果見表4。從表4可以看出，若采用直井井網(wǎng)，無論是五點(diǎn)法井網(wǎng)還是線性交錯(cuò)井網(wǎng)，平均單井累產(chǎn)油量均比較低，尤其對于面積井網(wǎng)開發(fā)底水油藏，如何動(dòng)用可觀的儲(chǔ)量仍然是開發(fā)的關(guān)鍵，同時(shí)底水的存在使得直井井網(wǎng)火線推進(jìn)速度變緩，難以滿足海上油田高效開發(fā)的要求；而采用THAI技術(shù)井網(wǎng)，確實(shí)有獨(dú)到的魅力，從火線見效時(shí)間也印證了這一點(diǎn)，不過在火驅(qū)生產(chǎn)過程中該區(qū)塊的原油難以沿生產(chǎn)井井筒周圍覆蓋一層阻礙氧氣突破的油膜，導(dǎo)致氧氣過早從生產(chǎn)井突破，這同時(shí)說明了普通稠油使用該技術(shù)的局限性[19-21]。相比之下，采用水平井線性井網(wǎng)，克服了以上幾種井網(wǎng)井型的劣勢：由于采用水平注氣井，大幅提高了注氣均勻程度，火線見效時(shí)間提前，火線推進(jìn)速度增大，抑制了底水的過早脊進(jìn)；在燃燒前緣向生產(chǎn)井推進(jìn)的過程中，采用水平生產(chǎn)井提高了泄油面積，大幅提高了火驅(qū)單井產(chǎn)能，提高了火驅(qū)開發(fā)穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間。鑒于此，L區(qū)塊底水稠油油藏推薦采用水平井線性井網(wǎng)的井網(wǎng)類型以及接替式的開發(fā)模式。

2.3 水平井避水高度優(yōu)化

陸地油田已經(jīng)成功進(jìn)行的火燒油層項(xiàng)目一般采用直井井網(wǎng)，注氣井通常選擇在底部射孔[22]。對于水平井火驅(qū)注采井網(wǎng)，為了有利于生產(chǎn)井轉(zhuǎn)注等后期調(diào)整，注氣井排和生產(chǎn)井排應(yīng)平行于等高線。對于底水油藏火驅(qū)，若避水高度(水平注采井距底水的距離)過小，雖能發(fā)揮重力泄油作用，但會(huì)使底水過早地脊進(jìn)，產(chǎn)量遞減速度加快；若避水高度過大，雖遏制了底水脊進(jìn)，但加重了空氣超覆的影響，同時(shí)不能很好地發(fā)揮重力泄油作用。因此，對水平井避水高度進(jìn)行敏感性分析并優(yōu)選避水高度尤為重要。

為了研究水平井避水高度對于底水油藏火驅(qū)開發(fā)的影響，在上述優(yōu)選的注采井網(wǎng)基礎(chǔ)上，縱向上將油層按厚度分為7層，充分考慮地層吸氣能力，將注氣速率統(tǒng)一為6×104m3/d，對比水平注采井位于油層上部、中部、底部等縱向位置時(shí)水平井火驅(qū)開發(fā)效果，結(jié)果見表5。從表5可以看出，當(dāng)避水高度為13 m，水平井位于第3層時(shí)(圖4a)，采出程度達(dá)到最大。當(dāng)避水高度小于13 m，水平井組位于第4～7層，水平井靠近底水。以水平井位于油層最底部為例(圖4b)，避水高度較小，抑制了空氣的超覆作用，但溶于水層的氧氣含量較高，火線推進(jìn)速率較慢，燃燒前緣推進(jìn)滯后，生產(chǎn)井氧氣突破的時(shí)間較早，延長了火線見效時(shí)間，同時(shí)降低了氧氣的利用率。當(dāng)避水高度大于13 m時(shí)，以水平井位于第1層為例(圖4c)，盡管水平井組避水高度的增加有效地抑制了底水的脊進(jìn)，但頂部注氣加劇了空氣的超覆現(xiàn)象，油層底部一直處于低溫氧化，油藏縱向上動(dòng)用程度較差，采出程度并非最大。綜合以上原因分析，推薦最優(yōu)避水高度13 m，此時(shí)避水高度與油層厚度比值為0.61，此結(jié)論與Ozkan對底水油藏水平井油藏工程設(shè)計(jì)結(jié)論基本一致[23]。

2.4 井距、排距優(yōu)化

以L區(qū)塊儲(chǔ)層、流體參數(shù)為基礎(chǔ)，建立了4種水平井線性井網(wǎng)的油藏模型，模型中井距(同一排注氣井或生產(chǎn)井井間距離)、排距(注氣井排與生產(chǎn)井排之間距離)分別為：①井距50 m、排距100 m；②井距100 m、排距200 m；③井距150 m、排距300 m；④井距200 m、排距400 m。由于不同模型控制儲(chǔ)量的不同，注氣速率隨燃燒前緣的推進(jìn)而不斷增大。4種井網(wǎng)模式下火驅(qū)生產(chǎn)10 a數(shù)值模擬結(jié)果見表6及圖5。

從表6及圖5可以看出，井網(wǎng)密度越大，火線見效時(shí)間越短，平均單井日產(chǎn)油量越低。當(dāng)排距達(dá)到400 m時(shí)，雖然單井日產(chǎn)油量可以達(dá)到34.1 m3/d，但采出程度較低，兩口注氣井之間存在明顯的冷油區(qū)未被驅(qū)動(dòng)，兩口注氣井間燃燒前緣并未閉合(圖5d)；而對于100 m排距的火驅(qū)注采井對，雖然從采出程度以及空氣油比來看效果較好，但是火驅(qū)壽命期僅為2 356 d，單井日產(chǎn)油量較低，無法滿足海上稠油高效開發(fā)要求。因此，在全部部署新井的前提下，充分考慮地層的吸氣能力，為了維持較高的單井產(chǎn)油量并取得較好的火驅(qū)效果，推薦采用井距150 m、排距300 m的井網(wǎng)模式。

表6 水平井線性井網(wǎng)不同井距、排距下數(shù)值模擬結(jié)果 (火驅(qū)生產(chǎn)10 a)Table 6 Different well spacing and inter well distance of horizontal liner patterns simulation results (ISC production for 10 years)

圖5 不同井距、排距下線性火驅(qū)3D溫度場Fig .5 3D temperature profile under different well spacing for liner ISC

3 開發(fā)指標(biāo)預(yù)測與應(yīng)用潛力分析

3.1 整體開發(fā)指標(biāo)預(yù)測

以L區(qū)塊三維地質(zhì)模型和動(dòng)態(tài)歷史擬合的結(jié)果為基礎(chǔ)，根據(jù)儲(chǔ)層、流體特征建立精細(xì)油藏?cái)?shù)值模擬模型，投產(chǎn)初期部署水平注氣井、水平生產(chǎn)井各5口；當(dāng)燃燒前緣推進(jìn)至生產(chǎn)井或氧氣從生產(chǎn)井突破后，原生產(chǎn)井改為注氣井，并增設(shè)水平生產(chǎn)井5口。該區(qū)塊不同階段火驅(qū)注采井網(wǎng)關(guān)系如圖6所示。注采井平均間距280～315 m，平行井排間距150 m，水平井避水高度13 m，數(shù)值模擬預(yù)測該區(qū)塊火驅(qū)開發(fā)15 a生產(chǎn)指標(biāo)(圖7)，可見該區(qū)塊火驅(qū)開發(fā)15 a，累產(chǎn)油量224.3×104m3，平均單井累產(chǎn)油量為13.2×104m3，累計(jì)空氣油比為1 081m3/m3，火驅(qū)階段采出程度達(dá)到40.7%。

3.2 火驅(qū)開發(fā)效果分析

從L區(qū)塊不同生產(chǎn)時(shí)間含油飽和度(圖6)看，已燃區(qū)注、采井間含油飽和度低于10%，井排間燃燒帶形成連通，未存在死油區(qū)，實(shí)現(xiàn)了燃燒前緣火線完整、平行推進(jìn)；對比該區(qū)塊火驅(qū)與蒸汽吞吐開發(fā)年產(chǎn)及累產(chǎn)指標(biāo)(圖8)，火驅(qū)開發(fā)抑制了底水脊進(jìn)，大幅度提高了區(qū)塊累產(chǎn)。因此，對于常規(guī)開發(fā)方式束手無策的底水稠油油藏，火驅(qū)有著巨大的應(yīng)用潛力。

由于采用水平井線性井網(wǎng)增大了泄油面積，而且高速率注氣及低空氣油比使得單井產(chǎn)能達(dá)到了一個(gè)很高的指標(biāo)，參考陸上成功進(jìn)行火驅(qū)開發(fā)的定向井井組單井日產(chǎn)，L區(qū)塊采用水平井開發(fā)單井日產(chǎn)及高峰日產(chǎn)約為定向井3.5倍，驗(yàn)證了水平井火驅(qū)產(chǎn)能的可靠性，同時(shí)水平井也滿足了海上稠油熱采少井、高產(chǎn)的開發(fā)要求[24-26]。此外，該區(qū)塊儲(chǔ)層及水層的壓差始終保持在較低水平(圖9)，火驅(qū)油藏壓力保持穩(wěn)定，避免了底水的過早脊進(jìn)，延長了穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間，提高了單井日產(chǎn)油量。

圖6 渤海油田L(fēng)區(qū)塊火驅(qū)開發(fā)不同階段含油飽和度場以及水平井井位部署圖Fig .6 Initial oil saturation field pattern and geometric arrangement of wells at different ISC stage in block L,Bohai oilfield

圖7 渤海油田L(fēng)區(qū)塊火驅(qū)數(shù)值模擬年產(chǎn)量與 采出程度的關(guān)系曲線Fig .7 Curve of relation between ISC yearly rate oil production and recovery ratio simulation result in block L,Bohai oilfield

圖8 渤海油田L(fēng)區(qū)塊火驅(qū)與蒸汽吞吐 預(yù)測開發(fā)指標(biāo)對比Fig .8 Comparison of development indicator between ISC and CSS in block L,Bohai oilfield

圖9 渤海油田L(fēng)區(qū)塊火驅(qū)過程中儲(chǔ)層及水層壓力變化曲線Fig .9 Pressure changes between reservoir and aquifer during ISC stage in block L,Bohai oilfield

因此，對于L區(qū)塊，綜合產(chǎn)量及壓力剖面來看，底水自身的能量及火驅(qū)的保壓作用相互促進(jìn)，一方面維持了產(chǎn)油量的穩(wěn)定，同時(shí)抑制了底水脊進(jìn)；從采出程度及累計(jì)空氣油比來看，火驅(qū)作為二次采油的采出程度超過了40%，略低于Supalacu、Balol等類似油田。鑒于該區(qū)塊采用大井距開發(fā)且有底水的影響，上述采出程度預(yù)測模型基本合理，較低的空氣油比也在一定程度上保證了開發(fā)的經(jīng)濟(jì)性。

4 結(jié)論

1) 通過油藏?cái)?shù)值模擬手段，擬合了一維燃燒管實(shí)驗(yàn)結(jié)果，建立了包括3相8組分、4個(gè)化學(xué)反應(yīng)方程式的火驅(qū)模型。

2) 對比不同井網(wǎng)井型火驅(qū)開發(fā)效果發(fā)現(xiàn)，水平井線性井網(wǎng)這一新型井網(wǎng)井型延長了火驅(qū)穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間，提高了火驅(qū)單井產(chǎn)能，加快了火線推進(jìn)速率，有效抑制了底水的脊進(jìn)，同時(shí)滿足海上稠油熱采開發(fā)要求。

3) 通過對井網(wǎng)參數(shù)的優(yōu)化，推薦水平注采井設(shè)在油層中上部，設(shè)計(jì)井距150 m、排距300 m。利用礦場模型對渤海油田L(fēng)區(qū)塊整體開發(fā)指標(biāo)進(jìn)行了預(yù)測，結(jié)果表明火燒油層較蒸汽吞吐可大幅度提高原油采出程度，火驅(qū)15 a平均單井累產(chǎn)油量達(dá)到13.2×104m3，累計(jì)空氣油比僅為1 081 m3/m3，在海上底水稠油油藏應(yīng)用具有可行性和較大潛力。