薄油層火驅開發井網形式選擇及注氣策略優化

宋清新

勝利油田濱南采油廠

火燒油層是稠油油藏開發最有效的技術之一，通過引燃油藏內部原油，加熱儲層實現注氣井與生產井的熱聯通，原油被加熱降黏后在裂解氣、水蒸汽等的作用下驅至生產井被采出。該技術適用范圍廣，既適合一次采油、二次采油和三次采油，也適合開發后期高含水油藏［1］。近年來，國內外學者針對火驅開發方式開展了大量研究，并演化出了濕式燃燒、THAI等改進型火驅開發工藝［2］。唐君實等［3］對稀油火驅進行了物理模擬實驗，計算出了實驗室尺度下的稀油燃燒活化能、驅油效率和氣油比。秦洪巖［4］通過注氣參數優化改善了稠油火驅中出現的尾氣量不均、氣竄明顯和油藏縱向動用不均等問題。王海兵［5］針對高升油田的巨厚塊狀稠油油藏的火驅開發過程中暴露出的問題進行了總結與分析，認為點火實現高溫燃燒是火燒成功的關鍵。屈亞光［6］針對平面滲透率、砂體厚度和砂體形態三類典型的非均質地層建立了概念模型并分別給出了開發方案。蔣海巖等［7］設置了燃燒管實驗，對火驅數值模擬的網格尺寸給出建議。

盡管火驅技術已經得到了長足發展，但不同區塊地層條件復雜，且與國內實際結合較為緊密的薄層油藏火驅開發仍有待進一步研究。蘇磊［8］研究了中滲高孔大傾角下薄層油藏火驅開發的合理井網形式，認為在較小傾角的區塊使用反九點井網，在大傾角區塊使用交錯排線性井網更為合理。總的來看，目前對薄層油藏火驅開發效果的研究較少，涉及井網形式、井距等變化對火驅開發效果影響的研究鮮有報道，更缺乏針對低滲薄層油藏火驅多參數的綜合優化研究，一定程度上限制了針對低滲薄層油藏的火驅開發技術的應用。筆者通過油藏數值模擬的方法對低滲薄層油藏稠油開發開展研究，在此基礎上，提出了低滲薄層油藏火驅開發策略。

1 油藏數值模型

選用CMG-STARS模擬器，建立300 m×300 m×8 m的模型，網格塊模型為60×60×16，i、j方向各60層網格，k方向16層網格。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，儲層孔隙度0.35。油藏參數見表1，三維模型見圖1 (a)；圖1 (b)展示了模擬所用井網分布詳情，可通過改變注氣井和采油井位置實現對井網形式和井距改變的模擬。油-水相滲曲線和油-氣相滲曲線由現場提供，如圖2所示。

表1 數值模型中油藏性質及流體物性參數Table 1 Reservoir property and fluid physical property parameters of numerical model

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

圖2 相對滲透率曲線Fig. 2 Relative permeability

為了節省計算資源同時保證計算精度，對注氣井周邊的網格進行局部加密，水平方向網格尺寸修改為0.5 m，豎直方向保持不變。設置油藏平行于水平面，點火溫度600 ℃，點火注氣量20 000 m3/d，生產注氣量25 000 m3/d，井網選擇中央排狀，井距設置為100 m。依據此處地層條件，點火方式選擇電點火［9］，另根據梁琳琳［10］的研究，生產井產液量控制在40 m3/d。由圖3可見，網格局部加密后最終累產油和全程變化趨勢與不加密曲線基本重合，且與王偉偉［11］的物理模擬實驗驅油效率曲線高度一致，這表明原有5 m網格尺寸模型的運算精度可以保證，且局部加密方案不會影響最終運算結果。

圖3 局部網格加密前后累產油量對比Fig. 3 Comparison of cumulative oil production before and after local grid refinement

2 結果與討論

2.1 井網形式的影響

井網形式是影響火焰前緣推進的最主要因素，相應地，不同井網形式的累產油量和日產油等參數也會產生差異。實際生產中常見的井網形式包括左起驅替、中央排狀和反九點3類，圖4中對比了中央3注兩側6采(以下簡稱排狀)，左側3注右側6采(以下簡稱左起)和經典反九點1注8采(以下簡稱反九點)三種方案下火驅生產方式的產油情況，其他生產參數為點火溫度600 ℃，點火注氣強度20 000 m3/d，生產注氣強度25 000 m3/d，井距100 m。不同井網形式的生產過程均可分為3個階段，即熱聯通階段、高速生產階段和產量下降階段，以下分別對各個階段進行對比分析。

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

圖4 不同井網方案生產曲線對比Fig. 4 Comparison of production curve between different well pattern schemes

進入高速生產階段，排狀方案的產油峰值更高、持續時間也較長。左起方案有兩個產油峰值，分別對應油墻到達第一排生產井和第二排生產井的時刻，第二峰值明顯低于第一峰值。

在產量下降階段，左起方案和排狀方案的產油曲線走勢相近，最終產油也相近。圖4(b)展示了表征經濟性的氣油比曲線走勢，由于存在關井階段，左起井網的瞬時氣油比曲線有一次突增。相比排狀井網和左起井網，反九點井網的氣油比曲線震蕩較明顯，不夠平穩。以5 500 d為模擬開發總時間，反九點井網和左起井網累積氣油比最終數值較為接近。

為分析不同井網方案對油藏原油的動用情況，對比了3種井距方案中后期的含油飽和度與溫度場分布，結果見圖5。由于反九點方案單井注氣量較大，因此油藏底部的原油得到較好動用，也較好地維持住了火焰溫度。然而，產油高峰過于靠后，前期投入過大，生產風險比較高。綜合生產的平穩性和經濟性，排狀方案的日產油峰值更高，高速產油時間更長，與曲占慶等［12-13］的研究結論一致，但熱聯通時間較長導致生產前期經濟性較差。總體來看，更大的單井注氣量通常可縮短熱聯通時長，因此可以考慮熱聯通階段增加日注氣量以加速進程，在生產階段削減日注氣量到正常值以控制生產的經濟性。

圖5 不同井網方案含油飽和度與溫度場對比Fig. 5 Comparison of oil saturation and temperature field between different well pattern schemes

2.2 井距的影響

井距大小與熱聯通直接相關，會影響到火驅見效時間和最終采收量。針對實際生產中常見的70、100、141 m三種井距開展研究，設置油藏平行于水平面，井網為中央排狀，點火溫度600 ℃，點火注氣強度20 000 m3/d，總生產注氣強度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種情況的模擬產油量和氣油比結果如圖6所示。

圖6 不同井距方案生產曲線對比Fig. 6 Comparison of production curve between different well spacing schemes

累產油結果表明，井距越小采出程度越高且響應速度越快，驅替效果越好。井距從70 m增大到100 m時，氣體超覆作用使縱向動用程度降低，采收率降低。當井距達到141 m時，單井注氣量從8 333 m3/d增至25 000 m3/d。圖7展示了2 200 d時不同井距方案的含油飽和度分布，對比可知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用程度，但較長的井距使得空氣推動原油向生產井前進更加困難，最終141 m井距開發方案的生產效果差于70 m與100 m井距方案。氣油比曲線表明70 ～141 m區間，隨著井距的縮小，熱聯通時間縮短，累積氣油比和瞬時氣油比的峰值均有明顯下降，且開采經濟性達到最佳時對應的產油量會有所增加。

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

減小井距時，井的數量會相應增多，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，井數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用油藏底部的稠油，但單井注氣量較大則對注氣設備要求更高，也會一定程度增加油藏開采的成本。因此，火驅井距的設計應結合現場實際情況，在經濟條件合理的條件下，縮小井排之間的距離。

2.3 關井時機的影響

隨著火驅進程推進，當火焰前緣推進到第1排生產井時會發生氣竄，因此實際生產中需在合適時機切換井的開關狀態，否則注入空氣會從第1排生產井中逸出，影響正常開發。本文通過監測生產井的日產油和日產氧氣量，發現在所設條件下，生產井采出氣體中氧氣含量迅速增加的時刻即是合理的關井時刻，因為此時產油高峰已過，如圖8所示。

若未能及時關停火面已經掠過的生產井，產油量會出現明顯下降，氣油比也將攀升至難以接受。而及時關停生產井大致能使累產油增加約22%，氣油比下降50%。

2.4 注氣井開孔位置的影響

薄油層中生產井的開孔位置受到層厚的限制，本文設置全程開孔、上部開孔和下部開孔3種射孔位置方案，探究生產井開孔位置對采油的影響。設置油藏平行于水平面，井距100 m，井網為中央排狀，點火溫度600 ℃，點火注氣強度20 000 m3/d，分析油層厚度為8、10、12 m時注氣井開孔位置對開發效果的影響。生產注氣強度適配油藏厚度，按每8 m注25 000 m3計，模擬結果如圖9所示。

圖8 生產井關井時間確定示意圖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曲線對比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，注氣井開孔位置對累產量的影響不十分明顯，但5 500 d內的累產量呈現上部開孔＞全程開孔＞下部開孔的趨勢。以上部開孔方案為基準，全程開孔方案累產量降低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時此趨勢加深，全程開孔方案累產量降低7.54%，為26 503.48 m3； 下部開孔方案累產量降低18.57%，為23 340.99 m3。而圖9(c)揭示了油層厚度達到12 m時此趨勢的進一步加深，全程開孔方案累產量降低10.47%，為34 047.02 m3；下部開孔方案累產量降低22.77%，為29 371.64 m3。可見隨著油藏厚度增加，下部開孔方案的累產量與上部開孔方案的差距逐漸拉大，全程開孔方案的產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秀的開發方案。

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，此處不再進行優化。進一步對比不同方案的含油飽和度分布(圖10)，可以發現上部開孔方案的油層上部原油被較好地動用，下部開孔方案和全程開孔方案動用上層原油效果相對較差，但對下部原油動用效果略好。

2.5 注氣強度的影響

注氣強度直接影響火驅燃燒狀況和火線推進程度，前述141 m井距方案也因注氣強度大而更好地動用了油藏底部的原油，因此進一步探究注氣強度對產油量和產油速率的影響。設置油藏平行于水平面，井距100 m，井網為中央排狀，點火溫度600 ℃，點火注氣強度20 000 m3/d，注氣強度分別為25 000、32 500 m、 40 000 m3/d，結果如圖11所示。

由圖11可知，對100 m井距、3注6采的理想模型而言，提升注氣強度能顯著縮短熱聯通所需時間，并加速生產進程，而這種加速效果同注氣量增加的倍數幾乎呈線性關系。較高的注氣量維持了較高的火焰燃燒溫度，對油藏底部原油產生更好的動用效果，極大程度上加速了火焰前緣和油墻向生產井推進的進程(如圖12)。然而，注氣強度的增加會帶來另外的2個問題：一是全程的累積氣油比升高，開發經濟性下降，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氣油比均遠大于25 000 m3/d注氣量方案；二是更高的注氣強度會對地面注氣設備及注氣管線的強度、剛度和耐久性等參數提出更高要求，可能會導致生產成本進一步升高。

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

圖11 不同注氣強度方案生產曲線對比Fig. 11 Comparison of production curve between different gas injection intensity schemes

圖12 不同注氣強度方案含油飽和度和溫度場對比Fig. 12 Comparison of oil saturation and temperature field between different gas injection intensity schemes

2.6 多參數綜合優化結果

結合先前認知，選用70 m井距，中央排狀井網，注氣井上部開孔，注氣強度為25 000 m3/d，模擬15年的火驅開發，展示效果見圖13。此優化方案的累產油為22 742.61m3，相比100 m井距的中央排狀井網方案增加23.45%，改善明顯，且累積氣油比變化趨勢更為平穩、最終數值更低。

圖13 薄層油藏火驅的綜合優化結果Fig. 13 Comprehensive optimization result of fire flooding of thin reservoir

3 結論

(1)通過對薄層稠油油藏的火驅開發進行模擬，分析了井網、井距、射孔位置和生產注氣強度對火驅開發效果的影響，并提出了一種關井時機的判別方法，為稠油油藏火驅開發提供了新的認識。

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

(3)生產井產氣中氧氣含量突增的時刻產油速率已回落至較低水平，是合理的關井時刻。