作者简介:王传飞(1984—),男(汉族),山东省烟台市人,中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司工程师. E-mail:wchuanfei@163.com
中文责编:晨 兮; 英文责编:天 澜
中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司勘探开发研究院,山东东营 257015
Institute of Petroleum Exploration and Production, Shengli Oilfield Company Ltd., SINOPEC, Dongying 257015, Shandong Province, P.R.China
oil and gas field development engineering; heavy oil with thin formation; steam assisted gravity drainage; predictive model; oil recovery; internal rate of return
DOI: 10.3724/SP.J.1249.2015.05473
指出蒸汽辅助重力泄油(steam assisted gravity drainage, SAGD)开发技术具有采收率较高、投资多和风险大的特点,适用于油层较厚、原油黏度非常大及常规热采开发方式无法经济有效开发的稠油油藏. 本研究采用数值模拟和经济评价方法,结合影响因素对SAGD开发效果的影响,建立各影响因素与开发效果的单因素定量关系; 并利用多元非线性回归方法,建立SAGD采收率在不同油价下内部收益率与影响因素之间的多因素预测模型.研究结果表明,油层厚度、地层原油黏度、平面渗透率、垂向渗透率和初始含油饱和度是影响SAGD开发效果的主要因素; 该预测模型能够适应国际油价变化,而且,通过国外SAGD典型区块实例验证具有较强的实用性和油藏适应性.
Steam assisted gravity drainage(SAGD)technology, with the problems of large investment and high risks, despite higher recovery compared with other technologies, is more applicable to heavy oil reservoirs with thicker formation and larger oil viscosity, which common thermal methods are difficult to deal with. This paper investigates the effects of influential factors on SAGD development and introduces quantitative models between each influential factor and development index. The multiple factors regression predictive models are established to predict the SAGD oil efficiency and the internal rate of return under different oil prices. The results exhibit effects of different influencial factors including formation thickness, formation oil viscosity, plane permeability, vertical permeability and initial oil saturation, on the efficiency of SAGD. The proposed predictive models can be compatible with effects of international oil price variation. The models have been applied to a typical field of SAGD abroad to verify the applicability and accuracy of the models in engineering.
蒸汽辅助重力泄油(steam assisted gravity drainage, SAGD)开发技术是特超稠油开发的有效手段之一[1-7]. 目前,双水平井SAGD开发技术在新疆风城油田重32井区成功应用[8-9].胜利油田西部油区某油田某区块位于新疆克拉玛依市乌禾区西北5 km,准噶尔盆地西部隆起乌夏断裂带哈山南缘斜坡带.钻遇含油层系为侏罗系八道湾,目前在一砂组1小层完钻了2 口SAGD水平井,并准备实施开展SAGD先导试验.由于该块地质条件复杂,砂砾岩与泥质隔夹层发育,油层厚度较薄,为10~25 m左右,油层温度低,仅有23 ℃,油层温度下脱气原油黏度1.914×107 mPa·s,属于罕见的特超稠油油藏.对该区块,前期采用了氮气-降黏剂辅助蒸汽吞吐方法进行了试采,但日产油量递减快,生产周期只有二、三十天,试采效果非常差,不能达到工业产能.针对以上问题,本研究在数值模拟和经济评价的基础上,对该区块采用水平井SAGD开发试验进行了前期研究.对双水平井SAGD开发的影响因素进行分析,建立了SAGD开发定量预测模型,以期对该区块实施SAGD开发提供一定的指导和帮助.
双水平井SAGD采油机理是通过上部水平井注入高温高干度蒸汽后,由于蒸汽超覆作用,蒸汽逐步向油层上部扩展,通过蒸汽的热传导和热对流作用对油层和原油进行加热,使高黏度原油被汽化潜热释放的能量加热成低黏度原油,最后在蒸汽冷凝作用和被加热原油的重力作用下流到下部生产井中,过程描述如图1.
SAGD开发阶段分为预热阶段和生产阶段,生产阶段又划分为泄油初期、泄油高峰期和泄油后期.
1)循环预热阶段
经验表明,预热阶段成功与否关系着SAGD开发的成败[9-14].SAGD采用双管循环预热方式,即采用上下双水平井同时注汽生产.预热一段时间后,井间温度达到60~80 ℃时,实现热连通.从动态曲线来看,该阶段含水率高,产油量比较低,如图2和图3(a)所示.
2)SAGD生产阶段
泄油初期.转入SAGD生产阶段后,上部注汽井开始注汽,下部生产井采油.随着蒸汽的不断注入,蒸汽腔开始形成,在蒸汽腔尚未到达油层顶部之前,油层加热主要依靠热对流,生产以顶部泄油为主.此时,产油量逐渐增加,含水率下降,如图2和图3(b)所示.
泄油高峰期.随着蒸汽腔的不断发育扩展,蒸汽到达油层顶部后,达到泄油高峰,此时产油量最高.随后,蒸汽腔沿着油层两侧扩展,产油量趋于稳定,此时产油主要以顶部泄油和斜面泄油为主,如图2和图3(c)所示.
泄油后期.在蒸汽腔达到油层边缘后,蒸汽腔沿着油藏边缘下降,此时产油量开始下降,含水率回升,开发进入后期.此时,SAGD生产主要以斜面泄油为主,如图2和图3(d)所示.
图2 薄层特超稠油油藏SAGD生产动态曲线
Fig.2 SAGD production performance curves of thin formation and super heavy oil reservoir
分析采用CMG-STARS数值模拟软件,该软件模块在热采方面,尤其在运用灵活井筒模型模拟SAGD蒸汽腔的空间发育方面有着独特的优势.依据某油田某区块SAGD先导试验区的地质特征建立了数值模拟模型.油藏埋深330 m、油层厚度16 m、平均孔隙度24.6%、平均平面渗透率1.75 μm2、垂向渗透率0.35 μm2、初始含油饱和度0.646、地层温度23 ℃、地层压力3.3 MPa、地层原油黏度6.50×106 mPa·s.
SAGD双水平井水平段长度各800 m,上下水平井垂向距离5 m,下部生产井距离底部有效储层距离为2 m,井对距离为50 m,排距为50 m. 预热阶段采用双管循环预热方式.
SAGD开发技术在稠油热采开发中属于投资较高、风险较大的采油方法,因此有必要进行经济评价,以便从经济效益上判断项目是否可行,从而降低投资风险.采用内部收益率法是比较常用的方法.如果内部收益率大于行业基准收益率,则认为可以考虑该投资项目,否则不可行.计算双水平井SAGD开发末期的净现值(net present value, NPV)[15]为
NPV=∑tj=1{βQojPo-[nCm+(QsjPo)/(16)+βQoj(Rs+RPo)]}×(1+ic)-j-n[(Lv+Lh)Pd+Is-Vr](1)
其中,NPV为财务净现值; Cm为单井年操作费用; ic为基准收益率; Is为单井地面投资费用; j为计算时间, j =1,…,t; Lv为水平井垂直井段长度; Lh为水平井水平段长度; n为井数; Pd为单位进尺钻井成本; Po为原油价格; Qoj为SAGD年产油量; Qsj为SAGD年注汽量; R为综合税率; Rs为资源税; Vr为开采期末地面设备残值的折现值; β为原油商品率.
利用数值模拟计算SAGD年产油和年注汽量,并将各经济参数代入式(1)即可求出SAGD开发净现值,当净现值为0时,可求出内部收益率值.
Butler等[16]推导了计算SAGD泄油高峰期产量Qo为
Qo=2Lh((2Kgαφ(Soi-Sor)Hρo)/(rμo))1/2(2)
其中, g为重力加速度; K为渗透率; r为黏性特征参数; Soi为初始含油饱和度; Sor为残余油饱和度; α为热扩散系数; H为油层厚度; ρo为地层原油密度; μo为地层原油黏度; φ为孔隙度.
从式(2)可见,影响水平井产量的因素除水平井长度外,主要还有油层厚度、热扩散系数、地层原油黏度、渗透率、孔隙度、初始含油饱和度和残余油饱和度.本研究选取对SAGD开发效果影响较大的5个因素,如油层厚度、平面渗透率、垂向渗透率、原油黏度和初始含油饱和度作为讨论的重点,在此基础上,建立SAGD开发效果定量预测模型.利用数值模拟研究了以上因素对SAGD采收率的影响,并根据SAGD净现值公式求出内部收益率,从而确定了影响因素与SAGD开发指标的关系,如图4所示.
SAGD开发过程中,流体的重力作用是主要驱动力.随着油层厚度的增加,重力作用越来越明显,SAGD采收率和内部收益率越高,开发效果越好.而渗透率直接影响蒸汽腔的横向和纵向扩展. 平
图4 SAGD开发采收率和内部收益率与影响因素关系曲线(70 美元/桶)
Fig.4 Correlation curves of influential factors and oil recovery & internal rate of return(oil price 70$/bbl)
面渗透率主要影响蒸汽腔在油层中横向扩展,垂向渗透率则主要影响蒸汽的上升速度,影响蒸汽腔的纵向扩展.原油黏度越小,泄油速度越高,SAGD开发效果越好.初始含油饱和度是SAGD开发的物质基础,初始含油饱和度越大,束缚水越少,热损失越小,开发效果越好.
从图4可见,各影响因素与采收率和内部收益率呈线性正相关,为建立可靠的预测模型奠定了基础.
根据单因素与SAGD采收率、内部收益率的数学关系,建立了开发效果多因素非线性回归模型,模型涉及非线性参数求解,本研究利用遗传算法对模型参数进行求解[17],得到SAGD采收率预测模型为
ηo=-3.38×10-5μ2o-2.22×10-2μo-
4.91×10-9K0.5v-1.06×10-6K2h+
2.22×10-2Kh(3)
其中,ηo为采收率; Kh为水平渗透率; Kv为垂向渗透率.
采用同样的方法建立了油价为70 美元/桶时SAGD内部收益率预测模型为
γo=4.21×10-5μ2o-0.18μo-9.67×10-2Kv+
1.34×10-4K2v+12.25ln(Kv)+
27.75ln(Kh)-777.80×0.78H+
492.90Soi-430.79(4)
其中,γo为内部收益率.
图5和图6为预测模型计算值与实际值关系,由图5和图6可见,两者拟合精度较高,说明建立的采收率和内部收益率预测模型精度较高,能够满足实际工程计算要求.
图6 内部收益率模型拟合效果图(70 美元/桶)
Fig.6 Fitting curve of the internal rate of return by the proposed predictive model(oil price 70$/bbl)
目前,中国石化油田开发建设项目的基准内部收益率标定为15%,为使投资项目能够达到经济效益,所建立的预测模型中的参数需要满足经济评价下限.因此,根据SAGD影响因素与内部收益率关系(图4)可反求出内部收益率为15%时的影响因素下限值,进而确定预测模型参数的适用范围.当油价为70 美元/桶时,模型参数适用范围如下:地层原油黏度为20×104~650×104 mPa·s、油层厚度为12.5~30.0 m、平面渗透率为0.80~1.75 μm2、垂向渗透率为0.020~0.875 μm2、初始含油饱和度为0.61~0.70.
近期国际油价剧烈变动,且由于原油生产开发投资与国际油价密切相关,为考虑不同油价对开发的影响,减少投资风险,因此建立了不同油价下内部收益率预测模型.
1)当油价为60 美元/桶时,内部收益率预测模型为
γo=4.79×10-5μ2o-0.17μo-9.46×10-2Kv+
1.28×10-4K2v+10.91lnKv+
24.62lnKh-478.90×0.82H+
444.30Soi-382.96(5)
此模型参数适用范围为:地层原油黏度为20×104~650×104 mPa·s; 油层厚度为15.0~30.0 m; 平面渗透率为1.20~1.75 μm2; 垂向渗透率为0.180~0.875 μm2; 初始含油饱和度为0.63~0.70.
2)当油价为80 美元/桶时,内部收益率预测模型为
γo=2.49×10-6μ2o-0.16μo-9.79×10-2Kv+
1.40×10-4K2v+13.49lnKv+
30.66lnKh-1.26×103×0.75H+
538.40Soi-478.90(6)
此模型参数适用范围为:地层原油黏度为20×104~650×104 mPa·s; 油层厚度为12.0~30.0 m、平面渗透率为0.58~1.75 μm2、垂向渗透率为0.013~0.875 μm2、初始含油饱和度为0.59~0.70.
为验证本研究建立模型的可靠性,选取加拿大5个典型的SAGD项目实施区块为例进行分析[18-19],计算每个SAGD项目的预测采收率,经过和项目标定采收率相比,发现本研究所建立的模型具有较好的适用性,可用于工程预测与应用,如表1.
表1 加拿大典型SAGD区块标定采收率与模型预测采收率对比
Table 1 The contrasts between the marked and the predicted oil recovery for Canadian SAGD projects
运用本研究所建预测模型计算哈浅1块SAGD开发的采收率为36.9%,按国际油价60美元/桶计算内部收益率为24.1%,可以看出,在目前油价下,该块采用SAGD开发依然能获得较高的采收率和经济效益.但由于该块储层变化较大,物性差异较大,有效厚度范围为10~25 m,平面渗透率为0.046~9.630 μm2,垂向渗透率与平面渗透率比值约为0.20~0.55.经计算,该块整体实施SAGD开发,采收率介于3.6%~77.4%,内部收益率为-55.6%~96.7%.预测开发指标表明,在目前国际油价60 美元/桶下,实施SAGD开发应选取储层物性比较好(平面渗透率大于1.20 μm2,垂向透率大于0.18 μm2),厚度较大(大于15 m)的区域进行开发,这样可以降低投资风险,取得较高的采收率和可观的经济效益.
本研究采用油藏数值模拟,结合经济评价方法,分析了5种主要的影响因素对SAGD开发指标采收率和内部收益率的影响.建立了SAGD开发采收率和不同油价下内部收益率预测模型,方法简单,预测结果可靠,具有较好的适用性,能够满足薄层特超稠油油藏SAGD开发指标预测的要求.利用所建模型对胜利油田西部油区某油田某区块实施SAGD开发,并进行了采收率和内部收益率预测.结果表明,在目前国际油价下,实施SAGD开发能够取得较高的采收率和可观的经济效益.
深圳大学学报理工版
JOURNAL OF SHENZHEN UNIVERSITY SCIENCE AND ENGINEERING
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