謝曉慶 康曉東 曾 楊 石 爻 張賢松 劉宇曦

(1.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室 北京 100028； 2.中海油研究總院 北京 100028；3.中國石油長慶油田分公司第五采油廠地質研究所 陜西西安 710016)

海上油田不同開發(fā)方式組合模式探討*

謝曉慶1,2康曉東1,2曾 楊1,2石 爻1,2張賢松1,2劉宇曦3

(1.海洋石油高效開發(fā)國家重點實驗室 北京 100028； 2.中海油研究總院 北京 100028；3.中國石油長慶油田分公司第五采油廠地質研究所 陜西西安 710016)

謝曉慶,康曉東,曾楊，等.海上油田不同開發(fā)方式組合模式探討[J].中國海上油氣，2017,29(4)：85-90.

XIE Xiaoqing,KANG Xiaodong,ZENG Yang,et al.Discussion of different development combination modes in offshore oilfield[J].China Offshore Oil and Gas,2017,29(4):85-90.

海上油田開發(fā)投資大、成本高、風險大，為獲得較高的經(jīng)濟效益，有必要對不同開發(fā)方式進行組合和優(yōu)化。根據(jù)以往水驅、聚合物驅、熱力采油等經(jīng)濟技術界限研究成果，以原油黏度為一級決策、滲透率為二級決策、油藏深度為三級決策，建立了海上油田高效開發(fā)方式組合多級決策樹，確定出適合海上油田高效開發(fā)的4大類26套組合模式；通過數(shù)值模擬方法得到了各種組合模式的采收率，結合經(jīng)濟評價優(yōu)化確定了8套不同油藏條件的最優(yōu)組合模式，并提出了各模式的生產(chǎn)動態(tài)典型特征曲線。綏中36-1油田實際區(qū)塊應用結果表明，優(yōu)化得到的高效開發(fā)組合模式具有較好的實用性，可以為海上油田開發(fā)模式優(yōu)選提供借鑒。

海上油田；水驅；聚合物驅；熱力采油；組合模式；采收率；綏中36-1油田

以綏中36-1油田為代表的原油黏度在26～150 mPa·s的海上油田，適合開展聚合物驅和熱力采油來提高原油采收率[1]。目前綏中36-1、錦州9-3和旅大10-1等油田已經(jīng)開展聚合物驅礦場試驗，并取得了較好的增油控水效果[2-5],但有些區(qū)塊聚合物驅結束后仍有40%～50%的原油殘留地下，有待于采取進一步措施提高采收率。海上油田熱力采油在國外早已開始應用，但國內受實施熱采各方面技術條件的限制，尚未大規(guī)模實施熱力采油[6-7]。因此，將水驅、聚合物驅與熱力采油相結合，探索一條適合于海上油田，特別是海上稠油油田的開發(fā)模式，是進一步提高海上油田采收率、實現(xiàn)高速高效開發(fā)的重要途徑。海上油田開發(fā)技術復雜、投資高、風險大，開采期限受平臺設備的有效期的限制，而國內目前尚未對水驅、聚合物驅、熱采開發(fā)的組合模式在海上油田的應用做相關研究[8-10]，因此非常有必要對海上油田不同開發(fā)方式的組合進行研究，以期為海上油田已開發(fā)油田后續(xù)高效開發(fā)決策提供可靠的依據(jù)，并且為以綏中36-1油田為代表的類似油藏提供全過程高效開發(fā)模式。

本文首先基于前期海上油藏不同開發(fā)方式經(jīng)濟技術界限研究成果，建立了海上油田開發(fā)多級決策樹，在此基礎上通過開發(fā)組合模式的注采參數(shù)優(yōu)化及經(jīng)濟評價，優(yōu)化確定了不同油藏條件的最優(yōu)組合模式，并提出了各種模式的生產(chǎn)動態(tài)典型特征曲線，最后將研究成果應用到綏中36-1油田。

1 組合模式的建立及優(yōu)化

1.1 多級決策樹的建立

根據(jù)水驅、化學驅、熱力采油等經(jīng)濟技術界限的研究成果[11-15]，選取原油黏度、滲透率、油藏深度等3個因素作為開發(fā)方式選擇的決策因素，確定不同開發(fā)方式適用范圍(表1)。在此基礎上，建立了海上油田高效開發(fā)方式組合決策樹(圖1)，以原油黏度為一級決策、滲透率為二級決策、油藏深度為三級決策，確定出四大類不同油藏條件下可選的開發(fā)方式或開發(fā)措施，共計26套組合方式。

表1 海上油田不同開發(fā)方式油藏篩選指標界限Table 1 Reservoir screening indexes of different development modes for offshore oilfields

圖1 海上油田開發(fā)方式組合模式?jīng)Q策樹Fig .1 Development mode decision tree of offshore oilfields

1.2 最優(yōu)組合模式的確定

1.2.1 典型油藏數(shù)值模型的建立

根據(jù)組合決策樹，確定不同類型油藏的候選組合模式。針對不同的組合模式，在考慮各動態(tài)參數(shù)對開發(fā)效果的總體影響前提下，對注水速度、注聚速度、注汽強度、組合模式轉換時機、聚合物段塞尺寸和井網(wǎng)加密時機等參數(shù)進行優(yōu)化。

考慮到水驅、聚合物驅、蒸汽吞吐及蒸汽驅的各自特點及對油藏條件的共同要求，選取綏中36-1油田的一個典型區(qū)域建立概念模型進行數(shù)值模擬研究，模擬區(qū)域面積為0.53 km2，地質儲量為227.97×104m3；考慮熱力采油模擬需要，參照南堡35-2油田設置相應熱力學參數(shù)。典型油藏模型基本物性參數(shù)及取值見表2。為了描述層內韻律段的非均質性，根據(jù)該區(qū)地質研究結果，縱向共劃分為8個模擬層。模型基礎布井方式為反九點井網(wǎng)，井網(wǎng)密度為8.2口/km2，后期冷采加密調整為行列式井網(wǎng)；熱采井網(wǎng)密度與水驅或聚合物驅加密調整后一致，為12.2口/km2，各井首先進行蒸汽吞吐，然后進行蒸汽驅。

表2 典型模型基本物性參數(shù)及取值Table 2 Basic parameters and their value of typical recovery simulation model

水驅基礎方案的注水速度取0.06 PV/a；聚合物驅時參考綏中36-1油田已開展的聚合物驅井組試驗注聚參數(shù)并適當增大段塞尺寸，注入量為0.4 PV，聚合物濃度為1 750 mg/L，注入速度為0.06 PV/a；蒸汽吞吐的燜井時間為6 d，注汽速度為240 m3/d，注汽強度為200 m3/m；蒸汽驅的注汽強度為0.8 m3/(d·ha·m)，采注比為1.1。

組合模式轉換時機因開發(fā)方式的不同而不同：水驅后期采油速度低，不利于高效高速開發(fā)，因此選取采油速度作為轉后續(xù)開發(fā)時機控制參數(shù)；聚合物驅需要考慮聚合物成本，因此轉后續(xù)開發(fā)時機受段塞尺寸控制；熱采則選取油汽比作為其轉換時機控制參數(shù)。

1.2.2 最優(yōu)組合模式篩選

采用采收率和凈現(xiàn)金流量法進行組合開發(fā)模式技術和經(jīng)濟評價。開發(fā)過程中現(xiàn)金的支出包括投資支出與生產(chǎn)成本支出，投資支出主要發(fā)生在項目規(guī)劃與建設的初期，但存在井網(wǎng)加密調整時也會發(fā)生在開發(fā)的其他階段，而熱采生產(chǎn)中的注汽(熱水)費用和化學驅生產(chǎn)中的化學劑費用是生產(chǎn)成本的主要組成部分，也在生產(chǎn)資金支出中占有很大比例；油田資金的流入主要是產(chǎn)出原油的銷售收入。本研究采用動態(tài)法計算的項目開發(fā)期末的財務凈現(xiàn)值來評價開發(fā)模式的經(jīng)濟性。財務凈現(xiàn)值的基本表達式為

(1)

式(1)中：FNPV為資金的凈現(xiàn)值，元；Cin為年現(xiàn)金流入量，元；Cout為年現(xiàn)金流出量，元；Vr為開采設備殘值，元；t為開發(fā)年限，a；i為計算時間，i=1，2,3,…,t；ic為基準收益率，%。

在數(shù)值模擬基礎上進行經(jīng)濟評價，綜合分析各候選組合模式的采收率和經(jīng)濟效益，確定不同類型油藏的最佳組合開發(fā)模式。以原油黏度<50 mPa·s的油藏為例,表3為該類油藏各組合模式下采收率和經(jīng)濟評價結果，從表3可以看出，當原油黏度<50 mPa·s、滲透率<400 mD時， “水驅+加密水驅”組合模式的采收率最高，經(jīng)濟效益最好；當原油黏度<50 mPa·s、滲透率>400 mD時， “水驅+聚合物驅”組合模式的經(jīng)濟效益最好。

表3 原油黏度<50 mPa·s油藏的經(jīng)濟評價結果Table 3 Economic evaluation result of reservoir with viscosity lower than 50 mPa·s

分別選取原油黏度為50、150、700和2 000 mPa·s，基于最優(yōu)組合模式和最優(yōu)速度組合進行油藏數(shù)值模擬計算，確定了不同油藏條件下開發(fā)方式最佳組合模式和最優(yōu)注采參數(shù)，結果見表4。

表4 海上油田高效開發(fā)組合模式Table 4 Efficient development combination models for offshore oilfields

1.3 生產(chǎn)動態(tài)特征對比

通過對數(shù)值模擬結果進行分析，得到了不同油藏條件下最佳組合模式生產(chǎn)動態(tài)典型特征曲線(圖2)，指導海上油田開發(fā)模式?jīng)Q策。圖2中縱軸為油田開發(fā)采油速度，橫軸為生產(chǎn)時間，曲線所覆蓋的面積即為油田開發(fā)采收率。

圖2 不同模式的典型特征曲線Fig .2 Typical characteristic curves of different modes

2 實例應用

為檢驗海上油田高效開發(fā)組合模式的實用性，選取實際油藏區(qū)塊進行虛擬開發(fā)，通過經(jīng)濟評價及采收率情況來評價組合模式的優(yōu)劣。綏中36-1油田是目前渤海海域進行化學驅開發(fā)的主要大型油氣田，其地質狀況具有一定的代表性，流體性質變化幅度大，可以作為虛擬開發(fā)的目標油田。

虛擬開發(fā)目標區(qū)域選擇綏中36-1油田I期，原油黏度在58～156 mPa·s，平均滲透率2 500 mD，平均油藏中深1 472 m，因此考慮原油黏度<50 mPa·s和50～300 mPa·s 2種情況進行模擬計算。依據(jù)表4中最佳組合模式，對虛擬開發(fā)區(qū)域設計2個開發(fā)方案，方案1為水驅+聚合物驅，方案2為水驅+加密聚合物驅?；诋斍熬W(wǎng)，對各開發(fā)方案的注采井位、注采速度、轉換時機、井網(wǎng)加密調整方法、注采井配產(chǎn)配注等做具體設計。

圖3給出了2個虛擬開發(fā)方案及現(xiàn)行開發(fā)方案的年產(chǎn)油量曲線,方案1與方案2的最終采收率分別達到43.2%和45.2%。按照現(xiàn)行方案進行數(shù)值模擬計算，預測采收率為43.1%。雖然方案1初期采油速度較高，但開發(fā)時間僅有27 a，降低了采出程度，浪費了平臺資源；方案2開發(fā)時間30 a，接近平臺極限，采收率相對方案1提高2個百分點，增加可采儲量357萬t，凈現(xiàn)值提高31億元，加密效果明顯。因此，從采收率及平臺實際情況看，方案2較為合理。這一結論與該區(qū)塊的油藏類型所對應的組合模式優(yōu)化結果(表4)相符合，同時驗證了本文所建立的海上油田高效開發(fā)組合模式體系的合理性，可以為海上油田開發(fā)提供一定的指導。

圖3 綏中36-1油田虛擬開發(fā)各方案的年產(chǎn)油曲線Fig .3 Oil production curves of different virtual development plans for SZ36-1 oilfield

3 結論

1) 以原油黏度為一級決策、滲透率為二級決策、油藏深度為三級決策，提出了適合海上油田高效開發(fā)的4大類26套組合模式，通過數(shù)值模擬方法優(yōu)化確定了8套不同油藏條件的最優(yōu)組合模式，并提出了各模式的生產(chǎn)動態(tài)典型特征曲線。

2) 綏中36-1油田實際區(qū)塊最優(yōu)組合模式數(shù)值模擬結果表明，本文優(yōu)選出的組合模式具有較好的實用性。

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(編輯：楊 濱)

Discussion of different development combination modes in offshore oilfield

XIE Xiaoqing1,2KANG Xiaodong1,2ZENG Yang1,2SHI Yao1,2ZHANG Xiansong1,2LIU Yuxi3

(1.StateKeyLaboratoryofOffshoreOilExploitation,Beijing100028,China; 2.CNOOCResearchInstitute,Beijing100028,China; 3.GeologicalResearchInstitute,FifthProductionPlantofPetroChinaChangqingOilfieldCompany,Xi’an,Shaanxi710016,China)

It is necessary to combine and optimize different development modes for offshore oilfield in order to obtain high profit due to high development cost and risk.According to the previous research results of economic and technological limit for water flooding, polymer flooding, thermal recovery, taking oil viscosity, permeability and reservoir depth as the first, second and third level of decision-making, respectively, multilevel decision tree of efficient development method for offshore oilfield is established, and 26 sets of 4 kinds of combination modes are identified.The recovery factors of various combination modes are obtained by numerical simulation.Combined with economic evaluation, 8 sets of different reservoir conditions are optimized and determined, and the modes of production dynamic type curves are put forward.The application in SZ36-1 oilfield shows that the optimized combination mode of efficient development has good practicability, and can provide reference for development mode optimization in offshore oilfield.

offshore oilfield; water flooding; polymer flooding; thermal recovery; combination mode; recovery factor; SZ36-1 oilfield

謝曉慶，男，高級工程師，2009年畢業(yè)于中國石油大學(北京),獲博士學位，現(xiàn)主要從事油氣田開發(fā)工程和提高采收率技術方面的研究。地址：北京市朝陽區(qū)太陽宮南街6號院B座(郵編：100028)。E-mail:xiexq@cnooc.com.cn。

1673-1506(2017)04-0085-06

10.11935/j.issn.1673-1506.2017.04.010

TE34

A

2016-12-05 改回日期：2017-03-04

*“十三五”國家科技重大專項“海上油田化學驅油技術(編號:2016ZX05025-003)”部分研究成果。