本發(fā)明涉及一種海上油田火燒油層開發(fā)的方法，屬于石油開發(fā)技術(shù)領(lǐng)域。

背景技術(shù)：

火燒油層是稠油熱采的關(guān)鍵技術(shù)之一，在羅馬尼亞、印度等國家已經(jīng)進(jìn)行了大規(guī)模的商業(yè)化開采，“十一五”以來，在我國新疆油田、遼河油田等多個(gè)區(qū)塊先后進(jìn)行了火燒油層礦場(chǎng)性先導(dǎo)試驗(yàn)，截至目前，新疆油田紅淺1井區(qū)火驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)已累產(chǎn)油9.04萬噸，試驗(yàn)取得重要突破，隨著火驅(qū)配套等關(guān)鍵技術(shù)和生產(chǎn)管理體系日臻成熟，火驅(qū)有望成為我國稠油油藏提高采出程度的關(guān)鍵技術(shù)。我國渤海油田稠油資源豐富，但動(dòng)用程度不高，原油采出程度較低，目前僅在南堡35-2油田、旅大27-2油田進(jìn)行多元熱流體以及蒸汽吞吐先導(dǎo)試驗(yàn)，火燒油層期待成為海上稠油油藏有效的熱采開發(fā)方式以及多元熱流體、蒸汽吞吐等開發(fā)方式的接替方式。然而，由于陸上油田火驅(qū)開發(fā)通常采用直井面積井網(wǎng)轉(zhuǎn)線性井網(wǎng)的井網(wǎng)井型，直井井網(wǎng)井距小、單井日產(chǎn)油量低、平面動(dòng)用程度不均，無法滿足海上油田開發(fā)技術(shù)經(jīng)濟(jì)界限，因此，有必要針對(duì)海上稠油油藏火驅(qū)開發(fā)相關(guān)技術(shù)進(jìn)行開發(fā)，以適應(yīng)海上稠油熱采開發(fā)要求。

技術(shù)實(shí)現(xiàn)要素：

針對(duì)上述問題，本發(fā)明的目的是提供一種能夠滿足海上油田開發(fā)要求且采出程度較高的海上油田火燒油層開發(fā)的方法。

為實(shí)現(xiàn)上述目的，本發(fā)明采用以下技術(shù)方案：一種海上油田火燒油層開發(fā)的方法，其特征在于：采用水平井線性井網(wǎng)的井型井網(wǎng)，即采用水平注入井及水平生產(chǎn)井進(jìn)行行列式驅(qū)替；其中，行列式驅(qū)替是指注采井排列關(guān)系為一排生產(chǎn)井與一排注入井相互間隔，生產(chǎn)井與注入井相互對(duì)應(yīng)。

水平注入井的注氣速率為9×10⁴m³/d，水平注入井與相鄰的水平生產(chǎn)井之間的注采井距為250～300m，水平注入井和水平生產(chǎn)井的井長(zhǎng)為300m。

水平注入井所注入的空氣為氧氣含量和氮?dú)夂糠譃?1％和79％的標(biāo)準(zhǔn)空氣。

火燒油層的點(diǎn)火方式為電加熱點(diǎn)火，點(diǎn)火時(shí)間為兩個(gè)月，加熱功率為2.55×10⁸J/d。

本發(fā)明由于采取以上技術(shù)方案，其具有以下優(yōu)點(diǎn)：1、本發(fā)明提出了水平井線性井網(wǎng)這個(gè)適用于海上油田進(jìn)行火燒油層開發(fā)的井型井網(wǎng)，水平注入井分布在油層底部，氧化反應(yīng)形成的焦炭多形成于油層底部，可以有效地避免常規(guī)火驅(qū)開發(fā)空氣超覆的不利因素；水平生產(chǎn)井可以更好地發(fā)揮可流動(dòng)區(qū)泄油作用以及蒸汽的泄油作用。2、本發(fā)明所提出的方法，通過不同開發(fā)方式下多個(gè)油藏的數(shù)值模擬計(jì)算驗(yàn)證，其可以適應(yīng)海上油田大井距的開發(fā)條件，可以滿足海上油田少井高產(chǎn)的開發(fā)要求，無論作為二次采油技術(shù)開發(fā)還是作為其它熱采方式的接替技術(shù)，都能大幅度提高采出程度。

本發(fā)明對(duì)火燒油層在海上油田的開發(fā)提供了重要的指導(dǎo)意義。

附圖說明

圖1是不同井型井網(wǎng)的模式示意圖；其中圖(a)是直井五點(diǎn)法井網(wǎng)，圖(b)是直井反九點(diǎn)法井網(wǎng)，圖(c)是直井線性交錯(cuò)井網(wǎng)，圖(d)是直井-水平井組合井網(wǎng)，圖(e)是水平井線性井網(wǎng)；圖中，為垂直注氣井；○為垂直生產(chǎn)井；為水平注氣井；為水平生產(chǎn)井；

圖2是旅大21-2西區(qū)館陶IV油組火驅(qū)井位部署圖；

圖3是旅大21-2油田西區(qū)館陶IV油組火驅(qū)開發(fā)年產(chǎn)量與累產(chǎn)量曲線；

圖4是南堡35-2油田Nm05砂體西塊火驅(qū)井位部署圖；其中，圖(a)是火驅(qū)開發(fā)0年井位部署圖；圖(b)是火驅(qū)開發(fā)5年井位部署圖；

圖5是南堡35-2油田Nm05砂體西塊火驅(qū)開發(fā)年產(chǎn)量與累產(chǎn)量曲線；

圖6是旅大21-2油田西區(qū)館陶IV油組蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)火驅(qū)開發(fā)井位部署圖；其中，圖(a)是4周期蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)驅(qū)井位部署圖；圖(b)是8周期蒸汽吞吐后轉(zhuǎn)火驅(qū)井位部署圖；

圖7是旅大21-2西區(qū)館陶IV油組不同輪次蒸汽吞吐轉(zhuǎn)火驅(qū)開發(fā)產(chǎn)油量曲線。

具體實(shí)施方式

下面結(jié)合附圖和實(shí)施例對(duì)本發(fā)明進(jìn)行詳細(xì)的描述。

術(shù)語解釋：火燒油層，亦稱火驅(qū)，是指通過人工手段點(diǎn)燃油層，并向油層內(nèi)源源不斷地注入空氣，利用稠油重質(zhì)組分作為燃料，形成高溫氧化前緣，受熱的原油粘度不斷降低并通過燃燒產(chǎn)生的煙道氣不斷驅(qū)動(dòng)而產(chǎn)出的過程。

本發(fā)明提出的一種海上油田火燒油層開發(fā)的方法，其特征在于：采用水平井線性井網(wǎng)的井型井網(wǎng)，即采用水平注入井及水平生產(chǎn)井進(jìn)行行列式驅(qū)替。其中，行列式驅(qū)替是指注采井排列關(guān)系為一排生產(chǎn)井與一排注入井相互間隔，生產(chǎn)井與注入井相互對(duì)應(yīng)。

進(jìn)一步地，水平注入井的注氣速率為9×10⁴m³/d，水平注入井與相鄰的水平生產(chǎn)井之間的注采井距為250～300m，水平注入井和水平生產(chǎn)井的井長(zhǎng)為300m。

進(jìn)一步地，水平注入井所注入的空氣為氧氣含量和氮?dú)夂糠譃?1％和79％的標(biāo)準(zhǔn)空氣。

進(jìn)一步地，點(diǎn)燃油層的方式為電加熱點(diǎn)火，點(diǎn)火時(shí)間為兩個(gè)月，加熱功率為2.55×10⁸J/d。

進(jìn)一步地，本發(fā)明所提供的海上油田火燒油層開發(fā)的方法，適用于尚未開發(fā)的油藏進(jìn)行二次采油開發(fā)，以及對(duì)蒸汽吞吐或多元熱流體開發(fā)過后的油藏進(jìn)一步開發(fā)以提高采收率。

下面利用幾個(gè)具體油田的油藏參數(shù)，采用數(shù)值模擬的方法對(duì)本發(fā)明的技術(shù)效果進(jìn)行驗(yàn)證：

其中，驗(yàn)證過程為：

1)利用Petrel軟件、CMG軟件STARS模塊建立精細(xì)的油藏?cái)?shù)值模擬模型；

2)通過機(jī)理模型，做出不同火驅(qū)注采參數(shù)的敏感性分析，給出火驅(qū)開發(fā)注采參數(shù)；

3)將步驟2)所求取的火驅(qū)注采參數(shù)輸入至1)中的模型，預(yù)測(cè)火驅(qū)開發(fā)階段生產(chǎn)特征。

實(shí)施例一：不同井網(wǎng)井型火驅(qū)開發(fā)效果對(duì)比

以旅大21-2油田西區(qū)館陶V油組為例，油藏參數(shù)見表1，分別對(duì)直井五點(diǎn)法井網(wǎng)、直井反九點(diǎn)法井網(wǎng)、直井線性交錯(cuò)井網(wǎng)、直井-水平井組合井網(wǎng)以及水平井線性井網(wǎng)進(jìn)行火燒油層開發(fā)數(shù)值模擬預(yù)測(cè)，不同井網(wǎng)模式示意圖如圖1所示。

模擬結(jié)果如表2所示。數(shù)值模擬結(jié)果表明，采用水平井線性井網(wǎng)，火線見效時(shí)間最早，穩(wěn)產(chǎn)期單井累產(chǎn)油量最高、空氣油比最低，火線推進(jìn)速度最快。不同火驅(qū)開發(fā)井型井網(wǎng)下，水平井線性井網(wǎng)開發(fā)效果最佳。

表1旅大21-2油田西區(qū)館陶V油組油藏參數(shù)表

表2旅大21-2西區(qū)館陶V油組不同井網(wǎng)模式下火驅(qū)開發(fā)數(shù)值模擬結(jié)果對(duì)比

實(shí)例二：水平井線性火驅(qū)井網(wǎng)作為二次采油的應(yīng)用

火驅(qū)井位部署于旅大21-2西區(qū)館陶IV油組稠油油藏，建立精細(xì)數(shù)值模擬模型，先期部署水平注氣井4口，水平生產(chǎn)井4口，如圖2所示，注采井距300m，水平井長(zhǎng)300m，單井注氣速率7×10⁴m³/d，數(shù)值模擬預(yù)測(cè)火驅(qū)開發(fā)10年指標(biāo)。

模擬結(jié)果如圖3所示，10年末火驅(qū)開發(fā)平均單井累產(chǎn)油量可以達(dá)到8.0×10⁴m³，平均空氣油比1996m³/m³，平均單井日產(chǎn)油量21.9m³，具備典型的火驅(qū)開發(fā)的生產(chǎn)特征。從單井累產(chǎn)油量以及平均空氣油比來看，采用水平井線性井網(wǎng)進(jìn)行火驅(qū)開發(fā)效果較好。

實(shí)例三：水平井線性井網(wǎng)在多元熱流體開發(fā)過后的油田的應(yīng)用

火驅(qū)井位部署于南堡35-2油田Nm05砂體西塊，油藏參數(shù)如表3所示。建立精細(xì)數(shù)值模擬模型，先期部署水平注氣井7口，水平生產(chǎn)井7口，火驅(qū)開發(fā)5年后關(guān)閉原注氣井，原生產(chǎn)井轉(zhuǎn)為注氣井，新鉆生產(chǎn)井7口，如圖4所示，注采井距300m，水平井長(zhǎng)300m，單井注氣速率9×10⁴m³/d。數(shù)值模擬預(yù)測(cè)火驅(qū)開發(fā)10年指標(biāo)。

表3南堡35-2油田Nm05砂體西塊油藏參數(shù)表

模擬結(jié)果如圖5所示，10年末火驅(qū)開發(fā)平均單井累產(chǎn)油量可以達(dá)到7.3×10⁴m³，平均空氣油比1472m³/m³，平均單井日產(chǎn)油量20m³，注采井轉(zhuǎn)換前后均具備典型火驅(qū)開發(fā)的生產(chǎn)特征。從單井累產(chǎn)油量以及平均空氣油比來看，多元熱流體開發(fā)過后，油藏含水率增加，采用水平井線性井網(wǎng)、接替式的開發(fā)方式不僅可以實(shí)現(xiàn)大井距開發(fā)，而且有助于次生水體形成濕式燃燒，提高火驅(qū)開發(fā)的驅(qū)油效率。

實(shí)例四：水平井線性井網(wǎng)在蒸汽吞吐開發(fā)過后的油田的應(yīng)用

火驅(qū)井位部署于旅大21-2油田館陶IV油組，建立精細(xì)數(shù)值模擬模型。分別對(duì)蒸汽吞吐開發(fā)4周期、8周期后轉(zhuǎn)驅(qū)開發(fā)進(jìn)行指標(biāo)預(yù)測(cè)。4周期轉(zhuǎn)火驅(qū)在原井位基礎(chǔ)上保留3口水平注氣井、3口水平生產(chǎn)井；8周期轉(zhuǎn)火驅(qū)在原井位基礎(chǔ)上保留5口水平注氣井、5口水平生產(chǎn)井，井位部署如圖6所示，平均注采井距250m，水平井長(zhǎng)300m，單井注氣速率9×10⁴m³/d。數(shù)值模擬分別對(duì)兩種不同吞吐輪次后轉(zhuǎn)火驅(qū)開發(fā)的指標(biāo)進(jìn)行預(yù)測(cè)。

模擬結(jié)果如圖7所示，蒸汽吞吐4輪次、8輪次后轉(zhuǎn)火驅(qū)開發(fā)平均單井累產(chǎn)油量分別為3.2×10⁴m³、4.1×10⁴m³，平均空氣油比分別為2589m³/m³，1909m³/m³，平均單井日產(chǎn)油量分別為15.0m³、21.8m³，單井日產(chǎn)油量是蒸汽吞吐開發(fā)的2.0倍、3.2倍，轉(zhuǎn)火驅(qū)開發(fā)效果顯著。同時(shí)，采用水平井線性井網(wǎng)轉(zhuǎn)火驅(qū)開發(fā)具備典型火驅(qū)開發(fā)的生產(chǎn)特點(diǎn)，比較陸上油田吞吐后轉(zhuǎn)驅(qū)開發(fā)實(shí)例，采用水平井線性井網(wǎng)，可以實(shí)現(xiàn)大井距開發(fā)，單井日產(chǎn)油量較高；采用大井距開發(fā)，油藏壓力顯著回升，次生水體形成濕式燃燒，提高了火驅(qū)開發(fā)的驅(qū)油效率。

上述各實(shí)施例僅用于說明本發(fā)明，其中方法的實(shí)施步驟等都是可以有所變化的，凡是在本發(fā)明技術(shù)方案的基礎(chǔ)上進(jìn)行的等同變換和改進(jìn)，均不應(yīng)排除在本發(fā)明的保護(hù)范圍之外。