大庆西部斜坡区稠油油藏热采开发界限研究

李岩

（中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712）

大庆西部斜坡区稠油油藏热采开发界限研究

李岩

（中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院，黑龙江 大庆 163712）

按照我国现行的蒸汽吞吐筛选原则，大庆西部斜坡区稠油油藏90%以上不能进行整体热采开发。文中运用技术界限与经济界限的研究方法，通过数值模拟和统计学手段，确定影响热采开发效果的主控因素；推导了水平井、直井蒸汽吞吐开发的多元界限公式；计算得出在不同油价下的开发界限值。通过界限研究，对西部斜坡区稠油油藏有利区块进行了潜力评价，A37区块进行了注蒸汽热采开发，采出程度11.74%，累积油汽比0.358 m3/m3，获得较好的经济效益。研究成果对于提交该油藏探明储量和推进动用进程具有指导意义。

稠油油藏；热采；界限；分类标准；水平井

1　区域地质概况

我国现行的蒸汽吞吐开采筛选原则是在20世纪90年代的勘探开发技术条件下提出的［1］。随着热采技术的不断发展和创新，蒸汽吞吐开采筛选原则也不断改变。大庆西部斜坡区油藏属于浅薄层稠油油藏，按照原筛选原则，大部分区块不能进行热采开发。截至2015年，西部斜坡区提交了可观的控制储量和探明储量。其中，A77和B603-2区块有效厚度小于3 m的薄油层试油获得了工业油流，说明该区块有着较好的稠油资源前景和挖潜空间。为此，开展了浅薄层稠油油藏热采开发效果影响因素研究，确定了影响热采开发效果的主控因素，建立了西部斜坡区直井、水平井的蒸汽吞吐开发界限研究方法［2］。

大庆西部斜坡区油藏整体上是地层倾角不大于2°、自西向东逐渐倾没的平缓斜坡。泥岩隔层稳定地分布在3个主力油层组（萨零组、萨一组与萨二、三组）之间，从而形成了以油层组为单元、自成体系的3套油气水组合，各系统的含油边界主要受构造控制和岩性控制。储层砂体主要以条带状分布，多数是连通性较差的单砂体，具有层数少、厚度较薄、规模小的特点。整体上看，萨尔图油层组孔隙结构较好，属于高孔、高渗储层。原油的黏度不高，属于普通稠油，物性情况见表1。

2　热采开发效果主控因素

影响大庆西部斜坡区油藏热采开发效果的因素很多，包括砂体发育状况、储层物性以及流体性质等，很难用单一指标进行评价。为此，基于灰色关联分析理论和变异系数法进行综合分析，以确定该油藏热采开发效果的主控因素［3］。

2.1变异系数法

变异系数法是一种客观赋权的方法，可应用此方法定量衡量西部斜坡区油藏非均质程度（以平面非均质系数）。非均质系数越大，说明该参数在区块的平面分布上的非均质程度越高。计算得出渗透率的平面非均质系数最大，黏度、净总比和有效厚度次之（见图1）。

2.2灰色关联分析理论

基于灰色关联分析理论研究油藏的砂体发育状况、储层物性、流体性质对热采开发效果影响程度的大小。对开发效果的变化趋势进行量化分析，寻求各因素与产量之间的数值关系。数值模拟预测10个井组采用蒸汽吞吐的开发效果，得出的累计产油量作为母数列，其他7个比较参数列作为子数列。对变量进行无量纲化处理后，计算得到的不同组数模对应的子数列系数的平均值即为灰色关联度。有效厚度和渗透率的灰色关联度较大（见图2）。

综合运用上述2种统计学方法得出结论：影响该油藏热采开发效果的主控因素是有效厚度和渗透率。

3　技术、经济界限

3.1现金流公式

按照大庆稠油区块现场实际费用分类，完善原有经济参数计算方法：在税费方面，稠油的资源税减征40%；在投资方面，增加了蒸汽锅炉以及注入蒸汽系统建设的费用；在生产操作费用方面，增加了注入高温高压蒸汽所需的相关费用［4-7］。现金流公式为

式中：n为井数，口；i为时间，a；Qi为年产油量，t；P为油价，＄/bbl（1 bbl=0.136 7 t）；β为原油商品率；R为综合税率；D为单井钻井投资，＄/口；G为单井地面建设投资，＄/口；E为操作成本，＄/t；Si为年注汽量，t；C为注汽费，＄/t；j为基准收益率；V为残值折现值，＄。

3.2界限值的计算

根据西部斜坡区地质、测井、地震资料，结合区域沉积特征，建立了56个不同地质参数的三维模型。其中对热采开发效果影响较弱的因素（饱和度、净总比、孔隙度、黏度、埋藏中深）取平均值，对热采开发效果主控因素（有效厚度、渗透率）进行变化取值，开展了直井、水平井蒸汽吞吐数值模拟运算［8-12］。将结果代入到现金流公式中，分别得出在不同油价下，直井、水平井蒸汽吞吐在不同渗透率下的有效厚度与现金流关系曲线，以及在不同有效厚度下的渗透率与现金流的关系曲线。净现值为0的数值点就是所对应的热采开发下限。相同油价、相同油层条件下，水平井的界限值低于直井。随着油价升高，油层物性变好，相关界限值也随之降低。

3.3界限公式的建立和应用

对开发下限值进行统计分析，分别找出了直井、水平井蒸汽吞吐有效厚度界限H与渗透率K1、油价P，渗透率界限K与有效厚度H1、油价P之间的关系。其中，不同渗透率下的H和P存在乘幂关系（见图3），不同油价下的H和K1的对数值存在二次曲线关系（见图4）。

不同油价下的渗透率界限的对数与有效厚度存在着二次曲线关系，不同有效厚度下的渗透率界限的对数与油价存在着对数关系。采用麦夸特法和通用全局优化法，进行三元非线性拟合，得到了西部斜坡区油藏直井、水平井蒸汽吞吐开发的界限公式。平均相关系数为0.987 9，符合精度要求。将参数代入到界限公式中，可以得到在不同油价下，不同区块采取直井、水平井蒸汽吞吐开发方式下的有效厚度和渗透率界限值。

4　有利区块潜力评价及现场试验效果

4.1有利区块潜力评价

根据界限公式得出的下限值，确定了动用储量计算中各区块的储层物性下限标准，对西部斜坡区稠油油藏的各区块进行筛选。按储量规范采用容积法计算出了5个有利区块的可动用储量。评价基准原油价格为70$/bbl，对各个区块进行了经济可行性分析（见表2）。A37，B603-2，A55区块可采用直井或水平井蒸汽吞吐开发方式，A77区块采用水平井蒸汽吞吐的动用方式，B66区块由于含油面积小，砂体分布零散，选择在有效厚度大于2.9 m的区域采取直井蒸汽吞吐的开发方式。

4.2现场试验效果

A37区块油层物性较差（常规试油只有1口井见油，该井射开油层厚度9.0 m，有效厚度7.3 m，日产油量为0.5 t），一直未进行热采开发。根据开发下限结果，在油价70$/bbl时，该区块采取蒸汽吞吐方式可以得到经济有效开发，水平井进行蒸汽吞吐开发的效果好于直井。由界限公式得出：直井蒸汽吞吐开发的有效厚度下限为2.9 m，渗透率下限为363.5×10-3μm2；水平井蒸汽吞吐开发的有效厚度下限为2.4 m，渗透率下限为243.3×10-3μm2。

根据开发下限值对试验区块的井网、井型进行优化。采用井距100 m的正方形井网。共部署22口井（包括21口直井和1口水平井），对比直井和水平井的开发效果。试验区于2013年6月进行开发，截至2015年9月，直井生产了4个周期，水平井生产了3个周期，累计产油量2.33×104t，采出程度11.74%，累积油汽比0.358 m3/m3（见图5）。其中水平井的开发效果最好，第1周期的单井日产油量达到了直井的3.2倍，第2周期的单井日产油量达到了直井的3.7倍。

在区块热采开发时，根据界限公式的计算，对于采取水平井和直井蒸汽吞吐均能得到有效开发的区块，应优先选择采取水平井的开发方式，以取得较好开发效果。该试验区预计蒸汽吞吐阶段可提高采收率16百分点［13］。

5　结论

1）变异系数法可以定量地衡量西部斜坡区油藏的非均质程度，灰色关联度法可以理清各个参数与开发效果的关系。影响该油藏热采开发的主控因素是有效厚度和渗透率。

2）随着油层有效厚度的下降、渗透率的降低，油藏的开发效果明显变差。在界限公式的指导下，得到了在不同油价下，不同区块采取直井、水平井蒸汽吞吐的开发界限值。对有利区块进行了潜力评价，A37区块进行了注蒸汽热采开发，获得较好的经济效益。

［1］刘文章．稠油注蒸汽热采工程［M］．北京：石油工业出版社，1997：28-29．

［2］刘立成，姜汉桥，陈民锋.小断块稠油油藏水平井蒸汽吞吐开采技术策略研究［J］.石油天然气学报，2006，28（6）：127-129.

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［4］侯健，于波，陈月明，等.稠油热采油藏经济开发模式研究［J］．石油勘探与开发，2002，29（3）：88-90．

［5］高海红，程林松，赵梅，等.稠油油藏蒸汽驱筛选的模糊综合评判［J］.西南石油大学学报，2007，29（3）：53-56.

［6］刘新菊，董海英，王凤，等．特低渗油藏水平井开发效果评价及影响因素研究［J］．石油天然气学报，2011，33（6）：318-325．

［7］王可君．深层特稠油油藏HDCS开发技术政策界限［J］．特种油气藏，2013，20（6）：93-95．

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［9］同登科，陈钦雷，廖新维．非线性渗流力学［M］．北京：石油工业出版社，2003：97-104．

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［11］朱平，马永乾，李昊.附加流速法压井的模拟计算［J］.中国石油大学学报（自然科学版），2008，32（3）：68-70.

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［13］李倩，李锦超．提高稠油采收率技术研究现状及发展趋势［J］．石油化工应用，2011，30（7）：1-6．

（编辑孙薇）

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

国家科技重大专项课题“特低渗透油藏有效开发技术”（2011ZX05013-006）

TE357.1

A

10.6056/dkyqt201604021

2015-10-12；改回日期：2016-05-12。

李岩，女，1984年生，工程师，2008年毕业于东北石油大学石油工程专业，现从事热采开发工作。E-mail：liyan368@ petrochina.com.cn。

引用格式：李岩.大庆西部斜坡区稠油油藏热采开发界限研究［J］.断块油气田，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.