新疆油田红浅1井区火驱开采效果评价

张霞林，关文龙，刁长军，席长丰（.中国石油勘探开发研究院，北京00083；.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依834000）

新疆油田红浅1井区火驱开采效果评价

张霞林1，关文龙1，刁长军2，席长丰1
（1.中国石油勘探开发研究院，北京100083；2.中国石油新疆油田分公司勘探开发研究院，新疆克拉玛依834000）

以新疆油田红浅1井区火驱先导试验为例，分别利用广义产量递减法和油藏数值模拟法对注蒸汽开发后期转火驱开采效果进行了评价。结果表明，红浅1井区火驱先导试验区在注蒸汽开采之后，通过火驱的接替开采，最终采收率可达到59.9%，火驱阶段至少可提高采收率30.0%.两种方法的对比应用表明，广义产量递减法评价火驱开采效果是切实可行的；广义产量递减法较油藏数值模拟法所需资料较少，更为简捷实用。

新疆油田；稠油油藏；火驱；产量递减；油藏数值模拟；采收率；开采效果

近10年来，新疆、辽河和吐哈等油田的稠油老区相继进入蒸汽吞吐开发后期，进一步提高采收率难度很大，亟待转换开发方式。为此中石油自2005年相继在新疆油田红浅1井区和重18井区，辽河油田杜66块、高3-6-18块、高3块和曙光1-38-32块等多个稠油区块开展了火烧油层先导试验项目。火驱技术已经成为稠油油藏注蒸汽开发后期进一步提高采收率的接替技术[1]。

新疆油田红浅1井区于1991年正式投产，先后经历蒸汽吞吐和蒸汽驱开采，但由于日产量低、油汽比低、经济效益差，于1999年废弃。在废弃10年之后，于2009年开展了火驱先导试验，成为一个注蒸汽后转火驱开采的典型试验区。由于火驱先导试验生产效果显著，新疆油田红浅1井区将于“十三五”期间全面部署火驱工业化试验。本文以红浅1井区火驱先导试验区块为例，分别利用广义产量递减法和油藏数值模拟法，对稠油油藏注蒸汽后转火驱开采效果进行了评价研究。

1　开采效果评价方法

（1）广义产量递减法产量递减法是评价油气田产量和可采储量的重要方法。任意类型的油气藏，只要产量进入了递减阶段，即可应用广义产量递减法进行产量和可采储量的评价。

文献［2］和文献［3］分别建立和完善了3种递减类型的表达式，其中，双曲递减是最有代表性的递减类型。当递减指数n→0时，可得指数递减的关系式；当n=1时，可得调和递减的关系式。由广义产量递减法描述双曲递减类型产量与时间的关系式为[4-5]：

从投产之日起，在递减阶段t时间的累计产量为

将（1）式代入（2）式积分后得

将（1）式代入（3）式，经简化后得到产量与累计产量的关系式[6-8]

当Qt→0时，由（4）式可以得到技术可采储量（指在给定的技术条件下，经理论和经验公式计算或类比估算的最终可采出的石油量）为

当Qt=QEL，由（4）式可得经济可采储量（指在当前已实施的或肯定要实施的技术条件下，按当前的经济条件估算的可经济开采的石油储量）为

为了进行产量预测，将（4）式改写为下式可得理论的初始递减产量Qi'.

为了确定Di和n的数值，将（1）式改写为可以进行线性迭代求解的下式：

式中a=1，b=nDi.

（2）油藏数值模拟法热采油藏数值模拟，一般采用加拿大商业软件CMG的STARS模块。根据地质模型结果，首先建立3相2组分的注蒸汽开发模型，其基本假设条件[9-10]包括：油藏中存在油相、水相和气相3种相态，包括水和油2个组分，对注蒸汽开发历史进行拟合；其次，在注蒸汽开发拟合的油藏参数基础上，建立火烧油层数值模型，再结合室内实验与现场试验数据的拟合结果，对火驱可采储量和采收率进行预测。

本文采用的火驱油藏数值模型是4相7组分的经典模型，其基本假设条件[9-10]为：油藏中存在气相、水相、油相和固相共4种相态；包括水、重质油、轻质油、CO2，N2+CO，O2和焦炭7个组分；发生重油裂解、重质油燃烧、轻质油燃烧和焦炭燃烧等4个化学反应。

与注蒸汽相比，火烧油层的油藏数值模拟更难。原因在于，一方面是由于火烧油层机理复杂，许多化学反应和相态之间频繁变化大大增加了火驱数值模拟的难度；另一方面，火烧油层矿场试验的相关配套技术还很不完善，致使火烧油层数模拟使用的必要数据之一——单井产出气的计量还无法实现，在实际的火烧油层项目的跟踪过程中，就不得不结合燃烧前缘推进情况、单井产量和产状等间接的生产资料，依据经验将试验区块的总产出气量劈分到单井上以供数值模拟的计算。因此，目前的火烧油层数值模拟方法仍不完善，在火驱项目开展与跟踪过程中，迫切需要适宜于火驱开发的相关油藏工程方法进行配合应用。

2　对红浅1井区火驱开采效果评价

红浅火驱试验区位于新疆油田红浅1井区（图1），地层为单斜构造，地层倾角5°，生产目的层下侏罗统八道湾组为辫状河流相沉积，储集层岩性主要为砂砾岩。火驱试验区面积0.28 km2，井网控制地质储量31.4× 104t，油藏埋深550 m，原始地层压力6.41 MPa，原始地层温度23.9℃，地面脱气油密度为0.9190~0.9662g/cm3，油藏温度下原油黏度为1 200~30 000 mPa·s，平均10 000 mPa·s，油藏平均油层有效厚度8.0 m，平均孔隙度25.4%，平均渗透率为720 mD.

图1　红浅1井区火驱先导试验井网部署

红浅1井区1991年正式投产，经历了不同的热力开采阶段（图2），分别进行了多轮次蒸汽吞吐、蒸汽驱和火驱开采。其中，注蒸汽开采后期汽窜严重，而且产量递减迅速、油汽比低，表明研究区再继续注蒸汽开采是经济无效的，因此1999年被彻底废弃。研究区在废弃10年之后，于2009年10月开展了火驱矿场先导试验。注蒸汽期间基础井网为正方形面积井网，井距排距为100 m×100 m，火驱生产期间加密为70 m×70 m线性井网（图3）。目前火驱试验区共有井数55口，其中注气井7口，采油井45口，观察井3口，目前火驱试验仍在进行中。

图2　红浅1井区试验区的开采曲线（1991.07—2014.10）

图3　红浅1井区火驱先导试验注采井位

表1　不同热采阶段（4）式的线性回归结果（n=0.5）

表2　红浅1井区不同热采阶段的评价结果

2.1广义产量递减法评价

从图2可看出，试验区先后经历了蒸汽吞吐、蒸汽驱和火驱3个热采阶段，并且在每个热采阶段后期的产量都进入了递减阶段，因此可应用产量递减法分别对不同的热采阶段进行开采效果的评价和对比。

（1）可采储量和采收率的确定首先，利用（4）式进行线性试差，线性试差就是根据实际生产中递减阶段t时的产量和相应时刻的累计产量，给定不同的n值进行试凑，如果给定的n值是正确的，则（4）式为一条直线；如果给定的n值比正确的n值偏小或偏大，则（4）式则是一条向下或向上弯曲的曲线。根据红浅1井区的实际生产数据，利用（4）式进行线性试差后确定，n=0.5即为油藏正确的递减指数。

将蒸汽吞吐、蒸汽驱和火驱3个开采阶段的直线截距、斜率和相关系数列于表1.由（7）式求得的3个阶段技术可采储量和采收率列于表2.

（2）产量预测由（4）式的线性试差法已求得n，A和B（表1），将n，A，B和Npo代入（9）式得初始递减产量的理论值Qi'

将（10）式计算的(Qi/Qt)0.5与(t-t0)的数值绘于图4.

由线性回归求得直线的截距a=1.003 9，斜率b=0.020 7，相关系数R=0.996 4.再将b和n的数值代入（12）式可得Di

Di=0.020 7 0.5=0.041 4.

将Qi'，t0，n和Di的数值代入（1）式得预测产量的公式

图4　(Qi/Qt)0.5与(t-t0)的关系

（3）产量与总累计产量的变化关系将红浅1井区不同热采阶段的实际产量、预测产量和预测总累计产量绘于图5.

图5　红浅1井区试验区的月产量与与累计产量关系

由图4、图5及表2可知：①3个生产阶段的划分比较明显，其中蒸汽吞吐阶段和火烧油层阶段的开采效果比较显著，而蒸汽驱可能由于汽窜原因效果较差。对于蒸汽吞吐和蒸汽驱2个热采阶段，通过广义产量递减法预测的结果与矿场真实历史生产数据吻合度非常高；②预测的蒸汽吞吐阶段技术可采储量和采收率分别达到73 109 m3和22.8%；在蒸汽驱阶段的总可采储量和总采收率分别达到81 627 m3和25.8%，较蒸汽吞吐阶段采收率仅提高了3.0%；而火驱后的总技术可采储量和总采收率将达到188 150 m3和59.9%，采收率提高达34.1%.

2.2油藏数值模拟法

目前，新疆油田红浅1井区的火驱矿场试验生产仍在运行，为进一步验证广义产量递减法在火驱阶段的实用性，建立了试验区块的地质模型，并对火驱生产阶段进行了历史拟合和数值模拟预测。

（1）地质模型建立红浅1井区火驱先导试验区地质模型（图6）网格数为82×25×15=30 750个，网格步长：10.0 m×10.0 m×0.8 m.

（2）火驱生产历史拟合与预测利用CMG热采模块STARS，对火驱生产阶段（100~159 mon）进行了历史拟合，拟合结果满足精度要求。接着进行了对今后火驱开采效果的预测，由于火烧油层的数值模拟运算时间很长，本模型预测时间截至2016年12月底（t=188 mon），油藏数值模拟结果的含油饱和度场显示火驱对地下原油的驱替效果显著（图7）。

图6　新疆油田红浅1井区试验区的油藏数值模型

图7　红浅1井区试验区火驱前后的含油饱和度

2.3两种评价方法结果对比

利用广义产量递减法和数值模拟法，对红浅1井区火驱开采阶段的产量与时间，以及累计产量与时间的预测结果分别绘于图8和图9.

图8　广义产量递减法与数值模拟法预测产量结果对比

图9　产量递减法与数值模拟法预测累计产量结果对比

由图8和图9可以看出：广义产量递减法和数值模拟法的预测结果基本一致，证实广义产量递减法对于评价火驱开采效果和提高采收率幅度是实用有效的。

此外，由图9可以看到，在相同时间内（截至2016年12月底，t=188 mon），广义产量递减法预测的累计产油为151 524 m3，而数值模拟法预测的累计产油为153 283 m3；这是由于火驱现场生产过程中一直进行实时跟踪和动态调控，故数值模拟法比广义产量递减法预测的结果会略微偏高些。

3　结论

（1）红浅1井区开展的3个热采阶段实例表明，蒸汽吞吐阶段和火驱阶段提高采收率效果更为显著，而蒸汽驱阶段由于地层非均质性或汽窜各方面因素影响，汽驱效果很不理想。建议对于类似的普通稠油油藏，可以考虑在蒸汽吞吐后直接转入火驱开采。另外，对于超深层、特稠—超稠油油藏难动用储量，如采用常规注蒸汽方式仍始终无法得到经济有效动用的，近年来不断尝试利用火驱技术系列进行开采已更具经济可行性。

（2）对新疆油田红浅1井区火驱实例的评价结果表明，该区在蒸汽吞吐和蒸汽驱阶段采出程度为26.0%，火驱接替开采后可使最终采收率提高到59.9%，即火驱阶段至少提高采收率30.0%.由于红浅1井区火驱阶段项目仍在运行，随着动态调控及相关增产措施的开展，将来的产油量跟踪结果可能会比现在预测值高，证实火驱确实是稠油油藏注蒸汽开发后期大幅度提高采收率的一项战略性接替技术。

（3）由广义产量递减法和数值模拟法的对比应用，显示两种方法对新疆油田红浅1井区火驱开采效果的评价结果基本一致，说明广义产量递减法适用于对火驱提高采收率的评价。然而，火驱数值模拟不仅需要大量的静态和动态资料，而且受数据质量（尤其是产气计量）的影响较大，因此会带来预测和评价结果的不确定性；与数值模拟法相比，广义产量递减法所需资料较少，评价方法更为简捷、实用、有效。

符号注释

A，B——分别为递减阶段Qt和Npt之间直线的截距和斜率；

Di——t0时的初始月递减率，mon-1；

t——生产时间（t≥t0），mon；

t0——开始进入递减阶段的时间，mon；

n——递减指数（0

Npt——从投产开始的累计产量，m3；

Npo——进入递减阶段t0时的累计产量，m3；

NRT——技术可采储量，m3；

NRE——经济可采储量，m3；

QEL——经济极限产量，m3；

Qi——t0时的初始递减产量，m3/mon；

Qt——递减阶段t时的产量，m3/mon.

［1］何江川，王元基，廖广志，等.油田开发战略性接替技术［M］.北京：石油工业出版社，2013:48. He Jiangchuan,Wang Yuanji,Liao Guangzhi,et al.Existing and emerging strategic technologies for oilfield development［M］.Bei⁃jing:Petroleum Industry Press,2013:48.

［2］Arps JJ.Analysis of decline curve［J］.AIME,1945，160:228-247.

［3］Arps J J.Estimation of primary oil reserves［J］.AIME,1956，207: 182-186.

［4］陈元千，李璗.现代油藏工程［M］.北京：石油工业出版社，2004:135. Chen Yuanqian,Li Dang.Modern petroleum reservoir engineering［M］.Beijing:Petroleum Industry Press,2004:135.

［5］陈元千.广义的КОПЫТВ公式及其应用［J］.石油勘探与开发，1991,18（1）：56-61. Chen Yuanqian.Generalized Kopatov’s formula and its application［J］.Petroleum Exploration and Development,1991,18（1）：56-61.

［6］陈元千.双曲递减分析的一个简单方法［J］.天然气工业，1989，9（2）：24-27. Chen Yuanqian.A simple method of hyperbolic decline analysis［J］. Natural Gas Industry,1989,9（2）：24-27.

［7］陈元千.预测油气田可采储量和剩余可采储量的快速方法［J］.新疆石油地质，2005,26（5）：544-545. Chen Yuanqian.Method for quickly forecasting recoverable reserves and remaining recoverable reserves in oil and gas fields［J］.Xinji⁃angPetroleum Geology,2005,26（5）：544-545.

［8］陈元千.利用递减参数确定可采储量的方法［J］.石油勘探与开发，1994,21（3）：95-98. Chen Yuanqian.The method to determine recoverable reserves us⁃ing decline parameters［J］.Petroleum Exploration and Develop⁃ment,1994,21（3）：95-98.

［9］席长丰，关文龙，蒋有伟，等.注蒸汽后稠油油藏火驱跟踪数值模拟技术——以新疆H1块火驱试验区为例［J］.石油勘探与开发，2013,40（6）：715-721. Xi Changfeng,Guan Wenlong，Jiang Youwei,et al.Numerical simu⁃lation of fire flooding for heavy oil reservoirs after steam injection：a case study on Block H1 of Xinjiang oilfield［J］.Petroleum Explora⁃tion and Development,2013,40（6）：715-721.

［10］屈亚光.稠油油藏非均质性对火烧油层开发效果的影响［J］.油气地质与采收率，2013,20（6）:65-68. Qu Yaguang.Development influence on heterogeneity by in⁃situ combustion in heavy oil field［J］.Petroleum Geology and Recovery Efficiency,2013,20（6）:65-68.

Evaluation of Recovery Effect in Hongqian⁃1 Wellblock by In⁃Situ Combustion Process in Xinjiang Oilfield

ZHANG Xialin1,GUAN Wenlong1,DIAO Changjun2,XI Changfeng1
(1.Research Institute of Petroleum Exploration and Development,PetroChina,Beijing 100083,China;2.Research Institute of Exploration and Development,XinjiangOilfield Company,PetroChina,Karamay,Xinjiang 834000,China)

Taking the in⁃situ combustion pilot test in Wellblock Hongqian⁃1 in Xinjiang oilfield as an example,the recovery effect by in⁃si⁃tu combustion process converted from steam injection process including steam stimulation and steam drive is evaluated using generalized production decline and numerical simulation methods.The results show that the steam injection followed by in⁃situ combustion process ap⁃plied in this pilot test area has obtained ultimate recovery efficiency of 59.9%,of which in⁃situ combustion stage can get at least 30%of the EOR.Also,the comparison of these two methods indicates that the generalized production decline method is actually feasible for evaluation of in⁃situ combustion recovery effect,less dataare needed than numerical simulation method,and more simple to use.

Xinjiang oilfield;heavy oil reservoir;in⁃situ combustion;production decline;reservoir numerical simulation;recovery effi⁃ciency;recovery effect

TE357.41

A

1001-3873（2015）04-0465-05

10.7657/XJPG20150415

2015-01-04

2015-05-04

国家科技重大专项（2011ZX05012-002）

张霞林（1980-），女，山西长治人，工程师，博士，油藏工程，（Tel）010-83597518（E-mail）zhangxl2005@petrochina.com.c