曲占慶 ，李楊 ，林珊珊 ，蔣海巖 ，王鵬 ，黃德勝

（1.中國石油大學(xué)（華東）石油工程學(xué)院，山東 青島 266580；2.中海油田服務(wù)股份有限公司油田生產(chǎn)研究院，天津 300450；3.西安石油大學(xué)石油工程學(xué)院，陜西 西安 710065）

0 引言

目前大多數(shù)稠油油藏都已進(jìn)入多輪次蒸汽吞吐后期［1-3］，火燒油層是一種非常有潛力的接替技術(shù)。THAI（Toe-to-Heel Air Injection）是改進(jìn)后的火燒油層技術(shù)［4-6］，它結(jié)合了水平井工藝和常規(guī)火燒油層技術(shù)，其最基本的布井方式是排狀布井，即水平生產(chǎn)井平行排布在稠油油藏的底部，注入井布在距離水平井端部一段距離的位置［7］。在厚層油藏中，被加熱的油借助重力作用迅速下降，到達(dá)生產(chǎn)井的水平段，不用從冷油區(qū)內(nèi)流過而實(shí)現(xiàn)了短距離驅(qū)替，避免了多數(shù)常規(guī)火燒油層工藝中長距離驅(qū)替的缺陷。初步認(rèn)為THAI技術(shù)在厚層稠油油藏中是可行的。

本文利用CMG軟件中的熱采模塊（STARS），結(jié)合現(xiàn)場數(shù)據(jù)，對(duì)排狀布井方式進(jìn)行模擬，優(yōu)選出合適的開發(fā)參數(shù)。在此基礎(chǔ)上，進(jìn)一步建立厚層稠油油藏中具有不同布井方式的THAI模型，對(duì)比各個(gè)模型的采收率、空氣油比、采油速度，優(yōu)選出最適合開發(fā)厚層稠油油藏的布井方式，為礦產(chǎn)高效開采提供參考。

1 THAI數(shù)值模型的建立

根據(jù)遼河油田某區(qū)塊的實(shí)際地質(zhì)參數(shù)和流體性質(zhì)，建立36×36×6的稠油油藏THAI數(shù)值模型，油層長度為360 m，寬度為 360 m，厚度為 60 m，頂部深度1 600 m，孔隙度 25%，滲透率 800×10-3μm2。

油藏巖石的熱傳導(dǎo)率為 6.00×105J/（m·d·℃），水、油、氣相的熱傳導(dǎo)率分別為 5.35×104，1.20×104，3.20×103J/（m·d·℃）。

模型中定義7種組分：水、重質(zhì)油、甲烷、二氧化碳、惰性氣體、氧氣、焦炭。20℃時(shí)原油密度為0.935 g/cm3，油層溫度下脫氣原油的黏度為 3 750 mPa·s，膠質(zhì)瀝青質(zhì)的質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.30～0.40，屬普通稠油。圖1是三相條件下油相的相對(duì)滲透率曲線。

圖1 三相條件下油相的相對(duì)滲透率

稠油油層中可能發(fā)生的化學(xué)反應(yīng)主要有3類：重質(zhì)油→甲烷+焦炭；重質(zhì)油+氧氣→水+甲烷+二氧化碳+惰性氣體+焦炭；焦炭+氧氣→水+二氧化碳+惰性氣體。

油藏初始化壓力為8 MPa，初始溫度為37.2℃，初始含水飽和度為0.55，初始含油飽和度為0.45，油相中重質(zhì)油質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.886，甲烷質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.114。

垂直注氣井的射孔層位在第1，2小層，水平注氣井水平段設(shè)在第2小層，水平段全部射開。注入溫度為80℃的純空氣，井底最大注入壓力為20.0 MPa，在注入井井底進(jìn)行外部加熱，加熱溫度為600℃，持續(xù)加熱時(shí)間為40 d。

生產(chǎn)井全部采用水平井，水平段設(shè)在第6小層，水平段全部射開，井深1 600 m，射孔完井。地面流體最大流量是60 m3/d，井底最小壓力為0.2 MPa。

2 VIHP井網(wǎng)參數(shù)的敏感性分析

2.1 THAI技術(shù)的影響因素

影響稠油油藏THAI技術(shù)的因素主要有4個(gè)：生產(chǎn)井水平段的長度（A）、注氣井到生產(chǎn)井水平段端部的距離（B）、注氣量（C）、井距（D）［8-9］。 根據(jù)礦場經(jīng)驗(yàn)，各個(gè)因素的取值設(shè)定為3種，如表1所示。

表1 因子取值水平

目前礦場上常用的布井方式為VIHP（直井注氣，水平井采油），圖2是針對(duì)VIHP的布井示意，在此基礎(chǔ)上建立THAI的概念模型。

圖2 針對(duì)VIHP的布井示意

將因子安排在 L9（34）正交表上［10］，然后譯成試驗(yàn)方案。根據(jù)THAI基本井網(wǎng)布置方式，建立油藏模型，分析影響開發(fā)效果的因素。

2.2 VIHP井網(wǎng)參數(shù)優(yōu)選

統(tǒng)計(jì)各方案在3 000 d時(shí)的采出程度、平均空氣油比、采油速度峰值以及取得峰值所用的時(shí)間，結(jié)果見表2。結(jié)合表2中的各項(xiàng)指標(biāo)，將試驗(yàn)方案用評(píng)分的方式評(píng)價(jià)好壞。采出程度代表技術(shù)可行性，空氣油比代表經(jīng)濟(jì)可行性，達(dá)到峰值時(shí)間則代表投資回收期。

表2 9種試驗(yàn)統(tǒng)計(jì)結(jié)果

將采出程度、平均空氣油比和取得峰值的時(shí)間所占比重定為0.50，0.25，0.25，結(jié)合統(tǒng)計(jì)學(xué)理論，對(duì)各方案的得分情況進(jìn)行處理，結(jié)果見表3。

表3 試驗(yàn)結(jié)果分析

可以看出，極差R最大的因子是生產(chǎn)井水平段長度，故應(yīng)首先將井距控制在最佳水平，由于井距的3個(gè)主效應(yīng)大小依次為A1，A2，A3，所以生產(chǎn)井水平段長度的最佳水平是A1，即90 m；第2個(gè)重要因子為注氣量，最佳水平是C3，即點(diǎn)火結(jié)束前注氣量為2×104m3/d，點(diǎn)火結(jié)束后為5×104m3/d；第3個(gè)重要因子為井距，最佳水平是D3，即130 m；最后是注氣井到生產(chǎn)井水平段端部的距離，最佳水平是B3，即70 m。

現(xiàn)場上各個(gè)影響因素的取值可能會(huì)有變化，全部進(jìn)行數(shù)值模擬試驗(yàn)耗費(fèi)時(shí)間太長，不切實(shí)際。所以，可參照這種方法設(shè)定正交試驗(yàn)，優(yōu)選出THAI技術(shù)開發(fā)稠油油藏最佳的開發(fā)參數(shù)［11-13］。

3 布井方案優(yōu)選

從表2還可以看出，各方案取得采油速度峰值所用的時(shí)間都很長，最終采收率也都比較低。這說明厚層稠油的波及系數(shù)都很低，如何動(dòng)用可觀的儲(chǔ)量，成為厚層稠油油藏提高采收率的關(guān)鍵?？稍谏鲜鲅芯炕A(chǔ)上，進(jìn)一步探索優(yōu)化厚層稠油油藏的布井方案。

3.1 布井方案

分析發(fā)現(xiàn)，THAI技術(shù)的布井方式主要有5種，分別為 VIHP，VI2HP，2VIHP，HIHP，HI2HP［14］，圖 3 為各個(gè)布井方案的示意。

圖3 布井方案示意

各方案點(diǎn)火結(jié)束前注氣量為2×104m3/d，點(diǎn)火結(jié)束后為 5×104m3/d。方案 VIHP，VI2HP，2VIHP 為排狀布井方式，井距130 m，注氣井到生產(chǎn)井水平段端部距離70 m，生產(chǎn)井水平段長90 m。方案HIHP，HI2HP采用水平井注氣，其中注氣井水平段長130 m，生產(chǎn)井水平段長90 m，井距130 m，注氣井到生產(chǎn)井水平段端部距離70 m，注氣井水平段與生產(chǎn)井水平段垂直。

建立油層長度為150 m、寬度為150 m、厚度為60 m 的數(shù)值模型，網(wǎng)格分布為 15×15×6，在 i，j，k 方向的網(wǎng)格長度均為10 m，模型其他參數(shù)同前。

3.2 油藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果

圖4是5種方案的采油速度對(duì)比。可以看出，各方案的采油速度曲線都呈現(xiàn)“幾”字型，均可分為上升段、水平段、下降段。以方案HIHP為例：0～1 200 d左右，采油速度逐漸升高，這是因?yàn)?，在加熱結(jié)束后，點(diǎn)火成功［15］，原油的燃燒釋放出大量熱能，油層溫度上升到300℃以上，油的黏度顯著下降，可流動(dòng)性大幅提高；1 200～2 200 d左右大致為直線段，采油速度在該段時(shí)間內(nèi)變化不大［16］，這是因?yàn)椋m然此時(shí)燃燒過程繼續(xù)進(jìn)行，燃燒前緣仍然從水平井端部到跟部推進(jìn)，但此時(shí)水平井中已經(jīng)產(chǎn)生了氣竄通道［17］，抵消了采油速度的增長，使采油速度一直維持在峰值左右；2 200～3 000 d左右，采油速度逐漸下降，這是由于水平井中氣竄現(xiàn)象越來越嚴(yán)重造成的。

圖4 采油速度對(duì)比

圖5是各方案的采出程度對(duì)比?？梢钥闯?，在3000 d時(shí)方案2VIHP的采出程度達(dá)到最大值，而且增長速率遠(yuǎn)大于VIHP，后期的采油速度也一直維持在較高水平，對(duì)現(xiàn)場實(shí)現(xiàn)穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)的目標(biāo)有重大意義。

圖5 采出程度對(duì)比

3.3 THAI各井網(wǎng)類型適應(yīng)性分析

3.3.1 方案2VIHP最適合開發(fā)厚層稠油油藏

方案VIHP的采油速度首先達(dá)到峰值，且峰值水平可以達(dá)到其他方案的2倍，但持續(xù)時(shí)間不夠長；方案2VIHP的采油速度在1 000 d之后達(dá)到峰值，持續(xù)時(shí)間長，而且顯著高于其他方案（見圖4）。由圖5可以看出，5種布井方式的采出程度均在20%以上，且在3 000 d時(shí)呈現(xiàn)持續(xù)上升狀態(tài)，尤其是方案2VIHP，采出程度最高，且呈直線上升狀態(tài)，開發(fā)效果明顯優(yōu)于其他方案。這說明THAI技術(shù)在厚層稠油油藏中是可行的。

圖6是空氣油比的對(duì)比，可以看出，在后期各個(gè)布井方式的空氣油比均維持在1×104m3/m3以下，在經(jīng)濟(jì)上是合理的。

圖6 空氣油比對(duì)比

3.3.2 層厚對(duì)THAI技術(shù)開發(fā)效果的影響

經(jīng)過調(diào)研發(fā)現(xiàn)，適合薄層稠油油藏的布井方案為HI2HP［18］，在油層較薄的情況下，方案 HI2HP 有利于創(chuàng)建一個(gè)分布更均勻的燃燒前緣，能夠提供更高的溫度，并可提高井間的波及效率，因而可以為薄層稠油油藏帶來更高的采收率。

圖7和圖8分別為3 000 d時(shí)方案2VIHP與方案HI2HP在ik，jk方向的溫度剖面對(duì)比。在模型中，油藏厚度為60 m，屬于厚層稠油油藏。

在ik方向上，方案2VIHP的縱向和平面波及范圍明顯大于方案HI2HP，而且方案2VIHP的油藏平均溫度較高。

在jk方向上，方案2VIHP的高溫區(qū)域涉及范圍比較廣，尤其是在中下層位，高溫區(qū)域呈一“漏斗型”，原油在重力作用下被驅(qū)向生產(chǎn)井水平段；方案HI2HP的高溫區(qū)域涉及的范圍略窄而且集中，第6小層的溫度偏低，這是地層厚度帶來的影響，導(dǎo)致燃燒產(chǎn)生的熱量不能快速有效地傳遞到生產(chǎn)井的水平段，所以帶來的熱效應(yīng)不是很明顯。

從圖7和圖8中可以清晰看出，在3 000 d時(shí)，方案2VIHP生產(chǎn)井水平段處的溫度已經(jīng)到達(dá)200℃以上，但是，方案HI2HP生產(chǎn)井水平段的溫度仍處于150℃以下。

圖7 方案2VIHP與HI2HP在ik方向的溫度剖面

圖8 方案2VIHP與HI2HP在jk方向的溫度剖面

4 結(jié)論

1）建立了THAI技術(shù)開發(fā)厚層稠油油藏的數(shù)值模型，對(duì)方案VIHP的井網(wǎng)參數(shù)進(jìn)行優(yōu)選，確定了影響因素的敏感性強(qiáng)弱次序。

2）與方案2VIHP相比，方案HI2HP在厚層油藏中燃燒產(chǎn)生的熱量不能快速有效地傳遞到生產(chǎn)井，所以，方案2VIHP最適合開發(fā)厚層稠油油藏，即在厚層稠油油藏開發(fā)中，使用垂直注氣井的開采效果優(yōu)于水平注氣井。

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