1. 引言
蒸汽驱开采技术是稠油油藏经过蒸汽吞吐开采以后,进一步提高原油采收率的主要稠油热采手段 [1] [2] 。只进行蒸汽吞吐开采时,只能采出各个油井井点附近油层中的原油,井间留有大量的剩余油,稠油蒸汽吞吐采收率一般在20%左右,采用蒸汽驱开采技术时,由注入井连续注入高干度蒸汽,注入油层中的大量热能加热油层,从而大大降低了原油粘度,而且注入的热流体将原油驱动至周围的生产井中采出,将采出更多的原油,使原油采收率增加20%~30%,甚至更多。本文通过对ABARCO油田进行蒸汽驱模拟计算,确定该油田后续的开发方式,由于蒸汽驱的经济效益问题,暂时不考虑大面积进行蒸汽驱开采 [3] [4] 。
2. 目前开发效果分析
2.1. 地层压力情况
Abarco油田由于吞吐井少、吞吐周期少,开发时间短,目前压力水平较高,整体压力水平为98.6%,最高的A11-Upper为100%,最低的A9-Upper为97.3% (见表1、图1、图2)。
由于蒸汽吞吐属降压开采,在局部井网较完善地区,井点附近地层压力水平较低,如Abarco油田A9up层PH5井区,井点附近地层压力约200 Psi,仅为原始地层压力的30%。
2.2. 剩余油分布情况
Abarco油田目前总井数96口,其中水平井80口,纵向上分布在7个单层中,每个单层平均钻遇水平井12口,按地质储量231.5 MMBBL,含油面积8.8 Km2计算,平均单井控制含油面积约0.73 Km2,单井控制地质储量2.4~3.0 MMBBL,按Abarco油田目前水平井长度650米,厚度5米,井距200米计算,水平井单井实际控制储量约为1 MMBBL,目前由于井网不完善,单井控制储量过大,总体储量控
制程度较低 [5] ,在主力层或油藏主体部位,如A9 Upper层,由于井网较完善,储量控制程度稍高如表2和图3所示。
由于Abarco油田生产井井距150~200 m,通过国内稠油油田监测井的资料和数模研究结果,稠油生产井的泄油半径只有30~50 m左右,由于井距过大,井间大部分储量实际上未得到有效动用。
Abarco油田在油藏地质特征、油藏参数、开发方式、水平井井距等方面均与G油田类似,通过类比可知,A油田目前井距条件下加热范围有限,井间有大量未被加热区域,储量得不到动用,储量动用程度低如图3所示 [6] 。
2.3. 层系井网状况
1) 层系适应性评价
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Table 1. Abarco field formation pressure maintains level table
表1. Abarco油田地层压力保持水平状况表
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Figure 1. Abarco field formation pressure variety curve
图1. Abarco油田地层压力变化曲线
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Figure 2. Abarco field layered formation pressure variety curve
图2. Abarco油田分层地层压力变化曲线
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Figure 3. Typical Abarco oilfields throughput up to the remaining oil saturation map by the end of 2021
图3. Abarco油田典型模型吞吐至2021年底剩余油饱和图
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Table 2. Abarco oilfield layered formation well net control degree
表2. Abarco油田分层井网控制程度
层系的划分是油田井网部署的重要基础,是油田合理开发的关键;层系的合理划分,可以减少层间干扰,提高开发效益,充分发挥油层生产能力,有效实施采油工艺,改善层间、平面动用状况。
Abarco主力油层为渐新世CHUSPAS组A9、10、11小层,单层厚度10~30 ft,孔隙度16%~36%,渗透率250~1000 mD。由于单层厚度薄,含油井段长,纯总比低,用常规直井组合开发难以取得较好的开发效果,用水平井单层开发有利于扩大泄油面积,提高单井储量控制程度,获得较好的经济效益。目前利用水平井开发,分层开发能有效动用每一层的地质储量,是适应快速吞吐开发上产的最佳方式。
2) 井网适应性评价
Abarco油田采用多套井网水平井分层系的开发模式,具体井网布局分析如下:
① 井网
目前Abarco油田采用平行正对式水平井井网,局部采用不规则井网,这种井网能最大限度提高储量控制程度。
由于开发时间短,目前整体上井网控制程度低,具有井网完善的潜力,在主力层或油藏主体部位,井网相对较完善 [7] 。
② 井距
由于蒸汽吞吐开发中,只有当油层被加热到一定的温度后,才能得到有效的动用,因此蒸汽吞吐的加热半径,决定着稠油油藏的井距大小,研究结果表明:油井在多周期吞吐后,平均加热半径是35~50 m,所以要实现油层平面的较充分动用,蒸汽吞吐的井距应在70~100 m左右,目前A油田井距过大,吞吐结束后井间仍有大量的原油未被动用,需要进行井间加密,进一步提高储量动用程度和采收率。
2.4. 采收率情况评价
1) 理论采收率
原油采收率是反应油田开发水平的综合指标,稠油油田主要采用常规注水、蒸汽吞吐和蒸汽驱三种开发方式,主要有6中稠油采收率确定方法,数值类比法、经验公式法、水驱特征曲线法、产量递减法、注采特征曲线法、油气比递减曲线法 [1] 。针对Abarco油田目前开发现状,主要采用类比法和经验公式来确定理论采收率值。
① 类比法
根据国内油田大量矿场资料统计分析,确定稠油蒸汽吞吐采收率一般12%~28%,平均值为20%,油藏参数见表3,在油田开发初期缺乏动态资料的情况下,与相似油田进行类比,是确定采收率的简便方法。
另外,A油田在油藏地质条件,开发方式、井网井距、开发层系等方面均与圣湖能源Girasol油田有较高的相似性,类比G油田,可知A油田采收率在16.97%左右。
② 经验公式法
采用油气储委公式预测Abarco油田蒸汽吞吐采收率:
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用于预测油藏蒸汽吞吐采收率的参数适用范围 [6] :
如表4所示,Abarco油田各油层纯总比0.4~0.5,埋藏深度500 m,有效厚度3.3~5.3米,渗透率1000 mD,原油粘度10,000 mPa.s,通过计算,理论采收率为15%~16.7% [8] 。
由于Abarco油田目前采用水平井整体开发,这种开发井型对提高采收率非常有利,预计A油田采收率能达到20%左右。
2) 目前条件下的采收率
表5是根据Abarco油田前4周期水平井平均单井蒸汽吞吐实际生产数据进行统计而来,根据前四个周期生产规律,预测单井再吞吐10周期的热采指标,周期生产天数按第2~4周期的平均值,取130天,周期注汽量按20,000 bbl,周期日产油平均递减率参照前4周期,考虑后续周期递减减缓,按15%考虑,经过计算,单井共吞吐14周期,单井累计产油量0.122 MMbbl,按目前Abarco油田生产井数80口推算,目前井网和注采条件下累计产油量为9.98 MMbbl,采收率仅4.32%左右,即使延长吞吐周期数,考虑到经济效益,最终采收率很难超过5% [9] 。
利用OFM软件递减分析功能,对Abarco油田生产时间较长的PH1平台的井进行递减分析(图4、图5),可知PH1-H2井可采储量为0.14 MMbbl,PH1-H6井可采储量为0.143 MMbbl,按目前Abarco油田
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Table 3. Heavy oil reservoir parameter table
表3. 稠油油藏参数表
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Table 4. Abarco oilfield EOR calculate data table
表4. Abarco油田采收率计算数据表
hr为0.3~0.74;D为70~1700 m;ho为5.0~42 m;K为400~5000 md;µ0为500~50,000 mPa.s;井距为100~200 m。
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Table 5. Abarco oilfield single well sub-cycle development index forecast table
表5. Abarco油田单井分周期开发指标预测表
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Figure 4. Abarco oilfield decreasing analysis of well PH1H2
图4. Abarco油田PH1H2井递减分析
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Figure 5. Abarco oilfield decreasing analysis of well PH1H6
图5. Aabarco油田PH1H6井递减分析
生产井数80口推算,目前井网和注采条件下累计产油量为11.3 MMbbl,采收率仅4.9%左右 [10] [11] 。
运用油藏数值模拟对Abarco油田蒸汽吞吐采收率进行预测,预测目前井网条件下蒸汽吞吐开发到2021年时,采收率仅为3.7%左右。
3. 蒸汽驱技术可行性研究
3.1. 蒸汽驱采油机理 [11]
蒸汽驱开采原油机理:
1) 加热降粘作用,温度升高使原油粘度大幅度降低,这是蒸汽驱开采稠油最重要的机理,随着蒸汽的连续注入,油藏温度升高,油水粘度都要降低,但原油粘度降低程度远比水的粘度降低程度幅度大,其结果改善了水油流度比;
2) 热膨胀作用,热膨胀是热水带中一个重要采油机理,随着升温,又发生膨胀,饱和度增加,且更具流动性;
3) 高温改善原油相渗透率,由高温相渗曲线可知,温度升高,束缚水饱和度增加,残余油饱和度下降,曲线向右移,向有利于改善油相渗透率的方向变化;
4) 蒸汽剥离脱油,在蒸汽进入砂岩孔隙孔道中,产生剥离岩石表面的油膜及孔隙死角中的油滴,使进入流动孔道成为可动油,因此增加驱油效率;
5) 蒸汽、热水动力驱油作用,蒸汽或热水以一定速度注入油层,既补充了油层热量和能量,在注采井间形成驱替压力梯度,又对油层有一定的冲刷驱替作用;
6) 气驱作用及乳化液驱油作用,气驱作用发生于热水带及冷水带,它是热能转变为机械能的驱油作用,当蒸汽带沿的温度较高时,原油中的溶解气分离出来,这种释放出的气体,包括油层中在汽驱过程生产的CO2,由于体积膨胀,产生驱油作用。
3.2. 蒸汽驱技术可行性研究
借鉴国内外经验,随着技术的进步,油藏条件的变化,蒸汽驱开采条件在逐步放宽,如油层厚度降到5 m,原油粘度提高到15,000 mPa∙s,蒸汽驱开采领域在逐步扩大,蒸汽驱技术将成为今后稠油蒸汽吞吐的主要接替方式。
Abarco稠油油藏原油粘度对温度敏感性强,这有利于实施蒸汽驱开采,蒸汽吞吐后油藏条件的变化,也为转蒸汽驱创造了有利条件。
3.3. 转驱时机确定
理论研究表明,符合蒸汽驱开采条件的稠油油藏,直接采用蒸汽驱开采,可能获得蒸汽吞吐与蒸汽驱两者累加的采收率,因为蒸汽驱结束时的残余油饱和度并不取决于原始油饱和度,这已为室内试验所证实。但是,蒸汽驱的耗汽量远大于蒸汽吞吐,即蒸汽驱的油汽比远低于先吞吐后汽驱的累积油汽比,更何况吞吐阶段投资少,见效快,效益高。因此不能超越蒸汽吞吐开采阶段直接汽驱。
凡是符合蒸汽驱开采条件的稠油油藏,都应在蒸汽吞吐开采至适当时机转入蒸汽驱开采,充分发挥蒸汽驱具有较高驱油效率的优势,以提高注蒸汽开采的总体效果。如只进行蒸汽吞吐开采,地下死油区很多,一般采收率仅10%~25%,特殊条件下最多30%左右;如适时转入蒸汽驱,采收率可增加20%~30%,总采收率可达45%~60%;如不及时转入汽驱开采,不仅吞吐阶段后期效果极差,转汽驱后效果更差。
由蒸汽吞吐转入蒸汽驱开采存在一个最佳时机,吞吐周期过少,油层未形成较好地热连通,原油流动性差,吞吐周期过多,地下存水过高,在注入井转汽驱后,不仅蒸汽前缘有大量的凝结水带,而且生产井近井地带的凝结水在受到汽驱反应后首先被驱替出来,因而生产井的产水量及含水率很快上升,而产油量不增或增加很少,另外,吞吐周期过多,过分的热连通会加剧蒸汽窜流,影响汽驱效果。
但对于Abarco油田来说,原油粘度较高接近10,000 mPa∙s,转驱时机不宜过早,结合国内外类似油藏吞吐转汽驱研究成果,确定吞吐6周期后转驱。
3.4. 蒸汽驱典型模型研究
利用选取的典型模型,对蒸汽驱开展注采井网、合理注汽速度、合理采注比进行研究。
1) 井网形式研究
Abarco-hor-steam flood one方案为100米井距,以优化后的注汽强度、注汽速度,吞吐6周期后转蒸汽驱,采用平行正对注采井网,保持注采平衡,连续生产到2021年底(图6);Abarco-hor-steam flood two方案为100米井距,以优化后的注汽强度、注汽速度吞吐6个周期后转蒸汽驱,采用平行交错注采井网,保持注采平衡,连续生产到2021年底(图7);从图8、表6中可以看出Abarco-hor-steam flood one和
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Figure 6. Steam flooding Abarco-hor-steam flood one plan well site deployment map
图6. 蒸汽驱Abarco-hor-steam flood one方案井位部署图
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Figure 7. Steam flooding Abarco-hor-steam flood two plan well site deployment map
图7. 蒸汽驱Abarco-hor-steam flood two方案井位部署图
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Figure 8. Different steam flooding well network cumulative oil production comparison chart
图8. 不同蒸汽驱注采井网累计产油量对比图
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Table 6. Encryption throughput and steam flooding development indicators comparison table
表6. 加密吞吐和蒸汽驱开发指标对比表
Abarco-hor-steam flood two两种蒸汽驱方案累计产油指标均优于蒸汽吞吐,并且Abarco-hor-steam flood two蒸汽驱方案优于Abarco-hor-steam flood one蒸汽驱方案,因此采用平行交错注采井网进行蒸汽驱 [12] 。
注:井名后加iw的为注汽井,不加的为生产井。
2) 注汽速度
对具体油藏而言,在选定注采系统条件下,采用蒸汽驱开采存在最优的注汽速度。在最优注汽速度下,热损失较小,热能利用率较高,汽驱开发效果好,油汽比较高。因为注汽速度越低,在井筒中热损失越大,从而造成井底蒸汽干度低,同时注汽速度低,注入蒸汽在油藏中热损失也较大,蒸汽带在油藏中扩展缓慢,导致汽驱油汽比和采收率均较低;相反,注汽速度过高,由于受到地层正常吸汽能力(指不压破地层)的限制,可能会压破地层,加剧蒸汽在油层中的窜流,易在生产井过早突破,从而降低了蒸汽的波及体积和热利用效率。另一方面受生产井排液能力制约,造成汽驱阶段地层压力回升幅度较大,难以实现低压下的蒸汽驱替过程,使油汽比和增产油汽比明显降低。
根据之前优化的结果,采用平行交错井网进行蒸汽驱研究,注汽速度分别设计为1200 bbl/d、1300 bbl/d、1400 bbl/d、1500 bbl/d、1600 bbl/d、1700 bbl/d、1800 bbl/d,吞吐6个周期后转蒸汽驱,采注比为1.2,对比不同注汽速度对汽驱效果的影响。从图9和表7中可知,注汽速度大于1500 bbl/d时,采出程度增加幅度减缓,结合油汽比指标,优选合理注汽速度为1500 bbl/d。
3) 采注比
蒸汽驱开采要打破常规油藏注水开采中保持注采平衡的传统观念,建立蒸汽驱开采中必须降压的概念,保持蒸汽驱开采过程中采注比大于1.0,是实现低压汽驱的前提,是形成正常蒸汽驱的基本条件。
因为,当采注比 > 1.0,即蒸汽驱产液量 > 注入量时,可引起地层压力下降,形成一系列有利于提高蒸汽驱效果的作用机理:
①蒸汽比容增加;② 驱替倍数增加;③ 热水闪蒸为蒸汽;④ 粘性指进减弱;⑤ 拖曳作用增加;⑥ 注汽温度可以降低。此条件能够保证油层中是蒸汽驱。当采注比 = 1时,油层中是蒸汽驱 + 热水驱当采注比 < 1时,油层中基本上是热水驱。
根据以前优化的结果,如图10所示为注采比与累计产油量关系。采用平行交错井网,注入速度1500 bbl/d,设计采注比分别为1.0、1.1、1.2、1.3、1.4和1.5,研究不同采注比对蒸汽驱效果的影响。
从图11和表8中可以看出,随着采注比的增加,累计产油量和油汽比均增加,当采注比超过1.2时,累计产油量和油汽比的增加趋势变缓,优化采注比为1.2。
1) 尽管蒸汽驱相对蒸汽吞吐而言,能较大幅度提高采收率,但汽驱阶段的耗汽量远远大于蒸汽吞吐,油汽比相对较低,仅0.08左右,影响总体经济效益。如果不考虑油汽比,蒸汽驱采收率能达到40%,但
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Figure 9. Steam flooding different steam injection rate of cumulative oil production map
图9. 蒸汽驱不同注汽速度累计产油量对比图
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Table 7. Steam flooding different steam injection speed development indicators comparison table
表7. 蒸汽驱不同注汽速度开发指标对比表
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Figure 10. Steam flooding different extraction ratio cumulative oil production map
图10. 蒸汽驱不同采注比累计产油量对比图
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Figure 11. Steam flooding recovery, cumulative oil-vapor ratio and recovery ratio mapping chart
图11. 蒸汽驱采出程度、累计油汽比与采注比对应关系图
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Table 8. Steam flooding different extraction ratio of the development of indicators comparison
表8. 蒸汽驱不同采注比的开发指标对比表
以目前国内外通行的汽驱油汽比作为结束条件,则汽驱采收率大幅下降,仅为17.8%~22.7%。相对蒸汽吞吐而言,提高采收率的优势不明显;
2) Abarco稠油油藏属河流相沉积,受沉积环境影响,油藏非均质性较强,容易导致蒸汽推进不均匀,不利于取得较好的汽驱效果;
3) Abarco采用水平井开发,目前水平井蒸汽驱仅限于室内研究,存在着一定的不确定性,另外由于油层厚度薄、油藏条件下原油粘度较高,成为影响蒸汽驱开发效果的不利因素。
4. 结论及建议
综上分析,Abarco油田仅靠现井网蒸汽吞吐开采,采收率很低,必须完善井网;优先考虑见效快、风险小的蒸汽吞吐,改善开发效果,提高最终采收率。
对于蒸汽驱,仅进行典型模型研究,进行蒸汽驱技术可行性分析、研究。针对目前生产情况,建议结合蒸汽驱筛选条件,选取吞吐5~6周期的井组,进行蒸汽驱部分先导试验,研究蒸汽驱生产特征及主要技术经济指标,确定蒸汽驱技术经济可行性,为吞吐后期提高采收率进行技术储备,而不作为目前的主要开发技术手段。