特薄层稠油油藏蒸汽吞吐产能预测方法及应用

2014-08-20姚金焊

石油天然气学报 2014年11期

姚金焊

蒸汽吞吐施工开采成本高，而薄层稠油受油藏条件制约产能较低，投入风险大，如果在注汽前能够比较准确地预测注汽后油井的生产能力，可以选择最佳的注汽参数，提高经济效益，降低作业风险。为了预测注蒸汽后油井的生产能力，研究建立了一套适应中深特薄层油藏的产能预测数学模型。根据数模结果结合经济极限法确定了该类油藏注汽选井条件并对注汽强度进行了优化设计。

1 中深特薄层稠油油藏产能预测数学模型的建立

依据油层加热能量平衡方程，可以建立蒸汽吞吐产能预测数学模型。该模型目前主要有2种[1～3]，一种是Boberg－Lantz单井蒸汽吞吐产量预测方法，另一种是物质平衡法。而这2种方法在计算特薄层稠油油藏蒸汽吞吐产能时都存在一定的局限性，Boberg－Lantz单井蒸汽吞吐产量预测方法未考虑注蒸汽后油层流体随温度、压力的变化而对生产能力产生的影响，且要求注蒸汽前冷采求产；物质平衡法充分考虑了蒸汽超覆情况下油井注蒸汽生产能力的预测，考虑的影响因素更多，计算结果更加准确，但对于特薄层稠油油藏，受蒸汽超覆的影响并不明显，用物质平衡法在求取特薄层稠油油藏注蒸汽加热半径时数值偏小，且计算中用到蒸汽的密度、黏度、在井底的质量流量以及有效渗透率，取值有难度，计算误差较大。笔者研究采用物质平衡法建立生产能力预测模型，但在计算加热半径时应用Marx－Langenheim模型。根据圆形封闭地层中心一口井拟稳态的近似解，可得蒸汽吞吐后不同时期的日产油量计算公式：

式中：Qo为单位时间内产油量，cm3/s；pa为各生产阶段的平均地层压力，MPa；pwf为井底压力，MPa；μo为地层条件下原油的黏度，mPa·s；S为表皮系数，1；h为油层有效厚度，cm；K为油层绝对渗透率，D；rh为注完汽后的加热半径，m；re为供给半径，m；rw为井眼半径，m；Kro、Krowc分别为热油带的油相相对渗透率和束缚水条件下的油相相对渗透率，1。

2 产能预测数学模型的验证

选取了八面河油田面138区沙河街组4段7口井注汽后的历史数据，将这7口井注汽时的各项参数代入计算模型，对其生产能力（产油量、产水量、有效期等）进行预测，并将预测的结果与实际生产的结果进行对比，结果如表1所示。可见产油量平均误差为6.9%，产水量平均误差为－24.9%，有效期平均误差为10.7%。说明模型计算结果与实际结果表现出较好的一致性，准确性较高。

表1 预测生产情况与实际生产情况对比

3 产能预测数学模型的应用

3.1 确定选井条件

通过模型计算出注蒸汽后各地质条件下的累计产油量，结合经济效益评价，可以确定特薄层稠油油藏的选井地质条件。

按照原油价格为0.4万元/t，原油商品率取0.95，单井作业成本约为30万元/井次，锅炉吨油产汽量约为15.0m3，则热采极限产油量为150t，极限油汽比为0.15。以注汽量为1000t时，产油量低于150t，油汽比低于0.15为判断依据。

当油层厚度小于2.0m时，热采基本无经济效益；当渗透率低于200mD时，蒸汽吞吐经济效益较差；当原油黏度大于20000mPa·s时，除非油层厚度大于4.0m，否则经济效益较差。因此，在目前的原油市场行情下，对于特薄层稠油油藏，极限热采地质条件为油层厚度大于2.0m，渗透率大于200mD，油层厚度小于4.0m时，油藏条件下原油黏度应低于20000mPa·s。