辽河油田高3618区块火线预测及注采参数优化

姜毅，喻高明，辛显康，王立萱，张丰峰，陈明贵

（1.长江大学 石油工程学院，武汉 430100；2.中国石油物资有限公司 新疆分公司，乌鲁木齐 830000；3.中国石油 长庆油田分公司 第十采油厂，甘肃 庆阳 745100）

辽河油田高3618 区块蒸汽吞吐转火驱开发后，地层压力逐步回升，油井见效明显，但由于局部气体超覆严重，井间干扰大，火驱调控技术单一，导致火驱波及体积小、燃烧不均等问题出现，火线的预测与调控对减缓气窜、扩大波及体积、进一步提高采收率以及后期火驱开发方案的调整至关重要[1-5]。

储集层高温点火后，火线向前推进并向下扩散，利用重力驱替剩余油，湿式燃烧开发效果较好[6]，多周期蒸汽吞吐形成的次生水体和气窜通道会影响火驱初期开发[7]，矿场实验调控产气量可控制火线态势[8]。前人预测火线的方法较多，如根据火驱燃烧腔形态与燃烧腔体积预测火线位置[9]，应用压降探边理论模型结合测井解释数据确定火线[10]，通过吸气剖面与劈产数据结合计算火线[11]，用示踪剂结合监测数据分析气窜方向等[12]。从方法特点与应用效果看，压降探边理论模型、瞬时产吸剖面资料无法与油藏实际生产动态有效结合，现场示踪剂监测复杂且成本高。因此，将油藏工程方法与数值模拟方法相结合预测火线，以井间动态连通性定量表征注采井间连通程度，并根据火驱数值模拟燃烧前缘温度和示踪剂共同确定火线运移轨迹。

线性火驱可增加水平井与油层接触面积，较面积火驱调整火线更有效，直井顶部注气，水平井底部采油，直井和水平井的组合“牵引火线”效果明显[13]。有研究表明，侧组合火驱利用重力泄油效果更为显著[14]，通过矿场实践优化井网模式、点火参数、注采制度等，来维持火线稳定推进[15]，储集层物性差异和燃烧产生的物理化学反应影响油藏开发，但注气速率是影响火线的主要因素[16]。

根据油田线性井网开发现状，为降本增效，在基础井网前提下，根据火线径向传递方向，确定注采井间关联程度，同时结合示踪剂与数值模拟预测结果，优化注采参数来调控火线。

1 油藏概况

高3618 区块位于下辽河坳陷西部凹陷西斜坡北段断鼻东北翼，南邻高3 区块，北接高3-624 区块，东靠中央凸起。开发油层为古近系沙河街组莲花油层，主力油层L5砂岩组埋深1 540～1 890 m，主要为含砾不等粒砂岩和砂砾岩，分选差，为中—高孔高渗储集层，油层平均有效厚度为103.8 m，纵向集中发育；20 ℃时原油密度为0.955 g/cm3，50 ℃时脱气原油黏度为3 500 mPa·s，为厚层块状稠油油藏。2013 年储量复算高3618 区块含油面积为1.06 km2，探明石油储量为1 064.2×104t。2008年5月6日开始火驱试验，多个井组采用双排线性行列驱[17]。

截至2018年底，现场火驱采用直井和水平井组合井网，直井在油藏顶部注气，水平井在油藏底部采油。高3618 区块的火驱热量利用率高，原油改质作用显著，较蒸汽吞吐提高采收率高于30%，驱油效率高于80%，先导试验采收率达56%，年产油约5.4×104t。但受储集层平面非均质性、井间干扰以及多轮次蒸汽吞吐影响，火线推进不均，局部气窜较为严重，影响火驱开发效果。

2 反应动力学模型的建立

火烧稠油油层的燃烧化学反应式为[18-20]

原油燃烧速率为

反应速率常数为

反应速率为

实验样品来自研究区的脱气原油，根据油品性能和火烧条件，针对火驱物理模拟实验，设计了监测火驱前缘的锥形燃烧管和三维火驱实验装置。在前人建立的反应动力学模型[21]基础上，利用热重分析仪和差示扫描分析仪，确定不同原油氧化阶段的温度界限。遵循阿伦尼乌斯动力学方程，基于等转化率法的假设，采用线性升温的动态法测量反应物质量，通过研究原油浓度随温度的变化，确定各个参数。通过拟合室内实验结果，修正了四相（气相、水相、油相和固相）七组分（重质组分、轻质组分、水、氧气、二氧化碳、惰性气体和焦炭）模型裂解反应、原油氧化反应、焦炭燃烧反应的动力学参数（指前因子、活化能）和反应焓变（表1），将得到的反应动力学方程应用于数值模拟模型，进行实际和模拟产量的拟合注采参数优化。

表1 高3618区块修正版火驱反应基本参数Table 1.Modified basic parameters of fire flooding reaction in Block Gao 3618

将精细化地质模型转换为数值模型后，其反应组分参数与油水相渗曲线如表2 和图1 所示，并将前期蒸汽驱和火驱的生产动态以定液方式进行实际产量和模拟产量的拟合，拟合精度由80%提升至85%（图2），为后续火线的预测和调控提供了依据。

图1 高3618区块油水相渗曲线Fig.1.Relative permeability curves of water and oil in Block Gao 3618

图2 高3618区块实际月产量和模拟月产量对比Fig.2.Measured and simulated monthly production of Block Gao 3618

表2 高3618区块火驱反应组分参数Table 2.Parameters of the components in fire flooding reaction in Block Gao 3618

3 火线位置预测

3.1 连通性模型分析

火驱过程中受储集层物性、井间干扰、井污染等因素影响，井间连通性变差。注采井和井间介质构成一个完整的系统，将注入井的注气量作为系统输入，将生产井的产液量作为系统输出，借助一阶惯性环节加纯延时环节来描述多输入和多输出的关系[22-23]；通过系统辨识理论建立基于信号与系统分析的井间连通性模型，量化注采井间连通程度，为后期方案调整提供依据。

保持油井井底压力恒定，讨论多注采井的连通性，注采井的输入和输出信号的关系为单位阶跃响应，注采系统传递函数具体表现为一阶线性时滞系统：

单位阶跃信号系统下，注采系统传递函数经过拉普拉斯逆转换，得到新的产液响应函数：

以生产井j井为中心，考虑有I口注气井，设注气井i井对j井产液信号的响应权重系数为λij，累加所有注气井对j井产液的激励注入量：

以第一个月n0为例，注入量选取月平均值，生产井j井在t时刻注入脉冲作用下的响应产液量为：

考虑注入量连续变化，多口注采井同时生产的信号模型，通过叠加各时间生产井对注入井脉冲的响应产液量，并考虑初始产液情况，得到n时刻生产井j井的响应产液量估计值：

考虑关停井后，修正模型如下：

储集层的非均质性导致注入流体沿高渗带窜流，降低流体波及体积，开发效果变差，降低了原油采收率。结合上述公式，用实际井组近三年的注采数据建立注采连通性模型，进行井间连通性的反演，定量表征注采井间连通程度，水平井H-NEW 井与注气井I5-0151C2 井、I51-156 井和I5-0158C 井的连通系数分别为0.59、0.64 和0.31，注采井间连通系数为0～1，连通系数越大，井间连通性越好。

3.2 示踪剂模拟

为强化对井组的动态监测，参考先导试验区物化性质，筛选多个高温气体示踪剂，以示踪剂浓度约束判断火线位置，确定燃烧方向，定量分析剩余油分布和驱替程度，有效监测火驱开发的效果并及时对气窜部位采取封堵措施。

考虑水平段流体流入不均匀的“跟趾效应”、储集层各向异性等因素的影响，结合注采井间连通系数，进行示踪剂模拟火线展布（图3）。注气井I5-0151C2井、I51-156 井与水平井H-NEW 井关联程度较高，火线推进较快，高温气体示踪剂模拟火线运移轨迹验证了井间连通性模型用于表征火线位置具较高合理性，井间连通性与示踪剂模拟2 种方法吻合程度较高。后期对于注气井方案进行调整，应适当加快I5-0158C井的注气速度，或者减少I5-0151C2 井和I51-156 井的月增注气量，以保持火线均匀推进，减少二次燃烧，提高原油采收率。

图3 高3618区块示踪剂模拟火线展布Fig.3.Fire front distribution simulated by tracer in Block Gao 3618

4 注采参数优化

4.1 注气强度优化

在火驱过程中，火线的径向传递使火线波及范围变大，在一定范围内，火线推进速度与注气强度呈正相关[24-25]。若注气强度过低，会导致燃烧带熄灭；若注气强度过高，易发生气窜或造成二次燃烧，影响开发效果，此时需要适度提高注气强度来满足原油燃烧的供氧量，使燃烧区域均匀推进。

初期注气强度为

最大注气强度为

注气强度月增量为

利用（12）式—（15）式，计算出火驱注气参数：初期注气强度为260 m3/（m·d），最高注气强度为1 200 m3/（m·d），注气强度月增量为30 m3/（m·d），根据实际开发动态进行调整。

I5-0151C2 井、I51-156 井和I5-0158C 井的初始日注气量分别为10 000 m3、10 000 m3和10 500 m3，模拟不同单井月增注气量下对比采收率和累计注采气油比，随着单井月增注气量的增加，累计产油量会逐渐增多，但超过一定范围后，火线推进速度与月增注气量呈负相关，单井月增注气量均为3 000 m3时，累计空气油比较低，开发效果较好。

4.2 产液速度优化

在上述优化注气强度的前提下，调整生产井的产液量，通过监测尾气排量、封堵气窜通道、关井等措施控制火线的推进速度，单井产液量过大、火线驱替不均导致井筒附近高温燃烧，模拟水平井日产液量分别为80 m3、100 m3和120 m3时，采收率分别为56.08%，60.46%和58.99%，水平井H-NEW 井日产液量为100 m3，较为合理（图4）。

图4 不同产液速度下模拟高3618区块温度平面及剖面分布Fig.4.Simulated lateral and vertical temperature distribution at different liquid production rates in Block Gao 3618

不考虑地质因素的变化，对现有基础井网调控开发参数，I5-0151C2 井与I51-156 井初期日注气量均为10 000 m3，I5-0158C 井日注气量为10 500 m3，各井月增注气量为3 000 m3，水平井H-NEW 井日产液量为100 m3，以此牵引火线，减缓气窜，使火线较均匀推进。由图5 可知，注采参数调整后火线推进均匀，燃烧充分，开发效果较好。

图5 高3618区块注采参数优化前后火线波及范围对比Fig.5.Sweep scopes of fire front before and after parameter optimization in Block Gao 3618

通过tNavigator 气体示踪剂模拟火驱在油藏中的波及程度，即用被示踪剂驱洗过的油层体积占油层总体积的百分数计算得到波及系数，比原始条件下扩大8.74%。通过数值模拟得到原始条件下该井组采收率为53.73%，牵引火线后采收率为60.46%，采收率提高了6.73%，增幅明显。

5 结论

（1）通过火驱物理模拟实验结果拟合，修正了不同反应阶段的反应动力学参数，应用于数值模拟模型中进行实际产量与模拟产量的拟合，区域拟合精度由80%提升至85%。

（2）地下油藏变化极其复杂，通过系统辨识理论建立井间连通性模型，量化注采井间动态连通关系，借助高温气体示踪剂验证模型合理性并表征火线运移轨迹，可为火驱注采参数优化提供重要依据。

（3）结合注采井间连通系数和示踪剂模拟结果，针对三注一采直井和水平井组合井组，优化注采参数，控制火线较均匀推进，参数优化后火驱波及系数扩大了8.74%，采收率提高了6.37%，效果显著。

符号注释

a、b、c——分别为C、H、O的原子数；

A——燃烧率；

C——摩尔气体常数；

Cw——燃烧的质量浓度，kg/m3；

d——注采井距，m；

Ea——活化能，kJ/mol；

E——指前因子；

f、g——反应级数，f=1，g为0.5～1.0；

h1——地层总厚度，m；

h2——射孔总厚度，m；

H——一阶线性时滞系统的传递函数，m3/d；

I（t）——注气井对生产井在t时刻的累计激励注入量，m3；

Ii（t）——注气井i井在t时刻注气量，m3/d；

K——反应速率常数；

m、n、n0——分别为m、n、n0时刻；

n1、n2、n3、n4、n5——整数；

N1——生产井总数，口；

N2——注气井总数，口；

Pi——初期注气强度，m3/（m·d）；

Pmax——最大注气强度，m3/（m·d）；

Pm——注气强度月增量，m3/（m·d）；

qj（n0）——生产井j井产液量初始值，m3/d；

q（t）——一阶线性系统单位阶跃响应产液量初始值，m3/d；

qj（t）——生产井j井在t时刻注入脉冲作用下的响应产液量，m3/d；

r1——燃烧前波及半径，m；

r2——燃烧后波及半径，m；

Rc——反应速率，mol/（m3·s）；

Rw——原油燃烧速率，kg/（m3·s）；

S——拉普拉斯变量；

t——火驱时间，d；

tmax——燃烧最大范围所需时间，d；

T——温度，℃；

U——时间常数；

W——空耗量，m3/m3；

X——火线推进最大速度，m/d；

λij——连通系数；

α——不平衡常数，m3/d；

βij——时滞系数；

γ——生产井j井与第i口注气井间产液量初始值的影响权重。