遼河稠油油藏火驅(qū)輔助重力泄油技術(shù)探索及實(shí)踐

王海生

（中國(guó)石油遼河油田公司，遼寧盤錦124010）

稠油產(chǎn)量是維持遼河油田千萬(wàn)噸級(jí)產(chǎn)量規(guī)模的重要組成部分，目前遼河稠油主要采用蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)方式，但由于埋藏深、儲(chǔ)層復(fù)雜、邊底水活躍等因素，綜合采收率較只能達(dá)到25%左右。鑒于火驅(qū)技術(shù)具有驅(qū)油效率高（＞80%）、采收率高（一般50%～80%），油藏適應(yīng)范圍廣等優(yōu)勢(shì)，遼河油田先后在四個(gè)區(qū)塊開(kāi)展了火驅(qū)試驗(yàn)，初步形成配套技術(shù)系列［1］。但常規(guī)火驅(qū)技術(shù)在厚層塊狀油藏中存在超覆嚴(yán)重、垂向波及系數(shù)低等不足［2］。火驅(qū)輔助重力泄油是目前世界上先進(jìn)的火驅(qū)開(kāi)發(fā)技術(shù)，特別適合于厚層塊狀稠油油藏的開(kāi)發(fā)。遼河厚層塊狀油藏埋藏深、已吞吐動(dòng)用，與國(guó)外油藏差異較大，給設(shè)計(jì)帶來(lái)較大難，因此在此類油藏中進(jìn)行重力泄油開(kāi)發(fā)必須在充分借鑒國(guó)外實(shí)踐經(jīng)驗(yàn)基礎(chǔ)上，針對(duì)油藏實(shí)際進(jìn)行井網(wǎng)、注采對(duì)應(yīng)關(guān)系的優(yōu)化設(shè)計(jì)［3］。

1 技術(shù)及試驗(yàn)區(qū)簡(jiǎn)介

1．1 火驅(qū)輔助重力泄油開(kāi)發(fā)技術(shù)簡(jiǎn)介

火驅(qū)輔助重力泄油是在常規(guī)直井火驅(qū)技術(shù)的基礎(chǔ)上，通過(guò)引入水平生產(chǎn)井，利用重力泄油作用實(shí)現(xiàn)火驅(qū)開(kāi)發(fā)的稠油開(kāi)采新技術(shù)。與常規(guī)火驅(qū)不同，火驅(qū)輔助重力泄油的燃燒前緣沿著水平井腳尖向腳跟擴(kuò)散，并在其前面迅速形成一個(gè)可流動(dòng)油帶，油帶內(nèi)的高溫提供熱驅(qū)替源，滯留重油在流動(dòng)帶發(fā)生熱裂解［4］。熱油借助重力下降，到達(dá)水平生產(chǎn)井，不用流經(jīng)冷油區(qū)，實(shí)現(xiàn)短距離驅(qū)替。其布井方式主要有直井與水平井組合、水平井與水平井組合二種。

與蒸汽輔助重力泄油技術(shù)（SAGD）相比，火驅(qū)輔助重力泄油的采收率高（＞75%）、操作過(guò)程穩(wěn)定性好、成本低、產(chǎn)出的原油可部分得到改質(zhì)（API值上升10左右 ），同時(shí)減少了稠油集輸時(shí)需要添加的稀釋劑；其熱效率是注蒸汽驅(qū)的2～4倍［5］；相對(duì)常規(guī)火驅(qū)，該方式可解決層間矛盾、弱化層內(nèi)矛盾、簡(jiǎn)化平面矛盾，更易于調(diào)控。

1．2 試驗(yàn)區(qū)簡(jiǎn)介

S塊構(gòu)造上位于遼河斷陷西部凹陷西斜坡中段，開(kāi)發(fā)目的層為大凌河油層。該區(qū)塊油藏埋深875～1 015 m，平均有效厚度61．4 m，平均孔隙度25%，平均滲透率為1 335μm2，原油黏度（50℃）為60 000 mPa·s，為一中深層厚層塊狀超稠油油藏。

S塊于1996年投入開(kāi)發(fā)，目前采用70 m井距正方形井網(wǎng)直井、水平井組合的開(kāi)發(fā)方式，已吞吐開(kāi)發(fā)11．4周期，采出程度17．4%，進(jìn)入吞吐開(kāi)發(fā)中后期。

2 火驅(qū)輔助重力泄油開(kāi)發(fā)可行性分析

2．1 油藏條件適合進(jìn)行火驅(qū)輔助重力泄油開(kāi)發(fā)

S塊大凌河油層是由兩條斷層夾持形成的斷鼻構(gòu)造，油藏封閉性較好，利于火驅(qū)前緣均勻推進(jìn)；該塊主力油層發(fā)育且平面分布穩(wěn)定，縱向連續(xù)厚度大（達(dá)58．1 m），隔夾層發(fā)育差，縱向各砂體間隔夾層不發(fā)育，且油層內(nèi)夾層層數(shù)較少，小層間隔層厚度平面分布連續(xù)性差，利于火驅(qū)輔助重力泄油前緣的平穩(wěn)推進(jìn)［6］。

該塊原油黏度高，地層溫度下不具有流動(dòng)性。在燃燒過(guò)程中高度黏稠的低溫原油形成的阻擋層可有效遮擋燃燒氣體，防止氣體竄流，同時(shí)促使高溫燃燒氣體向外側(cè)排出，向油藏深處延伸，利于火線擴(kuò)展［7］。

2．2 火驅(qū)輔助重力泄油驅(qū)油效率高，改質(zhì)作用明顯

利用單管模型進(jìn)行了火驅(qū)試驗(yàn)，結(jié)果表明火驅(qū)波及區(qū)域驅(qū)油效率可達(dá)89．3%，火驅(qū)改質(zhì)作用明顯，產(chǎn)出原油中C20以前的組分相對(duì)含量增大，C20以后的組分相對(duì)含量減少，50℃黏度較火驅(qū)前下降了96．4%，原油密度由火驅(qū)前的0．985 g／cm3降至0．9609 g／cm3。

2．3 火驅(qū)輔助重力泄油采收率高

數(shù)值模擬研究表明，在目前殘余油飽和度下，采用火驅(qū)輔助重力泄油的開(kāi)發(fā)方式階段采出程度可達(dá)41．0%，而繼續(xù)吞吐的階段采出程度僅為24．8%。

2．4 國(guó)內(nèi)外火驅(qū)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)經(jīng)驗(yàn)可以借鑒

遼河油田自1997年以來(lái)，先后在4個(gè)區(qū)塊開(kāi)展火驅(qū)試驗(yàn)，目前3個(gè)區(qū)塊正在實(shí)施，火驅(qū)井組49個(gè)，生產(chǎn)井近300口，積累了豐富的常規(guī)火驅(qū)設(shè)計(jì)、調(diào)控經(jīng)驗(yàn)［8］。

加拿大 Whitesands Pilot Project 2006年實(shí)施了先導(dǎo)試驗(yàn)，試驗(yàn)區(qū)內(nèi)3對(duì)井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)顯示：實(shí)現(xiàn)了高溫燃燒；燃燒過(guò)程從端部向根部發(fā)展，原油就地得到改質(zhì)；平均單井日產(chǎn)液2000桶，含水小于50%。

3 火驅(qū)輔助重力泄油試驗(yàn)優(yōu)化設(shè)計(jì)

3．1 井網(wǎng)組合方式

直井水平井組合配置方式有兩種［9］，油藏?cái)?shù)值模擬計(jì)算結(jié)果表明，兩種方式采收率差異不大（表1）。相對(duì)于交錯(cuò)式的組合方式，正對(duì)式注氣注采關(guān)系簡(jiǎn)單，利于調(diào)控且利于形成泄油通道，同時(shí)，考慮S塊水平井間已經(jīng)有直井動(dòng)用過(guò)，采用交錯(cuò)式火驅(qū)易導(dǎo)致沿直井吞吐通道氣竄，由此確定本次火驅(qū)輔助重力泄油采用直井水平井正對(duì)式的組合方式。

3．2 井距優(yōu)化

（1）水平井排距。S塊現(xiàn)有井網(wǎng)可組合成70 m、140 m井距兩種。研究結(jié)果表明，70m井距采出程度為40．1%，比140 m井距高3．5%；采油速度為4．4%，比140 m井距高1．26%，且現(xiàn)有井網(wǎng)利用率高。綜合考慮單井控制儲(chǔ)量和現(xiàn)有井網(wǎng)，采用70 m井距開(kāi)展火驅(qū)輔助重力泄油。

（2）注氣井與水平井井距。重力泄油開(kāi)采方式下，為了快速建立注采井間連通，注采井距不宜過(guò)大。據(jù)此設(shè)計(jì)了注氣井沿水平井腳尖外推、注氣井位于水平井腳尖正上方、注氣井沿水平井腳尖回縮三種方案。

從模擬結(jié)果來(lái)看，三種方案的最終采收率相差不大，分別為40．10%、40．07%、39．98%，但為了預(yù)熱階段形成有效連通，同時(shí)考慮鉆井風(fēng)險(xiǎn)，推薦注氣井沿水平井腳尖外推的方式。

3．3 預(yù)熱設(shè)計(jì)

（1）水平井。水平井預(yù)熱參考SAGD水平井預(yù)熱，選擇效果好、技術(shù)成熟的循環(huán)預(yù)熱方式，以減緩因蒸汽吞吐造成的水平段動(dòng)用不均問(wèn)題，確保注采井間形成有效熱連通，防止火驅(qū)輔助重力泄油過(guò)程中沿水平段過(guò)早突破。根據(jù)預(yù)熱油層總熱量計(jì)算公式，計(jì)算預(yù)熱3 m半徑油層由目前油藏溫度預(yù)熱到熱聯(lián)通溫度100℃，單井需注汽（0．55～0．68）×104t，優(yōu)選注汽速度為100～110 t／d，預(yù)熱時(shí)間2個(gè)月左右。當(dāng)循環(huán)預(yù)熱注汽速度為100 t／d時(shí)，井口干度應(yīng)保持在95%以上，保證蒸汽返回水平段腳跟時(shí)干度接近0，預(yù)熱效果最好。

（2）直井。采用蒸汽吞吐的預(yù)熱方式，注氣井與水平井間熱連通好。注汽參數(shù)可參考常規(guī)吞吐設(shè)計(jì)，但應(yīng)注意控制注入速度，建議采用與水平井相同的注入速度。

3．4 注氣階段射孔參數(shù)優(yōu)化

（1）射孔位置。設(shè)計(jì)全井段射孔、上部射孔、中部射孔和下部射孔4種注氣井射孔方式進(jìn)行對(duì)比，研究顯示：注氣直井上部、中部射孔的方式，采出程度較高，分別為39．2%、39．5%。物模研究表明，靠近油層中部射孔，重力火驅(qū)過(guò)程中發(fā)生二次燃燒現(xiàn)象。因此綜合分析確定注氣直井采取中上部射孔的方式。

（2）射孔厚度。在優(yōu)選射孔位置結(jié)果基礎(chǔ)上，采用數(shù)值模擬方法，研究了直井射孔厚度對(duì)火驅(qū)開(kāi)發(fā)效果的影響。對(duì)比了射開(kāi)厚度占油層厚度比例為1／3、1／2和2／3的三種情況，模擬顯示，直井射開(kāi)厚度為油層厚度1／2的情況下，火驅(qū)采出程度最高，為40．1%。

3．5 注采參數(shù)優(yōu)化

（1）初期注氣量。在應(yīng)用物理模擬研究成果的基礎(chǔ)上，利用公式［10］計(jì)算初期注氣量。隨射孔厚度的增加，初期注氣速度增大，射孔厚度20 m左右時(shí)，初期日注氣量6 000～7 000 m3；射孔厚度30 m左右時(shí)，初期日注氣量9 000～10 500 m3。

（2）最大注氣量。根據(jù)計(jì)算，最大注入空氣量為8．9×104m3／d。

（3）產(chǎn)液量。過(guò)低的排液速度起不到調(diào)整剖面的作用，過(guò)大的排液速度則會(huì)導(dǎo)致火線過(guò)早突破。數(shù)值模擬研究表明，當(dāng)排液量在60～80 t／d之間時(shí)，區(qū)塊的采出程度、采油速度較高，且變化幅度不大，因此推薦排液量控制在60～80 t／d（圖1）。

圖1 排液量與采油速度、采出程度關(guān)系曲線

4 開(kāi)發(fā)部署及試驗(yàn)進(jìn)展

立足現(xiàn)有井網(wǎng)，部署5個(gè)火驅(qū)輔助重力泄油井組，預(yù)計(jì)開(kāi)發(fā)12年，最終采出程度58．04%。

2011年10月，首先實(shí)施了試驗(yàn)區(qū)西北部的一個(gè)井組，目前該井組累注空氣87．1×104m3，累積產(chǎn)油799．3 t，空氣油比1 090 m3／t，綜合含水60．8%，產(chǎn)量呈現(xiàn)逐步攀升趨勢(shì)（圖2），由初期的不足5 t／d增至目前的10 t／d左右；腳尖處瞬時(shí)溫度可達(dá)691℃，日均溫度最高546．6℃；氧氣利用率93%以上，尾氣中氧氣含量小于3%，二氧化碳含量大于12%，視氫碳原子比1～3，實(shí)現(xiàn)了高溫氧化燃燒；產(chǎn)出原油黏度呈降低趨勢(shì)，由驅(qū)前的178 600 mPa·s降至60 000 mPa·s，火驅(qū)見(jiàn)到初步效果。

圖2 先導(dǎo)試驗(yàn)井組月產(chǎn)油曲線

5 結(jié)論

（1）研究與試驗(yàn)結(jié)果表明，火驅(qū)輔助重力泄油技術(shù)是S塊大凌河油層開(kāi)發(fā)的有效技術(shù)。

（2）試驗(yàn)區(qū)的參數(shù)設(shè)計(jì)為：井網(wǎng)組合方式為正對(duì)式注氣，注氣井距水平井腳尖外推5 m；直井吞吐預(yù)熱、水平井循環(huán)預(yù)熱；注氣井射開(kāi)油層中上部1／2；初期注氣速度6 000～7 000 m3／d，月增量5 000 m3／d，最大89 000 m3／d；單井產(chǎn)液量控制在60～80 t／d。

（3）先導(dǎo)試驗(yàn)井組已經(jīng)實(shí)現(xiàn)高溫氧化燃燒，表明井網(wǎng)組合形式和注采配置關(guān)系及火驅(qū)操作參數(shù)的設(shè)計(jì)是合理的。

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