曲占庆 ，李杨 ，林珊珊 ，蒋海岩 ，王鹏 ，黄德胜

（1.中国石油大学（华东）石油工程学院，山东 青岛 266580；2.中海油田服务股份有限公司油田生产研究院，天津 300450；3.西安石油大学石油工程学院，陕西 西安 710065）

0 引言

目前大多数稠油油藏都已进入多轮次蒸汽吞吐后期［1-3］，火烧油层是一种非常有潜力的接替技术。THAI（Toe-to-Heel Air Injection）是改进后的火烧油层技术［4-6］，它结合了水平井工艺和常规火烧油层技术，其最基本的布井方式是排状布井，即水平生产井平行排布在稠油油藏的底部，注入井布在距离水平井端部一段距离的位置［7］。在厚层油藏中，被加热的油借助重力作用迅速下降，到达生产井的水平段，不用从冷油区内流过而实现了短距离驱替，避免了多数常规火烧油层工艺中长距离驱替的缺陷。初步认为THAI技术在厚层稠油油藏中是可行的。

本文利用CMG软件中的热采模块（STARS），结合现场数据，对排状布井方式进行模拟，优选出合适的开发参数。在此基础上，进一步建立厚层稠油油藏中具有不同布井方式的THAI模型，对比各个模型的采收率、空气油比、采油速度，优选出最适合开发厚层稠油油藏的布井方式，为矿产高效开采提供参考。

1 THAI数值模型的建立

根据辽河油田某区块的实际地质参数和流体性质，建立36×36×6的稠油油藏THAI数值模型，油层长度为360 m，宽度为 360 m，厚度为 60 m，顶部深度1 600 m，孔隙度 25%，渗透率 800×10-3μm2。

油藏岩石的热传导率为 6.00×105J/（m·d·℃），水、油、气相的热传导率分别为 5.35×104，1.20×104，3.20×103J/（m·d·℃）。

模型中定义7种组分：水、重质油、甲烷、二氧化碳、惰性气体、氧气、焦炭。20℃时原油密度为0.935 g/cm3，油层温度下脱气原油的黏度为 3 750 mPa·s，胶质沥青质的质量分数为0.30～0.40，属普通稠油。图1是三相条件下油相的相对渗透率曲线。

图1 三相条件下油相的相对渗透率

稠油油层中可能发生的化学反应主要有3类：重质油→甲烷+焦炭；重质油+氧气→水+甲烷+二氧化碳+惰性气体+焦炭；焦炭+氧气→水+二氧化碳+惰性气体。

油藏初始化压力为8 MPa，初始温度为37.2℃，初始含水饱和度为0.55，初始含油饱和度为0.45，油相中重质油质量分数为0.886，甲烷质量分数为0.114。

垂直注气井的射孔层位在第1，2小层，水平注气井水平段设在第2小层，水平段全部射开。注入温度为80℃的纯空气，井底最大注入压力为20.0 MPa，在注入井井底进行外部加热，加热温度为600℃，持续加热时间为40 d。

生产井全部采用水平井，水平段设在第6小层，水平段全部射开，井深1 600 m，射孔完井。地面流体最大流量是60 m3/d，井底最小压力为0.2 MPa。

2 VIHP井网参数的敏感性分析

2.1 THAI技术的影响因素

影响稠油油藏THAI技术的因素主要有4个：生产井水平段的长度（A）、注气井到生产井水平段端部的距离（B）、注气量（C）、井距（D）［8-9］。 根据矿场经验，各个因素的取值设定为3种，如表1所示。

表1 因子取值水平

目前矿场上常用的布井方式为VIHP（直井注气，水平井采油），图2是针对VIHP的布井示意，在此基础上建立THAI的概念模型。

图2 针对VIHP的布井示意

将因子安排在 L9（34）正交表上［10］，然后译成试验方案。根据THAI基本井网布置方式，建立油藏模型，分析影响开发效果的因素。

2.2 VIHP井网参数优选

统计各方案在3 000 d时的采出程度、平均空气油比、采油速度峰值以及取得峰值所用的时间，结果见表2。结合表2中的各项指标，将试验方案用评分的方式评价好坏。采出程度代表技术可行性，空气油比代表经济可行性，达到峰值时间则代表投资回收期。

表2 9种试验统计结果

将采出程度、平均空气油比和取得峰值的时间所占比重定为0.50，0.25，0.25，结合统计学理论，对各方案的得分情况进行处理，结果见表3。

表3 试验结果分析

可以看出，极差R最大的因子是生产井水平段长度，故应首先将井距控制在最佳水平，由于井距的3个主效应大小依次为A1，A2，A3，所以生产井水平段长度的最佳水平是A1，即90 m；第2个重要因子为注气量，最佳水平是C3，即点火结束前注气量为2×104m3/d，点火结束后为5×104m3/d；第3个重要因子为井距，最佳水平是D3，即130 m；最后是注气井到生产井水平段端部的距离，最佳水平是B3，即70 m。

现场上各个影响因素的取值可能会有变化，全部进行数值模拟试验耗费时间太长，不切实际。所以，可参照这种方法设定正交试验，优选出THAI技术开发稠油油藏最佳的开发参数［11-13］。

3 布井方案优选

从表2还可以看出，各方案取得采油速度峰值所用的时间都很长，最终采收率也都比较低。这说明厚层稠油的波及系数都很低，如何动用可观的储量，成为厚层稠油油藏提高采收率的关键。可在上述研究基础上，进一步探索优化厚层稠油油藏的布井方案。

3.1 布井方案

分析发现，THAI技术的布井方式主要有5种，分别为 VIHP，VI2HP，2VIHP，HIHP，HI2HP［14］，图 3 为各个布井方案的示意。

图3 布井方案示意

各方案点火结束前注气量为2×104m3/d，点火结束后为 5×104m3/d。方案 VIHP，VI2HP，2VIHP 为排状布井方式，井距130 m，注气井到生产井水平段端部距离70 m，生产井水平段长90 m。方案HIHP，HI2HP采用水平井注气，其中注气井水平段长130 m，生产井水平段长90 m，井距130 m，注气井到生产井水平段端部距离70 m，注气井水平段与生产井水平段垂直。

建立油层长度为150 m、宽度为150 m、厚度为60 m 的数值模型，网格分布为 15×15×6，在 i，j，k 方向的网格长度均为10 m，模型其他参数同前。

3.2 油藏数值模拟结果

图4是5种方案的采油速度对比。可以看出，各方案的采油速度曲线都呈现“几”字型，均可分为上升段、水平段、下降段。以方案HIHP为例：0～1 200 d左右，采油速度逐渐升高，这是因为，在加热结束后，点火成功［15］，原油的燃烧释放出大量热能，油层温度上升到300℃以上，油的黏度显著下降，可流动性大幅提高；1 200～2 200 d左右大致为直线段，采油速度在该段时间内变化不大［16］，这是因为，虽然此时燃烧过程继续进行，燃烧前缘仍然从水平井端部到跟部推进，但此时水平井中已经产生了气窜通道［17］，抵消了采油速度的增长，使采油速度一直维持在峰值左右；2 200～3 000 d左右，采油速度逐渐下降，这是由于水平井中气窜现象越来越严重造成的。

图4 采油速度对比

图5是各方案的采出程度对比。可以看出，在3000 d时方案2VIHP的采出程度达到最大值，而且增长速率远大于VIHP，后期的采油速度也一直维持在较高水平，对现场实现稳产增产的目标有重大意义。

图5 采出程度对比

3.3 THAI各井网类型适应性分析

3.3.1 方案2VIHP最适合开发厚层稠油油藏

方案VIHP的采油速度首先达到峰值，且峰值水平可以达到其他方案的2倍，但持续时间不够长；方案2VIHP的采油速度在1 000 d之后达到峰值，持续时间长，而且显著高于其他方案（见图4）。由图5可以看出，5种布井方式的采出程度均在20%以上，且在3 000 d时呈现持续上升状态，尤其是方案2VIHP，采出程度最高，且呈直线上升状态，开发效果明显优于其他方案。这说明THAI技术在厚层稠油油藏中是可行的。

图6是空气油比的对比，可以看出，在后期各个布井方式的空气油比均维持在1×104m3/m3以下，在经济上是合理的。

图6 空气油比对比

3.3.2 层厚对THAI技术开发效果的影响

经过调研发现，适合薄层稠油油藏的布井方案为HI2HP［18］，在油层较薄的情况下，方案 HI2HP 有利于创建一个分布更均匀的燃烧前缘，能够提供更高的温度，并可提高井间的波及效率，因而可以为薄层稠油油藏带来更高的采收率。

图7和图8分别为3 000 d时方案2VIHP与方案HI2HP在ik，jk方向的温度剖面对比。在模型中，油藏厚度为60 m，属于厚层稠油油藏。

在ik方向上，方案2VIHP的纵向和平面波及范围明显大于方案HI2HP，而且方案2VIHP的油藏平均温度较高。

在jk方向上，方案2VIHP的高温区域涉及范围比较广，尤其是在中下层位，高温区域呈一“漏斗型”，原油在重力作用下被驱向生产井水平段；方案HI2HP的高温区域涉及的范围略窄而且集中，第6小层的温度偏低，这是地层厚度带来的影响，导致燃烧产生的热量不能快速有效地传递到生产井的水平段，所以带来的热效应不是很明显。

从图7和图8中可以清晰看出，在3 000 d时，方案2VIHP生产井水平段处的温度已经到达200℃以上，但是，方案HI2HP生产井水平段的温度仍处于150℃以下。

图7 方案2VIHP与HI2HP在ik方向的温度剖面

图8 方案2VIHP与HI2HP在jk方向的温度剖面

4 结论

1）建立了THAI技术开发厚层稠油油藏的数值模型，对方案VIHP的井网参数进行优选，确定了影响因素的敏感性强弱次序。

2）与方案2VIHP相比，方案HI2HP在厚层油藏中燃烧产生的热量不能快速有效地传递到生产井，所以，方案2VIHP最适合开发厚层稠油油藏，即在厚层稠油油藏开发中，使用垂直注气井的开采效果优于水平注气井。

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