王海生

（中國石油遼河油田公司，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］?；痱?qū)輔助重力泄油是目前世界上先進(jìn)的火驅(qū)開發(fā)技術(shù)，特別適合于厚層塊狀稠油油藏的開發(fā)。遼河厚層塊狀油藏埋藏深、已吞吐動(dòng)用，與國外油藏差異較大，給設(shè)計(jì)帶來較大難，因此在此類油藏中進(jìn)行重力泄油開發(fā)必須在充分借鑒國外實(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，通過引入水平生產(chǎn)井，利用重力泄油作用實(shí)現(xiàn)火驅(qū)開發(fā)的稠油開采新技術(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、水平井組合的開發(fā)方式，已吞吐開發(fā)11．4周期，采出程度17．4%，進(jìn)入吞吐開發(fā)中后期。

2 火驅(qū)輔助重力泄油開發(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，先后在4個(gè)區(qū)塊開展火驅(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，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。重力泄油開采方式下，為了快速建立注采井間連通，注采井距不宜過大。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)輔助重力泄油過程中沿水平段過早突破。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)開發(fā)效果的影響。對(duì)比了射開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。過低的排液速度起不到調(diào)整剖面的作用，過大的排液速度則會(huì)導(dǎo)致火線過早突破。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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