王春紅，劉月田，馬翠玉，劉亞慶

(中國(guó)石油大學(xué)，北京 102249)

引 言

井網(wǎng)形式是影響油藏開發(fā)效果的重要因素之一。對(duì)于薄淺層稠油油藏，油層埋藏淺，原油黏度高，天然能量小，常規(guī)采油產(chǎn)油很低，需要進(jìn)行熱采開發(fā)［1］。在稠油熱采開發(fā)中，合理的井網(wǎng)形式可以得到最佳的蒸汽波及體積、較高的采收率以及最優(yōu)的經(jīng)濟(jì)效益。前蘇聯(lián)、美國(guó)、加拿大等國(guó)家都采用過水平井熱采開采稠油的新技術(shù)，結(jié)果表明，水平井進(jìn)行熱采所獲得的原油采收率比用直井進(jìn)行熱采獲得的原油采收率高得多［2－3］;對(duì)于薄淺層稠油油藏，直井和水平井開采的效果相差更大［4］，這是因?yàn)閷?duì)于薄層稠油油藏，與直井相比水平井顯著增大了加熱范圍、井眼在產(chǎn)層中的長(zhǎng)度以及產(chǎn)層的泄油面積，同時(shí)能更充分利用熱能，提高單井產(chǎn)能，并能夠在給定的油藏區(qū)域范圍內(nèi)以較少的井?dāng)?shù)投入，最大限度地控制含油面積，獲得可觀的經(jīng)濟(jì)效益［5－7］。本文通過對(duì)水平井井距排距、轉(zhuǎn)驅(qū)時(shí)機(jī)及井網(wǎng)形式進(jìn)行優(yōu)化研究，形成了合理的熱采技術(shù)政策，為薄淺層稠油油藏?zé)岵砷_發(fā)提供了可靠的理論和技術(shù)依據(jù)。

1 油藏概況

X油藏黑帝廟油層平均物性參數(shù):油藏埋深為410 m，有效厚度為6 m，凈總比為0.8，平面滲透率為1736×10－3μm2，孔隙度為0.35，原始含油飽和度為0.68，初始油藏壓力為4.1 MPa(410 m)，初始油藏溫度為19.34℃，油層溫度下的脫汽原油黏度為4932 mPa·s，巖石骨架的熱傳導(dǎo)率為96.4 kJ/(m·d·℃)，巖石熱容為2400 kJ/(m3·℃);屬薄淺層普通稠油油藏。

2 熱采水平井井網(wǎng)形式

2.1 地質(zhì)模型及注采參數(shù)

針對(duì)X油藏設(shè)定水平井正對(duì)井網(wǎng)、水平井交錯(cuò)井網(wǎng)及直井水平井混合井網(wǎng)3種井網(wǎng)形式，并選取該油層的平均物性參數(shù)建立目標(biāo)油藏典型地質(zhì)模型。應(yīng)用CMG軟件進(jìn)行數(shù)值模擬熱采開發(fā)實(shí)驗(yàn)，網(wǎng)格步長(zhǎng)為5 m×5 m，油層平面與縱向上皆均質(zhì)。

X油藏某油層主要特點(diǎn)如下:①油層薄:熱采時(shí)頂?shù)谉釗p失較大，應(yīng)盡量提高井底蒸汽干度并減少悶井時(shí)間。同時(shí)適當(dāng)控制注汽強(qiáng)度，過低或過量的注汽強(qiáng)度均不適宜;②埋藏淺:油層壓力低，地層溫度低，注汽壓力應(yīng)嚴(yán)格控制在地層破裂壓力以內(nèi)，同時(shí)在此條件下盡量提高注汽速度、減少井筒內(nèi)的熱損失，從而提高井底的蒸汽干度。

綜上所述，根據(jù)油層地質(zhì)特征并結(jié)合油田實(shí)際生產(chǎn)，設(shè)定蒸汽吞吐以及蒸汽驅(qū)階段注采參數(shù)，如表1所示。

表1 蒸汽吞吐及蒸汽驅(qū)注采參數(shù)

在注采參數(shù)一致的條件下，對(duì)3種井網(wǎng)形式分別設(shè)定80、100、120 m 3種井距排距。設(shè)定水平段長(zhǎng)300 m，水平井在縱向上位于油層中部，直井射開全部油層。蒸汽吞吐階段生產(chǎn)8周期，每周期注汽量較上一周期遞增10%;蒸汽驅(qū)階段以瞬時(shí)油汽比為0.1作為生產(chǎn)終止條件。

2.2 井網(wǎng)形式

采用圖1a所示的水平井正對(duì)井網(wǎng)，選取圖中虛線所示的井網(wǎng)單元。

采用圖1b所示的水平井交錯(cuò)井網(wǎng)，選取圖中虛線所示的井網(wǎng)單元。

采用圖1c所示的直井水平井混合井網(wǎng)，選取圖中虛線所示的井網(wǎng)單元。

圖1 井網(wǎng)形式

3 井網(wǎng)熱采開發(fā)效果對(duì)比分析

3.1 蒸汽吞吐階段井距排距的確定

3種井距排距下不同井網(wǎng)蒸汽吞吐末期數(shù)值模擬結(jié)果如圖2～4所示。

圖2 不同井距排距下正對(duì)井網(wǎng)吞吐末期原油黏度分布

圖3 不同井距排距下交錯(cuò)井網(wǎng)吞吐末期原油黏度分布

由圖2～4可知:井距排距等于80 m時(shí)，3種井網(wǎng)蒸汽吞吐末期蒸汽加熱面積重疊，存在嚴(yán)重的井間干擾，造成熱量利用不夠充分，影響經(jīng)濟(jì)效益。井距排距等于100 m時(shí)，3種井網(wǎng)蒸汽吞吐末期井間原油未動(dòng)用區(qū)域很小，此時(shí)井間原油黏度充分降低且基本無井間干擾，熱量利用充分，且利于轉(zhuǎn)驅(qū)生產(chǎn)。井距排距等于120 m時(shí)，3種井網(wǎng)蒸汽吞吐末期井間原油未動(dòng)用區(qū)域大，未動(dòng)用區(qū)域原油黏度依然很高，接近原始地層條件下的黏度值，不利于蒸汽驅(qū)開發(fā);且在面積一定的情況下，由于井距排距較大，將減少生產(chǎn)井井?dāng)?shù)，而其單井原油動(dòng)用范圍與100 m井距排距基本相同，因此會(huì)使經(jīng)濟(jì)效益比100 m井距排距差。

圖4 不同井距排距下混合井網(wǎng)吞吐末期原油黏度分布

注蒸汽熱采合理井距排距的確定，應(yīng)以蒸汽吞吐期間井間干擾小、加熱面積大、單控儲(chǔ)量高，并且蒸汽驅(qū)后最終采收率高、經(jīng)濟(jì)效益好為標(biāo)準(zhǔn)。綜上所述，建議部署井距排距為100 m。

3.2 轉(zhuǎn)驅(qū)時(shí)機(jī)的確定

相較于深層稠油油藏，淺層稠油油藏蒸汽驅(qū)開采時(shí)注汽壓力較低，蒸汽注入油層后蒸汽帶體積遠(yuǎn)遠(yuǎn)大于熱水帶體積，同時(shí)由于蒸汽帶的驅(qū)油效果遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過同樣溫度下的熱水帶［1］，因此薄淺層稠油油藏蒸汽吞吐后進(jìn)行蒸汽驅(qū)開發(fā)可以有效地提高油藏開采效果。基于合理的井距排距，在注汽參數(shù)一定的情況下，設(shè)定不同的轉(zhuǎn)驅(qū)時(shí)機(jī)，進(jìn)行蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)開發(fā)數(shù)值模擬，模擬結(jié)果如表2～4所示。

表2 水平井正對(duì)井網(wǎng)不同轉(zhuǎn)驅(qū)時(shí)機(jī)熱采生產(chǎn)動(dòng)態(tài)

表3 水平井交錯(cuò)井網(wǎng)不同轉(zhuǎn)驅(qū)時(shí)機(jī)熱采生產(chǎn)動(dòng)態(tài)

表4 直井水平井混合井網(wǎng)不同轉(zhuǎn)驅(qū)時(shí)機(jī)熱采生產(chǎn)動(dòng)態(tài)

由表2～4可知，蒸汽吞吐第8周期結(jié)束后轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)開發(fā)時(shí)，3種井網(wǎng)累計(jì)產(chǎn)油量及采出程度均達(dá)到最大值。

蒸汽吞吐周期少，井間未形成熱連通，轉(zhuǎn)驅(qū)后注入蒸汽難以使井間原油黏度降低至較好流動(dòng)的程度，對(duì)于薄層油藏，注入蒸汽的熱量因加熱隔層損耗使蒸汽驅(qū)開采效果變差［1］;蒸汽吞吐周期多，蒸汽吞吐采出程度提高，使得轉(zhuǎn)驅(qū)時(shí)起始含油飽和度太低，且地層內(nèi)含水飽和度隨蒸汽吞吐周期的增多而增高，從而影響汽驅(qū)效果，使汽驅(qū)階段采油量少，油汽比低。

因此，為獲得較好的開發(fā)效果及經(jīng)濟(jì)效益，確定水平井正對(duì)井網(wǎng)、水平井交錯(cuò)井網(wǎng)及直井水平井混合井網(wǎng)蒸汽吞吐8周期，繼而進(jìn)行蒸汽驅(qū)生產(chǎn)。

3.3 蒸汽驅(qū)階段—井網(wǎng)形式的確定

基于合理的井距排距及轉(zhuǎn)驅(qū)時(shí)機(jī)，當(dāng)井距排距為100 m時(shí)，3種井網(wǎng)熱采開發(fā)(蒸汽吞吐及蒸汽驅(qū))后的生產(chǎn)效果，從而進(jìn)行井網(wǎng)形式的優(yōu)選(表5)。

由表5可知，在整個(gè)熱采開發(fā)中，水平井正對(duì)井網(wǎng)開發(fā)效果最好，水平井交錯(cuò)井網(wǎng)次之，直井水平井混合井網(wǎng)最差。在蒸汽吞吐階段，水平井正對(duì)井網(wǎng)及交錯(cuò)井網(wǎng)產(chǎn)油量基本相同，直井水平井混合井網(wǎng)產(chǎn)油量最低;由圖2～4可以看出，在井距排距為100 m時(shí)，水平井正對(duì)井網(wǎng)及交錯(cuò)井網(wǎng)蒸汽波及范圍明顯大于直井水平井混合井網(wǎng)，又因?yàn)樵撚筒貫楸佑筒兀本畣尉刂苾?chǔ)量低，因此，相比于直井水平井混合開發(fā)，應(yīng)用純水平井進(jìn)行開發(fā)具有明顯的優(yōu)勢(shì)。綜上所述，薄淺層稠油油藏合理井網(wǎng)形式應(yīng)在水平井正對(duì)井網(wǎng)及水平井交錯(cuò)井網(wǎng)中進(jìn)行選擇。

表5 熱采生產(chǎn)參數(shù)

對(duì)于純水平井井網(wǎng):在蒸汽吞吐階段，在一個(gè)井網(wǎng)單元內(nèi)正對(duì)井網(wǎng)及交錯(cuò)井網(wǎng)單井控制儲(chǔ)量相同，同時(shí)由于蒸汽吞吐過程為單井作業(yè)，在未發(fā)生井間干擾的情況下，井網(wǎng)形式對(duì)蒸汽吞吐效果影響較小，因此吞吐階段產(chǎn)油量基本相同。

圖5 蒸汽驅(qū)階段同一時(shí)刻(400d)不同井網(wǎng)原油黏度分布

在蒸汽驅(qū)階段，水平井正對(duì)井網(wǎng)較水平井交錯(cuò)井網(wǎng)產(chǎn)油量高，這是因?yàn)樵诓煌木W(wǎng)形式下，由于末端效應(yīng)的影響，水平井交錯(cuò)井網(wǎng)較水平井正對(duì)井網(wǎng)更易產(chǎn)生井間蒸汽突破(圖5)，使油汽比較快降低到經(jīng)濟(jì)極限油汽比，導(dǎo)致蒸汽驅(qū)生產(chǎn)時(shí)間縮短，影響蒸汽驅(qū)生產(chǎn)效果。綜上所述，在進(jìn)行蒸汽吞吐及蒸汽驅(qū)生產(chǎn)后，水平井正對(duì)井網(wǎng)累積產(chǎn)油量及采收率大于水平井交錯(cuò)井網(wǎng)和直井水平井混合井網(wǎng)。因此，針對(duì)薄淺層稠油油藏水平井井網(wǎng)熱采開發(fā)，應(yīng)用水平井正對(duì)井網(wǎng)可以獲得較好的開發(fā)效果。

4 結(jié)論

(1)X油藏黑帝廟層熱采開發(fā)，井距排距優(yōu)選值為100 m，此時(shí)井間原油加熱降黏充分且未形成井間干擾，利于轉(zhuǎn)驅(qū)生產(chǎn)。

(2)對(duì)于薄淺層稠油油藏?zé)岵砷_發(fā)，蒸汽吞吐階段:水平井正對(duì)井網(wǎng)的開發(fā)效果與水平井交錯(cuò)井網(wǎng)開發(fā)效果差不多，兩者開發(fā)效果好于直井水平井混合井網(wǎng)的開發(fā)效果。相較于直井水平井混合井網(wǎng)，應(yīng)用純水平井井網(wǎng)開發(fā)可以獲得最優(yōu)的蒸汽波及范圍并得到更大的單井控制儲(chǔ)量。

(3)應(yīng)用純水平井井網(wǎng)對(duì)薄淺層稠油油藏進(jìn)行開發(fā)時(shí)，在蒸汽吞吐階段井網(wǎng)形式對(duì)開發(fā)效果影響較小，正對(duì)井網(wǎng)及交錯(cuò)井網(wǎng)生產(chǎn)效果基本相同。

(4)由于末端效應(yīng)的影響，相較于水平井正對(duì)井網(wǎng)，水平井交錯(cuò)井網(wǎng)在蒸汽驅(qū)階段更易產(chǎn)生井間蒸汽突破，影響熱采開發(fā)效果，因此建議薄淺層稠油油藏采用水平井正對(duì)井網(wǎng)進(jìn)行熱采開發(fā)。

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