基于地质储量结构变化的采收率演变趋势

2020-12-14计秉玉王友启

石油与天然气地质 2020年6期

计秉玉,王友启,张莉

(1.中国石化石油勘探开发研究院，北京100083；2.国家能源陆相砂岩老油田持续开采研发中心，北京100083)

中国石化已投入开发的油藏依据构造特征、储层特征、原油物性以及地面条件等因素，概括为整装油藏、断块油藏、低渗致密油藏、稠油油藏、缝洞型碳酸盐岩油藏和海上油藏等6种类型。不同的油藏类型决定了不同的开发方式，具有不同的开发效果[1-5]。目前的开发方式以水驱、热采、化学驱、天然能量和注N2为主，CO2驱和微生物驱处于现场试验和小规模应用阶段[6-20]。在投产顺序上一般表现为先易后难，即油藏地质条件与地面条件简单，认识比较清楚，储量规模较大的整装油藏、简单断块油藏投产时间较早(这类油藏一般发现也较早)，低渗致密油藏、缝洞型碳酸盐岩油藏投产时间相对较晚。这种多种油藏类型并存、多种开发方式并存、不同的开发阶段并存状态下标定出来的采收率就是整体采收率。油田储量构成具有动态性和结构性，整体采收率随储量增长的内在关系就是一个总量与增量、存量的关系，呈一定的规律性变化。作者对此进行了研究，并通过对不同类型油藏采收率状况及主控因素的分析，提出了进一步提高采收率(EOR)的技术思路及攻关方向。

1 基于储量结构变化的整体采收率演变数学模型

逐次投入的储量品质不同，采收率不同，对整体采收率产生重大影响。一般情况下，早期投入储量油藏条件好，采收率较高，中晚期投入的储量采收率较低，对整体采收率产生负面影响。因此，整体采收率可视为投入储量的函数。

设已开发储量N对应的整体采收率为R(N)，新投储量为ΔN，采收率为rF(N)，则总的可采储量的增量等于新投区块可采储量，有:

(1)

进而有:

(2)

上述常微分方程描述了整体采收率随地质储量和新投储量采收率的变化关系。

再设新储量投入前的储量为N0，对应的整体采收率R0为初始条件，求解(2)式，有：

(3)

根据积分中值定理，有：

(4)

可以看出，整体采收率R(N)是投入储量采收率按照储量比例为权重的加权平均值。

一般情况下，新投入储量采收率具有逐渐变低的趋势，依此可考查整体采收率随储量的变化率。

对公式(4)求导，有：

(5)

因此，随着品质较差储量的投入，拉低整体采收率是一个共性问题。

老区已开发储量提高采收率是增加可采储量、提高整体采收率的又一重要方面。在上述模型中，将实施采收率区块储量视为新投入储量，提高采收率值视为新投入储量采收率，但总的地质储量不变，则有：

(6)

2 不同油藏类型储量投入开发后采收率变化趋势

笔者运用前述数学模型，定量剖析了中国石化2011年后新投入储量与整体采收率的演变趋势。

2.1 不同类型油藏采收率

2.1.1 整装油藏

整装油藏地质条件较好，井网比较完善，以注水开发方式为主[21]。通过井网加密、注采系统调整、层系细分重组以及换层、调剖堵水等多种工艺措施改善水驱效果，采收率达到42.6%。但这类油藏主体部分早已投入开发，对油公司整体采收率的存量贡献较大，近年来动用储量比例较低，对整体采收率增量贡献较小。

整装油藏也是化学驱提高采收率的主要对象[22-23]。胜利油田在油藏温度65～80 ℃、地层水矿化度10 000～30 000 mg/L、原油粘度40～150 mPa·s的油藏，采用常规注水井网未进行大规模井网加密情况下，实施小段塞聚合物驱提高采收率6%～12%(OOIP)，平均7.6%，低浓度表活剂二元复合驱提高采收率7%～18%(原始地质储量)，平均9.3%。已实施化学驱油藏储量占比为7.5%。

2.1.2 断块油藏

断块油藏，尤其是复杂断块油藏，断层发育，油层发育纵向跨度大，呈现多套油水系统，油水分布复杂，小层对比难度大，低序级断层识别难度大，油水层识别难度大。这类油藏采用滚动勘探开发模式，注采系统完善程度差，部分极复杂小断块无法实现注水，只能采用天然能量开发，水驱标定采收率为28.3%。简单断块油藏也开展了化学驱提高采收率技术，采收率一般提高4%～10%(OOIP)。

2.1.3 低渗致密油藏

低渗致密油藏储层孔隙度和渗透率低，储层流体可动性差，流体流动难度大，普遍存在“注不进、采不出”的矛盾，有效驱动体系难以建立，单井产量低，注水量低[24-25]。这类油藏孔喉比较大(50以上)，贾敏现象突出，残余油饱和度高，标定采收率21.7%，是进一步勘探发现和投入开发的主要油藏类型。

2.1.4 稠油油藏

中国石化以胜利油田和河南油田为代表的稠油热采油藏，蒸汽吞吐开采方式为主，标定采收率为20.2%[26]。油藏埋藏深(900～1 600 m)、油层厚度薄、储层非均质性强、具有活跃边底水、转驱压力高等条件制约，蒸汽驱储量规模小，仅占3.4%。针对特超稠油，添加降粘剂、驱油剂、泡沫剂、CO2、N2等，探索形成了H(水平井)+D(降粘剂)+C(CO2)+S(蒸汽)、H(水平井)+D(降粘剂)+N(N2)+S(蒸汽)技术，但储量占比仅为1.5%。

2.1.5 缝洞型碳酸盐岩油藏

缝洞型碳酸盐岩油藏主要分布在塔里木盆地的塔河油田，储集空间主要为大型溶洞和裂缝，非均质性极其严重，埋藏深度超过5 300 m。开采方式主要为天然能量、注水和注N2(吞吐为主，井组驱替为辅)，标定采收率为15.5%[27]。采收率较低的主要影响因素：一是塔河油田碳酸盐岩油藏属于超深、超高温高压复杂储集体，储集介质分布不连续，储集体中存在多种流动状态，描述与表征的难度很大；二是注水注气驱油机理认识和优化设计难度大，提高采收率幅度相对较小，仅为2%～3%。

2.1.6 海上油藏

中国石化海上油藏主要分布在埕岛油田和新北油田，虽然油藏条件和陆上馆陶组油藏相似，但由于海上条件限制，陆地油田提高采收率措施实施难度大。埕岛油田主体油层馆陶组经过天然能量开发、合注合采开发和细分层系开发，整体处在低注水倍数、高含水初期阶段，平均采收率25.8%。

总之，中国石化已投入开发的油藏中，采收率较高的高品位储量占比较低，例如采收率42.6%的整装油藏，截至2018年累积动用储量仅占总储量的19.1%，并且呈逐年降低之势。而采收率较低的低渗致密、稠油、缝洞型碳酸盐岩油藏等低品位累积动用储量占比达到43.2%(表1)，却呈逐年增加态势。

表1 中国石化2018年度储量构成与标定采收率Table 1 Reservoir types and calibrated recovery rates of Sinopec in 2018

2.2 2011年以来整体采收率演变趋势

2011年以来采收率变化可以划分为3个阶段：2012—2013年，新投入储量中低品位储量占比达到80%以上(图1)，采收率只有11%左右，拉低了整体采收率，2012年和2013年的整体采收率分别为26.7%和26.5%(图2)。2014—2017年，新投入储量规模缩小，储量占比不到1.0%，对整体采收率的影响变小，整体采收率稳定在26.5%～26.8%。2018年之后，低渗透致密、稠油油藏等低品位储量投入比例加大到70%左右，整体采收率降低至25.7%。

图1 新投储量占比及标定采收率变化趋势Fig.1 Proportion of newly developed reserves and change trend of calibrated recovery rate

图2 整体采收率变化趋势Fig.2 Overall recovery rate variation

尽管老区针对不同类型油藏采用了层系重组、井网完善、堵水调剖、化学驱、热采等多种调整措施提高采收率，但由于覆盖储量比例较低，仅为4.5%～19.1%，年平均提高采收率仅为0.04%～0.23%(图3)。

图3 老区年平均提高采收率统计Fig.3 Annual EOR averages of mature blocks

总之，中国石化2011—2018年投入低采收率、低品位储量对整体采收率拉低起到主导地位，虽然在老区提高采收率方面做了大量工作，但覆盖储量规模小，在稳定整体采收率变化趋势上还没有起到根本性作用。

3 提高整体采收率技术及潜力方向

勘探发现优质储量难度越来越大，已开发区块大幅度提高采收率成为油田持续发展的重大举措。前述公式表明，依靠EOR技术提升油区整体采收率，主要体现在不同油藏类型采收率提升值和覆盖储量比例两个方面。据此，笔者认为提高整体采收率的主要技术思路是：立足水驱，完善热采，拓展化学驱，加大注气和微生物采油力度，探索变革性EOR新技术。

3.1 改进水驱技术

理论研究与实践表明，较高的原油粘度决定了大量可采储量在特高含水阶段采出[28]。水驱储量占比高达65.9%，若水驱采收率提高2%，可使整体采收率提高1.3%，相当于新发现亿吨级大油田，因此改进水驱技术对整体采收率贡献潜力很大。针对普遍进入特高含水开发阶段的老油田，精细油藏描述要进一步朝细化与量化方向发展，大力开展基于流动单元的三维地质建模研究，精细刻画储层内部非均质性。开发调整深入到流动单元，利用储层非均质性控制含水上升成为进一步提高水驱采收率的重要方面。推行油藏-井筒-地面管网一体化数值模拟技术，地下地面整体优化调整成为实现整体效果最大化、经济可采储量最大化的一个重要途径。

3.2 稠油热采技术

已实施蒸汽吞吐油藏，深化热连通半径认识，提高热采区加密的效果和应用规模。可转蒸气驱油藏，完善和推广热+化学方法，提高蒸汽驱技术经济效果和应用范围。水驱稠油油藏，积极转变开采方式，深入评价转热采条件、时机与潜力，扩大试验和应用规模。对难以转蒸汽驱的多轮次蒸汽吞吐油藏，探索转化学复合驱技术，通过乳化降粘等机理实现有效驱替。

3.3 化学驱技术

化学驱储量占比7.5%，如覆盖储量规模提高1倍，可使整体采收率提高1%。针对正注化学驱区块，推广加大用量、分层注聚、全过程调剖和完善注采系统等方法，进一步改善化学驱效果。针对海上油田重点攻关海上平台母液配制、产出水密闭配注、一泵多井、大规模混配工艺、防砂方式、分注、举升等海工工艺技术，加快推动化学驱技术试验与工业化应用。针对高温高盐油藏，加强驱油机理与驱油新体系攻关，一是加抗盐单体新型功能超高分路线，二是突破高钙镁油藏必须加大聚合物浓度和分子量的做法，利用钙镁离子，使部分钙镁离子形成微晶，悬浮在驱油体系中，降低钙镁离子对聚合物溶液粘度的不利影响，从而提高驱油体系的粘度。针对聚驱后油藏，进一步研究聚合物驱后剩余油分布特征与赋存状态，加大非均相化学复合驱的推广力度，并在应用中不断完善。

3.4 气驱技术

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏，纵向跨度大，通过注N2实现重力驱油，以吞吐方式为主。应进一步研究井与储集体配置关系，预测次生N2顶形成时间与用量，进一步完善氮气辅助重力驱技术(GAGD技术)，扩大应用规模和增大采收率提升幅度。

CO2驱具有较好的驱油效果已被大量研究与现场试验所证实，以CO2-EOR为核心的CCUS(碳捕获、利用与封存)成为政府和工业界关注的问题。中国CO2驱技术仍处于试验研究和小规模推广阶段，主要受以下3个方面因素的制约：一是气源受限，价格昂贵；二是储层非均质性强，裂缝发育，气窜严重；三是原油粘度大，重组分含量高，混相程度低。CO2驱提高采收率幅度低于10%，但其注入能力是注水的3～5倍，有必要进一步扩大CO2驱应用规模，通过应用完善CO2捕集、运输、封存和提高采收率技术。

考虑到气源的廉价与广泛性，应积极探索减氧空气驱的可行性。