薄层特超稠油油藏SAGD开发适应性评价

2015-02-17王传飞

特种油气藏 2015年5期

关键词：稠油采收率油层

王传飞

(中国石化胜利油田分公司，山东东营 257015)

薄层特超稠油油藏SAGD开发适应性评价

王传飞

(中国石化胜利油田分公司，山东东营 257015)

针对春晖油田哈浅1块油层厚度薄、原油黏度大的特点，开展室内物理模拟实验，研究了薄层特超稠油SAGD开发生产特征以及开发效果评价。在实验拟合基础上，基于数值模拟和经济评价，研究了油藏参数对SAGD开发效果的影响，并确定了SAGD开发的油藏参数界限。研究结果表明:薄层特超稠油油藏SAGD开发的主要采油阶段为蒸汽腔横向扩展阶段;实验最终采收率为39.7%，累计油汽比为0.199;在国际油价2 604元/t下，当油藏有效厚度大于15 m，原油黏度大于20×104mPa·s，平面渗透率大于1 000×10-3μm2，垂向渗透率大于50×10-3μm2时，采用SAGD开发具有较强的油藏适应性，能够取得较高的采收率和内部收益率，具有广阔的应用前景。研究成果对目标区块开展SAGD先导试验具有指导意义。

稠油油藏;SAGD;物理模拟;数值数模;采收率;经济评价

0 引言

SAGD技术是特超稠油油藏开发的有效方法［1-5］。目前SAGD技术在新疆风城油田、辽河油田得到成功应用［6-10］。春晖油田哈浅1块埋藏浅，岩性复杂，隔夹层发育，油层厚度为10～25 m，油层温度23℃下脱气原油黏度为1 914×104mPa·s，属于浅薄层特超稠油油藏，常规的热采开发方式难以有效动用。因此，前期开展SAGD开发先导试验研究，以期能够达到有效动用该区块储量的目的。依托室内物理模拟实验和数值模拟，深入分析了薄层特超稠油油藏SAGD开发机理，评价油藏适应性，为SAGD技术在该类油藏中的应用提供依据与技术指导。

1 SAGD物理模拟实验

1.1 实验装置与模型

SAGD物理模拟实验采用了三维实验装置，该系统装置包括注入系统、模型系统、测温测压元件、产出液分离与计量、数据采集与实验数据处理软件5个部分。模型系统尺寸为50 cm×50 cm×4 cm，内部采用隔热材料，可在不同位置布设测温、测压点。

依据相似理论［11-13］，对哈浅1块油藏参数进行了比例模拟，确定了模型参数。模型几何尺寸为50.0 cm×12.0 cm×4.3 cm，油层厚度为12 cm，布置上下2口水平井，上水平井离顶部盖层5 cm，下水平井离底层2 cm。模型中共设计68个热电偶用来监测蒸汽腔发育状况。

1.2 结果分析

1.2.1 温度场发育特征

通过对温度场的监测，可以看出蒸汽腔整体发育特点:蒸汽腔上升时间比较短，而横向扩展和下降时间相对比较长。蒸汽腔发育过程如图1所示。

(1)蒸汽腔形成阶段。由于油层厚度薄，随着蒸汽的注入，蒸汽很快到达油层顶部，在注汽井上部形成蒸汽腔，如图1a所示。

(2)蒸汽腔扩展阶段。当蒸汽到达油藏顶部后，蒸汽腔开始横向扩展，并逐渐到达油藏两侧边缘，形成一个“倒三角形”状蒸汽腔，如图1b所示。

(3)蒸汽腔下降阶段。随着蒸汽的继续注入，蒸汽腔开始缓慢向下扩展。最后下部生产井上方基本都被蒸汽充满，大量蒸汽从生产井采出，SAGD过程结束，如图1c所示。

图1 SAGD不同开发阶段温度场

1.2.2 生产动态特征

物理模拟实验SAGD的3个开发阶段特征较为显著，实验最终采收率能够达到39.7%，累计油汽比为0.199，如图2所示。

图2 SAGD物理模拟生产动态曲线

(1)蒸汽腔上升阶段。该阶段含水率快速下降，由初期的93.0%下降至81.6%，阶段采出程度只有2.7%。

(2)蒸汽腔扩展阶段。该阶段含水率主要在70.0%左右波动，产油量稳定在8 mL/min左右，稳产时间约为40 min，持续时间比较长，阶段采出程度为28.2%，为SAGD开发的主要产油阶段。

(3)蒸汽腔下降阶段。该阶段随着蒸汽不断从下部生产井采出，含水不断上升，由70.0%逐渐上升至90.0%左右，产油量迅速下降，阶段采出程度为8.8%。

2 SAGD油藏经济适应性评价

2.1 实验拟合

实验拟合采用CMG-STARS数值模拟软件，主要拟合了实验过程中的产液量和产油量，来获取较为准确的油藏流体与高压物性参数，如图3所示。

2.2 数值模拟模型

在实验拟合的基础上，建立哈浅1块SAGD数值模拟模型。油藏埋深为320 m，油层厚度为15m，平面渗透率平均为1 750×10-3μm2，垂向渗透率与水平渗透率比值为0.2，地层原油黏度约为646× 104mPa·s，初始含油饱和度为0.646，地层温度为23℃，原始地层压力为3.3 MPa。模型中双水平井水平段长度各为800 m，上下水平井垂向距离为5 m，预热阶段采用双水平井循环预热方式，当井间温度达到60～80℃后实现井间热连通，随之转入SAGD生产阶段。

图3 SAGD产液量和产油量实验拟合曲线

2.3 经济评价方法

SAGD方案在稠油热采开发中属于高风险、高成本技术，因此，开发方案需要进行经济评价，谨慎投资。SAGD开发末期净现值公式为［14-15］:

式中:ξ为累计财务净现值，元;t为开发年限，a;j为计算时间，a，j=1，…，t;β为原油商品率;Qoj为SAGD年产油量，t/a;Po为原油价格，元/t;n为井数，口;Cm为单井年操作费用，元;Qsj为SAGD年注汽量，t/a;Rs为资源税，%;R为综合税率，%;ic为基准收益率;Lv为水平井垂直井段长度，m;Lh为水平井水平段长度，m;Pd为单位进尺钻井成本，元/ m;Is为单井地面投资费用，元;Vr为开采期末地面设备残值的折现值，元。

利用该公式即可求出SAGD方案内部收益率，当计算内部收益率低于石化行业基准收益率(15%)时，即可认为方案不可行。文中经济评价中的原油价格取2 604元/t。

2.4 影响因素分析

(1)油层厚度。SAGD开发过程中，流体的重力作用是主要驱动力。显然，油层厚度越大，重力作用越明显，沿着蒸汽腔边缘流入到生产井的原油越多，开发效果和经济效益越好。数值模拟表明，油层厚度越小，SAGD采收率和内部收益率越低，当油层厚度小于15 m时，开发效果和经济效益急剧下降，内部收益率低于石化行业基准收益率(15%)，不适于SAGD开发。

(2)地层原油黏度。SAGD开发优势就是适用于原油黏度非常大的油藏。数值模拟预测结果表明，随着原油黏度的增加，采收率和内部收益率虽然均有所降低，但对于地层原油黏度大于20× 104mPa·s以上的油藏，SAGD开发仍具有较好的开发效果和可观的经济效益(内部收益率大于石化行业基准收益率)，这是常规热采开发方式所不能比拟的。

(3)油层渗透率。油层渗透率直接影响SAGD蒸汽腔的空间扩展体积，而蒸汽腔发育良好是SAGD开发成功的关键。渗透率影响蒸汽腔的发育主要体现在2个方面:一方面是平面渗透率，主要影响蒸汽腔在油层中横向扩展;另一方面是垂向渗透率，主要影响蒸汽的上升速度，影响蒸汽腔的纵向扩展。计算结果表明，平面渗透率和垂向渗透率越大，采收率和内部收益率越高，开发效果越好。按照石化行业基准收益率值计算，平面渗透率界限值为1 000.0×10-3μm2，垂向渗透率界限值为50.0×10-3μm2。

3 应用前景

4 结论

(1)室内物理模拟实验表明，对于薄层特超稠油油藏，采用SAGD开发依然能够取得比较好的开发效果，采收率能够达到39.7%，累计油汽比近0.199。

(2)对于薄层特超稠油油藏，SAGD蒸汽腔形成扩展阶段和下降时间所需时间相对较短;蒸汽腔横向扩展阶段相对较长，为薄层特超稠油油藏的主要生产阶段。

(3)油层厚度、地层原油黏度和油层渗透率对SAGD开发效果影响非常显著。当油价为2 604元/t时，SAGD适用于地层原油黏度比较大(大于20×104mPa·s)、具有一定的油层厚度(大于15 m)、渗透率(平面渗透率大于1 000×10-3μm2，垂向渗透率大于50×10-3μm2)比较高的稠油油藏。

(4)春晖油田哈浅1块采用SAGD开发可增加可采储量229×104t，具有良好的应用前景。

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编辑朱雅楠