李巖

（中國石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712）

大慶西部斜坡區(qū)稠油油藏?zé)岵砷_發(fā)界限研究

李巖

（中國石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院，黑龍江 大慶 163712）

按照我國現(xiàn)行的蒸汽吞吐篩選原則，大慶西部斜坡區(qū)稠油油藏90%以上不能進行整體熱采開發(fā)。文中運用技術(shù)界限與經(jīng)濟界限的研究方法，通過數(shù)值模擬和統(tǒng)計學(xué)手段，確定影響熱采開發(fā)效果的主控因素；推導(dǎo)了水平井、直井蒸汽吞吐開發(fā)的多元界限公式；計算得出在不同油價下的開發(fā)界限值。通過界限研究，對西部斜坡區(qū)稠油油藏有利區(qū)塊進行了潛力評價，A37區(qū)塊進行了注蒸汽熱采開發(fā)，采出程度11.74%，累積油汽比0.358 m3/m3，獲得較好的經(jīng)濟效益。研究成果對于提交該油藏探明儲量和推進動用進程具有指導(dǎo)意義。

稠油油藏；熱采；界限；分類標(biāo)準(zhǔn)；水平井

1　區(qū)域地質(zhì)概況

我國現(xiàn)行的蒸汽吞吐開采篩選原則是在20世紀(jì)90年代的勘探開發(fā)技術(shù)條件下提出的［1］。隨著熱采技術(shù)的不斷發(fā)展和創(chuàng)新，蒸汽吞吐開采篩選原則也不斷改變。大慶西部斜坡區(qū)油藏屬于淺薄層稠油油藏，按照原篩選原則，大部分區(qū)塊不能進行熱采開發(fā)。截至2015年，西部斜坡區(qū)提交了可觀的控制儲量和探明儲量。其中，A77和B603-2區(qū)塊有效厚度小于3 m的薄油層試油獲得了工業(yè)油流，說明該區(qū)塊有著較好的稠油資源前景和挖潛空間。為此，開展了淺薄層稠油油藏?zé)岵砷_發(fā)效果影響因素研究，確定了影響熱采開發(fā)效果的主控因素，建立了西部斜坡區(qū)直井、水平井的蒸汽吞吐開發(fā)界限研究方法［2］。

大慶西部斜坡區(qū)油藏整體上是地層傾角不大于2°、自西向東逐漸傾沒的平緩斜坡。泥巖隔層穩(wěn)定地分布在3個主力油層組（薩零組、薩一組與薩二、三組）之間，從而形成了以油層組為單元、自成體系的3套油氣水組合，各系統(tǒng)的含油邊界主要受構(gòu)造控制和巖性控制。儲層砂體主要以條帶狀分布，多數(shù)是連通性較差的單砂體，具有層數(shù)少、厚度較薄、規(guī)模小的特點。整體上看，薩爾圖油層組孔隙結(jié)構(gòu)較好，屬于高孔、高滲儲層。原油的黏度不高，屬于普通稠油，物性情況見表1。

2　熱采開發(fā)效果主控因素

影響大慶西部斜坡區(qū)油藏?zé)岵砷_發(fā)效果的因素很多，包括砂體發(fā)育狀況、儲層物性以及流體性質(zhì)等，很難用單一指標(biāo)進行評價。為此，基于灰色關(guān)聯(lián)分析理論和變異系數(shù)法進行綜合分析，以確定該油藏?zé)岵砷_發(fā)效果的主控因素［3］。

2.1變異系數(shù)法

變異系數(shù)法是一種客觀賦權(quán)的方法，可應(yīng)用此方法定量衡量西部斜坡區(qū)油藏非均質(zhì)程度（以平面非均質(zhì)系數(shù)）。非均質(zhì)系數(shù)越大，說明該參數(shù)在區(qū)塊的平面分布上的非均質(zhì)程度越高。計算得出滲透率的平面非均質(zhì)系數(shù)最大，黏度、凈總比和有效厚度次之（見圖1）。

2.2灰色關(guān)聯(lián)分析理論

基于灰色關(guān)聯(lián)分析理論研究油藏的砂體發(fā)育狀況、儲層物性、流體性質(zhì)對熱采開發(fā)效果影響程度的大小。對開發(fā)效果的變化趨勢進行量化分析，尋求各因素與產(chǎn)量之間的數(shù)值關(guān)系。數(shù)值模擬預(yù)測10個井組采用蒸汽吞吐的開發(fā)效果，得出的累計產(chǎn)油量作為母數(shù)列，其他7個比較參數(shù)列作為子數(shù)列。對變量進行無量綱化處理后，計算得到的不同組數(shù)模對應(yīng)的子數(shù)列系數(shù)的平均值即為灰色關(guān)聯(lián)度。有效厚度和滲透率的灰色關(guān)聯(lián)度較大（見圖2）。

綜合運用上述2種統(tǒng)計學(xué)方法得出結(jié)論：影響該油藏?zé)岵砷_發(fā)效果的主控因素是有效厚度和滲透率。

3　技術(shù)、經(jīng)濟界限

3.1現(xiàn)金流公式

按照大慶稠油區(qū)塊現(xiàn)場實際費用分類，完善原有經(jīng)濟參數(shù)計算方法：在稅費方面，稠油的資源稅減征40%；在投資方面，增加了蒸汽鍋爐以及注入蒸汽系統(tǒng)建設(shè)的費用；在生產(chǎn)操作費用方面，增加了注入高溫高壓蒸汽所需的相關(guān)費用［4-7］?，F(xiàn)金流公式為

式中：n為井?dāng)?shù)，口；i為時間，a；Qi為年產(chǎn)油量，t；P為油價，＄/bbl（1 bbl=0.136 7 t）；β為原油商品率；R為綜合稅率；D為單井鉆井投資，＄/口；G為單井地面建設(shè)投資，＄/口；E為操作成本，＄/t；Si為年注汽量，t；C為注汽費，＄/t；j為基準(zhǔn)收益率；V為殘值折現(xiàn)值，＄。

3.2界限值的計算

根據(jù)西部斜坡區(qū)地質(zhì)、測井、地震資料，結(jié)合區(qū)域沉積特征，建立了56個不同地質(zhì)參數(shù)的三維模型。其中對熱采開發(fā)效果影響較弱的因素（飽和度、凈總比、孔隙度、黏度、埋藏中深）取平均值，對熱采開發(fā)效果主控因素（有效厚度、滲透率）進行變化取值，開展了直井、水平井蒸汽吞吐數(shù)值模擬運算［8-12］。將結(jié)果代入到現(xiàn)金流公式中，分別得出在不同油價下，直井、水平井蒸汽吞吐在不同滲透率下的有效厚度與現(xiàn)金流關(guān)系曲線，以及在不同有效厚度下的滲透率與現(xiàn)金流的關(guān)系曲線。凈現(xiàn)值為0的數(shù)值點就是所對應(yīng)的熱采開發(fā)下限。相同油價、相同油層條件下，水平井的界限值低于直井。隨著油價升高，油層物性變好，相關(guān)界限值也隨之降低。

3.3界限公式的建立和應(yīng)用

對開發(fā)下限值進行統(tǒng)計分析，分別找出了直井、水平井蒸汽吞吐有效厚度界限H與滲透率K1、油價P，滲透率界限K與有效厚度H1、油價P之間的關(guān)系。其中，不同滲透率下的H和P存在乘冪關(guān)系（見圖3），不同油價下的H和K1的對數(shù)值存在二次曲線關(guān)系（見圖4）。

不同油價下的滲透率界限的對數(shù)與有效厚度存在著二次曲線關(guān)系，不同有效厚度下的滲透率界限的對數(shù)與油價存在著對數(shù)關(guān)系。采用麥夸特法和通用全局優(yōu)化法，進行三元非線性擬合，得到了西部斜坡區(qū)油藏直井、水平井蒸汽吞吐開發(fā)的界限公式。平均相關(guān)系數(shù)為0.987 9，符合精度要求。將參數(shù)代入到界限公式中，可以得到在不同油價下，不同區(qū)塊采取直井、水平井蒸汽吞吐開發(fā)方式下的有效厚度和滲透率界限值。

4　有利區(qū)塊潛力評價及現(xiàn)場試驗效果

4.1有利區(qū)塊潛力評價

根據(jù)界限公式得出的下限值，確定了動用儲量計算中各區(qū)塊的儲層物性下限標(biāo)準(zhǔn)，對西部斜坡區(qū)稠油油藏的各區(qū)塊進行篩選。按儲量規(guī)范采用容積法計算出了5個有利區(qū)塊的可動用儲量。評價基準(zhǔn)原油價格為70$/bbl，對各個區(qū)塊進行了經(jīng)濟可行性分析（見表2）。A37，B603-2，A55區(qū)塊可采用直井或水平井蒸汽吞吐開發(fā)方式，A77區(qū)塊采用水平井蒸汽吞吐的動用方式，B66區(qū)塊由于含油面積小，砂體分布零散，選擇在有效厚度大于2.9 m的區(qū)域采取直井蒸汽吞吐的開發(fā)方式。

4.2現(xiàn)場試驗效果

A37區(qū)塊油層物性較差（常規(guī)試油只有1口井見油，該井射開油層厚度9.0 m，有效厚度7.3 m，日產(chǎn)油量為0.5 t），一直未進行熱采開發(fā)。根據(jù)開發(fā)下限結(jié)果，在油價70$/bbl時，該區(qū)塊采取蒸汽吞吐方式可以得到經(jīng)濟有效開發(fā)，水平井進行蒸汽吞吐開發(fā)的效果好于直井。由界限公式得出：直井蒸汽吞吐開發(fā)的有效厚度下限為2.9 m，滲透率下限為363.5×10-3μm2；水平井蒸汽吞吐開發(fā)的有效厚度下限為2.4 m，滲透率下限為243.3×10-3μm2。

根據(jù)開發(fā)下限值對試驗區(qū)塊的井網(wǎng)、井型進行優(yōu)化。采用井距100 m的正方形井網(wǎng)。共部署22口井（包括21口直井和1口水平井），對比直井和水平井的開發(fā)效果。試驗區(qū)于2013年6月進行開發(fā)，截至2015年9月，直井生產(chǎn)了4個周期，水平井生產(chǎn)了3個周期，累計產(chǎn)油量2.33×104t，采出程度11.74%，累積油汽比0.358 m3/m3（見圖5）。其中水平井的開發(fā)效果最好，第1周期的單井日產(chǎn)油量達(dá)到了直井的3.2倍，第2周期的單井日產(chǎn)油量達(dá)到了直井的3.7倍。

在區(qū)塊熱采開發(fā)時，根據(jù)界限公式的計算，對于采取水平井和直井蒸汽吞吐均能得到有效開發(fā)的區(qū)塊，應(yīng)優(yōu)先選擇采取水平井的開發(fā)方式，以取得較好開發(fā)效果。該試驗區(qū)預(yù)計蒸汽吞吐階段可提高采收率16百分點［13］。

5　結(jié)論

1）變異系數(shù)法可以定量地衡量西部斜坡區(qū)油藏的非均質(zhì)程度，灰色關(guān)聯(lián)度法可以理清各個參數(shù)與開發(fā)效果的關(guān)系。影響該油藏?zé)岵砷_發(fā)的主控因素是有效厚度和滲透率。

2）隨著油層有效厚度的下降、滲透率的降低，油藏的開發(fā)效果明顯變差。在界限公式的指導(dǎo)下，得到了在不同油價下，不同區(qū)塊采取直井、水平井蒸汽吞吐的開發(fā)界限值。對有利區(qū)塊進行了潛力評價，A37區(qū)塊進行了注蒸汽熱采開發(fā)，獲得較好的經(jīng)濟效益。

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（編輯孫薇）

Boundary values of thermal recovery methods in Daqing western slope reservoirs

LI Yan
（Research Institute of Exploration and Development，Daqing Oilfield Company Ltd.，PetroChina，Daqing 163712，China）

According to the screening principle of huff and puff method，more than 90%of the western slope reservoirs in Daqing Oilfield cannot be developed entirely.Based on numerical simulation and statistical method，the main effect factors on thermal recovery can be determined by technical and economic boundary research.The multiple threshold formulas of huff and puff for horizontal or vertical well were deduced，by which calculation of the boundary values was obtained under different oil prices. Through the study of boundary values，the potential reservoirs in Daqing western slope were evaluated.The research results are as follows:through huff and puff method，the oil recovery of A37 Block is 11.74%，and the gas-oil ratio is 0.358 m3/m3.The research results are very important for submitting proven reserves and promoting development process.

heavy oil reservoir；thermal recovery method；boundary；classification standard；horizontal well

國家科技重大專項課題“特低滲透油藏有效開發(fā)技術(shù)”（2011ZX05013-006）

TE357.1

A

10.6056/dkyqt201604021

2015-10-12；改回日期：2016-05-12。

李巖，女，1984年生，工程師，2008年畢業(yè)于東北石油大學(xué)石油工程專業(yè)，現(xiàn)從事熱采開發(fā)工作。E-mail：liyan368@ petrochina.com.cn。

引用格式：李巖.大慶西部斜坡區(qū)稠油油藏?zé)岵砷_發(fā)界限研究［J］.斷塊油氣田，2016，23（4）：505-508.

LI Yan.Boundary values of thermal recovery methods in Daqing western slope reservoirs［J］.Fault-Block Oil&Gas Field，2016，23（4）：505-508.