L 塊特深層稠油油藏火驅數值模擬研究

吳迪楠

（中油遼河油田公司勘探開發研究院，遼寧 盤錦 124010）

L 塊特稠油油藏于1996 年采用蒸汽吞吐方式開發，2004 年后主體部位油藏壓力大幅度降低，產能建設井位不足，區塊的產能接替方式不明確，油藏的年產規模出現了遞減趨勢；2013～2014 年開展直井和水平井蒸汽驅試驗各1 個井組，由于埋藏較深，井底干度相對較低，水平井蒸汽驅開發效果不理想，后期停注。目前全塊采用蒸汽吞吐方式開發，采出程度高達20.2%，繼續提高采收率較難。火燒油層是稠油提高采收率技術之一[1-5]，目前在國內僅遼河油田和新疆油田工業化實施，其他油田處于先導試驗階段。工業化實施區塊均為淺層- 中深層互層狀油藏，特深層厚層塊狀油藏火驅開發采用多井型配合，常規直井火驅開發尚處于研究及現場先導試驗階段；L 塊歷經25 年蒸汽吞吐開發，地下油水分布規律認識不清，本次研究采用數值模擬方法，對于吞吐后轉火驅開發稠油油藏[6-9]采用直井網火驅進行油藏工程設計，指導現場火驅實施與操作。

1 火驅數值模型的建立及歷史擬合

1.1 數值模型建立

火驅先導試驗模擬區域選擇區塊邊部，包括17 口直井，1口水平井。平面上劃分為23× 32=736 的均勻網格系統，網格平面步長均為20m；縱向上根據該區域的油層發育狀況和射孔情況劃分為32 個層，模擬計算研究區域的開發動態，整個區域網格節點數23552。

1.2 參數的選取

1.2.1 靜態地質參數

模型中所有井的靜態地質參數均按二次測井解釋結果給出，通過插值給網格節點賦值。含油飽和度值按照儲量計算取0.65。為保證模型正常運算，本次研究將實際數據中孔滲等異常點進行必要的處理。

圖1 三維孔隙度模型圖

圖2 S 塊火驅井組厚度與日產油關系曲線

1.2.2 粘溫及相滲曲線

原油粘溫曲線取自試驗區相鄰直井實測結果，相滲曲線根據試驗室測區結果進行微調與區塊原始情況相匹配。

1.3 歷史擬合

擬合指標達到精度要求且趨勢正確，試驗區地質儲量、累產油、累產水擬合誤差分別為0.42%、-3.64%、3.29%，83%單井累產擬合誤差在5%以內，擬合結束時整體油層壓力在2～4 MPa之間，與測試結果相近，高精度的歷史擬合為火驅參數優選提供了保障，如表1。

表1 模型歷史擬合結果

根據歷史擬合得到的壓力場、溫度場、含油飽和度場、含水飽和度場建立火驅數值模型。模型中將油劃分為重質、中質和輕質3 個組分，將注入的空氣劃分氮氣和氧氣2 個組分，水按1個組分考慮。火燒優化研究模型為3 維3 相6 組分模型。考慮到火燒模型計算耗時較長，本次研究提取一個近似九點井組進行研究，原始地質儲量20.7 萬噸，剩余地質儲量17.4 萬噸。

2 火驅油藏工程設計

2.1 開發層系劃分

2.1.1 厚層塊狀油藏應選擇合理的厚度作為一個開發單元，從而減緩火線超覆，提高縱向動用程度，因而需要進行層系內火驅層段厚度優化。

2.1.1.1 相似區塊厚層火驅物模研究結果表明，降低火驅開發厚度能夠減緩火線超覆，提高采出程度。油層厚度20m，燃燒前緣在縱向較均勻推進，采出程度為64.7%，油層厚度60m 時采出程度為21.4%。

圖3 不同注采井網示意圖

2.1.1.2 鄰塊現場試驗數據統計結果表明，隨火驅油層厚度減小，開發效果變好。S 塊為塊狀普通稠油油藏。2010 年進行火驅試驗，現場生產數據表明，隨火驅井組層段厚度減小，開發效果得到改善。

2.1.1.3 數模研究結果火驅層段厚度在20～25m 取得較好開發效果。

數模研究結果表明，隨著火驅層段厚度遞增，空氣油比總體呈遞增趨勢；而采出程度在油層厚度20～25m 達到最高，超過25m 后迅速下降。從剩余油飽和度分布情況來看，火驅層段厚度過大或過小，均無法實現對油層的有效動用，綜上所述，L 塊火驅最佳厚度層段為20～25m。

2.1.2 以L 塊地質特征為基礎，綜合考慮油層發育情況、隔層分布狀況、火驅最佳厚度及油層剩余油分布的特點，確定L塊細分成Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三套開發層系進行火驅開發，劃分依據如下：

2.1.2.1 L 塊Ⅳ+Ⅴ+Ⅵ段水侵嚴重，油水分布復雜，有待于進一步深化研究，本次劃分暫時未考慮。

2.1.2.2Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ砂巖組油層厚度適中，適合單獨開發

Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ砂巖組油層有效厚度分別為25.6m、28m、28.4m，可以滿足火驅最佳厚度范圍。

2.1.2.3Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ砂巖組剩余儲量較大，剩余地質儲量總和占區塊剩余地質儲量的70%，具備分層系開發的物質基礎。

為降低經濟風險，同時避免燃燒帶的油重新飽和，應由上至下逐層開發，因此本次方案設計只針對Ⅰ砂巖組進行。

2.2 注采井網優選

目前的70m 井距正方形井網，轉為火驅開發可形成4 種井網形式，其中70× 100m 反九點井網比較適宜L塊火驅開發，依據如下：

2.2.1 國外成功火驅調研顯示，火驅井距以小于100m 為主（表2）。

表2 國外成功火驅井網井距調研統計表

2.2.2 構造平緩，區塊地層傾角為4～15° ，適合面積井網開發。

2.2.3 數模研究表明：70× 100m反九點井網具有采出程度高、調整靈活的優點。

在L 塊現井網井距下考慮了四種注采井網形式：（a）～（d）。

（a）50× 70m 五點井網：5 口注氣井，4 口生產井，注采井數比為1:1；

（b）70× 100m 五點井網：1 口注氣井，4 口生產井，注采井數比為1:1；

（c）70× 100m 反九點井網：1 口注氣井，8 口生產井，注采井數比為1:3；

（d）正對行列式井網：3 口注氣井，6 口生產井，注采井數比為1:1。

模擬結果表明（表3），采用70× 100m 反九點井網采出程度最高，正對行列式井網采出程度次之，考慮反九點井網后期調整比較靈活，推薦初期采用70× 100m 反九點井網火驅開發，后期根據油層動用情況，適時轉入正對行列式井網進行火驅開發。

表3 井網優化研究的模擬結果對比表

2.2.4 相似區塊S 塊面積火驅現場試驗見到效果

S 油藏埋深、油層平均有效厚度、20℃時原油密度、50℃脫氣原油粘度與L 塊均比較接近。S 塊采用不規則反九點面積井網進行火驅試驗，轉驅后井組產油量保持平穩并有所上升：驅前日產油89.2t/d，平均單井日產油僅1.0t/d；目前日產油118.4t/d，平均單井1.2t/d，分別上升29.2t/d 和0.2t/d；階段產油12.2×104t，階段增油5.6× 104t。

2.3 注采參數設計

2.3.1 初期注氣強度

本次研究分別模擬計算從50m3/（d·m）到250m3/（d·m）共5種情況下的生產情況，數模結果表明，注氣強度在150m3/（d·m）以上時，溫場發育情況良好，火驅前緣推進速度在4cm/d 以上，可維持穩定燃燒，因此推薦初期注氣強度150m3/（d·m）。

2.3.2 注氣強度月增量

對注氣強度月增量分別為20、40、60、80、100m3/（d·m）進行數值模擬研究。

模擬結果表明，注氣強度月遞增量增加，采出程度呈上升趨勢，空氣油比保持穩定。當注氣強度月遞增量在60m3/（d·m）以上時，采出程度增幅變緩，因此推薦單井注氣強度月遞增量為60m3/（d·m）。

2.3.3 最大注氣強度

應用數值模擬方法對最大注氣強度進行了研究，包括250、500、750、1000、1250 m3/（d·m）五種最大注氣強度方案。模擬結果表明，隨著最大注氣強度的增加，空氣油比呈上升趨勢，當最大注氣強度為750 m3/（d·m）時，采出程度最高，因此推薦最大注氣強度為750 m3/（d·m）。

2.3.4 采油井最大排液量優化研究

在實際生產過程中，90%油井產液量小于35m3/d。模擬結果表明，最大產液量大于15m3/d 對火驅效果影響程度較小；因此推薦生產井的最大產液量控制在15m3/d。

3 結論

3.1 厚層塊狀油藏直井火驅開發應選擇合適厚度進行組合，火驅組合厚度在20～25m，可實現控制井段內油層的有效動用，可取得較好開發效果。

3.2 70× 100m 反九點井網具有采出程度高、調整靈活等特點，后期可根據燃燒情況適時轉為線性火驅，擴大適時規模，提高儲量動用程度。

3.3 初期月注氣強度150m3（/d·m）、月增注氣強度60m3（/d·m）、最大注氣強度750 m3（/d·m）、單井日排液量為15t/d 時，可促進火線持續穩定向前推進，保證高溫氧化燃燒狀態，火驅開發可取得較好效果。