辽河稠油油藏火驱辅助重力泄油技术探索及实践

王海生

（中国石油辽河油田公司，辽宁盘锦124010）

稠油产量是维持辽河油田千万吨级产量规模的重要组成部分，目前辽河稠油主要采用蒸汽吞吐和蒸汽驱方式，但由于埋藏深、储层复杂、边底水活跃等因素，综合采收率较只能达到25%左右。鉴于火驱技术具有驱油效率高（＞80%）、采收率高（一般50%～80%），油藏适应范围广等优势，辽河油田先后在四个区块开展了火驱试验，初步形成配套技术系列［1］。但常规火驱技术在厚层块状油藏中存在超覆严重、垂向波及系数低等不足［2］。火驱辅助重力泄油是目前世界上先进的火驱开发技术，特别适合于厚层块状稠油油藏的开发。辽河厚层块状油藏埋藏深、已吞吐动用，与国外油藏差异较大，给设计带来较大难，因此在此类油藏中进行重力泄油开发必须在充分借鉴国外实践经验基础上，针对油藏实际进行井网、注采对应关系的优化设计［3］。

1 技术及试验区简介

1．1 火驱辅助重力泄油开发技术简介

火驱辅助重力泄油是在常规直井火驱技术的基础上，通过引入水平生产井，利用重力泄油作用实现火驱开发的稠油开采新技术。与常规火驱不同，火驱辅助重力泄油的燃烧前缘沿着水平井脚尖向脚跟扩散，并在其前面迅速形成一个可流动油带，油带内的高温提供热驱替源，滞留重油在流动带发生热裂解［4］。热油借助重力下降，到达水平生产井，不用流经冷油区，实现短距离驱替。其布井方式主要有直井与水平井组合、水平井与水平井组合二种。

与蒸汽辅助重力泄油技术（SAGD）相比，火驱辅助重力泄油的采收率高（＞75%）、操作过程稳定性好、成本低、产出的原油可部分得到改质（API值上升10左右 ），同时减少了稠油集输时需要添加的稀释剂；其热效率是注蒸汽驱的2～4倍［5］；相对常规火驱，该方式可解决层间矛盾、弱化层内矛盾、简化平面矛盾，更易于调控。

1．2 试验区简介

S块构造上位于辽河断陷西部凹陷西斜坡中段，开发目的层为大凌河油层。该区块油藏埋深875～1 015 m，平均有效厚度61．4 m，平均孔隙度25%，平均渗透率为1 335μm2，原油黏度（50℃）为60 000 mPa·s，为一中深层厚层块状超稠油油藏。

S块于1996年投入开发，目前采用70 m井距正方形井网直井、水平井组合的开发方式，已吞吐开发11．4周期，采出程度17．4%，进入吞吐开发中后期。

2 火驱辅助重力泄油开发可行性分析

2．1 油藏条件适合进行火驱辅助重力泄油开发

S块大凌河油层是由两条断层夹持形成的断鼻构造，油藏封闭性较好，利于火驱前缘均匀推进；该块主力油层发育且平面分布稳定，纵向连续厚度大（达58．1 m），隔夹层发育差，纵向各砂体间隔夹层不发育，且油层内夹层层数较少，小层间隔层厚度平面分布连续性差，利于火驱辅助重力泄油前缘的平稳推进［6］。

该块原油黏度高，地层温度下不具有流动性。在燃烧过程中高度黏稠的低温原油形成的阻挡层可有效遮挡燃烧气体，防止气体窜流，同时促使高温燃烧气体向外侧排出，向油藏深处延伸，利于火线扩展［7］。

2．2 火驱辅助重力泄油驱油效率高，改质作用明显

利用单管模型进行了火驱试验，结果表明火驱波及区域驱油效率可达89．3%，火驱改质作用明显，产出原油中C20以前的组分相对含量增大，C20以后的组分相对含量减少，50℃黏度较火驱前下降了96．4%，原油密度由火驱前的0．985 g／cm3降至0．9609 g／cm3。

2．3 火驱辅助重力泄油采收率高

数值模拟研究表明，在目前残余油饱和度下，采用火驱辅助重力泄油的开发方式阶段采出程度可达41．0%，而继续吞吐的阶段采出程度仅为24．8%。

2．4 国内外火驱现场试验经验可以借鉴

辽河油田自1997年以来，先后在4个区块开展火驱试验，目前3个区块正在实施，火驱井组49个，生产井近300口，积累了丰富的常规火驱设计、调控经验［8］。

加拿大 Whitesands Pilot Project 2006年实施了先导试验，试验区内3对井的生产动态显示：实现了高温燃烧；燃烧过程从端部向根部发展，原油就地得到改质；平均单井日产液2000桶，含水小于50%。

3 火驱辅助重力泄油试验优化设计

3．1 井网组合方式

直井水平井组合配置方式有两种［9］，油藏数值模拟计算结果表明，两种方式采收率差异不大（表1）。相对于交错式的组合方式，正对式注气注采关系简单，利于调控且利于形成泄油通道，同时，考虑S块水平井间已经有直井动用过，采用交错式火驱易导致沿直井吞吐通道气窜，由此确定本次火驱辅助重力泄油采用直井水平井正对式的组合方式。

3．2 井距优化

（1）水平井排距。S块现有井网可组合成70 m、140 m井距两种。研究结果表明，70m井距采出程度为40．1%，比140 m井距高3．5%；采油速度为4．4%，比140 m井距高1．26%，且现有井网利用率高。综合考虑单井控制储量和现有井网，采用70 m井距开展火驱辅助重力泄油。

（2）注气井与水平井井距。重力泄油开采方式下，为了快速建立注采井间连通，注采井距不宜过大。据此设计了注气井沿水平井脚尖外推、注气井位于水平井脚尖正上方、注气井沿水平井脚尖回缩三种方案。

从模拟结果来看，三种方案的最终采收率相差不大，分别为40．10%、40．07%、39．98%，但为了预热阶段形成有效连通，同时考虑钻井风险，推荐注气井沿水平井脚尖外推的方式。

3．3 预热设计

（1）水平井。水平井预热参考SAGD水平井预热，选择效果好、技术成熟的循环预热方式，以减缓因蒸汽吞吐造成的水平段动用不均问题，确保注采井间形成有效热连通，防止火驱辅助重力泄油过程中沿水平段过早突破。根据预热油层总热量计算公式，计算预热3 m半径油层由目前油藏温度预热到热联通温度100℃，单井需注汽（0．55～0．68）×104t，优选注汽速度为100～110 t／d，预热时间2个月左右。当循环预热注汽速度为100 t／d时，井口干度应保持在95%以上，保证蒸汽返回水平段脚跟时干度接近0，预热效果最好。

（2）直井。采用蒸汽吞吐的预热方式，注气井与水平井间热连通好。注汽参数可参考常规吞吐设计，但应注意控制注入速度，建议采用与水平井相同的注入速度。

3．4 注气阶段射孔参数优化

（1）射孔位置。设计全井段射孔、上部射孔、中部射孔和下部射孔4种注气井射孔方式进行对比，研究显示：注气直井上部、中部射孔的方式，采出程度较高，分别为39．2%、39．5%。物模研究表明，靠近油层中部射孔，重力火驱过程中发生二次燃烧现象。因此综合分析确定注气直井采取中上部射孔的方式。

（2）射孔厚度。在优选射孔位置结果基础上，采用数值模拟方法，研究了直井射孔厚度对火驱开发效果的影响。对比了射开厚度占油层厚度比例为1／3、1／2和2／3的三种情况，模拟显示，直井射开厚度为油层厚度1／2的情况下，火驱采出程度最高，为40．1%。

3．5 注采参数优化

（1）初期注气量。在应用物理模拟研究成果的基础上，利用公式［10］计算初期注气量。随射孔厚度的增加，初期注气速度增大，射孔厚度20 m左右时，初期日注气量6 000～7 000 m3；射孔厚度30 m左右时，初期日注气量9 000～10 500 m3。

（2）最大注气量。根据计算，最大注入空气量为8．9×104m3／d。

（3）产液量。过低的排液速度起不到调整剖面的作用，过大的排液速度则会导致火线过早突破。数值模拟研究表明，当排液量在60～80 t／d之间时，区块的采出程度、采油速度较高，且变化幅度不大，因此推荐排液量控制在60～80 t／d（图1）。

图1 排液量与采油速度、采出程度关系曲线

4 开发部署及试验进展

立足现有井网，部署5个火驱辅助重力泄油井组，预计开发12年，最终采出程度58．04%。

2011年10月，首先实施了试验区西北部的一个井组，目前该井组累注空气87．1×104m3，累积产油799．3 t，空气油比1 090 m3／t，综合含水60．8%，产量呈现逐步攀升趋势（图2），由初期的不足5 t／d增至目前的10 t／d左右；脚尖处瞬时温度可达691℃，日均温度最高546．6℃；氧气利用率93%以上，尾气中氧气含量小于3%，二氧化碳含量大于12%，视氢碳原子比1～3，实现了高温氧化燃烧；产出原油黏度呈降低趋势，由驱前的178 600 mPa·s降至60 000 mPa·s，火驱见到初步效果。

图2 先导试验井组月产油曲线

5 结论

（1）研究与试验结果表明，火驱辅助重力泄油技术是S块大凌河油层开发的有效技术。

（2）试验区的参数设计为：井网组合方式为正对式注气，注气井距水平井脚尖外推5 m；直井吞吐预热、水平井循环预热；注气井射开油层中上部1／2；初期注气速度6 000～7 000 m3／d，月增量5 000 m3／d，最大89 000 m3／d；单井产液量控制在60～80 t／d。

（3）先导试验井组已经实现高温氧化燃烧，表明井网组合形式和注采配置关系及火驱操作参数的设计是合理的。

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