厚層稠油油藏直平組合火驅機理研究與試驗

劉 茜

(中國石油遼河油田分公司，遼寧 盤錦 124010)

0 引 言

火燒油層又稱為地下層內燃燒,亦稱火驅開采法。其是向井下注入空氣、氧氣或富氧氣體，依靠自燃或利用井下點火裝置點火燃燒，使其與油藏中的有機燃料原油發生反應，借助生成的熱量開采未燃燒的原油[1]?；馃蛯硬粌H僅是通過加熱來降低原油黏度，更為主要的是利用油層持續不斷的燃燒，生成一系列的燃燒產物，從而形成熱降黏、熱膨脹、蒸餾汽化、油相混合驅、氣驅等系列復雜的驅油作用[5]。

火燒油層技術雛形是由美國人J O Leavis提出的，其理念是通過注入驅替液或熱力，以達到提高采收率的目的。1923年，Wolcott和Howard也意識到可以利用空氣作助燃劑，通過點燃原油產生大量的熱來達到降黏的作用。在此基礎上，更多的學者針對火燒油層技術開展了研究，并在1942年首次在美國俄克拉荷馬州的伯特勒斯維爾油田開展了礦場試驗。中國從1958年起先后在新疆、玉門、勝利、吉林和遼河等油田開展了火燒油層試驗研究[2-5]。幾十年來，國內外開展了大量的火驅研究工作，在研究方法、現場試驗、工藝技術及工業化應用等方面均取得了一定的經驗和成果，涵蓋了火驅油藏工程設計、鉆井工藝設計及采油工藝設計，目前已經形成了從室內物理模擬、數值模擬到現場點火、監測、后期調整等一系列配套技術。近幾年在直井網火驅的基礎上，國外學者將重力泄油理論與傳統的火驅技術結合，開發出了利用水平井進行火驅的技術(COSH)，以及垂直井或者水平注入井與水平生產井結合的“腳尖到腳跟”的火驅技術(THAI)[6-14]，將水平井技術應用于火驅采油，擴大了火驅技術的應用范圍。

高3618塊為中深層厚層稠油油藏，該塊于2008年開展直井火驅先導試驗，開采過程中逐漸暴露出一些問題：受氣體與油水密度差的影響，存在明顯的火線超覆現象，而厚層油藏加劇了重力超覆現象，導致厚層油藏縱向波及程度低；火線平面沿高滲通道波及速度快，生產井氣竄嚴重，火驅見效不明顯。針對高3618塊目前存在的火線超覆、縱向動用程度低等問題，提出直井和水平井組合的火驅技術，利用水平井較高的排液能力，提高厚層油藏縱向波及體積，平面上火線推進更加均勻，進而有效提高油藏的采出程度。

1 區塊概況

高3618塊屬高升鼻狀構造東北翼的一部分，由4條斷層圍成三角形斷塊，含油層系為沙河街組沙三段蓮花油層，油藏埋深為1 540.0～1 890.0 m，主要巖性為含礫不等粒砂巖和砂礫巖，分選差，平均孔隙度為21.2%，平均滲透率為1 376 mD，為中高孔高滲儲層；油層平均有效厚度為103.8 m，縱向集中發育；20 ℃時原油密度為0.955 g/cm3，50 ℃地面脫氣原油黏度為3 100～4 000 mPa·s，為塊狀普通稠油油藏。該塊L5、L6砂巖組間隔層厚度最大為22 m，一般厚度為5～22 m，砂巖組內部小層間夾層無論是連續性還是厚度發育均較差，巖性主要為泥巖。該塊于2008年5月在L5油層首先進行火驅先導試驗，初步見到火驅效果，日產油由2.4 t/d上升至3.6 t/d；后期在L5油層進行火驅擴大試驗，形成雙排線性井網[15-16]，雙排井網布局井排間存在干擾，同時加劇了火線超覆和氣竄，生產效果并不理想；2014年12月逐步由雙排行列井網改成構造高部位“移風接火”線性火驅，“移風接火”線性火驅是從構造高部位向低部位火驅，當火線通過油井后適時將油井轉為火井。目前L5油層高部位轉注氣井6口，中部位剩余注氣井1口。高3-6-18塊火驅取得一定效果，但長期以來火線波及不均，縱向火線超覆，平面火線側向波及窄的問題日漸凸顯。

2 直平組合火驅機理研究

火驅具有氣體驅動、加熱降黏、保持地層壓力等作用，而直平組合火驅還具有重力泄油作用，同時，可利用水平井較大的排液能力，提高厚層油藏縱向波及體積，進而提高厚層油藏火驅采收率。

利用數值模擬軟件，建立4相6組分、平面網格步長為3 m×3 m、網格節點共50 000個的數值模型[17]。參考高3618塊地層參數，黏度以目前地層溫度(約90 ℃)測得的實際地層黏度1 000 mPa·s為依據。根據數值模擬研究，直平組合火驅具有以下作用機理。

(1) 水平井具有牽引火線、擴大波及體積、驅替泄油提高動用程度的作用。常規直井火驅和直平組合火驅均存在相同的驅替階段，在驅替過程中，由直井持續注入空氣，在井下點燃，火線初步形成，隨著火線不斷向前推進，從注氣井到生產井形成已燃區、火墻、結焦帶、油墻及剩余油5個區域[18]。隨著空氣不斷注入，逐步填補地層虧空，地層壓力逐漸上升。在燃燒過程中，地下原油和注入空氣發生高溫氧化反應，產生大量的尾氣及水蒸汽，共同驅動原油向生產井方向推進，此時也呈現熱效驅替的特征，生產井產量上升。

由數值模擬結果(圖1，紅線范圍內為火線燃燒過的范圍，即地層含油飽和度接近為0；黑色箭頭代表原油流動方向)可知：在火線形成的過程中，常規直井火驅受氣液密度差的影響，注入空氣向油層上方超覆，形成的燃燒腔呈楔形擴展，有效動用油層厚度為10～20 m(圖1a)，采出程度低，下部油層內剩余油豐富。而直平組合火驅，利用水平井較大的排液能力，在驅替階段火線向水平井方向呈一定角度向下牽引，燃燒腔呈箱形擴展，僅有注氣井與水平生產井中間下部油層小部分未動用，直平組合火驅燃燒腔體積較直井火驅擴大了2倍以上(圖1b)。

常規直井火驅在驅替階段后直接進入火線突破階段，而直平組合火驅，由于水平井加入，當火線向上拓展到一定程度時，氣體超覆作用導致火線沿頂部橫向拓展趨勢明顯。此時，水平井上部油層黏度大幅下降，重力泄油作用得到加強，從油層頂部至水平井形成泄油通道，縱向燃燒厚度較直井火驅也提高2倍以上，火線也逐步由頂部向水平井方向拖拽，此時水平井產量趨于穩定，而直井仍然受驅替作用，產量穩中有升。

(2) 水平井具有促進燃燒腔連通，拓展高溫燃燒層厚度的作用。從平面上看，直井火驅火線主要沿著上部油層方向推進，速度較快，而注采井間位置火線推進較慢，因此，平面上直井火驅火線呈錐形拓展，橫向連通性差，火線推進不均勻，注氣井間生產井受效較差；而直平組合火驅，水平井在平面上對火線起到一定的牽引作用，促使注氣井間火線橫向拓展，燃燒腔橫向上相互連通，提高了井間火線波及范圍。

(3) 直平組合火驅在直井火驅基礎上大幅提高采收率。直平組合火驅可在直井火驅的基礎上大幅提高采油速度和采收率。由于水平井產量較高，井組產量可提高50%以上。與直井火驅相比，直平組合火驅可提高采收率16.0個百分點，火線波及體積可由17.7%提升至36.7%。同時，由于水平井具有牽引火線的作用機理，產氣量逐漸上升，可有效減緩直井氣液矛盾。

3 直平組合火驅油藏工程設計

直平組合火驅的效果，取決于直井與水平井合理的井網配置關系，以及現場操作參數的優化設計。采用數值模擬方法對井網、井距等相關參數進行了優化設計。

3.1 直平組合井網設計

直平組合火驅是在注氣井和直井生產井之間部署一口水平井，縱向上水平井位于油藏底部，通過向注氣井注空氣，并在井下點火，隨著火線的推進，原油從水平井和直井生產井采出。

3.2 水平井位置優化設計

3.2.1 水平井部署在注采直井間可有效牽引火線

利用數值模擬方法模擬水平井分別位于注采井間和注采井外2種情況下的開發效果。模擬結果表明：水平井位于注采直井外，水平井處于降壓開采狀態，而水平井位于注采井間有利于牽引火線，拓展燃燒腔，燃燒狀態較好，水平井處于增壓驅替狀態。

3.2.2 注氣井與水平井垂直距離

用數值模擬方法模擬了注氣井與水平井垂直距離分別為0、4、8、10、12、14、16、24、32、40 m條件下的直平組合火驅效果(圖2)。由圖2可知：垂直距離過小，縱向上泄油高度不足，火線易竄入水平井井筒；垂直距離過大，加熱厚度有限，原油難以驅替至水平井；直井射孔底界與水平段垂直距離為10～16 m，既可提高火線波及體積，又有利于穩定泄油。

3.2.3 注氣井與水平井平面距離

用數值模擬方法模擬了注氣井與水平井平面距離分別為30、40、50、60 m條件下的火驅效果(圖3)。由圖3可知：水平井與注氣井距離為30 m，火線過早竄入水平井井筒，導致直平組合火驅失敗，采出程度僅為44.7%，空氣油比為1 885 m3/t；而水平井與注氣井距離增至60 m時，難以充分發揮水平井牽引作用，動用范圍有限，整體采出程度僅為48.0%；水平井和注汽井平面距離為50 m時，采出程度最高，達到48.6%，空氣油比僅為1 866 m3/t，既能發揮水平井的牽引作用，又能防止火線過早竄入水平井。

圖3 不同注氣井與水平井平面距離開發效果曲線

3.3 注采參數優化設計

3.3.1 注氣強度

從實際生產效果看，注氣速度高，油井產量高。數模計算結果表明，最佳初期注氣強度為500 m3/(d·m)，月增注氣強度為150 m3/(d·m)。同時，用數模方法模擬了最大注氣強度分別為800、1 000、1 200、1 400、1 600、1 800、2 000 m3/(d·m)條件下的火驅效果。結果表明，隨注氣強度增加，井組累計產油量呈現先升高后降低的趨勢，當最大注氣強度為1 200 m3/(d·m)左右時，井組累計產油量達到最高，既能滿足燃燒前緣對氧氣的需求，又能保證經濟性。

3.3.2 直井排液量

用數值模擬方法模擬了直井排液量分別為5、10、15、20 t/d條件下的火驅效果(表1)。由表1可知，直井最高排液量為10～15 t/d，開發效果及經濟效益較好。

表1 不同直井排液量火驅開發效果統計

3.3.3 水平井排液量

用數值模擬方法模擬了水平井排液量分別為15、20、30、40、50 t/d條件下的火驅效果(表2)。由表2可知，水平井最高排液量為40～50 t/d，開發效果及經濟效益較好。

表2 不同水平井排液量火驅開發效果統計

3.4 直井射孔位置優化設計

直平組合火驅井組中，直井生產井起輔助調控作用。模擬直井射孔位置分別設計在與水平井平行的上段位置、中段位置以及下段位置時的開發效果。結果表明：射開上段油層會加速火線沿水平井上方超覆；射開中段油層縱向動用有所提高，但仍然加速了火線的平面擴展，容易從注氣井沿著直井生產井形成竄流通道，難以發揮水平井的重力泄油作用；射開與水平井平行的下段位置，直井可以輔助水平井向下牽引火線，擴大縱向波及體積，整體采出程度較其他2種方式可提高4.0個百分點。

在此基礎上，進一步優化下段層系的射孔位置。用數值模擬方法模擬了下段全部射開、射開下段上部1/2、以及下部2/3時的開發效果。結果表明：射開上部1/2，在火線過水平井后，火線迅速突破至直井，直井產量迅速下降，整體采出程度僅為46%；直井下段全部射開，與其他2種方式相比，火線突破更早；射開下部2/3，既輔助水平井向下牽引火線，又能解決火線通過水平井上方后火線超覆的問題，提高了水平井和直井生產井之間油層的動用程度，采出程度最高，較其他方式可提高3.0～4.0個百分點。

4 現場應用

(1) 水平井投產后，井組產量明顯提升。2011年4月，首次在高3618塊L52油層投產水平井，水平段長度為307 m。井組內共有注氣井7口。直井生產井為7口，水平井投產后，改善了井組內的滲流情況，井組內直井產量有所提高，日產油由15.2 t/d最高上升至34.0 t/d，單井日產油從2.5 t/d最高上升至4.8 t/d(圖4)。其中，高61-160井在水平井投產前日產油為2.3 t/d，但生產16個月后，由于氣竄嚴重關井，在水平井投產9個月后重新開井，日產油顯著上升，最高達到9.6 t/d。

圖4 井組內直井生產曲線

(2) 燃燒狀態逐漸趨于高溫氧化燃燒。在水平井投產后，縱向泄油作用有所加強，縱向動用程度提高，井組燃燒更充分。以7-17C井為例，水平井投產前，該井尾氣指標上下波動，CO2含量低于12%，O2利用率為30%～90%，N2與CO2比為0.0～10.0，視氫碳原子比為0.0～10.0；而水平井投產后，該井尾氣指標逐漸趨向高溫氧化燃燒標準，CO2含量大于12%，O2利用率大于90%，N2與CO2比逐漸由5.8降至5.0，視氫碳原子比逐漸由4.0降至2.0，尾氣指標顯示逐漸接近高溫氧化燃燒。

(3) 縱向高溫段增大并向下擴展。水平井作為生產井，可以有效向下牽引火線，擴大波及體積，進而實現產量的提升。以高61-160井為例，水平井投產前，該井溫度曲線顯示高溫段為20 m，最高溫度為149 ℃，平均單井日產油為2.0 t/d；而水平井投產后，該井的高溫段達到30 m，最高溫度達到164 ℃，平均日產油達到5.0 t/d，最高日產油達9.6 t/d。

(4) 直平組合火驅技術可大幅提高高3618塊油藏采收率。直平組合火驅技術作為厚層油藏火驅開發的新技術，可在高3618塊油藏整體部署55個井組，預計采收率可以達到56.5%，較直井火驅采收程度可提高18.0個百分點。

5 結 論

(1) 采用直平組合側向火驅井網形式，能充分發揮直井火驅的平面驅替作用和垂向上的重力泄油作用，利用水平井排液能力大的優勢，向下牽引火線，火驅波及體積較直井火驅提高2倍以上，有效提高厚層油藏火驅采收程度。

(2) 直平組合火驅技術引入水平井，改變了原有直井與直井間的平面驅替滲流方式，重力泄油作用增強，火線波及范圍更大，井組內原有直井燃燒狀態由低溫氧化燃燒逐漸向高溫氧化燃燒轉變。

(3) 與直井火驅相比，直平組合火驅技術更適于有傾角的厚層油藏，預計比直井火驅采收率可提高18.0個百分點。