水淹稠油油藏火驱开发受效特征研究

才 业

(中国石油辽河油田分公司，辽宁 盘锦 124010)

0 引 言

辽河油田锦91块油藏埋深为922～1 060 m，地层倾角为8～13 °，沉积类型为扇三角洲前缘亚相沉积，属高孔高渗储层，油层发育稳定、连续性好，在构造低部位发育能量较强边水，为典型互层状边水水淹稠油油藏。锦91块历经三十余年蒸汽吞吐开发，水淹严重，进入蒸汽吞吐开发末期，累积回采水率高达220%，现有注汽方式蒸汽热利用率低，无法进一步提高采收率，油藏濒临废弃。目前，国内外水淹稠油油藏蒸汽吞吐后转换驱替方式开发难度大。火驱技术具有高温裂解、加热降黏等机理和驱油效率高、采收率高、热量利用率高等技术优势[1-2]，国外大多将火驱技术应用于一次采油过程[3]，辽河油田杜66块、新疆油田红浅无水淹油藏蒸汽吞吐开发后期转换驱替方法时选择采用火驱，现场开发试验取得成功[4]。但对于水淹稠油油藏火驱技术，尚处于探索阶段，火驱地下反应机理复杂、油藏设计无先例可循，亟待研究。因此，有必要开展水淹油藏火驱开发机理及开发规律研究，指导现场水淹油藏火驱的设计和调控。

1 水淹稠油油藏火驱机理及特征

通过物理模拟和数值模拟研究，检验水淹油藏火驱可行性，研究水淹油藏火驱机理，分析火线前缘遇到油藏存水后的反应特征。

1.1 增压排水作用机理

利用辽河油田锦91块锦45-12-更22井原油进行油伴砂装填火驱二维模拟实验，装填量为3.346 kg。设计初始含油饱和度为30%，注气速率为8～20 L/min，点火温度为500 ℃。

由于实际油藏水体为无限大水体，整个实验过程采取边部注水井持续注入的方式模拟边底水。在建立水体阶段，模型中存水量为942 mL，火驱阶段开始采用恒压2.6 MPa注入水体，模拟弱水淹油藏火驱变化；之后提高注入压力至2.8 MPa，模拟强水淹油藏火驱变化至实验结束(表1)。由表1可知，在火驱阶段，水淹油藏的产水量大于注水量，模型内存水量减少了26%，模型内边水范围不断缩小。此外，矿场试验表明，转火驱2 a后，油井含水率可由90%以上降至75%，产油量上升，与蒸汽吞吐开发方式相比，地层压力由2.0 MPa上升至4.7 MPa。

表1 锦91块火驱不同阶段注产水量Table 1 Water injection volume at different stages of fire flooding in Jin91 block

综上所述，在较高的地层压力、强烈的成墙作用等多种因素共同作用下，水淹油藏火驱增压作用强烈，可达到抑制水侵作用。随着注气井不断注气，火线向前推进，油墙在地层中向前运移，驱替储层孔隙里的水，达到抑制水侵的作用。

1.2 水淹稠油油藏火驱蒸汽带特征

数值模拟研究结果表明(图1)，水淹油藏火驱后，150 ℃等温线范围为未水淹油藏火驱后范围的2倍，常规油藏火驱蒸汽带宽度为5.7～6.9 cm，水淹油藏火驱蒸汽带宽度为13.0～14.0 cm，水淹油藏火驱蒸馏作用更强，蒸汽波及范围更广。因此，水淹油藏火驱具有一定湿式燃烧效果。

图1 火驱数值模拟温度剖面Fig.1 Reservoir simulated temperature profile of fire flooding

2 水淹稠油油藏火驱油藏工程设计

由于湿式火驱操作较为复杂，且水淹油藏火驱具有一定湿式燃烧效果，因此，在开发方式上采用干式正向火驱方式，初期采用4个面积井网(图2)，后期转为9个井距为83 m的线性井网(图3)，分强、弱水淹2种方式进行现场试验，研究不同水淹程度和不同含油饱和度对火驱效果的影响。根据水淹状况不同，基于物理模拟研究成果，考虑地层存水量对火驱效果的影响，采用变速注气方式设计不同时间段的注气强度，对强、弱2个试验区的火驱操作参数分别设计：强、弱水淹井组点火温度分别为500 ℃和450 ℃；弱水淹井组初期注气强度为400 m3/(m·d)，强水淹井组初期注气强度为500 m3/(m·d)，且注气强度均随火驱加热半径的扩大而逐月递增。合理的层段组合可在最大程度提高采出程度的同时，保证纵向各层均匀受效。考虑锦91块非均质性强、边水发育、纵向动用差异大的油藏特点，借鉴杜66块火驱经验，应用物模和数值模拟等研究方法，确定渗透率级差小于3、厚度为6～15 m的界限组合火驱层段，指导火驱实施。

图2 锦91块初期面积火驱井网线示意图Fig.2 The initial areal well pattern for fire flooding in Jin91 block

图3 锦91块后期线性火驱井网线示意图Fig.3 Late linear well pattern for fire flooding in Jin91 block

优化射孔层段可有效遏制注入气体超覆，提高火驱开发纵向动用程度，实现火驱高效开发。数值模拟研究表明：对于注气井，油层厚度小于2 m时注气井段全部射开，油层厚度为2～5 m时射开注气井段下部2/3，油层厚度为5～10 m时射开注气井段下部1/2可取得最佳火驱开发效果，提高纵向动用程度；对于生产井，考虑地层倾角及注采对应关系，油层厚度为2～5 m时，上倾方向射开生产井下部1/2，下倾方向射开生产井下部2/3；油层厚度为5～10 m时，上倾方向射开生产井下部1/3，下倾方向射开生产井下部1/2，能有效减缓火驱超覆，提高火驱纵向动用程度。

3 水淹稠油油藏火驱开发特点及受效特征

3.1 水淹稠油油藏火驱开发阶段及特点

统计锦91块火驱后产出尾气、温度和压力监测资料，总结火驱单井、井组产量变化规律，分析物理模拟与数值模拟研究结果，以地层压力、火驱燃烧指标(视H/C原子比、气体GI指数)、燃烧温度及燃烧状态、火线推进速度及产量为基本评价参数，将水淹油藏火驱分为4个阶段，并建立不同阶段技术指标界限(表2)。由表2可知：与常规稠油油藏火驱相比，水淹稠油油藏火驱增加了初始的增压排水阶段，该阶段主要特点为产液量大幅上升，由转驱前的5.0～10.0 t/d升至15.0～30.0 t/d，产油量小幅升高，含水率下降约5个百分点，压力和温度小幅上升，此时，原水淹区内含水饱和度场由注气井向生产井外推，火驱10个月后，含水饱和度达到75%的区域明显减少，表明该阶段可以有效抑制边水作用；在第2阶段，火线开始形成，油井日产油量快速上升，含水率下降至80%左右；第3阶段火线向前推进，形成有效的热效驱替，日产油量稳定在高值，此时为火驱的产油高峰期；当火线到达生产井，火驱进入第4阶段，日产油量开始递减，由于数模模型封闭，与实际油藏情况不完全相同，火驱结束时火线快速到达生产井且产量递减快，该阶段技术指标界限有待进一步研究。

表2 锦91块火驱开发不同阶段技术指标界限Table 2 Technical indicator boundaries with fire flooding in Jin91 block at different

通过对无水淹油藏、弱水淹油藏及强水淹油藏火驱产油量变化分析可知：无水淹油藏火驱见效早，产油峰值低，稳产期相对较短；水淹油藏火驱开发初期见效慢，排水期为1～2 a，水淹程度越大,排水期越长,产油高峰越滞后，同时，边底水能量越强，增压作用越强，产油峰值越高，稳产期越长，火驱阶段的采出程度越高；强水淹油藏火驱高峰期日产油可达12.0～13.5 t/d，比弱水淹油藏高2.0～3.5 t/d。由于水淹油藏火驱初期排水期较长，经济性不佳，建议尽量减少增压排水阶段时间，快速形成火线，促进油井尽早见效。

3.2 水淹油藏火驱典型受效特征

火驱受效特征主要表现在3个方面，包括单井及井组产量较转驱前升高，尾气指标达到高温氧化燃烧标准以及原油发生改质降黏。锦91块从2017年3月开始现场试验，至2017年8月3日，完成先期设计的4个面积火驱井组点火工作，在面积火驱连续驱替阶段，火驱效果较好，形成增压驱替，日产液大于330.0 t/d，日产油稳定在30.0 t/d，且上倾方向生产井尾气指标达到高温燃烧标准。

3.2.1 井组受效特征

火驱阶段后，不同井组日产液和日产油均呈上升趋势，但井组间开发效果存在一定差异。强水淹井组效果好于弱水淹井组，弱水淹井组单井组日产油为4.5～7.0 t/d，强水淹井组单井组日产油为9.6～17.1 t/d。尾气分析化验结果表明，CO2体积含量呈现逐步上升的趋势，火驱2 a后，4个井组尾气中平均CO2体积含量超过10%，O2体积含量小于3%。CO2体积含量逐渐增加表明地层内发生了氧化反应，部分井组实现高温氧化燃烧。

3.2.2 典型单井受效特征

现场试验2 a后，典型单井具备火驱受效特征。以锦45-012-21C井为例，日产液和日产油均呈上升趋势，日产油由0.5 t/d升至6.2 t/d(图4)，含水率下降约10个百分点，井口产液温度从转驱时的45 ℃升至90 ℃，各项尾气指标良好，其中CO2体积含量从初期8%升至16%，且后期持续稳定，氧气利用率大于90%，尾气组分等判识指标符合高温燃烧标准。室内实验分析表明：原油改质情况较好，原油黏度从转驱前的13 955 mPa·s降至2 784 mPa·s，改质后为普通稠油；主峰碳从C25前移至C17，原油密度、黏度不同幅度下降，产出原油品质不断改善[5-16]。

图4 上倾方向锦45-012-21C井生产曲线Fig.4 Production curve of Well Jin45-012-21C in the up-dip direction

现场试验发现，受效单井多为区块的上倾方向生产井，下倾方向的生产井火驱基本不受效，如锦45-13-233井(图5)。由图5可知，锦45-13-233井的日产液、日产油、CO2体积含量、视H/C原子比、氧气利用率等参数没有变化，未见到受效特征，无明显高温燃烧迹象。

图5 下倾方向锦45-13-233井生产曲线Fig.5 Production curve of Well Jin45-13-233 in the downdip direction

3.2.3 试验区受效特征

先导试验结果表明，锦91块平面开发差异明显，存在动用不均现象。转驱后，部分单井表现出日产液、日产油上升，CO2含量增加等明显受效现象，而一些单井转驱后生产指标没有明显变化，火驱未见效，综合分析判断，强、弱水淹试验区的主要受效方向均为上倾方向。因此，与水淹模式相比，地层倾角因素对于火驱受效影响更大。

3.3 动用情况分析

强水淹火驱试验区的平面动用程度略高于弱水淹试验区。综合单井、井组的受效特征及受效比例判断，强水淹井组增压驱替平面受效比例为68.8%，平面火驱动用程度为50.0%；弱水淹井组增压驱替平面受效比例为64.3%，平面火驱动用程度为42.9%。纵向动用程度受气体超覆作用和吸气层段厚度影响，由于气体超覆现象严重，总体以上部层位动用为主。由先导试验吸气剖面可知，吸气层段集中在射孔段上部，下部基本不吸气。如锦45-12-更22井组自2017年3月23日完成点火，当天进行第一次吸气剖面测试，6个解释层均吸气，之后液面逐步上升，2017年5月2日测试结果显示液面为983.1 m，下部2个解释层共8.6 m被淹没不吸气，2017年9月19日测试吸气剖面显示液面为970.5 m，上部2个解释层共5.2 m吸气，下部4个解释层共12.2 m被淹没不吸气，2018年3月20日和9月20日再次测试，968.1 m处遇阻，由13次吸气剖面测试结果可知，纵向上锦45-12-更22井组以上部层位动用为主(图6)。由水淹井组纵向动用情况(表3)可知，弱水淹井组纵向吸气厚度为21.2 m，高温点火厚度为10.4 m，占总动用厚度的31.3%，低于成功火驱区块杜66块的40.0%；强水淹井组纵向吸气厚度为12.3 m，高温点火厚度为11.0 m，占总动用厚度的41.8%。

图6 锦45-12-更22井纵向各层吸气测试结果Fig.6 Testing results of gas injection in each longitudinal layer in Well Jin45-12-Geng22

表3 锦91块先导试验区弱、强水淹井组纵向动用情况Table 3 Longitudinal production of weak and strong water-flooded well groups in pilot test area of Jin91 block

3.4 水淹油藏火驱主要影响因素

火烧油层是一种复杂的物理和化学作用过程[5-6]。由先导试验可知，合适的注气强度、较高的剩余油饱和度以及井网设计方式，均为促使水淹油藏火驱成功的关键。

3.4.1 剩余油饱和度

不同的水淹程度造成剩余油饱和度不同，高蒸汽吞吐周期弱水淹导致剩余油较低，低蒸汽吞吐周期强水淹导致剩余油较高。现场试验不同水淹程度的井组生产效果，对比二者井组产量，强水淹井组于I5-6生产效果较好，日产油比弱水淹井组于I1-4高5.0～7.0 t/d；对比单井产量发现，强水淹井组典型受效单井日产油为5.0 t/d，而弱水淹井组单井日产油为3.0 t/d。因此，转驱时物质基础将决定后期火驱开发效果，剩余油饱和度越高火驱效果越好。

此外，含油饱和度高易于点火。室内加热实验表明，低含油饱和度层温度在较长时间内没有升温现象，温度曲线存在明显台阶，温度先升高至饱和蒸汽温度并维持约50 min，再逐渐升高，最终逐步加热至门槛温度实现高温燃烧(图7)。高含油饱和度层点火后逐渐升温，曲线较为平滑，未出现温度台阶。

图7 不同含油饱和度对点火时间的影响Fig.7 The influence of different oil saturation on firing time

3.4.2 井网影响

锦91块受水淹影响，边部水体能量较强，气体超覆作用明显，燃烧带优先向上倾方向波及，在下倾方向上几乎没有发生燃烧。8口上倾方向生产井在连续驱替阶段日产液为160.0 t/d，日产油为19.5 t/d；目前日产液为140.0 t/d，日产油为12.0 t/d，平均日产油约为2.6 t/d。尾气组分分析表明，CO2体积含量为14%，视H/C原子比为2.5，N2/CO2平均为5.5，氧气转化率为80%，整体燃烧特征表现出明显的高温燃烧状态。8口下倾方向生产井，日产液为140.0 t/d，日产油为2.3 t/d；尾气组分分析表明，CO2体积含量约为5%，视H/C原子比为7.0，N2/CO2平均为7.5，氧气转化率为50%，基本没有高温燃烧迹象。

为改善燃烧状态，借鉴印度Balol油田火驱经验，采用高部位向下线性火驱井网开发[7]，由上倾方向开始，将顶部部分井作为注入井，可有效地阻止空气和烟道气向上运移[9]，从而有助于改善下倾部位生产井方向的燃烧动态。调整井网一个月后，部分单井CO2体积含量逐步上升，最高升至10%，下倾方向燃烧状态趋势逐步向好。因此，水淹油藏火驱采用高部位向下驱替线性井网效果好。

3.4.3 注气强度影响

随着火驱波及范围的逐渐扩大，匀速注气时，前缘温度将下降，需不断提高注气强度，满足火线不断扩大所需的热量，火线前缘温度才能保持高温状态。实际生产动态情况显示，注气强度较高的井组生产效果较好，如锦45-14-更22井组一次点火时，吸气剖面测得12号层位吸气强度达到9 500 m3/m，该井组连续3个月日产油稳定在13.0 t/d以上，CO2体积含量保持在16%，各项尾气指标达到高温燃烧标准[6]。但在由面积井网转线性井网时，受钻井影响，注气井的日注气量降低50%，第3 d该井组日产油开始下降，至第6 d井组日产油下降4.5 t/d。

4 结 论

(1) 水淹稠油油藏火驱具有增压驱替、抑制边水侵入的作用机理，与常规稠油油藏火驱相比，具有蒸汽带更宽、油墙区更宽、驱替压力更高、增压作用更强的特点。

(2) 水淹稠油油藏火驱划分为排水、上产、稳产、递减4个开发阶段，比常规稠油油藏火驱增加了增压排水阶段，为提高经济性，应缩短排水期，实现油井尽早见效。

(3) 先导试验实施后，典型受效井日产油上升，实现了高温氧化燃烧，取得了一定的开采效果，证明了水淹稠油油藏火驱的可行性。但试验过程中出现单方向受效、燃烧状态差异较大等问题，通过调整火驱井网设计及操作参数，改善了水淹稠油油藏火驱效果。