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特超稠油油藏蒸汽吞吐筛选标准的探讨


第 31 卷 第 4 期 2010 年 8 月

新 疆 石 油 地 质 新 疆 石 油 地 质 XINJIANG PETROLEUM GEOLOGY

Vol. 31, 年 No.4 2010 Aug. 2010

文章编号: 1001-3873 (2010 04-0440-04 )

特超稠油油藏

蒸汽吞吐筛选标准的探讨
杜殿发 1,2, 青 3, 郭 侯加根 2
(1.中国石油大学 资源与信息学院, 北京 102249; 2.中国石油大学 石油工程学院, 山东 东营 257061; 3. 中国石化 胜利油田有限责任公司 临盘采油厂, 山东 临邑 251507 ) 摘 要: 蒸汽吞吐是目前开采稠油油藏最主要的技术, 但对原油粘度远大于 5×104 mPa s 的特超稠油油藏仍存在着筛 ·

选条件不明确的问题。根据目前油价, 基于投入与产出平衡原理, 研究确定了单井周期极限油汽比、 单井极限产油量 等经济指标。在此基础上, 应用数值模拟技术, 对特超稠油油藏吞吐的筛选标准进行了探讨, 确定了油藏条件下原油 粘度不超过 50×104 mPa s, · 油层有效厚度大于 8.5 m, 净总厚比大于 0.4, 含油饱和度大于 50%, 孔隙度大于 20%, 渗透 率大于 500×10-3 μm2,最佳的垂向与水平渗透率比值为 0.1~0.5. 该筛选条件的确定对特超稠油油藏蒸汽吞吐开采具 有重要的指导意义。 关键词: 特超稠油油藏; 蒸汽吞吐; 筛选; 标准; 油汽比
中图分类号: TE65; TE345 文献标识码: A

应用蒸汽吞吐技术开发稠油油藏已进入全面实 随着科学技术 施阶段, 也建立了一系列的筛选标准[1]。 的进步,难动用的超稠油油藏进入了开发的范畴, 尤 4 其是对于原油粘度远大于 5×10 mPa s 的特超稠油油 · 在我国的新疆、 胜利、 辽河等油田也实施了探索 藏[2], 性的开采[3-5], 但目前已有的筛选标准中并未将其列入 可开发的行列, 因此, 特超稠油油藏的开发界限与开 发规律并不明确, 需要进行深入研究和探讨。 本文通过细致分析特超稠油油藏地质参数与原 油流体性质对吞吐开发效果的影响规律, 确定了合理 的开发界限, 为进一步开发特超稠油油藏提供依据。

1 经济指标的确定
要研究蒸汽吞吐筛选标准, 首先必须要明确各种 经济界限指标, 本文根据投入与产出平衡原理, 参照 现场实际操作中的费用分类与计算, 研究确定了单井 累积极限产油量、 单井周期极限油汽比和单井周期极 限日产油量的界限指标, 为后面的筛选标准研究奠定 了基础。 1.1 单井累积极限产油量 累积极限产油量的定义为:油井蒸汽吞吐后, 最 后一个周期的周期油汽比不小于极限周期油汽比时, 累计收入与累计投入达到平衡时的累积产油量。 蒸汽吞吐开采单井累计投入的表达式为 M=I+PsQs+C+QoER; (1 ) C=Cw+QoCo+QsCs . (2 )
收稿日期: 2009-10-11 修订日期: 2010-03-15

蒸汽吞吐开采单井累计收入的表达式为 Y=QoRPo . (3 ) 根据投入与产出平衡原理, (1 式与 ) 由 ) (3 式可得 单井累积极限产油量 (P s Q Qo= I+ s+C) s+Cw . (4 ) RPo-Co-ER 1.2 单井周期极限油汽比 随着蒸汽吞吐轮次的增加, 周期油汽比是不断降 低的, 当降低到某一数值时, 继续吞吐就不再有经济 效益, 此时的油汽比称为周期极限油汽比, 即周期收 [6] 入与周期投资达到平衡时的油汽比 。 周期投资为 M1=Qo1Po r+Qo1Rre+Qs1Pi+Qo1G. (5 ) 周期收入为 Y1=Qo1RPo . (6 ) 根据投入与产出平衡原理, (5 式与 ) 由 ) (6 式可得 周期极限油汽比: Ros=Pi(RPo-Po r-Rre-G . / ) (7 ) 1.3 单井周期极限日产油量 单井周期极限日产油量为极限周期累积产油量 除以周期累计生产时间, 表达式为 qo1=Qo1/t1 . (8 ) 单井周期累计操作费用为周期平均日操作费用 乘以周期累计生产时间, 其公式为 Qo1C'o=Co1t1 . (9 ) 将 ) (9 式代入 ) 整理得 qo1=Co1/C'o . (8 式,

作者简介: 杜殿发 (1972- , 河北沧州人, ) 男, 副教授, 博士, 油气田开发, ) (Tel 0546-8391195 (E-mail dudfa@126.com. )

第 31 卷

第4期

杜殿发, 特超稠油油藏蒸汽吞吐筛选标准的探讨 等:

·441·

辽河油田周期平均日操作费用定为 800~1000 元, 平均每吨油的操作费用 (所有的操作费用都转化成采 油量为变量的操作费用 400 元[7], ) 油田转周期极限日 产量为 2 ~2.5 t. 1.4 指标计算 结合新疆九 7+8 区上侏罗统齐古组特超稠油油藏 的实际开发数据, 每吨蒸汽生产费用 55 元, 吨油操作 分别对油价为 1 600、 800、 000、 200、 1 2 2 成本850 元, 2 400 元/t 时的单井累积极限产油量与周期极限油汽 比进行计算, 计算结果见表 1.
表 1 不同油价下的累产油经济界限计算结果
原油价格 极限产油量 周期极限 原油价格 极限产油量 周期极限 (元/t (元/t ) (t ) 油汽比 ) (t ) 油汽比 1 600 1 800 2 000 3 240 2 020 1 840 0.38 0.12 0.09 2 200 2 400 1 680 1 420 0.07 0.06

度越低, 形成的泄油半径越大, 供油量也越大, 原油粘 度较高时, 泄油半径较小, 冷原油很难进入泄油区, 因 而采出油量小。
0.28

0.23

周期油汽比

0.18

0.13

0.08

5×104 mPa s · 50×104 mPa s ·
1 2 3 4 5 6

· 20×104 mPa s 60×104 mPa s ·
7 8 9 10 11 12

0.03

周期数

图 1 不同原油粘度的周期油汽比对比
8 000 14.287 12.523 5 385.75 4 000 4 720.75 7.732 5.565 2 914.52 2 000 4 2 007.81 8 16

6 000

12

由表 1 可知, 当油价为 1 800 元/t 时, 特超稠油平 均单井极限累积产油为 2 020 t,周期极限油汽比为 0.12.

累积产油量, t

2 筛选条件研究
在研究特超稠油油藏筛选标准的过程中, 首先应 明确地质流体性质对吞吐开发效果的影响规律, 然后 再定量研究适合蒸汽吞吐的各个参数界限。 模拟模型基本参数见表 2, 网格划分为 33×33×5= 平面网格尺度 15~30 m; 纵向上第 2、 4 层 第 5 780 个, 为隔层, 平均有效层厚 10 m 左右, 油藏平均埋深 200 m, 采用井组 共 9 口吞吐井。在井组历史拟合的基础上, 与单井模型相结合的方式, 研究了特超稠油油藏蒸汽 吞吐的筛选条件, 考虑到多口高粘度井吞吐效果受地 质条件影响较大, 在原油粘度筛选时采用单井非均质 模型, 其他的采用井组模型。
表 2 模拟计算中的基本参数
参 数 值 10 1.0 27 0.1 0.6 200 参 数 值 20 200 000 200 65 7
平均单井累积产油量, t

采收率
0 5 20
4

累产油
50 60 0

粘度, mPa s 10 ·

图 2 不同粘度的采收率与累产油对比

粘度为 60×104mPa s 时, · 累产油为 2 007.8 t, 低于单 井极限累积产油量,不适合吞吐;粘度为 50×104mPa s · 时, 采收率较小为 7.732%, 而粘度为 20×104、 4mPa s 5×10 · 时, 效果较好, 因此根据上面的经济指标界限, 确定实 4 施吞吐的原油粘度界限为 50×10 mPa s. · (2 )油层有效厚度 模拟了油层有效厚度分别为 3.5~14.5 m 时的开发效果, 计算结果如图 3 所示。在 油藏有效厚度不同,其他油藏地质条件相近的情况 下, 油藏有效厚度越大, 开发效果越好。 这是因为厚度
4 000

油层厚度 ) (m 净总厚度比 孔隙度 ) (% 渗透率比值 含油饱和度 油层深度 ) (m

油层温度 ) (℃ 原油粘度 (mPa s ·) 注汽强度 (t/m ) 注汽速度 3/d (m ) 注汽干度 ) (% 注汽压力 (MPa )

平均单井累积产油量 采出程度
3 000
2 578 2 344 2 844 3 122

20

180

2 000
1 556 1 344 1 678

1 911

2 011

15

(1 )原油粘度 分别计算了油藏条件下脱气原油 粘度为 5×104、 20×104、 50×104、 60×104 mPa s 时,吞吐 · 至周期经济极限油汽比 0.12 时的开发效果,如图 1、 图 2 所示。油汽比达到 0.12 时, 以上各粘度的吞吐轮 次分别为 10、 8、 个,随着粘度增加,吞吐轮次减 9、 6 少, 累积产油量降低, 采收率降低。 主要原因是原油粘

1 000

10

0

3.5

4.5

5.5

6.5

7.5

8.5

10.5

12.5

14.5

5

油层有效厚度, m

图 3 不同油层厚度下的开发效果对比

采出程度, %

采收率, %

·442·

新 疆 石



地 质

2010 年

大, 产量高, 周期长, 油汽比高; 厚度小, 顶底盖层热损 失大, 开发效果变差。当油层有效厚度大于 8.5 m 时, 增产油量的幅度缩小, m 以下平均单井累积产油 8.5 量低于极限累积产油量。因此, 油层有效厚度界限为 8.5 m. (3 )净总厚度比 净总厚度比的大小反映了油层 纵向的集中程度, 比值越大 (接近 1 , ) 说明射孔井段 内油层越集中; 比值越小, 说明单层厚度越小, 油层越 分散。从计算结果图 4 看, 随着净总厚度比的增加, 开 发效果变好。当净总厚度比小于 0.4 时, 累积产油量很 低, 确定净总厚度比的下限为 0.4. 因此, 在保证一定油 层厚度的同时, 还应保证较高的净总厚度比, 这对于保 证中-薄层超稠油获得较好的吞吐效果相当重要。
4 000

(图 6 。 ) 孔隙度 20%以上均能取得一定效果
5 000

平均单井累积产油量
4 000

采出程度
3 356

4 278 4 056

20

平均单井累积产油量, t

3 178

3 000 15
2 356 2 011

2 000

10 1 000

0

15

20

25

30

35

40

5

孔隙度, %

图 6 不同孔隙度下的开发效果对比

平均单井累积产油量 采出程度 平均单井累积产油量, t
3 000
2 567 2 311 2 078 2 856 3 167

3 522

20

15

2 000

(6 )渗透率 渗透率对油层的产能影响很大。随 着渗透率的增加,产油量与采出程度也随之增加, 当 -3 2 -3 2 渗透率由 500×10 μm 升高到 1 000×10 μm 时, 产 -3 2 油量增幅最大, 当渗透率超过 1 500×10 μm 后, 产油 确定实施蒸汽吞吐的界限 量的增加幅度变小。因此, -3 2 为 500×10 μm(图 7 。 )
6 000

1 000

10

采出程度, %

平均单井累积产油量
5 000

平均单井累积产油量, t

采出程度
4 267 3 522 3 789

20
4 522

0

净总厚度比

15 3 000
1 978 1 489 2 644

图 4 不同净总厚度比下的开发效果对比

(4 )含油饱和度 含油饱和度对稠油蒸汽吞吐开 发效果影响较大, 研究表明, 随着含油饱和度的增加, 产油量与采出程度均增加, 但当含油饱和度增大到一 定程度, 其产油量增加趋势变缓, 确定特超稠油原始 含油饱和度的下限为 50% (图 5 。 )
6 000

2 000

10

1 000

0

200

300

500

1 000
-3

1 500
2

2 000

3 000

5

渗透率, μm 10

图 7 不同渗透率下的开发效果对比

平均单井累积产油量
5 000

采出程度
4 222

20
4 433

平均单井累积产油量, t

4 000
3 522

垂向与水平渗透率比值, 反映了层间传质能力的 强弱, 当水平渗透率一定时, 比值越大, 垂向渗透率越 大, 层间传质能力也就越强。 由图 8 看出, 当垂向渗透
采出程度, %
4 000

15 3 000
2 256 2 811

平均单井累积产油量 采出程度 平均单井累积产油量, t
3 000
2 833 2 800 2 722

20

2 000 10 1 000

15 2 000
1 544 1 944

0

50

55

60

65

70

5

含油饱和度, %

图 5 不同含油饱和度下的开发效果对比

1 000

10

(5 )孔隙度 根据该区孔隙度的分布范围, 分别 模拟计算了孔隙度为 20%~40%的开发效果。研究结 果表明, 随着孔隙度的增加, 产油量与采出程度增加,

0

0.000 1

0.001

0.1

0.5

1.0

5

垂向与水平渗透率比值

图 8 不同渗透率比值下的开发效果对比

采出程度, %

采出程度, %

0.3

0.4

0.5

0.6

0.8

1.0

5

4 000

采出程度, %

第 31 卷

第4期

杜殿发, 特超稠油油藏蒸汽吞吐筛选标准的探讨 等: M1—— —周期投入, 4 元; 10 Pi—— —每吨蒸汽生产费, 元/t; Po—— —原油售价, 元/t; Ps—每吨蒸汽注汽费, —— 元/t; qo1—— —单井周期极限日产油量, t; Qo—— —单井累积产油量, 4 t; 10 Qo1—单井周期累积产油量, 4 t; —— 10 Qs—单井累积注汽量, 4 t; —— 10 Qs1—单井周期累积注汽量, 4 t; —— 10 r —— —原油销售综合税率, %; re—— —资源税, 元/t; R—— —原油商品率, %; Ros—— —周期极限油气比, %; t1—— —周期生产时间, d; Y—— —累计销售收入, 4 元; 10 Y1—— —周期收入, 4 元。 10

·443·

率与水平渗透率比值为 0.1~0.5 时,生产效果达到最 好; 当比值小于 0.1 时, 抑制了注入气体在垂向上的 波及, 从而减少了蒸汽的波及范围; 但在比值大于 0.5 之后, 注入蒸汽易超覆, 也影响了开发效果。因此, 最 佳的垂向与水平渗透率比值应该为 0.1~0.5.

3 结论与建议
(1 )基于投入产出平衡的原理, 给出了确定蒸汽 计算了 吞吐经济界限指标的方法, 按照 1 800 元/t, 周期经济极限油汽比为 0.12,单井极限累积产油量 为 2 020 t. (2 )确定了蒸汽吞吐开采特超稠油的地质流体参 数界限,油藏条件下原油粘度不超过 50×104 mPa s, · 油层有效厚度大于 8.5 m, 净总厚比大于 0.4, 含油饱 和度大于 50%,孔隙度大于 20%,渗透率大于 500× 10-3 μm2, 垂向与水平渗透率最佳比值为 0.1~0.5. 符 号 注 释
C—— —单井总的操作成本, 4 元/井; 10 Co1—— —单井日操作费用, 元; C'o—每吨油的操作成本 —— (所有的操作成本转化成吨油成 本 , ) 元/t; Cw—— —防砂费用、 井下作业费、 活动管线折旧和拆装费等, 104 元/井; Co—— —与产油量有关的操作费用 (搬家费用、 产液处理费 等 , ) 元/t; Cs—与注汽量有关的操作费用 —— (燃油费、 拉水费用、 注汽 电费、 注汽设备折旧费、 注汽人工费等 , ) 元/t; E—— —税金, 元/t; G—— —吨油操作成本, 元/t; I—— —平均单井投资 (单井钻井费、 地面建设费 , 4 元/井; ) l0 M—— —单井累计投入, 4 元; 10

参考文献:
[1] 刘文章. 稠油注蒸汽热采工程 [M] 北京: . 石油工业出版 社, 1997. [2] 陈月明. 注蒸汽热力采油 [M] 山东东营: . 石油大学出版 1996. 社, [3] 刘文章. 热采稠油油藏开发模式 [M] 北京: . 石油工业出 1998. 版社, [4] 李献民, 吴光焕, 满 64. [5] 高尚芳. 影响超稠油开发因素分析及对策研究 . 石油地 [J] 质与工程, 2008, (5 : 22 ) 73-75. [6] 庞建功, 高孝田, 徐佳琼. 稠油蒸汽吞吐有关几个技术经 1996, (1 : 23 ) 63济边际值的研究 . 石油勘探与开发, [J] 65. [7] 陈淑凤. 辽河稠油油藏经济极限产量变化规律研究 . [J] 断块油气田, 2008, (2 : 15 ) 67-69. 燕, 胜利油区超稠油油藏热采开 等. 2002, ) 599 (5 : 发设计优化研究 . 油气地质与采收率, [J]

Discussion on Screening Conditions for Steam Huff and Puff in Super Heavy Oil Reservoirs
DU Dian-fa1,2, GUO Qing3, HOU Jia-gen2
(1.Faculty of Natural Resource & Information Technology, China University of Petroleum, Beijing 102249, China; 2.School of Petroleum Engineering, China University of Petroleum, Dongying, Shandong 257061, China; 3.Linpan Production Plant, Shengli Oilfield Company Ltd., Sinopec, Linyi, Shandong 251507, China) Abstract: Steam huff and puff is the major technology for the development of heavy oil reservoirs now. But for the super heavy oil reservoirs whose oil viscosity is far larger than 5×104 mPa· the screening conditions are still unclear. According to the present oil price, s, the periodic ultimate oil-steam ratio of single well, the ultimate oil production of single well and other economic indices are studied based on input and output balance principle. Then screening criteria for steam huff and puff are discussed by simulation. The simulation results show that the super heavy oil reservoir is suitable for steam huff and puff when the oil viscosity is less than 50×104 mPa· the effective s, thickness is lager than 8.5 m, the net-gross thickness ratio is larger than 0.4, oil saturation is lager than 50%, porosity is larger than 20%, permeability is larger than 500×10-3μm2, and the Kv/Kh ranges from 0.1 to 0.5. The determination of these screening conditions will be an important guiding significance for steam huff and puff in super heavy oil reservoirs. Key Words: super heavy oil reservoir; steam huff and puff; steam stimulation; screening; condition; oil-steam ratio


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