薄浅层稠油油藏热采水平井合理井网形式研究

王春红，刘月田，马翠玉，刘亚庆

(中国石油大学，北京 102249)

引 言

井网形式是影响油藏开发效果的重要因素之一。对于薄浅层稠油油藏，油层埋藏浅，原油黏度高，天然能量小，常规采油产油很低，需要进行热采开发［1］。在稠油热采开发中，合理的井网形式可以得到最佳的蒸汽波及体积、较高的采收率以及最优的经济效益。前苏联、美国、加拿大等国家都采用过水平井热采开采稠油的新技术，结果表明，水平井进行热采所获得的原油采收率比用直井进行热采获得的原油采收率高得多［2－3］;对于薄浅层稠油油藏，直井和水平井开采的效果相差更大［4］，这是因为对于薄层稠油油藏，与直井相比水平井显著增大了加热范围、井眼在产层中的长度以及产层的泄油面积，同时能更充分利用热能，提高单井产能，并能够在给定的油藏区域范围内以较少的井数投入，最大限度地控制含油面积，获得可观的经济效益［5－7］。本文通过对水平井井距排距、转驱时机及井网形式进行优化研究，形成了合理的热采技术政策，为薄浅层稠油油藏热采开发提供了可靠的理论和技术依据。

1 油藏概况

X油藏黑帝庙油层平均物性参数:油藏埋深为410 m，有效厚度为6 m，净总比为0.8，平面渗透率为1736×10－3μm2，孔隙度为0.35，原始含油饱和度为0.68，初始油藏压力为4.1 MPa(410 m)，初始油藏温度为19.34℃，油层温度下的脱汽原油黏度为4932 mPa·s，岩石骨架的热传导率为96.4 kJ/(m·d·℃)，岩石热容为2400 kJ/(m3·℃);属薄浅层普通稠油油藏。

2 热采水平井井网形式

2.1 地质模型及注采参数

针对X油藏设定水平井正对井网、水平井交错井网及直井水平井混合井网3种井网形式，并选取该油层的平均物性参数建立目标油藏典型地质模型。应用CMG软件进行数值模拟热采开发实验，网格步长为5 m×5 m，油层平面与纵向上皆均质。

X油藏某油层主要特点如下:①油层薄:热采时顶底热损失较大，应尽量提高井底蒸汽干度并减少闷井时间。同时适当控制注汽强度，过低或过量的注汽强度均不适宜;②埋藏浅:油层压力低，地层温度低，注汽压力应严格控制在地层破裂压力以内，同时在此条件下尽量提高注汽速度、减少井筒内的热损失，从而提高井底的蒸汽干度。

综上所述，根据油层地质特征并结合油田实际生产，设定蒸汽吞吐以及蒸汽驱阶段注采参数，如表1所示。

表1 蒸汽吞吐及蒸汽驱注采参数

在注采参数一致的条件下，对3种井网形式分别设定80、100、120 m 3种井距排距。设定水平段长300 m，水平井在纵向上位于油层中部，直井射开全部油层。蒸汽吞吐阶段生产8周期，每周期注汽量较上一周期递增10%;蒸汽驱阶段以瞬时油汽比为0.1作为生产终止条件。

2.2 井网形式

采用图1a所示的水平井正对井网，选取图中虚线所示的井网单元。

采用图1b所示的水平井交错井网，选取图中虚线所示的井网单元。

采用图1c所示的直井水平井混合井网，选取图中虚线所示的井网单元。

图1 井网形式

3 井网热采开发效果对比分析

3.1 蒸汽吞吐阶段井距排距的确定

3种井距排距下不同井网蒸汽吞吐末期数值模拟结果如图2～4所示。

图2 不同井距排距下正对井网吞吐末期原油黏度分布

图3 不同井距排距下交错井网吞吐末期原油黏度分布

由图2～4可知:井距排距等于80 m时，3种井网蒸汽吞吐末期蒸汽加热面积重叠，存在严重的井间干扰，造成热量利用不够充分，影响经济效益。井距排距等于100 m时，3种井网蒸汽吞吐末期井间原油未动用区域很小，此时井间原油黏度充分降低且基本无井间干扰，热量利用充分，且利于转驱生产。井距排距等于120 m时，3种井网蒸汽吞吐末期井间原油未动用区域大，未动用区域原油黏度依然很高，接近原始地层条件下的黏度值，不利于蒸汽驱开发;且在面积一定的情况下，由于井距排距较大，将减少生产井井数，而其单井原油动用范围与100 m井距排距基本相同，因此会使经济效益比100 m井距排距差。

图4 不同井距排距下混合井网吞吐末期原油黏度分布

注蒸汽热采合理井距排距的确定，应以蒸汽吞吐期间井间干扰小、加热面积大、单控储量高，并且蒸汽驱后最终采收率高、经济效益好为标准。综上所述，建议部署井距排距为100 m。

3.2 转驱时机的确定

相较于深层稠油油藏，浅层稠油油藏蒸汽驱开采时注汽压力较低，蒸汽注入油层后蒸汽带体积远远大于热水带体积，同时由于蒸汽带的驱油效果远远超过同样温度下的热水带［1］，因此薄浅层稠油油藏蒸汽吞吐后进行蒸汽驱开发可以有效地提高油藏开采效果。基于合理的井距排距，在注汽参数一定的情况下，设定不同的转驱时机，进行蒸汽吞吐后转蒸汽驱开发数值模拟，模拟结果如表2～4所示。

表2 水平井正对井网不同转驱时机热采生产动态

表3 水平井交错井网不同转驱时机热采生产动态

表4 直井水平井混合井网不同转驱时机热采生产动态

由表2～4可知，蒸汽吞吐第8周期结束后转蒸汽驱开发时，3种井网累计产油量及采出程度均达到最大值。

蒸汽吞吐周期少，井间未形成热连通，转驱后注入蒸汽难以使井间原油黏度降低至较好流动的程度，对于薄层油藏，注入蒸汽的热量因加热隔层损耗使蒸汽驱开采效果变差［1］;蒸汽吞吐周期多，蒸汽吞吐采出程度提高，使得转驱时起始含油饱和度太低，且地层内含水饱和度随蒸汽吞吐周期的增多而增高，从而影响汽驱效果，使汽驱阶段采油量少，油汽比低。

因此，为获得较好的开发效果及经济效益，确定水平井正对井网、水平井交错井网及直井水平井混合井网蒸汽吞吐8周期，继而进行蒸汽驱生产。

3.3 蒸汽驱阶段—井网形式的确定

基于合理的井距排距及转驱时机，当井距排距为100 m时，3种井网热采开发(蒸汽吞吐及蒸汽驱)后的生产效果，从而进行井网形式的优选(表5)。

由表5可知，在整个热采开发中，水平井正对井网开发效果最好，水平井交错井网次之，直井水平井混合井网最差。在蒸汽吞吐阶段，水平井正对井网及交错井网产油量基本相同，直井水平井混合井网产油量最低;由图2～4可以看出，在井距排距为100 m时，水平井正对井网及交错井网蒸汽波及范围明显大于直井水平井混合井网，又因为该油藏为薄层油藏，直井单井控制储量低，因此，相比于直井水平井混合开发，应用纯水平井进行开发具有明显的优势。综上所述，薄浅层稠油油藏合理井网形式应在水平井正对井网及水平井交错井网中进行选择。

表5 热采生产参数

对于纯水平井井网:在蒸汽吞吐阶段，在一个井网单元内正对井网及交错井网单井控制储量相同，同时由于蒸汽吞吐过程为单井作业，在未发生井间干扰的情况下，井网形式对蒸汽吞吐效果影响较小，因此吞吐阶段产油量基本相同。

图5 蒸汽驱阶段同一时刻(400d)不同井网原油黏度分布

在蒸汽驱阶段，水平井正对井网较水平井交错井网产油量高，这是因为在不同的井网形式下，由于末端效应的影响，水平井交错井网较水平井正对井网更易产生井间蒸汽突破(图5)，使油汽比较快降低到经济极限油汽比，导致蒸汽驱生产时间缩短，影响蒸汽驱生产效果。综上所述，在进行蒸汽吞吐及蒸汽驱生产后，水平井正对井网累积产油量及采收率大于水平井交错井网和直井水平井混合井网。因此，针对薄浅层稠油油藏水平井井网热采开发，应用水平井正对井网可以获得较好的开发效果。

4 结论

(1)X油藏黑帝庙层热采开发，井距排距优选值为100 m，此时井间原油加热降黏充分且未形成井间干扰，利于转驱生产。

(2)对于薄浅层稠油油藏热采开发，蒸汽吞吐阶段:水平井正对井网的开发效果与水平井交错井网开发效果差不多，两者开发效果好于直井水平井混合井网的开发效果。相较于直井水平井混合井网，应用纯水平井井网开发可以获得最优的蒸汽波及范围并得到更大的单井控制储量。

(3)应用纯水平井井网对薄浅层稠油油藏进行开发时，在蒸汽吞吐阶段井网形式对开发效果影响较小，正对井网及交错井网生产效果基本相同。

(4)由于末端效应的影响，相较于水平井正对井网，水平井交错井网在蒸汽驱阶段更易产生井间蒸汽突破，影响热采开发效果，因此建议薄浅层稠油油藏采用水平井正对井网进行热采开发。

［1］刘文章.稠油注蒸汽热采工程［M］.北京:石油工业出版社，1996:323－448.

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