海上稠油熱采開發(fā)經(jīng)濟(jì)界限研究

劉新光，田 冀，李 娜，王 磊，蔡 柳

(中海油研究總院，北京 102200)

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海上稠油熱采開發(fā)經(jīng)濟(jì)界限研究

劉新光，田 冀，李 娜，王 磊，蔡 柳*

(中海油研究總院，北京 102200)

針對海上稠油熱采成本高、經(jīng)濟(jì)界限與陸地油田熱采差異較大，無法套用陸地油田稠油熱采儲(chǔ)量篩選標(biāo)準(zhǔn)的問題，通過研究熱采單井累計(jì)產(chǎn)油量的關(guān)鍵地質(zhì)油藏參數(shù)，以數(shù)值模擬結(jié)果為基礎(chǔ)繪制了單井熱采效果預(yù)測圖版。通過油藏、鉆采、工程、經(jīng)濟(jì)等多專業(yè)協(xié)同，明確了不同海洋工程依托模式下稠油熱采開發(fā)經(jīng)濟(jì)界限，并對比了多元熱流體和蒸汽吞吐2種開發(fā)方式的經(jīng)濟(jì)性，為海上稠油熱采整體規(guī)劃決策提供了技術(shù)支撐。

海上稠油熱采；技術(shù)界限；經(jīng)濟(jì)開發(fā)；多元熱流體；蒸汽吞吐；渤海油田

0 引 言

渤海油田稠油儲(chǔ)量豐富。截至2014年，已發(fā)現(xiàn)地下原油黏度大于350 mPa·s的稠油儲(chǔ)量(以下簡稱海上特殊稠油)占到總儲(chǔ)量的20%。這部分儲(chǔ)量采用常規(guī)水驅(qū)開發(fā)效果較差[1]，需采用熱采方式才能夠有效動(dòng)用。自2008年以來，渤海油田分別在BHN35油田南區(qū)[2]和BHL27油田進(jìn)行了多元熱流體、蒸汽吞吐現(xiàn)場試驗(yàn)。熱采開發(fā)經(jīng)濟(jì)界限與陸地油田有較大差異，陸地油田稠油熱采篩選標(biāo)準(zhǔn)[3-4]不適用于海上稠油儲(chǔ)量級別的劃分，需要建立考慮海上不同的儲(chǔ)量類型、開發(fā)方式及工程模式等因素的海上稠油熱采經(jīng)濟(jì)開發(fā)技術(shù)界限。

1 海上稠油熱采儲(chǔ)量開發(fā)效果預(yù)測

通過對渤海BHN35、BHL16、BHQ33、BHP91這4個(gè)典型特殊稠油油田119個(gè)砂體近2×109t儲(chǔ)量進(jìn)行特征分析，將海上特殊稠油儲(chǔ)量分為單砂體純油區(qū)型、底水(過渡帶)型、互層多砂體組合型3種模式。

根據(jù)目標(biāo)油田的參數(shù)范圍，分別設(shè)置了模式下的3因素、7水平機(jī)理模型正交實(shí)驗(yàn)147組，用以確定影響開發(fā)效果的主控因素，參數(shù)設(shè)置如表1所示。通過極差分析法[5]，分析出3種模式分類下單井累計(jì)產(chǎn)油量的影響權(quán)重排序，單砂體純油區(qū)型的影響權(quán)重為黏度最大，其次為厚度，再次為埋深；底水(過渡帶型)的影響權(quán)重為厚度最大，其次為黏度，再次為水體倍數(shù)；互層多砂體組合型的影響權(quán)重為黏度最大，其次為厚度，再次為凈總比。可見，3種地質(zhì)模式下單井累計(jì)產(chǎn)油量的主控因素均為厚度和黏度。根據(jù)表1中不同厚度和原油黏度的組合，分別考慮海上多元熱流體和蒸汽吞吐2種開發(fā)模式[6]，采用294組機(jī)理模型進(jìn)行敏感性研究，繪制海上稠油熱采單井累計(jì)產(chǎn)油量預(yù)測圖版，預(yù)測不同模式、不同厚度和黏度組合下的單井累計(jì)產(chǎn)油量。模型主要參數(shù)見表2。

表1 海上稠油熱采關(guān)鍵地質(zhì)因素分析正交實(shí)驗(yàn)設(shè)計(jì)參數(shù)

表2 機(jī)理模型主要參數(shù)

1.1 單砂體純油區(qū)型

單砂體純油區(qū)型是指邊水或封閉油藏中單砂體具有一定厚度的油藏，根據(jù)陸上油田及海上BHN35、BHL27油田開發(fā)經(jīng)驗(yàn)，此類油藏可采用水平井開發(fā)[8-9]。圖1為單砂體純油區(qū)型熱采單井累計(jì)產(chǎn)油量預(yù)測圖版，圖中實(shí)線表示蒸汽吞吐，虛線表示多元熱流體開發(fā)(下同)。由圖1可知，原油黏度升高，單井累計(jì)產(chǎn)油量逐漸降低；原油黏度越大，不同厚度下的單井累計(jì)產(chǎn)油量越接近，厚度越不敏感。油藏厚度增大，單井累計(jì)產(chǎn)油量逐漸增大；油層厚度越大，原油黏度對單井累計(jì)產(chǎn)油量越敏感。對于單砂體純油區(qū)型模式，原油黏度在1 000 mPa·s以內(nèi)時(shí)多元熱流體吞吐開發(fā)效果略好。較大的原油黏度下，蒸汽吞吐開發(fā)效果較好。這是由于原油黏度較低時(shí)，原油流動(dòng)對熱焓要求較低，蒸汽吞吐開發(fā)的高熱焓優(yōu)勢不明顯，多元熱流體的增能保壓作用能夠得到很好的體現(xiàn)。當(dāng)原油黏度較高時(shí)，降黏成為影響開發(fā)效果的首要因素，此時(shí)熱焓較高的蒸汽吞吐體現(xiàn)出一定的優(yōu)勢[10]。

圖1 單砂體純油區(qū)型熱采單井累計(jì)產(chǎn)油預(yù)測圖版

1.2 底水(過渡帶)型

底水(過渡帶)型是指底水油藏或處于邊水油藏過渡帶區(qū)域的儲(chǔ)量，同樣適用于水平井開發(fā)(圖2)。底水(過渡帶)型相比于同樣采用水平井開發(fā)的單砂體純油區(qū)型，具有以下特點(diǎn)：①相同厚度及黏度下，底水(過渡帶)型單井累計(jì)產(chǎn)油量約為單砂體純油區(qū)型的一半，說明底水的吸熱作用導(dǎo)致熱采效果明顯變差；②原油黏度為350 ～50 000 mPa·s，采用多元熱流體吞吐的開發(fā)效果低于蒸汽吞吐，說明由于底水對油藏能量的補(bǔ)充作用，多元熱流體的增能保壓效果變得并不明顯。

圖2 底水(過渡帶)型熱采效果預(yù)測圖版

1.3 互層多砂體組合型

互層多砂體組合型是指砂體厚度較小、且呈互層狀分布的多砂體組合，此類油藏適合采用定向井合層開發(fā)。圖3為互層多砂體組合型熱采單井累計(jì)產(chǎn)油量預(yù)測圖版。在相同的油層總厚度下，單砂體純油區(qū)型水平井熱采的累計(jì)產(chǎn)油量約為互層多砂體組合型的5倍，其原因主要為：①對于單層油藏，相同油層厚度下，水平井的單井累計(jì)產(chǎn)油量大約為定向井的2～4倍[11]；②相同油層厚度及相同井型的情況下，互層多砂體組合型儲(chǔ)層被多個(gè)泥巖隔層所分割，凈總比較低。根據(jù)相關(guān)研究結(jié)果[12]，凈總比由1.0下降至0.5時(shí)，單井累計(jì)產(chǎn)油量降低至原來的60%。

圖3 互層多砂體組合型熱采效果預(yù)測圖版

2 海上稠油熱采經(jīng)濟(jì)界限研究

2.1 海上油田開發(fā)不同工程模式

海上稠油熱采開發(fā)的經(jīng)濟(jì)性受到海上不同工程模式的影響[13]。根據(jù)渤海目前的生產(chǎn)情況將工程模式劃分為：①獨(dú)立開發(fā)，即新鉆熱采井，新鉆井口平臺(tái)、中心處理平臺(tái)及外輸管線[14-15]；②依托開發(fā)，即新鉆熱采井，新建井口平臺(tái)，中心處理平臺(tái)和外輸管線依托原有設(shè)施(為簡化期間，暫不考慮設(shè)施改造費(fèi)用)；③挖潛開發(fā)，即不需要新建井口平臺(tái)、中心處理平臺(tái)和外輸管線，僅考慮在原有井口平臺(tái)上增設(shè)注熱設(shè)備，新鉆熱采井。

2.2 海上稠油熱采經(jīng)濟(jì)界限概算

采用多專業(yè)協(xié)同研究的方式估算海上稠油熱采的經(jīng)濟(jì)界限。油藏專業(yè)編制不同開發(fā)方式下的開發(fā)指標(biāo)；鉆采專業(yè)設(shè)計(jì)熱采井鉆采方案，給出鉆井、完井及采油費(fèi)用；工程專業(yè)根據(jù)不同的開發(fā)模式、生產(chǎn)規(guī)模設(shè)計(jì)不同的工程方案，開列平臺(tái)設(shè)備表；經(jīng)濟(jì)專業(yè)評價(jià)經(jīng)濟(jì)效益[16]。根據(jù)經(jīng)濟(jì)效益的情況，油藏專業(yè)修改虛擬開發(fā)指標(biāo)，其他專業(yè)更新方案，直至找到合理的經(jīng)濟(jì)界限(對應(yīng)內(nèi)部收益率12%[17])。根據(jù)以上過程，確定的熱采開發(fā)經(jīng)濟(jì)界限如表3所示。

表3 海上稠油熱采開發(fā)經(jīng)濟(jì)界限

以上計(jì)算結(jié)果說明，挖潛開發(fā)模式經(jīng)濟(jì)門檻最低，在目前的評價(jià)油價(jià)下(66.8美元/桶)，單井累計(jì)產(chǎn)油量的門檻在6.3×104～7.5×104m3，動(dòng)用儲(chǔ)量需大于600×104m3以上；依托開發(fā)單井累計(jì)產(chǎn)油量門檻在12.0×104～14.1×104m3，動(dòng)用儲(chǔ)量需大于1 100×104m3；獨(dú)立開發(fā)經(jīng)濟(jì)門檻最高，在單井累計(jì)產(chǎn)油量12.0×104～14.1×104m3的基礎(chǔ)上，動(dòng)用儲(chǔ)量需大于2 000×104m3。隨著油價(jià)的升高，單井累計(jì)產(chǎn)油量界限逐漸下降。

同時(shí)，由于注熱設(shè)備費(fèi)用及熱采操作費(fèi)的不同，多元熱流體開發(fā)經(jīng)濟(jì)門檻略高，約為蒸汽吞吐單井累計(jì)產(chǎn)油量界限的120%。值得注意的是，該結(jié)論受到油田服務(wù)合同模式、設(shè)備發(fā)展情況、評價(jià)油價(jià)等多方面的制約，任何一種因素變化都可能造成結(jié)果的反復(fù)。

綜上所述，對于某一特定的海上特殊稠油儲(chǔ)量，通過其儲(chǔ)量類型查詢相應(yīng)的開發(fā)效果預(yù)測圖版(圖1～3)，根據(jù)其厚度和黏度預(yù)測其熱采開發(fā)單井累計(jì)產(chǎn)油量；通過該油田及其附近海上生產(chǎn)設(shè)施情況確定其工程模式，再對應(yīng)查出不同油價(jià)下的熱采開發(fā)經(jīng)濟(jì)界限。當(dāng)砂體儲(chǔ)量和預(yù)測的累計(jì)產(chǎn)油量均在經(jīng)濟(jì)界限以上時(shí)，熱采開發(fā)具備經(jīng)濟(jì)價(jià)值；反之，則不具備經(jīng)濟(jì)價(jià)值。對于具備熱采開發(fā)價(jià)值的儲(chǔ)量，還可以比較多元熱流體和蒸汽吞吐開發(fā)的經(jīng)濟(jì)性，進(jìn)而優(yōu)化熱采開發(fā)方式。

3 結(jié) 論

(1) 通過海上稠油儲(chǔ)量模式分類、單井累計(jì)產(chǎn)油量預(yù)測圖版及不同工程模式下的經(jīng)濟(jì)界限研究，明確了海上條件下能夠經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)的稠油熱采儲(chǔ)量特征及規(guī)模，為渤海稠油熱采整體規(guī)劃決策制訂提供了依據(jù)。

(2) 相比于其他儲(chǔ)量模式，單砂體純油區(qū)型累計(jì)產(chǎn)油量較高，更易達(dá)到海上稠油熱采經(jīng)濟(jì)界限，應(yīng)為海上勘探及開發(fā)重點(diǎn)攻關(guān)類型。

(3) 不同的開發(fā)方式和工程依托模式下，海上稠油熱采的經(jīng)濟(jì)界限不同。目前的服務(wù)價(jià)格體系下，蒸汽吞吐開發(fā)經(jīng)濟(jì)門檻略低；挖潛開發(fā)門檻遠(yuǎn)低于依托開發(fā)和獨(dú)立開發(fā)。因此，海上稠油熱采應(yīng)重點(diǎn)關(guān)注已開發(fā)油田及其附近的特殊稠油儲(chǔ)量，研究在原注水開發(fā)平臺(tái)增設(shè)熱采設(shè)備的技術(shù)及其可行性，立足挖潛及依托開發(fā)。

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編輯 張耀星

20150906；改回日期：20160319

中海石油(中國)有限公司“十二五”重大科技項(xiàng)目“海上稠油熱采開發(fā)方案設(shè)計(jì)方法及關(guān)鍵技術(shù)研究”(2013-YXZHKY-013)

劉新光(1984-)，男，工程師，2007年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(北京)石油工程專業(yè)，2010年畢業(yè)于該校油氣田開發(fā)專業(yè)，獲碩士學(xué)位，現(xiàn)從事海上油田開發(fā)前期設(shè)計(jì)工作

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.03.025

TE345

A

1006-6535(2016)03-0106-04

* 參與研究工作的還有鄭強(qiáng)、李卓林、鄭偉、張明。