L 块特深层稠油油藏火驱数值模拟研究

吴迪楠

（中油辽河油田公司勘探开发研究院，辽宁 盘锦 124010）

L 块特稠油油藏于1996 年采用蒸汽吞吐方式开发，2004 年后主体部位油藏压力大幅度降低，产能建设井位不足，区块的产能接替方式不明确，油藏的年产规模出现了递减趋势；2013～2014 年开展直井和水平井蒸汽驱试验各1 个井组，由于埋藏较深，井底干度相对较低，水平井蒸汽驱开发效果不理想，后期停注。目前全块采用蒸汽吞吐方式开发，采出程度高达20.2%，继续提高采收率较难。火烧油层是稠油提高采收率技术之一[1-5]，目前在国内仅辽河油田和新疆油田工业化实施，其他油田处于先导试验阶段。工业化实施区块均为浅层- 中深层互层状油藏，特深层厚层块状油藏火驱开发采用多井型配合，常规直井火驱开发尚处于研究及现场先导试验阶段；L 块历经25 年蒸汽吞吐开发，地下油水分布规律认识不清，本次研究采用数值模拟方法，对于吞吐后转火驱开发稠油油藏[6-9]采用直井网火驱进行油藏工程设计，指导现场火驱实施与操作。

1 火驱数值模型的建立及历史拟合

1.1 数值模型建立

火驱先导试验模拟区域选择区块边部，包括17 口直井，1口水平井。平面上划分为23× 32=736 的均匀网格系统，网格平面步长均为20m；纵向上根据该区域的油层发育状况和射孔情况划分为32 个层，模拟计算研究区域的开发动态，整个区域网格节点数23552。

1.2 参数的选取

1.2.1 静态地质参数

模型中所有井的静态地质参数均按二次测井解释结果给出，通过插值给网格节点赋值。含油饱和度值按照储量计算取0.65。为保证模型正常运算，本次研究将实际数据中孔渗等异常点进行必要的处理。

图1 三维孔隙度模型图

图2 S 块火驱井组厚度与日产油关系曲线

1.2.2 粘温及相渗曲线

原油粘温曲线取自试验区相邻直井实测结果，相渗曲线根据试验室测区结果进行微调与区块原始情况相匹配。

1.3 历史拟合

拟合指标达到精度要求且趋势正确，试验区地质储量、累产油、累产水拟合误差分别为0.42%、-3.64%、3.29%，83%单井累产拟合误差在5%以内，拟合结束时整体油层压力在2～4 MPa之间，与测试结果相近，高精度的历史拟合为火驱参数优选提供了保障，如表1。

表1 模型历史拟合结果

根据历史拟合得到的压力场、温度场、含油饱和度场、含水饱和度场建立火驱数值模型。模型中将油划分为重质、中质和轻质3 个组分，将注入的空气划分氮气和氧气2 个组分，水按1个组分考虑。火烧优化研究模型为3 维3 相6 组分模型。考虑到火烧模型计算耗时较长，本次研究提取一个近似九点井组进行研究，原始地质储量20.7 万吨，剩余地质储量17.4 万吨。

2 火驱油藏工程设计

2.1 开发层系划分

2.1.1 厚层块状油藏应选择合理的厚度作为一个开发单元，从而减缓火线超覆，提高纵向动用程度，因而需要进行层系内火驱层段厚度优化。

2.1.1.1 相似区块厚层火驱物模研究结果表明，降低火驱开发厚度能够减缓火线超覆，提高采出程度。油层厚度20m，燃烧前缘在纵向较均匀推进，采出程度为64.7%，油层厚度60m 时采出程度为21.4%。

图3 不同注采井网示意图

2.1.1.2 邻块现场试验数据统计结果表明，随火驱油层厚度减小，开发效果变好。S 块为块状普通稠油油藏。2010 年进行火驱试验，现场生产数据表明，随火驱井组层段厚度减小，开发效果得到改善。

2.1.1.3 数模研究结果火驱层段厚度在20～25m 取得较好开发效果。

数模研究结果表明，随着火驱层段厚度递增，空气油比总体呈递增趋势；而采出程度在油层厚度20～25m 达到最高，超过25m 后迅速下降。从剩余油饱和度分布情况来看，火驱层段厚度过大或过小，均无法实现对油层的有效动用，综上所述，L 块火驱最佳厚度层段为20～25m。

2.1.2 以L 块地质特征为基础，综合考虑油层发育情况、隔层分布状况、火驱最佳厚度及油层剩余油分布的特点，确定L块细分成Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三套开发层系进行火驱开发，划分依据如下：

2.1.2.1 L 块Ⅳ+Ⅴ+Ⅵ段水侵严重，油水分布复杂，有待于进一步深化研究，本次划分暂时未考虑。

2.1.2.2Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ砂岩组油层厚度适中，适合单独开发

Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ砂岩组油层有效厚度分别为25.6m、28m、28.4m，可以满足火驱最佳厚度范围。

2.1.2.3Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ砂岩组剩余储量较大，剩余地质储量总和占区块剩余地质储量的70%，具备分层系开发的物质基础。

为降低经济风险，同时避免燃烧带的油重新饱和，应由上至下逐层开发，因此本次方案设计只针对Ⅰ砂岩组进行。

2.2 注采井网优选

目前的70m 井距正方形井网，转为火驱开发可形成4 种井网形式，其中70× 100m 反九点井网比较适宜L块火驱开发，依据如下：

2.2.1 国外成功火驱调研显示，火驱井距以小于100m 为主（表2）。

表2 国外成功火驱井网井距调研统计表

2.2.2 构造平缓，区块地层倾角为4～15° ，适合面积井网开发。

2.2.3 数模研究表明：70× 100m反九点井网具有采出程度高、调整灵活的优点。

在L 块现井网井距下考虑了四种注采井网形式：（a）～（d）。

（a）50× 70m 五点井网：5 口注气井，4 口生产井，注采井数比为1:1；

（b）70× 100m 五点井网：1 口注气井，4 口生产井，注采井数比为1:1；

（c）70× 100m 反九点井网：1 口注气井，8 口生产井，注采井数比为1:3；

（d）正对行列式井网：3 口注气井，6 口生产井，注采井数比为1:1。

模拟结果表明（表3），采用70× 100m 反九点井网采出程度最高，正对行列式井网采出程度次之，考虑反九点井网后期调整比较灵活，推荐初期采用70× 100m 反九点井网火驱开发，后期根据油层动用情况，适时转入正对行列式井网进行火驱开发。

表3 井网优化研究的模拟结果对比表

2.2.4 相似区块S 块面积火驱现场试验见到效果

S 油藏埋深、油层平均有效厚度、20℃时原油密度、50℃脱气原油粘度与L 块均比较接近。S 块采用不规则反九点面积井网进行火驱试验，转驱后井组产油量保持平稳并有所上升：驱前日产油89.2t/d，平均单井日产油仅1.0t/d；目前日产油118.4t/d，平均单井1.2t/d，分别上升29.2t/d 和0.2t/d；阶段产油12.2×104t，阶段增油5.6× 104t。

2.3 注采参数设计

2.3.1 初期注气强度

本次研究分别模拟计算从50m3/（d·m）到250m3/（d·m）共5种情况下的生产情况，数模结果表明，注气强度在150m3/（d·m）以上时，温场发育情况良好，火驱前缘推进速度在4cm/d 以上，可维持稳定燃烧，因此推荐初期注气强度150m3/（d·m）。

2.3.2 注气强度月增量

对注气强度月增量分别为20、40、60、80、100m3/（d·m）进行数值模拟研究。

模拟结果表明，注气强度月递增量增加，采出程度呈上升趋势，空气油比保持稳定。当注气强度月递增量在60m3/（d·m）以上时，采出程度增幅变缓，因此推荐单井注气强度月递增量为60m3/（d·m）。

2.3.3 最大注气强度

应用数值模拟方法对最大注气强度进行了研究，包括250、500、750、1000、1250 m3/（d·m）五种最大注气强度方案。模拟结果表明，随着最大注气强度的增加，空气油比呈上升趋势，当最大注气强度为750 m3/（d·m）时，采出程度最高，因此推荐最大注气强度为750 m3/（d·m）。

2.3.4 采油井最大排液量优化研究

在实际生产过程中，90%油井产液量小于35m3/d。模拟结果表明，最大产液量大于15m3/d 对火驱效果影响程度较小；因此推荐生产井的最大产液量控制在15m3/d。

3 结论

3.1 厚层块状油藏直井火驱开发应选择合适厚度进行组合，火驱组合厚度在20～25m，可实现控制井段内油层的有效动用，可取得较好开发效果。

3.2 70× 100m 反九点井网具有采出程度高、调整灵活等特点，后期可根据燃烧情况适时转为线性火驱，扩大适时规模，提高储量动用程度。

3.3 初期月注气强度150m3（/d·m）、月增注气强度60m3（/d·m）、最大注气强度750 m3（/d·m）、单井日排液量为15t/d 时，可促进火线持续稳定向前推进，保证高温氧化燃烧状态，火驱开发可取得较好效果。