海上稠油油藏蒸汽吞吐效果預(yù)測模型

侯健，王樹濤 （中國石油大學(xué) （華東）石油工程學(xué)院，山東 青島266580）

杜慶軍 （中國石油大學(xué) （華東）地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院，山東 青島266580）

張賢松，康曉東，蔣珊珊

渤海海域稠油儲(chǔ)量豐富，熱力采油技術(shù)已開展礦場試驗(yàn)[1～3]，有望成為地下原油黏度350mPa·s以上稠油油田的有效開發(fā)方式之一，因此，有必要開展海上稠油油藏?zé)崃Σ捎托ЧA(yù)測的研究，以期為即將進(jìn)行的海上稠油油田熱采提供指導(dǎo)[4]。陸地油田在引進(jìn)熱采技術(shù)初期就進(jìn)行過蒸汽吞吐或蒸汽驅(qū)效果預(yù)測的相關(guān)研究[5，6]，并得到了一些適用于陸上油田的采收率預(yù)測模型[7，8]，而海上油田開發(fā)具有井距大、縱向跨度大、埋藏深、后期轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)可能性小等特點(diǎn)，加上平臺(tái)限制、作業(yè)環(huán)境和保壓開發(fā)方式的影響[9]，需要建立一套適合海上油田的采收率預(yù)測模型。同時(shí)，海上油田蒸汽吞吐成本高、風(fēng)險(xiǎn)大，需要建立內(nèi)部收益率等經(jīng)濟(jì)指標(biāo)的預(yù)測模型。

1 模型的引出

目前，陸上稠油油藏蒸汽吞吐采收率預(yù)測采用的是石油天然氣行業(yè)標(biāo)準(zhǔn)SY/T 5367—2010《石油可采儲(chǔ)量計(jì)算方法》中的經(jīng)驗(yàn)公式，該經(jīng)驗(yàn)公式是根據(jù)39個(gè)陸上油田蒸汽吞吐實(shí)際開發(fā)數(shù)據(jù)通過回歸分析得到的，主要適用于陸地條件下的蒸汽吞吐開發(fā)。但是海上稠油蒸汽吞吐開發(fā)條件與陸上情況有很多的不同之處，海上油田開發(fā)安全性要求高，地層壓力不能下降太大，必須采取保壓生產(chǎn)方式，否則很容易造成原油泄漏或其他安全事故，而陸上蒸汽吞吐一般地層壓力下降幅度很大，蒸汽吞吐本質(zhì)上是衰竭式開發(fā)，其采收率的大小與地層能量釋放多少有著直接的關(guān)系；海上開發(fā)鉆井成本高，小井距開發(fā)不經(jīng)濟(jì)，蒸汽吞吐開發(fā)井距一般在200～250m，而標(biāo)準(zhǔn)中經(jīng)驗(yàn)公式適用井距為100～200m；海上平臺(tái)生產(chǎn)條件較差，注汽設(shè)備擺放難度大，需要采用小型鍋爐，注汽速度只能達(dá)到10t/h，而陸上大型鍋爐一般都能達(dá)到20t/h；海上平臺(tái)生產(chǎn)成本高，導(dǎo)致經(jīng)濟(jì)極限油汽比和單井廢棄日產(chǎn)油量都比陸上油田要高。綜上所述，海上油田蒸汽吞吐采收率預(yù)測不能直接套用標(biāo)準(zhǔn)中的經(jīng)驗(yàn)公式，需要根據(jù)海上油田特點(diǎn)，建立符合海上油田實(shí)際情況的蒸汽吞吐采收率預(yù)測公式。

此外，傳統(tǒng)的效果預(yù)測只進(jìn)行采收率的預(yù)測，還沒有針對經(jīng)濟(jì)指標(biāo)預(yù)測的經(jīng)驗(yàn)公式，只能在具體油田開發(fā)之前進(jìn)行經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)，這不利于提前掌握各油田進(jìn)行蒸汽吞吐的可行性，有鑒于此，筆者提出的海上稠油油田蒸汽吞吐效果預(yù)測模型既包括預(yù)測采收率的經(jīng)驗(yàn)公式，也包括預(yù)測內(nèi)部收益率的經(jīng)驗(yàn)公式。

2 模型的建立

陸上油田采收率經(jīng)驗(yàn)公式的回歸大都采用實(shí)際區(qū)塊的統(tǒng)計(jì)資料[10]，而海上油田進(jìn)行蒸汽吞吐開發(fā)的實(shí)例還很少，需要借助于油藏?cái)?shù)值模擬軟件進(jìn)行虛擬開發(fā)[11]，得到所需的樣本集資料。基于渤海海域油田地質(zhì)和開發(fā)特點(diǎn)，以已成功實(shí)施熱力采油的N油田為典型區(qū)塊，建立油藏?cái)?shù)值模擬概念模型，得到單因素影響規(guī)律和效果預(yù)測樣本集。在開發(fā)效果單因素影響規(guī)律分析基礎(chǔ)上，采用多元線性回歸得到海上稠油油藏蒸汽吞吐的效果預(yù)測模型。

2.1 典型區(qū)塊的油藏?cái)?shù)值模擬模型

選取渤海有代表性的N油藏作為典型區(qū)塊，基本參數(shù)為：油藏中深1000m，原始地層壓力10MPa，油藏溫度56℃，地下原油黏度700mPa·s，油層厚度10m，凈毛比0.7，初始含油飽和度0.74，平面滲透率5300mD。油藏?cái)?shù)值模擬模型網(wǎng)格劃分60×25×4，水平方向網(wǎng)格步長10m，縱向網(wǎng)格步長2.5m，井距250m，采用水平井蒸汽吞吐方式開采，水平井段長度350m。

根據(jù)海上油田特點(diǎn)，考慮海水段井筒熱損失，確定井底蒸汽干度為0.5。通過注采參數(shù)優(yōu)化，確定基礎(chǔ)方案注采參數(shù)為：注汽速度10t/h，注汽強(qiáng)度380～480t/m，燜井時(shí)間7d，排液量200t/d。根據(jù)海上保壓開發(fā)要求，保持地層壓力不低于7MPa，前3周期注汽量逐周期遞增10%。基于海上油田蒸汽吞吐經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)結(jié)果，吞吐輪次轉(zhuǎn)換條件是單井日產(chǎn)油低于經(jīng)濟(jì)日產(chǎn)油 （前兩輪次處于投資回收期分別取10t/d和8t/d，后續(xù)輪次都取6t/d），吞吐階段結(jié)束條件是周期油汽比低于0.22。

2.2 單因素影響規(guī)律分析

借助于油藏?cái)?shù)值模擬軟件，分別對地下原油黏度、凈毛比、油層厚度及初始含油飽和度等參數(shù)進(jìn)行了單因素影響規(guī)律研究，以確定采收率和內(nèi)部收益率與各參數(shù)的相關(guān)關(guān)系，作為確定經(jīng)驗(yàn)公式形式的依據(jù)。

單因素影響規(guī)律和趨勢擬合如圖1所示，由此可見，采收率和內(nèi)部收益率隨著地下原油黏度的增加而逐漸降低，其中采收率與地下原油黏度呈較好的指數(shù)關(guān)系，內(nèi)部收益率與地下原油黏度呈較好的乘冪關(guān)系；蒸汽吞吐采收率隨著凈毛比的增大而增大，并且呈現(xiàn)出較好的線性關(guān)系，內(nèi)部收益率隨凈毛比增大呈較好的對數(shù)關(guān)系；蒸汽吞吐采收率隨著油層厚度的增加而升高，采收率與油層厚度呈較好的對數(shù)關(guān)系，內(nèi)部收益率與油層厚度呈較好的二次式關(guān)系；蒸汽吞吐采收率隨著初始含油飽和度的減少而降低，采收率與初始含油飽和度呈較好的二次式關(guān)系，內(nèi)部收益率與初始含油飽和度呈較好的二次式關(guān)系。

2.3 效果預(yù)測樣本集的產(chǎn)生

選取原油黏度、凈毛比、油層厚度和初始含油飽和度等4個(gè)參數(shù)，各參數(shù)分別劃分為8個(gè)水平，采用正交設(shè)計(jì)表L128（84）產(chǎn)生128套數(shù)值模擬方案。參考渤海海域稠油油藏條件，各參數(shù)取值范圍為：地下原油黏度350～3000mPa·s；油層厚度5～40m；凈毛比0.45～0.9；初始含油飽和度0.45～0.78。對各方案進(jìn)行蒸汽吞吐模擬計(jì)算，得到不同參數(shù)不同水平條件下的采收率，以及動(dòng)態(tài)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)計(jì)算得到的內(nèi)部收益率值作為效果預(yù)測回歸樣本，建立海上油田蒸汽吞吐技術(shù)的采收率和內(nèi)部收益率效果預(yù)測樣本集，其中，內(nèi)部收益率是指在經(jīng)濟(jì)開采期內(nèi)的凈現(xiàn)值為零時(shí)的貼現(xiàn)率i[12]，海上油田蒸汽吞吐凈現(xiàn)值表達(dá)式如式（1）所示。隨機(jī)抽取6個(gè)樣本作為檢驗(yàn)樣本，其余122個(gè)樣本作為擬合樣本。

式中：Po為原油價(jià)格，元/桶；Vnp為累積財(cái)務(wù)凈現(xiàn)值，元；Qoi為年增油量，t；Cm為每噸油操作成本費(fèi)，元/t；Qsi為年注蒸汽量，t；Cfw為淡水成本，元/t；Rs為綜合稅率，%；R為資源稅，%；α為原油商品率，%；ic為基準(zhǔn)收益率，%；n為生產(chǎn)井?dāng)?shù)，口；t為生產(chǎn)時(shí)間，年；D為完鉆井深，m；Cd為單位進(jìn)尺鉆井成本，元/m；Is為單井地面建設(shè)投資，元；Vr為開采期末地面設(shè)備殘值的折現(xiàn)值，元。

圖1 蒸汽吞吐采收率和內(nèi)部收益率的單因素影響規(guī)律

2.4 蒸汽吞吐效果預(yù)測模型的建立

根據(jù)單因素研究得到的采收率與單因素的相關(guān)關(guān)系，經(jīng)變量代換轉(zhuǎn)化為多元線性回歸，然后采用Levenberg－Marquardt算法對122個(gè)擬合樣本進(jìn)行多元線性回歸，得到采收率的多因素回歸效果預(yù)測模型如下：

式中：ηr為采收率，%；μo為地下原油黏度，mPa·s；ε為凈毛比，1；h為油層厚度，m；So為初始含油飽和度，1。

模型適用范圍：地下原油黏度350～3000mPa·s；油層厚度5～40m；凈毛比0.45～0.9；初始含油飽和度0.45～0.78。

采用式（2）計(jì)算樣本方案中擬合樣本和檢驗(yàn)樣本的采收率，采收率計(jì)算值與實(shí)際值的關(guān)系如圖2所示。擬合樣本平均計(jì)算誤差為0.59%，檢驗(yàn)樣本平均計(jì)算誤差為0.85%，效果預(yù)測模型預(yù)測結(jié)果能夠滿足工程計(jì)算要求。

采用與上述采收率預(yù)測模型相同的建立方法，對122個(gè)擬合樣本進(jìn)行多元線性回歸，得到內(nèi)部收益率的多因素回歸效果預(yù)測模型如下：

式中：Rip為內(nèi)部收益率，%。

模型適用范圍：地下原油黏度350～3000mPa·s；油層厚度5～40m；凈毛比0.45～0.9；初始含油飽和度0.45～0.78。

采用式（3）計(jì)算樣本方案中擬合樣本和檢驗(yàn)樣本的內(nèi)部收益率，計(jì)算值與實(shí)際值的關(guān)系如圖3所示。擬合樣本平均計(jì)算誤差為3.51%，檢驗(yàn)樣本平均計(jì)算誤差為3.69%，效果預(yù)測模型預(yù)測結(jié)果能夠滿足工程計(jì)算要求。

圖2 蒸汽吞吐采收率計(jì)算值與實(shí)際值的關(guān)系

圖3 蒸汽吞吐內(nèi)部收益率計(jì)算值與實(shí)際值的關(guān)系（60美元/桶）

此外，還得到了不同油價(jià)下的內(nèi)部收益率預(yù)測模型，以考慮油價(jià)變化對經(jīng)濟(jì)指標(biāo)的影響。

原油價(jià)格40美元/桶時(shí)：

原油價(jià)格80美元/桶時(shí)：

3 實(shí)例應(yīng)用

采用建立的蒸汽吞吐效果預(yù)測模型對接近渤海油田條件的Bachaquero－01油藏進(jìn)行效果預(yù)測。該油藏位于委內(nèi)瑞拉馬拉開波湖東部沿岸，主力層油藏參數(shù)為：地下原油黏度635mPa·s，凈毛比0.73，油層厚度40m，初始含油飽和度0.8，油藏埋深1000m，平均滲透率2000mD，地質(zhì)儲(chǔ)量為6.14×108m3。目前已接近蒸汽吞吐開發(fā)的末期，原油采出程度已達(dá)到16.2%。應(yīng)用所建立的蒸汽吞吐效果預(yù)測模型，計(jì)算得到Bachaquero－01油藏蒸汽吞吐開發(fā)的采收率為16.44%，而直接套用SY/T 5367—2010中經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算得到的采收率為23.61%，采用趙洪巖的經(jīng)驗(yàn)公式[13]得到的采收率為25.84%，這說明該文模型預(yù)測海上油田蒸汽吞吐開發(fā)效果有較高的適用性，而陸上油田經(jīng)驗(yàn)公式得到的結(jié)果明顯偏高，不能用于海上油田效果預(yù)測。

最后，采用該模型對渤海海域各稠油油藏 （地下原油黏度350～1000mPa·s，初始含油飽和度0.55～0.75）進(jìn)行了效果預(yù)測。結(jié)果表明，不同區(qū)塊蒸汽吞吐采收率介于13%～18%之間，內(nèi)部收益率介于10%～70%之間，蒸汽吞吐潛力較大。因此，有必要深入開展適合海上油田熱力采油的工藝技術(shù)研究，大幅提高渤海海域原油產(chǎn)量。

4 結(jié)論

1）海上稠油油田蒸汽吞吐開發(fā)與陸上有很多不同之處，效果預(yù)測不能照搬陸上油田的經(jīng)驗(yàn)公式。

2）針對渤海海域稠油油藏特點(diǎn)，通過典型區(qū)塊油藏?cái)?shù)值模擬手段，得到了單因素影響規(guī)律及效果預(yù)測樣本集。

3）采用多元回歸方法，建立了海上油田蒸汽吞吐采收率和內(nèi)部收益率的效果預(yù)測模型，計(jì)算結(jié)果和實(shí)際區(qū)塊應(yīng)用均表明該模型計(jì)算精度較高，能夠滿足渤海海域稠油油藏蒸汽吞吐效果預(yù)測的要求。

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