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

杜慶軍 （中國石油大學 （華東）地球科學與技術學院，山東 青島266580）

張賢松，康曉東，蔣珊珊

渤海海域稠油儲量豐富，熱力采油技術已開展礦場試驗[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熱力采油效果預測的研究，以期為即將進行的海上稠油油田熱采提供指導[4]。陸地油田在引進熱采技術初期就進行過蒸汽吞吐或蒸汽驅(qū)效果預測的相關研究[5，6]，并得到了一些適用于陸上油田的采收率預測模型[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，加上平臺限制、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測模型。同時，海上油田蒸汽吞吐成本高、風險大，需要建立內(nèi)部收益率等經(jīng)濟指標的預測模型。

1 模型的引出

目前，陸上稠油油藏蒸汽吞吐采收率預測采用的是石油天然氣行業(yè)標準SY/T 5367—2010《石油可采儲量計算方法》中的經(jīng)驗公式，該經(jīng)驗公式是根據(jù)39個陸上油田蒸汽吞吐實際開發(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系；海上開發(fā)鉆井成本高，小井距開發(fā)不經(jīng)濟，蒸汽吞吐開發(fā)井距一般在200～250m，而標準中經(jīng)驗公式適用井距為100～200m；海上平臺生產(chǎn)條件較差，注汽設備擺放難度大，需要采用小型鍋爐，注汽速度只能達到10t/h，而陸上大型鍋爐一般都能達到20t/h；海上平臺生產(chǎn)成本高，導致經(jīng)濟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測不能直接套用標準中的經(jīng)驗公式，需要根據(jù)海上油田特點，建立符合海上油田實際情況的蒸汽吞吐采收率預測公式。

此外，傳統(tǒng)的效果預測只進行采收率的預測，還沒有針對經(jīng)濟指標預測的經(jīng)驗公式，只能在具體油田開發(fā)之前進行經(jīng)濟評價，這不利于提前掌握各油田進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測模型既包括預測采收率的經(jīng)驗公式，也包括預測內(nèi)部收益率的經(jīng)驗公式。

2 模型的建立

陸上油田采收率經(jīng)驗公式的回歸大都采用實際區(qū)塊的統(tǒng)計資料[10]，而海上油田進行蒸汽吞吐開發(fā)的實例還很少，需要借助于油藏數(shù)值模擬軟件進行虛擬開發(fā)[11]，得到所需的樣本集資料?；诓澈：Ｓ蛴吞锏刭|(zhì)和開發(fā)特點，以已成功實施熱力采油的N油田為典型區(qū)塊，建立油藏數(shù)值模擬概念模型，得到單因素影響規(guī)律和效果預測樣本集。在開發(fā)效果單因素影響規(guī)律分析基礎上，采用多元線性回歸得到海上稠油油藏蒸汽吞吐的效果預測模型。

2.1 典型區(qū)塊的油藏數(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。油藏數(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，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，確定基礎方案注采參數(shù)為：注汽速度10t/h，注汽強度380～480t/m，燜井時間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%?；诤Ｉ嫌吞镎羝掏陆?jīng)濟評價結果，吞吐輪次轉(zhuǎn)換條件是單井日產(chǎn)油低于經(jīng)濟日產(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

借助于油藏數(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)的相關關系，作為確定經(jīng)驗公式形式的依據(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)關系，內(nèi)部收益率與地下原油黏度呈較好的乘冪關系；蒸汽吞吐采收率隨著凈毛比的增大而增大，并且呈現(xiàn)出較好的線性關系，內(nèi)部收益率隨凈毛比增大呈較好的對數(shù)關系；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)關系，內(nèi)部收益率與油層厚度呈較好的二次式關系；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系，內(nèi)部收益率與初始含油飽和度呈較好的二次式關系。

2.3 效果預測樣本集的產(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個參數(shù)，各參數(shù)分別劃分為8個水平，采用正交設計表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。對各方案進行蒸汽吞吐模擬計算，得到不同參數(shù)不同水平條件下的采收率，以及動態(tài)經(jīng)濟評價計算得到的內(nèi)部收益率值作為效果預測回歸樣本，建立海上油田蒸汽吞吐技術的采收率和內(nèi)部收益率效果預測樣本集，其中，內(nèi)部收益率是指在經(jīng)濟開采期內(nèi)的凈現(xiàn)值為零時的貼現(xiàn)率i[12]，海上油田蒸汽吞吐凈現(xiàn)值表達式如式（1）所示。隨機抽取6個樣本作為檢驗樣本，其余122個樣本作為擬合樣本。

式中：Po為原油價格，元/桶；Vnp為累積財務凈現(xiàn)值，元；Qoi為年增油量，t；Cm為每噸油操作成本費，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為基準收益率，%；n為生產(chǎn)井數(shù)，口；t為生產(chǎn)時間，年；D為完鉆井深，m；Cd為單位進尺鉆井成本，元/m；Is為單井地面建設投資，元；Vr為開采期末地面設備殘值的折現(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關系，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個擬合樣本進行多元線性回歸，得到采收率的多因素回歸效果預測模型如下：

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）計算樣本方案中擬合樣本和檢驗樣本的采收率，采收率計算值與實際值的關系如圖2所示。擬合樣本平均計算誤差為0.59%，檢驗樣本平均計算誤差為0.85%，效果預測模型預測結果能夠滿足工程計算要求。

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

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）計算樣本方案中擬合樣本和檢驗樣本的內(nèi)部收益率，計算值與實際值的關系如圖3所示。擬合樣本平均計算誤差為3.51%，檢驗樣本平均計算誤差為3.69%，效果預測模型預測結果能夠滿足工程計算要求。

圖2 蒸汽吞吐采收率計算值與實際值的關系

圖3 蒸汽吞吐內(nèi)部收益率計算值與實際值的關系（60美元/桶）

此外，還得到了不同油價下的內(nèi)部收益率預測模型，以考慮油價變化對經(jīng)濟指標的影響。

原油價格40美元/桶時：

原油價格80美元/桶時：

3 實例應用

采用建立的蒸汽吞吐效果預測模型對接近渤海油田條件的Bachaquero－01油藏進行效果預測。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，原油采出程度已達到16.2%。應用所建立的蒸汽吞吐效果預測模型，計算得到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)驗公式計算得到的采收率為23.61%，采用趙洪巖的經(jīng)驗公式[13]得到的采收率為25.84%，這說明該文模型預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)驗公式得到的結果明顯偏高，不能用于海上油田效果預測。

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）進行了效果預測。結果表明，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研究，大幅提高渤海海域原油產(chǎn)量。

4 結論

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

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

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)部收益率的效果預測模型，計算結果和實際區(qū)塊應用均表明該模型計算精度較高，能夠滿足渤海海域稠油油藏蒸汽吞吐效果預測的要求。

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