基于地質(zhì)儲(chǔ)量結(jié)構(gòu)變化的采收率演變趨勢(shì)

計(jì)秉玉,王友啟,張 莉

(1.中國(guó)石化 石油勘探開發(fā)研究院，北京100083；2.國(guó)家能源陸相砂巖老油田持續(xù)開采研發(fā)中心，北京100083)

中國(guó)石化已投入開發(fā)的油藏依據(jù)構(gòu)造特征、儲(chǔ)層特征、原油物性以及地面條件等因素，概括為整裝油藏、斷塊油藏、低滲致密油藏、稠油油藏、縫洞型碳酸鹽巖油藏和海上油藏等6種類型。不同的油藏類型決定了不同的開發(fā)方式，具有不同的開發(fā)效果[1-5]。目前的開發(fā)方式以水驅(qū)、熱采、化學(xué)驅(qū)、天然能量和注N2為主，CO2驅(qū)和微生物驅(qū)處于現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)和小規(guī)模應(yīng)用階段[6-20]。在投產(chǎn)順序上一般表現(xiàn)為先易后難，即油藏地質(zhì)條件與地面條件簡(jiǎn)單，認(rèn)識(shí)比較清楚，儲(chǔ)量規(guī)模較大的整裝油藏、簡(jiǎn)單斷塊油藏投產(chǎn)時(shí)間較早(這類油藏一般發(fā)現(xiàn)也較早)，低滲致密油藏、縫洞型碳酸鹽巖油藏投產(chǎn)時(shí)間相對(duì)較晚。這種多種油藏類型并存、多種開發(fā)方式并存、不同的開發(fā)階段并存狀態(tài)下標(biāo)定出來(lái)的采收率就是整體采收率。油田儲(chǔ)量構(gòu)成具有動(dòng)態(tài)性和結(jié)構(gòu)性，整體采收率隨儲(chǔ)量增長(zhǎng)的內(nèi)在關(guān)系就是一個(gè)總量與增量、存量的關(guān)系，呈一定的規(guī)律性變化。作者對(duì)此進(jìn)行了研究，并通過(guò)對(duì)不同類型油藏采收率狀況及主控因素的分析，提出了進(jìn)一步提高采收率(EOR)的技術(shù)思路及攻關(guān)方向。

1 基于儲(chǔ)量結(jié)構(gòu)變化的整體采收率演變數(shù)學(xué)模型

逐次投入的儲(chǔ)量品質(zhì)不同，采收率不同，對(duì)整體采收率產(chǎn)生重大影響。一般情況下，早期投入儲(chǔ)量油藏條件好，采收率較高，中晚期投入的儲(chǔ)量采收率較低，對(duì)整體采收率產(chǎn)生負(fù)面影響。因此，整體采收率可視為投入儲(chǔ)量的函數(shù)。

設(shè)已開發(fā)儲(chǔ)量N對(duì)應(yīng)的整體采收率為R(N)，新投儲(chǔ)量為ΔN，采收率為rF(N)，則總的可采儲(chǔ)量的增量等于新投區(qū)塊可采儲(chǔ)量，有:

(1)

進(jìn)而有:

(2)

上述常微分方程描述了整體采收率隨地質(zhì)儲(chǔ)量和新投儲(chǔ)量采收率的變化關(guān)系。

再設(shè)新儲(chǔ)量投入前的儲(chǔ)量為N0，對(duì)應(yīng)的整體采收率R0為初始條件，求解(2)式，有：

(3)

根據(jù)積分中值定理，有：

(4)

可以看出，整體采收率R(N)是投入儲(chǔ)量采收率按照儲(chǔ)量比例為權(quán)重的加權(quán)平均值。

一般情況下，新投入儲(chǔ)量采收率具有逐漸變低的趨勢(shì)，依此可考查整體采收率隨儲(chǔ)量的變化率。

對(duì)公式(4)求導(dǎo)，有：

(5)

因此，隨著品質(zhì)較差儲(chǔ)量的投入，拉低整體采收率是一個(gè)共性問(wèn)題。

老區(qū)已開發(fā)儲(chǔ)量提高采收率是增加可采儲(chǔ)量、提高整體采收率的又一重要方面。在上述模型中，將實(shí)施采收率區(qū)塊儲(chǔ)量視為新投入儲(chǔ)量，提高采收率值視為新投入儲(chǔ)量采收率，但總的地質(zhì)儲(chǔ)量不變，則有：

(6)

2 不同油藏類型儲(chǔ)量投入開發(fā)后采收率變化趨勢(shì)

筆者運(yùn)用前述數(shù)學(xué)模型，定量剖析了中國(guó)石化2011年后新投入儲(chǔ)量與整體采收率的演變趨勢(shì)。

2.1 不同類型油藏采收率

2.1.1 整裝油藏

整裝油藏地質(zhì)條件較好，井網(wǎng)比較完善，以注水開發(fā)方式為主[21]。通過(guò)井網(wǎng)加密、注采系統(tǒng)調(diào)整、層系細(xì)分重組以及換層、調(diào)剖堵水等多種工藝措施改善水驅(qū)效果，采收率達(dá)到42.6%。但這類油藏主體部分早已投入開發(fā)，對(duì)油公司整體采收率的存量貢獻(xiàn)較大，近年來(lái)動(dòng)用儲(chǔ)量比例較低，對(duì)整體采收率增量貢獻(xiàn)較小。

整裝油藏也是化學(xué)驅(qū)提高采收率的主要對(duì)象[22-23]。勝利油田在油藏溫度65～80 ℃、地層水礦化度10 000～30 000 mg/L、原油粘度40～150 mPa·s的油藏，采用常規(guī)注水井網(wǎng)未進(jìn)行大規(guī)模井網(wǎng)加密情況下，實(shí)施小段塞聚合物驅(qū)提高采收率6%～12%(OOIP)，平均7.6%，低濃度表活劑二元復(fù)合驅(qū)提高采收率7%～18%(原始地質(zhì)儲(chǔ)量)，平均9.3%。已實(shí)施化學(xué)驅(qū)油藏儲(chǔ)量占比為7.5%。

2.1.2 斷塊油藏

斷塊油藏，尤其是復(fù)雜斷塊油藏，斷層發(fā)育，油層發(fā)育縱向跨度大，呈現(xiàn)多套油水系統(tǒng)，油水分布復(fù)雜，小層對(duì)比難度大，低序級(jí)斷層識(shí)別難度大，油水層識(shí)別難度大。這類油藏采用滾動(dòng)勘探開發(fā)模式，注采系統(tǒng)完善程度差，部分極復(fù)雜小斷塊無(wú)法實(shí)現(xiàn)注水，只能采用天然能量開發(fā)，水驅(qū)標(biāo)定采收率為28.3%。簡(jiǎn)單斷塊油藏也開展了化學(xué)驅(qū)提高采收率技術(shù)，采收率一般提高4%～10%(OOIP)。

2.1.3 低滲致密油藏

低滲致密油藏儲(chǔ)層孔隙度和滲透率低，儲(chǔ)層流體可動(dòng)性差，流體流動(dòng)難度大，普遍存在“注不進(jìn)、采不出”的矛盾，有效驅(qū)動(dòng)體系難以建立，單井產(chǎn)量低，注水量低[24-25]。這類油藏孔喉比較大(50以上)，賈敏現(xiàn)象突出，殘余油飽和度高，標(biāo)定采收率21.7%，是進(jìn)一步勘探發(fā)現(xiàn)和投入開發(fā)的主要油藏類型。

2.1.4 稠油油藏

中國(guó)石化以勝利油田和河南油田為代表的稠油熱采油藏，蒸汽吞吐開采方式為主，標(biāo)定采收率為20.2%[26]。油藏埋藏深(900～1 600 m)、油層厚度薄、儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)、具有活躍邊底水、轉(zhuǎn)驅(qū)壓力高等條件制約，蒸汽驅(qū)儲(chǔ)量規(guī)模小，僅占3.4%。針對(duì)特超稠油，添加降粘劑、驅(qū)油劑、泡沫劑、CO2、N2等，探索形成了H(水平井)+D(降粘劑)+C(CO2)+S(蒸汽)、H(水平井)+D(降粘劑)+N(N2)+S(蒸汽)技術(shù)，但儲(chǔ)量占比僅為1.5%。

2.1.5 縫洞型碳酸鹽巖油藏

縫洞型碳酸鹽巖油藏主要分布在塔里木盆地的塔河油田，儲(chǔ)集空間主要為大型溶洞和裂縫，非均質(zhì)性極其嚴(yán)重，埋藏深度超過(guò)5 300 m。開采方式主要為天然能量、注水和注N2(吞吐為主，井組驅(qū)替為輔)，標(biāo)定采收率為15.5%[27]。采收率較低的主要影響因素：一是塔河油田碳酸鹽巖油藏屬于超深、超高溫高壓復(fù)雜儲(chǔ)集體，儲(chǔ)集介質(zhì)分布不連續(xù)，儲(chǔ)集體中存在多種流動(dòng)狀態(tài)，描述與表征的難度很大；二是注水注氣驅(qū)油機(jī)理認(rèn)識(shí)和優(yōu)化設(shè)計(jì)難度大，提高采收率幅度相對(duì)較小，僅為2%～3%。

2.1.6 海上油藏

中國(guó)石化海上油藏主要分布在埕島油田和新北油田，雖然油藏條件和陸上館陶組油藏相似，但由于海上條件限制，陸地油田提高采收率措施實(shí)施難度大。埕島油田主體油層館陶組經(jīng)過(guò)天然能量開發(fā)、合注合采開發(fā)和細(xì)分層系開發(fā)，整體處在低注水倍數(shù)、高含水初期階段，平均采收率25.8%。

總之，中國(guó)石化已投入開發(fā)的油藏中，采收率較高的高品位儲(chǔ)量占比較低，例如采收率42.6%的整裝油藏，截至2018年累積動(dòng)用儲(chǔ)量?jī)H占總儲(chǔ)量的19.1%，并且呈逐年降低之勢(shì)。而采收率較低的低滲致密、稠油、縫洞型碳酸鹽巖油藏等低品位累積動(dòng)用儲(chǔ)量占比達(dá)到43.2%(表1)，卻呈逐年增加態(tài)勢(shì)。

表1 中國(guó)石化2018年度儲(chǔ)量構(gòu)成與標(biāo)定采收率Table 1 Reservoir types and calibrated recovery rates of Sinopec in 2018

2.2 2011年以來(lái)整體采收率演變趨勢(shì)

2011年以來(lái)采收率變化可以劃分為3個(gè)階段：2012—2013年，新投入儲(chǔ)量中低品位儲(chǔ)量占比達(dá)到80%以上(圖1)，采收率只有11%左右，拉低了整體采收率，2012年和2013年的整體采收率分別為26.7%和26.5%(圖2)。2014—2017年，新投入儲(chǔ)量規(guī)?？s小，儲(chǔ)量占比不到1.0%，對(duì)整體采收率的影響變小，整體采收率穩(wěn)定在26.5%～26.8%。2018年之后，低滲透致密、稠油油藏等低品位儲(chǔ)量投入比例加大到70%左右，整體采收率降低至25.7%。

圖1 新投儲(chǔ)量占比及標(biāo)定采收率變化趨勢(shì)Fig.1 Proportion of newly developed reserves and change trend of calibrated recovery rate

圖2 整體采收率變化趨勢(shì)Fig.2 Overall recovery rate variation

盡管老區(qū)針對(duì)不同類型油藏采用了層系重組、井網(wǎng)完善、堵水調(diào)剖、化學(xué)驅(qū)、熱采等多種調(diào)整措施提高采收率，但由于覆蓋儲(chǔ)量比例較低，僅為4.5%～19.1%，年平均提高采收率僅為0.04%～0.23%(圖3)。

圖3 老區(qū)年平均提高采收率統(tǒng)計(jì)Fig.3 Annual EOR averages of mature blocks

總之，中國(guó)石化2011—2018年投入低采收率、低品位儲(chǔ)量對(duì)整體采收率拉低起到主導(dǎo)地位，雖然在老區(qū)提高采收率方面做了大量工作，但覆蓋儲(chǔ)量規(guī)模小，在穩(wěn)定整體采收率變化趨勢(shì)上還沒有起到根本性作用。

3 提高整體采收率技術(shù)及潛力方向

勘探發(fā)現(xiàn)優(yōu)質(zhì)儲(chǔ)量難度越來(lái)越大，已開發(fā)區(qū)塊大幅度提高采收率成為油田持續(xù)發(fā)展的重大舉措。前述公式表明，依靠EOR技術(shù)提升油區(qū)整體采收率，主要體現(xiàn)在不同油藏類型采收率提升值和覆蓋儲(chǔ)量比例兩個(gè)方面。據(jù)此，筆者認(rèn)為提高整體采收率的主要技術(shù)思路是：立足水驅(qū)，完善熱采，拓展化學(xué)驅(qū)，加大注氣和微生物采油力度，探索變革性EOR新技術(shù)。

3.1 改進(jìn)水驅(qū)技術(shù)

理論研究與實(shí)踐表明，較高的原油粘度決定了大量可采儲(chǔ)量在特高含水階段采出[28]。水驅(qū)儲(chǔ)量占比高達(dá)65.9%，若水驅(qū)采收率提高2%，可使整體采收率提高1.3%，相當(dāng)于新發(fā)現(xiàn)億噸級(jí)大油田，因此改進(jìn)水驅(qū)技術(shù)對(duì)整體采收率貢獻(xiàn)潛力很大。針對(duì)普遍進(jìn)入特高含水開發(fā)階段的老油田，精細(xì)油藏描述要進(jìn)一步朝細(xì)化與量化方向發(fā)展，大力開展基于流動(dòng)單元的三維地質(zhì)建模研究，精細(xì)刻畫儲(chǔ)層內(nèi)部非均質(zhì)性。開發(fā)調(diào)整深入到流動(dòng)單元，利用儲(chǔ)層非均質(zhì)性控制含水上升成為進(jìn)一步提高水驅(qū)采收率的重要方面。推行油藏-井筒-地面管網(wǎng)一體化數(shù)值模擬技術(shù)，地下地面整體優(yōu)化調(diào)整成為實(shí)現(xiàn)整體效果最大化、經(jīng)濟(jì)可采儲(chǔ)量最大化的一個(gè)重要途徑。

3.2 稠油熱采技術(shù)

已實(shí)施蒸汽吞吐油藏，深化熱連通半徑認(rèn)識(shí)，提高熱采區(qū)加密的效果和應(yīng)用規(guī)模?？赊D(zhuǎn)蒸氣驅(qū)油藏，完善和推廣熱+化學(xué)方法，提高蒸汽驅(qū)技術(shù)經(jīng)濟(jì)效果和應(yīng)用范圍。水驅(qū)稠油油藏，積極轉(zhuǎn)變開采方式，深入評(píng)價(jià)轉(zhuǎn)熱采條件、時(shí)機(jī)與潛力，擴(kuò)大試驗(yàn)和應(yīng)用規(guī)模。對(duì)難以轉(zhuǎn)蒸汽驅(qū)的多輪次蒸汽吞吐油藏，探索轉(zhuǎn)化學(xué)復(fù)合驅(qū)技術(shù)，通過(guò)乳化降粘等機(jī)理實(shí)現(xiàn)有效驅(qū)替。

3.3 化學(xué)驅(qū)技術(shù)

化學(xué)驅(qū)儲(chǔ)量占比7.5%，如覆蓋儲(chǔ)量規(guī)模提高1倍，可使整體采收率提高1%。針對(duì)正注化學(xué)驅(qū)區(qū)塊，推廣加大用量、分層注聚、全過(guò)程調(diào)剖和完善注采系統(tǒng)等方法，進(jìn)一步改善化學(xué)驅(qū)效果。針對(duì)海上油田重點(diǎn)攻關(guān)海上平臺(tái)母液配制、產(chǎn)出水密閉配注、一泵多井、大規(guī)?；炫涔に嚒⒎郎胺绞?、分注、舉升等海工工藝技術(shù)，加快推動(dòng)化學(xué)驅(qū)技術(shù)試驗(yàn)與工業(yè)化應(yīng)用。針對(duì)高溫高鹽油藏，加強(qiáng)驅(qū)油機(jī)理與驅(qū)油新體系攻關(guān)，一是加抗鹽單體新型功能超高分路線，二是突破高鈣鎂油藏必須加大聚合物濃度和分子量的做法，利用鈣鎂離子，使部分鈣鎂離子形成微晶，懸浮在驅(qū)油體系中，降低鈣鎂離子對(duì)聚合物溶液粘度的不利影響，從而提高驅(qū)油體系的粘度。針對(duì)聚驅(qū)后油藏，進(jìn)一步研究聚合物驅(qū)后剩余油分布特征與賦存狀態(tài)，加大非均相化學(xué)復(fù)合驅(qū)的推廣力度，并在應(yīng)用中不斷完善。

3.4 氣驅(qū)技術(shù)

塔河縫洞型碳酸鹽巖油藏，縱向跨度大，通過(guò)注N2實(shí)現(xiàn)重力驅(qū)油，以吞吐方式為主。應(yīng)進(jìn)一步研究井與儲(chǔ)集體配置關(guān)系，預(yù)測(cè)次生N2頂形成時(shí)間與用量，進(jìn)一步完善氮?dú)廨o助重力驅(qū)技術(shù)(GAGD技術(shù))，擴(kuò)大應(yīng)用規(guī)模和增大采收率提升幅度。

CO2驅(qū)具有較好的驅(qū)油效果已被大量研究與現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)所證實(shí)，以CO2-EOR為核心的CCUS(碳捕獲、利用與封存)成為政府和工業(yè)界關(guān)注的問(wèn)題。中國(guó)CO2驅(qū)技術(shù)仍處于試驗(yàn)研究和小規(guī)模推廣階段，主要受以下3個(gè)方面因素的制約：一是氣源受限，價(jià)格昂貴；二是儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng)，裂縫發(fā)育，氣竄嚴(yán)重；三是原油粘度大，重組分含量高，混相程度低。CO2驅(qū)提高采收率幅度低于10%，但其注入能力是注水的3～5倍，有必要進(jìn)一步擴(kuò)大CO2驅(qū)應(yīng)用規(guī)模，通過(guò)應(yīng)用完善CO2捕集、運(yùn)輸、封存和提高采收率技術(shù)。

考慮到氣源的廉價(jià)與廣泛性，應(yīng)積極探索減氧空氣驅(qū)的可行性。

3.5 微生物采油技術(shù)

微生物采油(MEOR)具有多種驅(qū)油機(jī)理，成本低，綠色環(huán)保，是提高采收率的一個(gè)重要方向，在勝利油田中高溫(60～85 ℃)油藏提高采收率5%左右。應(yīng)該進(jìn)一步擴(kuò)大試驗(yàn)與應(yīng)用規(guī)模，進(jìn)一步應(yīng)用多學(xué)科集成化手段完善菌種和營(yíng)養(yǎng)液體系優(yōu)化、油藏微生物作用過(guò)程控制和產(chǎn)出物檢測(cè)方法。

3.6 提高采收率新技術(shù)

在完善現(xiàn)有成熟技術(shù)適應(yīng)新領(lǐng)域的同時(shí)，需要不斷發(fā)展新技術(shù)、新理論。針對(duì)常規(guī)驅(qū)油劑的局限性，探索新型的經(jīng)濟(jì)、高效、耐溫、抗鹽的驅(qū)油劑和驅(qū)油體系，攻關(guān)提高采收率接替技術(shù)和儲(chǔ)備技術(shù)。

1) 低滲油藏溶膨法提高采收率技術(shù)

低滲透油藏儲(chǔ)量占比大，但聚合物注入能力差，表面活性劑吸附強(qiáng)，損失大，化學(xué)驅(qū)技術(shù)經(jīng)濟(jì)效果差。如能找到油溶性較強(qiáng)且彈性能量大的廉價(jià)環(huán)保溶劑，可以避免上述問(wèn)題，成為低滲透油藏提高采收率新技術(shù)。

2) 高含水油藏滯留氣控水技術(shù)

如果在高含水油藏形成滯留氣，可以大幅度降低水相滲透率，起到化學(xué)驅(qū)難以適應(yīng)的高溫高鹽等油藏控水挖潛作用。

3) 納米+表活劑技術(shù)

通過(guò)納米材料的特殊功能，實(shí)現(xiàn)新的驅(qū)油機(jī)理，是提高采收率的一個(gè)重要方向。

4 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

1) 不同類型油藏的地質(zhì)儲(chǔ)量比例與采收率決定了油田或油區(qū)的整體采收率，并可由本文建立的數(shù)學(xué)模型定量表征。隨著開發(fā)的不斷深入，投入的儲(chǔ)量品質(zhì)逐漸變差，雖然已開發(fā)區(qū)塊做了大量提高采收率工作，但覆蓋儲(chǔ)量比例較低，整體采收率仍呈下降趨勢(shì)。

2) 在新發(fā)現(xiàn)儲(chǔ)量逐漸變差情況下，提高老區(qū)采收率成為油公司增加可采儲(chǔ)量的極其重要舉措。水驅(qū)儲(chǔ)量比例最大，仍是提高整體采收率的主要領(lǐng)域，同時(shí)大力推進(jìn)化學(xué)驅(qū)、稠油熱采和注氣等技術(shù)的規(guī)?；瘧?yīng)用，探索針對(duì)性的提高采收率新的變革性技術(shù)。

符號(hào)說(shuō)明

N—投入開發(fā)的總地質(zhì)儲(chǔ)量，104t；

N0—初始儲(chǔ)量，104t；

N1—提高采收率覆蓋地質(zhì)儲(chǔ)量，104t；

rF(N)—新投入儲(chǔ)量采收率，%；

R0—初始采收率，%；

Ra—新投儲(chǔ)量平均采收率，%；

Rf(N)—老區(qū)提高采收率，%；

R(N)—對(duì)應(yīng)總地質(zhì)儲(chǔ)量的整體采收率，%；

ΔN—新投入儲(chǔ)量，104t。