海上底水稠油油藏火驱开发井网参数优化及应用潜力分析*

王泰超 王 凯 朱国金 田 冀 郑 伟

(1. 中海油研究总院有限责任公司 北京 100028； 2. 海洋石油高效开发国家重点实验室 北京 100028)

对于底水稠油油藏而言，底水锥进使生产井快速水淹,严重制约了油藏的有效开发。近年来，水平井蒸汽吞吐技术作为一种开发稠油油藏的手段而被迅速推广，但对于带有底水的油藏，当水平井蒸汽吞吐进入中后期，生产井含水率上升过快，采出程度较低，控水工艺的瓶颈制约了该技术的应用[1-3]。火烧油层又称火驱，是提高采收率的重要方法之一，具有介质廉价、驱油效率高、油藏适用范围广等优势，既可用于二次采油，也可作为其他热采方式后的接替技术[4-6]。对于底水油藏火烧油层开发，由于注入介质(空气)对于水而言为非湿相，有利于油水界面以下形成未饱和带，注入的空气在通过这个未饱和带窜进的同时抑制了底水的锥进，随着燃烧前缘的不稳定推进，生产井周围会形成一个“静止”的自发燃烧面，使得火驱增产。苏格兰的Eyehill油田以及加拿大的Caddo Pinelsland油田均为已成功进行火驱开发的底水稠油油藏[7-11]。由此可见，对于注蒸汽开发存在一定难度的底水稠油油藏，火烧油层有着独到的吸引力。本文利用数值模拟方法，以渤海油田L区块为原型，拟合了燃烧管实验结果，建立了火驱数值模拟模型，通过火驱特征参数分析了采用水平井网进行火驱的优势，优化了火驱井网参数；在此基础上，利用矿场模型对L区块整体开发指标进行了预测，进一步剖析了水平井在底水稠油油藏火驱开发的应用潜力，为“十三五”海上火烧油层实现突破提供了技术储备和有益借鉴。

1 油藏概况

L区块位于渤海辽东湾海域南部，是典型的海上底水稠油油藏，水体倍数约为9倍，油藏有一定倾角，约为6°，油层平均深度1 594.3 m，平均有效厚度21.0 m，探明地质储量496.3×104m3，平均孔隙度为0.3，平均渗透率为1 872 mD，油藏条件下原油黏度为2 680 mPa·s，属于深层普通稠油油藏。前期研究中，考虑水平井蒸汽吞吐的开发方式，共投入水平井10口生产15 a，吞吐伊始含水即快速上升，产油量递减明显(图1)，平均单井累产油量仅为5.8×104m3，无法满足海上稠油热采开发要求。为了缓解底水锥进现象，有效提高单井产能，改善类似油田的开发状况，本文以L区块为原型，利用数值模拟方法分析火驱开发效果。

图1 渤海油田L块水平井蒸汽吞吐年产量和采出程度 关系曲线Fig .1 Curve of relation between yearly production and recovery factor for horizontal wells steam simulation in block L，Bohai oilfield

2 不同井型火驱开发效果对比及井网参数优化

2.1 数值模拟模型的建立

选择数值模拟软件CMG的STARS模块，对底水油藏火驱开发进行研究。以L区块储层、流体参数为基础，建立一维燃烧管模型，模型内径44 mm、长度800 mm，并考虑壁厚及隔热层厚度12 mm。一维燃烧管模型实验基本参数及结果见表1。结合原油氧化动力学测试结果，建立包括水、轻质油、重质油、氮气、二氧化碳、氧气、溶解气以及焦炭等3相8组分的火驱数值模拟机理模型，组分基本参数见表2。

表1 渤海油田L区块一维燃烧管实验基本参数及结果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区块火驱数值模拟组分基本参数Table 2 Different basic in-situ combustion parameter used in numerical simulation for block L in Bohai oilfield

经过对氧化动力学模型一系列参数的反复调整，最终将一维燃烧管实验的产油、测温点温度值进行拟合,拟合过程中调整的主要参数是化学反应动力学方程的配平系数、活化能及放热量。拟合结果见图2，化学反应方程主要参数见表3。由于数值模型模拟结果比较可靠，能够反映出燃烧过程的主要特征，因此得到的氧化反应动力学模型基本可用于火烧油层矿场模型的模拟。火驱过程中化学反应方程式模型网格数为50×50×22=55 000个，网格步长4 m×4 m×1 m。

图2 一维燃烧管数值模拟拟合结果Fig .2 Simulation results of linear dimension combustion tube history match表3 数值模拟化学反应方程式动力学参数Table 3 Kinetic parameters of chemical reaction equations in numerical simulation

化学反应方程指前因子/(s-1·kPa-1)活化能/(J·mol-1)反应热/(J·mol-1)重油→轻油+焦炭1.7×10161.3×10510.6×102重油+氧气→水+二氧化碳1.8×10151.9×1058.9×106轻油+氧气→水+二氧化碳5.3×1051.6×1056.9×106焦炭+氧气→水+二氧化碳1.5×1066.1×1045.1×105

2.2 井型、井网优化

国内外成功实施火烧油层技术的油田通常采用高密度的直井面积井网(图3a)或直井线性井网(图3b)，这类井网日产油量较低(最成功的罗马尼亚Suplacu项目以及印度Balol项目稳产期平均单井日产油量不超过10 m3)，不仅无法满足海上稠油热采少井、高产的特点，同时与海上稠油高效开发理念相悖[12-15]。近年来，多家研究机构对诸如THAI(火驱辅助重力泄油，图3c)、COSH(水平井辅助重力泄油)等结合水平井工艺的火驱技术进行了研究及现场工艺攻关，取得了比较好的效果，其中加拿大Whitesands项目THAI技术稳产期生产井平均单井日产油量可以达到53.0 m3，有效弥补了火烧油层开发产能低的不足[16-18]。在此基础上，提出了一种新的井网类型——水平井线性井网(图3d)，将双管注汽、Scab liner等均匀注汽工艺应用在火驱之中，以期大幅度提高注气强度，改善延水平井长方向上均匀注气的效果，提高水平段动用程度。此外，水平生产井可以增大原油的泄油面积，同时可以进行接替式开发。

图3 四种井网模式注采井排布示意图Fig .3 Configuration chart of four different injector and producer patterns

笔者对上述井网中的直井五点法井网、直井线性交错井网以及水垂组合的THAI井网、水平井线性井网火驱生产10 a的开发效果进行了对比，结果见表4。从表4可以看出，若采用直井井网，无论是五点法井网还是线性交错井网，平均单井累产油量均比较低，尤其对于面积井网开发底水油藏，如何动用可观的储量仍然是开发的关键，同时底水的存在使得直井井网火线推进速度变缓，难以满足海上油田高效开发的要求；而采用THAI技术井网，确实有独到的魅力，从火线见效时间也印证了这一点，不过在火驱生产过程中该区块的原油难以沿生产井井筒周围覆盖一层阻碍氧气突破的油膜，导致氧气过早从生产井突破，这同时说明了普通稠油使用该技术的局限性[19-21]。相比之下，采用水平井线性井网，克服了以上几种井网井型的劣势：由于采用水平注气井，大幅提高了注气均匀程度，火线见效时间提前，火线推进速度增大，抑制了底水的过早脊进；在燃烧前缘向生产井推进的过程中，采用水平生产井提高了泄油面积，大幅提高了火驱单井产能，提高了火驱开发稳产时间。鉴于此，L区块底水稠油油藏推荐采用水平井线性井网的井网类型以及接替式的开发模式。

2.3 水平井避水高度优化

陆地油田已经成功进行的火烧油层项目一般采用直井井网，注气井通常选择在底部射孔[22]。对于水平井火驱注采井网，为了有利于生产井转注等后期调整，注气井排和生产井排应平行于等高线。对于底水油藏火驱，若避水高度(水平注采井距底水的距离)过小，虽能发挥重力泄油作用，但会使底水过早地脊进，产量递减速度加快；若避水高度过大，虽遏制了底水脊进，但加重了空气超覆的影响，同时不能很好地发挥重力泄油作用。因此，对水平井避水高度进行敏感性分析并优选避水高度尤为重要。

为了研究水平井避水高度对于底水油藏火驱开发的影响，在上述优选的注采井网基础上，纵向上将油层按厚度分为7层，充分考虑地层吸气能力，将注气速率统一为6×104m3/d，对比水平注采井位于油层上部、中部、底部等纵向位置时水平井火驱开发效果，结果见表5。从表5可以看出，当避水高度为13 m，水平井位于第3层时(图4a)，采出程度达到最大。当避水高度小于13 m，水平井组位于第4～7层，水平井靠近底水。以水平井位于油层最底部为例(图4b)，避水高度较小，抑制了空气的超覆作用，但溶于水层的氧气含量较高，火线推进速率较慢，燃烧前缘推进滞后，生产井氧气突破的时间较早，延长了火线见效时间，同时降低了氧气的利用率。当避水高度大于13 m时，以水平井位于第1层为例(图4c)，尽管水平井组避水高度的增加有效地抑制了底水的脊进，但顶部注气加剧了空气的超覆现象，油层底部一直处于低温氧化，油藏纵向上动用程度较差，采出程度并非最大。综合以上原因分析，推荐最优避水高度13 m，此时避水高度与油层厚度比值为0.61，此结论与Ozkan对底水油藏水平井油藏工程设计结论基本一致[23]。

2.4 井距、排距优化

以L区块储层、流体参数为基础，建立了4种水平井线性井网的油藏模型，模型中井距(同一排注气井或生产井井间距离)、排距(注气井排与生产井排之间距离)分别为：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。由于不同模型控制储量的不同，注气速率随燃烧前缘的推进而不断增大。4种井网模式下火驱生产10 a数值模拟结果见表6及图5。

从表6及图5可以看出，井网密度越大，火线见效时间越短，平均单井日产油量越低。当排距达到400 m时，虽然单井日产油量可以达到34.1 m3/d，但采出程度较低，两口注气井之间存在明显的冷油区未被驱动，两口注气井间燃烧前缘并未闭合(图5d)；而对于100 m排距的火驱注采井对，虽然从采出程度以及空气油比来看效果较好，但是火驱寿命期仅为2 356 d，单井日产油量较低，无法满足海上稠油高效开发要求。因此，在全部部署新井的前提下，充分考虑地层的吸气能力，为了维持较高的单井产油量并取得较好的火驱效果，推荐采用井距150 m、排距300 m的井网模式。

表6 水平井线性井网不同井距、排距下数值模拟结果 (火驱生产10 a)Table 6 Different well spacing and inter well distance of horizontal liner patterns simulation results (ISC production for 10 years)

图5 不同井距、排距下线性火驱3D温度场Fig .5 3D temperature profile under different well spacing for liner ISC

3 开发指标预测与应用潜力分析

3.1 整体开发指标预测

以L区块三维地质模型和动态历史拟合的结果为基础，根据储层、流体特征建立精细油藏数值模拟模型，投产初期部署水平注气井、水平生产井各5口；当燃烧前缘推进至生产井或氧气从生产井突破后，原生产井改为注气井，并增设水平生产井5口。该区块不同阶段火驱注采井网关系如图6所示。注采井平均间距280～315 m，平行井排间距150 m，水平井避水高度13 m，数值模拟预测该区块火驱开发15 a生产指标(图7)，可见该区块火驱开发15 a，累产油量224.3×104m3，平均单井累产油量为13.2×104m3，累计空气油比为1 081m3/m3，火驱阶段采出程度达到40.7%。

3.2 火驱开发效果分析

从L区块不同生产时间含油饱和度(图6)看，已燃区注、采井间含油饱和度低于10%，井排间燃烧带形成连通，未存在死油区，实现了燃烧前缘火线完整、平行推进；对比该区块火驱与蒸汽吞吐开发年产及累产指标(图8)，火驱开发抑制了底水脊进，大幅度提高了区块累产。因此，对于常规开发方式束手无策的底水稠油油藏，火驱有着巨大的应用潜力。

由于采用水平井线性井网增大了泄油面积，而且高速率注气及低空气油比使得单井产能达到了一个很高的指标，参考陆上成功进行火驱开发的定向井井组单井日产，L区块采用水平井开发单井日产及高峰日产约为定向井3.5倍，验证了水平井火驱产能的可靠性，同时水平井也满足了海上稠油热采少井、高产的开发要求[24-26]。此外，该区块储层及水层的压差始终保持在较低水平(图9)，火驱油藏压力保持稳定，避免了底水的过早脊进，延长了稳产时间，提高了单井日产油量。

图6 渤海油田L区块火驱开发不同阶段含油饱和度场以及水平井井位部署图Fig .6 Initial oil saturation field pattern and geometric arrangement of wells at different ISC stage in block L,Bohai oilfield

图7 渤海油田L区块火驱数值模拟年产量与 采出程度的关系曲线Fig .7 Curve of relation between ISC yearly rate oil production and recovery ratio simulation result in block L,Bohai oilfield

图8 渤海油田L区块火驱与蒸汽吞吐 预测开发指标对比Fig .8 Comparison of development indicator between ISC and CSS in block L,Bohai oilfield

图9 渤海油田L区块火驱过程中储层及水层压力变化曲线Fig .9 Pressure changes between reservoir and aquifer during ISC stage in block L,Bohai oilfield

因此，对于L区块，综合产量及压力剖面来看，底水自身的能量及火驱的保压作用相互促进，一方面维持了产油量的稳定，同时抑制了底水脊进；从采出程度及累计空气油比来看，火驱作为二次采油的采出程度超过了40%，略低于Supalacu、Balol等类似油田。鉴于该区块采用大井距开发且有底水的影响，上述采出程度预测模型基本合理，较低的空气油比也在一定程度上保证了开发的经济性。

4 结论

1) 通过油藏数值模拟手段，拟合了一维燃烧管实验结果，建立了包括3相8组分、4个化学反应方程式的火驱模型。

2) 对比不同井网井型火驱开发效果发现，水平井线性井网这一新型井网井型延长了火驱稳产时间，提高了火驱单井产能，加快了火线推进速率，有效抑制了底水的脊进，同时满足海上稠油热采开发要求。

3) 通过对井网参数的优化，推荐水平注采井设在油层中上部，设计井距150 m、排距300 m。利用矿场模型对渤海油田L区块整体开发指标进行了预测，结果表明火烧油层较蒸汽吞吐可大幅度提高原油采出程度，火驱15 a平均单井累产油量达到13.2×104m3，累计空气油比仅为1 081 m3/m3，在海上底水稠油油藏应用具有可行性和较大潜力。