蘇磊（中國石油遼河油田公司勘探開發(fā)研究院，遼寧 盤錦 124010）

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薄互層稠油油藏直平組合火驅(qū)技術

蘇磊
（中國石油遼河油田公司勘探開發(fā)研究院，遼寧 盤錦 124010）

D區(qū)塊局部區(qū)域水平井連片分布，如何合理有效地利用水平井，使其在火驅(qū)中發(fā)揮最大效能，是需要研究的重點問題。在水平井蒸汽吞吐開發(fā)效果評價的基礎上，根據(jù)水平井開發(fā)效果進行分類。針對不同類型水平井，制定相應的增產(chǎn)策略。運用數(shù)值模擬方法，對直井與水平井的配置關系、注氣井射孔位置、注氣強度、水平井排液量等關鍵參數(shù)進行優(yōu)化設計，同時采用分層注氣、吞吐引效、水平井間歇生產(chǎn)等手段改善火驅(qū)開發(fā)效果，為轉(zhuǎn)火驅(qū)后水平井的合理利用提供了新的思路。

直平組合；數(shù)值模擬；增產(chǎn)策略；優(yōu)化設計；提高采收率

0　引言

目前，國內(nèi)稠油油藏開發(fā)方式以蒸汽吞吐為主，且多數(shù)區(qū)塊已進入高周期吞吐階段。理論與實踐證明，火驅(qū)已成為一種吞吐末期有效的接替開發(fā)方式。

火驅(qū)具有適應范圍廣、驅(qū)油效率高、注入介質(zhì)成本低等諸多技術優(yōu)勢，在羅馬尼亞、美國、加拿大、印度等國家已開展大量的現(xiàn)場試驗［1］，國內(nèi)在新疆、遼河、勝利、吉林等油田也開展了火驅(qū)先導試驗［2-5］。國內(nèi)油田的火驅(qū)應用具有其特殊性，如區(qū)塊井網(wǎng)中一般通過部署加密水平井來挖潛井間剩余油，而轉(zhuǎn)火驅(qū)后這些水平井應該如何利用，并可使其發(fā)揮最大效能，將是本次研究的重點。

成功火驅(qū)需要具備兩大條件：一是燃燒區(qū)必須有充足的燃料和氧氣，以實現(xiàn)高溫氧化燃燒反應；二是燃燒產(chǎn)生的尾氣和可動油需要及時采出。在常規(guī)火驅(qū)中，注氣井和生產(chǎn)井均采用直井，這種組合方式早在1952年就已在現(xiàn)場實踐過，其難點在于如何保證燃燒前緣有充足的氧氣供給。盡管可通過增大注氣量來實現(xiàn)，但是增大注氣量也會導致氣竄、空氣油比過高等問題。近年來，部分學者專家對火驅(qū)中引入水平井的可行性進行了相關研究［6］，結(jié)果表明，水平井可有效拓展燃燒腔，提高火驅(qū)效率和原油采收率［7］。

1　油藏概況

遼河油田D區(qū)塊油藏為一北西向南東傾伏的單斜構造，主體部位較平緩，地層傾角3～5°，邊部地層較陡，地層傾角17～23°。油藏埋深800～1 200 m，縱向含油井段長，油層層數(shù)多達30～40層，單層厚度薄，僅為2.2 m，儲層非均質(zhì)性較強［8］，是一個典型的中深層薄-中互層狀多層非均質(zhì)稠油油藏。平均孔隙度19.3%，平均滲透率774×10-3μm2，平均油層厚度30.3 m。50℃地面脫氣原油黏度300～2 000 mPa·s，油品屬普通稠油。

該區(qū)塊2005年6月開展火驅(qū)先導試驗，截至2014年底，采出程度17.3%，平均單井產(chǎn)油2.60 t/d。區(qū)塊共有14口常規(guī)水平井和2口側(cè)鉆水平井，其中7口水平井為直井井間加密水平井，分布于區(qū)塊東部的9 個100 m×141 m反九點面積井組內(nèi)。轉(zhuǎn)火驅(qū)前，所有水平井均處于關停狀態(tài)。水平井所在井組已轉(zhuǎn)火驅(qū)的，平面上井組內(nèi)火線波及不均［9-10］，竄進明顯，縱向動用差異較大，物性好的層位吸氣比例高；水平井所在井組未轉(zhuǎn)火驅(qū)的，存在油藏壓力低、油井供液能力不足等問題。

2　水平井蒸汽吞吐開發(fā)效果評價

區(qū)塊東部、中部和南部均為水平井集中部署的區(qū)域，共投產(chǎn)水平井14口，側(cè)鉆水平井2口。在吞吐開發(fā)階段，水平井整體開發(fā)效果較差［11］，依據(jù)水平井百米日產(chǎn)油量情況，可將區(qū)塊水平井劃分為3類（見表1）。

表1　水平井蒸汽吞吐開發(fā)效果分類

Ⅰ類井：百米日產(chǎn)油量大于1.0 t，吞吐階段累產(chǎn)油量4 000 t以上，油汽比0.19以上。該類井有4口，多為區(qū)塊邊部井，占區(qū)塊水平井的25%。一般分布于區(qū)塊邊部及井網(wǎng)不完善的區(qū)域，該區(qū)域油藏壓力較高，能量充足，油藏條件接近原始油藏狀態(tài)。

Ⅱ類井：百米日產(chǎn)油量在0.5～1.0 t，吞吐階段累產(chǎn)油量一般為2 000～4 000 t，油汽比在0.10～0.19。該類井有7口，多為區(qū)塊邊部加密井，占區(qū)塊水平井的44%。一般分布于區(qū)塊邊部直井井間區(qū)域，油藏壓力在 1～10 MPa，采出程度在8.6%～31.0%，地層能量和剩余可采儲量均差異較大。

Ⅲ類井：百米日產(chǎn)油量小于0.5 t，吞吐階段累產(chǎn)油量一般在2 000 t以下，油汽比在0.1以下。該類井有5口，多為區(qū)塊中部加密井，占區(qū)塊水平井的31%。一般分布于區(qū)塊中部直井井間區(qū)域，該區(qū)域油藏壓力較低，地層能量低，井間動用程度較高，剩余可采儲量較少。

水平井低效的原因主要集中在3個方面：一是地質(zhì)條件原因（12口），包括儲層物性差、油層厚度小、采出程度低等；二是工程工藝原因（1口），包括井況問題、油層污染等；三是生產(chǎn)動態(tài)問題（1口），包括生產(chǎn)參數(shù)不合理、井網(wǎng)完善程度低等。

3　直平組合火驅(qū)技術現(xiàn)狀

目前，水平井在火驅(qū)開發(fā)中主要有3種應用模式，分別為水平井輔助重力泄油（COSH）、“趾端到跟端”火驅(qū)（THAI）和自上而下火驅(qū)（Top-Down）。

3.1水平井輔助重力泄油技術

水平井輔助重力泄油技術的直井與水平井配置關系［12］為，在油層頂部部署1排注空氣直井，兩側(cè)各部署1排產(chǎn)氣井，且注氣井排與產(chǎn)氣井排互相平行，水平生產(chǎn)井部署在油層底部，且位于注氣井排的正下方。COSH是一個短距離驅(qū)油的過程，原油在短距離驅(qū)替式中流動，并不流經(jīng)冷油區(qū)。該技術與蒸汽輔助重力泄油技術（SAGD）較為相似，但在現(xiàn)場應用方面更為復雜，需要生產(chǎn)、注氣和產(chǎn)氣3類井。

3.2“趾端到跟端”火驅(qū)技術

“趾端到跟端”火驅(qū)技術的直井與水平井配置關系［13］為，在油層底部部署1口水平井，距水平井趾端一定距離處部署1口注空氣直井?；痱?qū)開始時，燃燒前緣位于水平生產(chǎn)井的趾端，然后從趾端向跟端擴展。

3.3自上而下火驅(qū)技術

自上而下火驅(qū)技術的直井與水平井配置關系［14］為，在油層頂部部署1排注空氣直井，水平生產(chǎn)井部署在油層底部，且位于注氣井排的正下方。其與COSH的區(qū)別在于，Top-Down火驅(qū)不使用產(chǎn)氣井。燃燒前緣向下推進的過程相對穩(wěn)定，可動油通過低部位水平生產(chǎn)井采出。

4　水平井合理利用對策

基于區(qū)塊水平井現(xiàn)狀，結(jié)合文獻研究成果，針對不同類型的水平井，制定了相應的增產(chǎn)策略。Ⅰ類井，多位于邊部，以動用水平井所在層位儲量為主，致力于改善該層位火驅(qū)燃燒狀態(tài)。Ⅲ類井，以井組動用為主，水平井動用作為輔助，在火線到達水平井后，水平井轉(zhuǎn)作觀察井使用。Ⅱ類井，對于采出程度低、壓力適中的區(qū)域，采用Ⅰ類井的策略，對于采出程度高、壓力低的區(qū)域，采用Ⅲ類井的策略。

文獻調(diào)研發(fā)現(xiàn)，目前國內(nèi)外尚無對薄層水平井在火驅(qū)中合理利用方式的相關研究。本次研究通過數(shù)值模擬方法，具體提出5條對策。

4.1優(yōu)選直平配置組合，將井組內(nèi)觀察井轉(zhuǎn)作排氣井

適用條件為，水平井所在井組內(nèi)有觀察井，并可轉(zhuǎn)作排氣井使用。目前的直平水平井位置關系可衍生出4種配置組合（見圖1）［15］，分別為100 m反九點面積井網(wǎng)、100 m反九點面積井網(wǎng)（觀察井轉(zhuǎn)排氣井）、100 m正對行列井網(wǎng)和100 m五點面積井網(wǎng)。

圖1　直井與水平井不同配置組合

數(shù)值模擬研究表明，采用100 m反九點面積井網(wǎng)，井組內(nèi)觀察井轉(zhuǎn)作排氣井時，火驅(qū)階段采出程度較高，而100 m五點面積井網(wǎng)火驅(qū)采油速度較快。

由剩余油飽和度場（見圖2）可以看出，在100 m反九點面積井網(wǎng)中，觀察井轉(zhuǎn)作排氣井使用后，有效牽引火線，擴大波及范圍，顯著拓展了燃燒腔，實現(xiàn)水平井方向油層的均勻動用。

圖2　100 m反九點面積井網(wǎng)（觀察井）剩余油飽和度場

4.2優(yōu)化調(diào)整注采參數(shù)

4.2.1注氣井射孔位置

1）當水平井位于層段中下部時，注氣井射開油層頂部，可增加射開位置與水平段的距離，延緩火線到達水平井的時間，同時還可利用原油的重力作用（見圖3），階段采出程度和采油速度均較高。

圖3　注氣井不同射孔位置示意

2）同理，當水平井位于層段頂部時，注氣井射開油層底部，可獲得較好的開發(fā)效果和較高的采出程度。4.2.2注氣速度

通過數(shù)值研究發(fā)現(xiàn)，在恒速率注氣方案下，注氣強度為750 m3/（d·m）時累積產(chǎn)油量最高。這是因為：注氣強度較小時，供應氧氣含量有限，此時前緣溫度較低、火線推進速度較慢，甚至可能造成局部滅火；當注氣強度較大時，火線推進速度較快，火驅(qū)成本提高，同時注入的空氣不能在燃燒前緣完全消耗，易發(fā)生突破。分段式注入更符合火燒油層驅(qū)油機理，火驅(qū)階段采出程度高，但其恒速率階段注氣速度較高。考慮到注氣井距水平井較近，易于發(fā)生空氣突破，因此，推薦采用注氣強度750 m3/（d·m）。

4.2.3水平井排液量

過低的排液量無法有效牽引火線及擴展燃燒腔，而過高的排液量則會導致火線過早突破到達水平井。數(shù)值模擬優(yōu)化及現(xiàn)場水平井排液能力統(tǒng)計表明，水平井排液量在15～20 t/d為宜。

4.3分層注氣，改善水平井層位燃燒狀態(tài)

適用儲層物性差、采出程度低、剩余油飽和度較高的水平井。

分層注氣［16］可保證水平井所在層位燃燒的氧氣需求，火線波及范圍更大。單獨對水平井所在層位進行火驅(qū)開發(fā)，或?qū)⑴c水平井層位物性、剩余油飽和度相近的層段進行組合開發(fā)，避免層數(shù)過多、層間物性相差過大而加劇非均質(zhì)性，可有效緩解層間矛盾，提高火驅(qū)開發(fā)效果。

4.4水平井吞吐引效

適用轉(zhuǎn)驅(qū)后見效差或不見效的水平井。

火驅(qū)見效程度及火線推進速度與生產(chǎn)井產(chǎn)液量、產(chǎn)氣量有較大的關系，實施吞吐引效可有效改善火驅(qū)效果，充分動用水平井附近剩余油，加快火驅(qū)見效速度（見圖4）。轉(zhuǎn)驅(qū)后共實施吞吐引效265口直井（435井次），取得了較好的效果，對水平井吞吐引效具有一定的指導意義。

圖4　水平井吞吐引效與未吞吐引效累產(chǎn)油量對比

4.5間歇生產(chǎn)，水平井適時開關

適用位于采出程度高、油藏壓力低區(qū)域的水平井。

間歇生產(chǎn)指的是，在火驅(qū)初期排注比低于0.5時，水平井關井，待排注比增至0.8左右或油藏壓力恢復至3～4 MPa時，水平井開井生產(chǎn)。在此過程中，可有效補充地層能量（見圖5），改善開發(fā)效果（見圖6）。

圖5　水平井間歇生產(chǎn)壓力場

圖6　水平井間歇生產(chǎn)與未間歇生產(chǎn)累產(chǎn)油量對比

5　實施效果

截至2014年底，共有5口水平井所在井組已轉(zhuǎn)火驅(qū)。其中，Ⅱ類水平井2口，H3井和H4井采出程度分別為29.7%和28.1%，Ⅲ類水平井3口。這5口水平井均采用Ⅲ類井增產(chǎn)策略，間歇生產(chǎn)，逐步恢復地層壓力至3 MPa左右，開發(fā)效果較好。

火驅(qū)前，5口水平井處于關停狀態(tài)；轉(zhuǎn)火驅(qū)后，最高單井產(chǎn)油為16.8 t/d，平均產(chǎn)油為4.9 t/d。水平井有效拓展了該方向的火線推進距離，提高了水平井的產(chǎn)量。H3井和H13井已下入光纖設備，在火線到達水平井后可轉(zhuǎn)作觀察井，進行溫度、壓力測試，監(jiān)測火線波及情況。

6　結(jié)論

1）不同類型的水平井應采取不同的增產(chǎn)策略：位于邊部的水平井，應以動用水平井層為主，改善火驅(qū)燃燒狀態(tài)，提升火驅(qū)開發(fā)效果；位于主體部位的加密水平井，應以井組動用為主，水平井起輔助作用，在火線到達水平井后，將其轉(zhuǎn)作觀察井使用。

2）優(yōu)化了一套兼顧采油速度和采出程度的直井水平井井網(wǎng)配置，井組內(nèi)觀察井轉(zhuǎn)作排氣井使用后，有效牽引火線，拓展燃燒腔，提高了該方向油層的動用程度。

3）本研究成果為轉(zhuǎn)火驅(qū)開發(fā)后水平井的合理利用開辟了新的思路。水平井注空氣火驅(qū)可能成為今后的主要攻關方向。

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（編輯李宗華）

Fire flooding with the combination of vertical and horizontal wells in heavy oil reservoir of thin interbeds

Su Lei
（Research Institute of Exploration and Development，Liaohe Oilfield Company，PetroChina，Panjin 124010，China）

The distribution of horizontal wells is concentrated in Block D.The key of this paper is about how to utilize horizontal well reasonably and stimulate the largest potential of horizontal well during fire flooding.Based on the evaluation of steam huff and puff horizontal wells，development effects were classified.Enhanced recovery strategies have been developed corresponding to different types of horizontal wells.Through numerical simulation method，distribution of vertical and horizontal wells，perforating position of gas injection well，gas intake per unit thickness and production of horizontal well were optimized，meanwhile，separated zone gas injection，cyclic steam injection and periodical production of horizontal well were utilized to improve development effect of fire flooding，which suggests a new clue for reasonable utilization of horizontal well by fire flooding.

combinationofverticalandhorizontalwells；numericalsimulation；enhancedrecoverystrategy；optimizationdesign；EOR

國家科技重大專項“渤海灣盆地遼河坳陷中深層稠油開發(fā)技術示范工程”（2011ZX05053）

TE357.44

A

10.6056/dkyqt201601029

2015-07-23；改回日期：2015-11-09。

蘇磊，男，1983年生，工程師，碩士，2009年畢業(yè)于中國石油大學（北京）油氣田開發(fā)工程專業(yè)，現(xiàn)從事稠油開發(fā)與研究工作。E-mail：sulei113@126.com。

引用格式：蘇磊.薄互層稠油油藏直平組合火驅(qū)技術［J］.斷塊油氣田，2016，23（1）：129-132，136.

Su Lei.Fire flooding with the combination of vertical and horizontal wells in heavy oil reservoir of thin interbeds［J］.Fault-Block Oil& Gas Field，2016，23（1）：129-132，136.