海上稠油热采开发经济界限研究

刘新光，田 冀，李 娜，王 磊，蔡 柳

(中海油研究总院，北京 102200)



海上稠油热采开发经济界限研究

刘新光，田 冀，李 娜，王 磊，蔡 柳*

(中海油研究总院，北京 102200)

针对海上稠油热采成本高、经济界限与陆地油田热采差异较大，无法套用陆地油田稠油热采储量筛选标准的问题，通过研究热采单井累计产油量的关键地质油藏参数，以数值模拟结果为基础绘制了单井热采效果预测图版。通过油藏、钻采、工程、经济等多专业协同，明确了不同海洋工程依托模式下稠油热采开发经济界限，并对比了多元热流体和蒸汽吞吐2种开发方式的经济性，为海上稠油热采整体规划决策提供了技术支撑。

海上稠油热采；技术界限；经济开发；多元热流体；蒸汽吞吐；渤海油田

0 引 言

渤海油田稠油储量丰富。截至2014年，已发现地下原油黏度大于350 mPa·s的稠油储量(以下简称海上特殊稠油)占到总储量的20%。这部分储量采用常规水驱开发效果较差[1]，需采用热采方式才能够有效动用。自2008年以来，渤海油田分别在BHN35油田南区[2]和BHL27油田进行了多元热流体、蒸汽吞吐现场试验。热采开发经济界限与陆地油田有较大差异，陆地油田稠油热采筛选标准[3-4]不适用于海上稠油储量级别的划分，需要建立考虑海上不同的储量类型、开发方式及工程模式等因素的海上稠油热采经济开发技术界限。

1 海上稠油热采储量开发效果预测

通过对渤海BHN35、BHL16、BHQ33、BHP91这4个典型特殊稠油油田119个砂体近2×109t储量进行特征分析，将海上特殊稠油储量分为单砂体纯油区型、底水(过渡带)型、互层多砂体组合型3种模式。

根据目标油田的参数范围，分别设置了模式下的3因素、7水平机理模型正交实验147组，用以确定影响开发效果的主控因素，参数设置如表1所示。通过极差分析法[5]，分析出3种模式分类下单井累计产油量的影响权重排序，单砂体纯油区型的影响权重为黏度最大，其次为厚度，再次为埋深；底水(过渡带型)的影响权重为厚度最大，其次为黏度，再次为水体倍数；互层多砂体组合型的影响权重为黏度最大，其次为厚度，再次为净总比。可见，3种地质模式下单井累计产油量的主控因素均为厚度和黏度。根据表1中不同厚度和原油黏度的组合，分别考虑海上多元热流体和蒸汽吞吐2种开发模式[6]，采用294组机理模型进行敏感性研究，绘制海上稠油热采单井累计产油量预测图版，预测不同模式、不同厚度和黏度组合下的单井累计产油量。模型主要参数见表2。

表1 海上稠油热采关键地质因素分析正交实验设计参数

表2 机理模型主要参数

1.1 单砂体纯油区型

单砂体纯油区型是指边水或封闭油藏中单砂体具有一定厚度的油藏，根据陆上油田及海上BHN35、BHL27油田开发经验，此类油藏可采用水平井开发[8-9]。图1为单砂体纯油区型热采单井累计产油量预测图版，图中实线表示蒸汽吞吐，虚线表示多元热流体开发(下同)。由图1可知，原油黏度升高，单井累计产油量逐渐降低；原油黏度越大，不同厚度下的单井累计产油量越接近，厚度越不敏感。油藏厚度增大，单井累计产油量逐渐增大；油层厚度越大，原油黏度对单井累计产油量越敏感。对于单砂体纯油区型模式，原油黏度在1 000 mPa·s以内时多元热流体吞吐开发效果略好。较大的原油黏度下，蒸汽吞吐开发效果较好。这是由于原油黏度较低时，原油流动对热焓要求较低，蒸汽吞吐开发的高热焓优势不明显，多元热流体的增能保压作用能够得到很好的体现。当原油黏度较高时，降黏成为影响开发效果的首要因素，此时热焓较高的蒸汽吞吐体现出一定的优势[10]。

图1 单砂体纯油区型热采单井累计产油预测图版

1.2 底水(过渡带)型

底水(过渡带)型是指底水油藏或处于边水油藏过渡带区域的储量，同样适用于水平井开发(图2)。底水(过渡带)型相比于同样采用水平井开发的单砂体纯油区型，具有以下特点：①相同厚度及黏度下，底水(过渡带)型单井累计产油量约为单砂体纯油区型的一半，说明底水的吸热作用导致热采效果明显变差；②原油黏度为350 ～50 000 mPa·s，采用多元热流体吞吐的开发效果低于蒸汽吞吐，说明由于底水对油藏能量的补充作用，多元热流体的增能保压效果变得并不明显。

图2 底水(过渡带)型热采效果预测图版

1.3 互层多砂体组合型

互层多砂体组合型是指砂体厚度较小、且呈互层状分布的多砂体组合，此类油藏适合采用定向井合层开发。图3为互层多砂体组合型热采单井累计产油量预测图版。在相同的油层总厚度下，单砂体纯油区型水平井热采的累计产油量约为互层多砂体组合型的5倍，其原因主要为：①对于单层油藏，相同油层厚度下，水平井的单井累计产油量大约为定向井的2～4倍[11]；②相同油层厚度及相同井型的情况下，互层多砂体组合型储层被多个泥岩隔层所分割，净总比较低。根据相关研究结果[12]，净总比由1.0下降至0.5时，单井累计产油量降低至原来的60%。

图3 互层多砂体组合型热采效果预测图版

2 海上稠油热采经济界限研究

2.1 海上油田开发不同工程模式

海上稠油热采开发的经济性受到海上不同工程模式的影响[13]。根据渤海目前的生产情况将工程模式划分为：①独立开发，即新钻热采井，新钻井口平台、中心处理平台及外输管线[14-15]；②依托开发，即新钻热采井，新建井口平台，中心处理平台和外输管线依托原有设施(为简化期间，暂不考虑设施改造费用)；③挖潜开发，即不需要新建井口平台、中心处理平台和外输管线，仅考虑在原有井口平台上增设注热设备，新钻热采井。

2.2 海上稠油热采经济界限概算

采用多专业协同研究的方式估算海上稠油热采的经济界限。油藏专业编制不同开发方式下的开发指标；钻采专业设计热采井钻采方案，给出钻井、完井及采油费用；工程专业根据不同的开发模式、生产规模设计不同的工程方案，开列平台设备表；经济专业评价经济效益[16]。根据经济效益的情况，油藏专业修改虚拟开发指标，其他专业更新方案，直至找到合理的经济界限(对应内部收益率12%[17])。根据以上过程，确定的热采开发经济界限如表3所示。

表3 海上稠油热采开发经济界限

以上计算结果说明，挖潜开发模式经济门槛最低，在目前的评价油价下(66.8美元/桶)，单井累计产油量的门槛在6.3×104～7.5×104m3，动用储量需大于600×104m3以上；依托开发单井累计产油量门槛在12.0×104～14.1×104m3，动用储量需大于1 100×104m3；独立开发经济门槛最高，在单井累计产油量12.0×104～14.1×104m3的基础上，动用储量需大于2 000×104m3。随着油价的升高，单井累计产油量界限逐渐下降。

同时，由于注热设备费用及热采操作费的不同，多元热流体开发经济门槛略高，约为蒸汽吞吐单井累计产油量界限的120%。值得注意的是，该结论受到油田服务合同模式、设备发展情况、评价油价等多方面的制约，任何一种因素变化都可能造成结果的反复。

综上所述，对于某一特定的海上特殊稠油储量，通过其储量类型查询相应的开发效果预测图版(图1～3)，根据其厚度和黏度预测其热采开发单井累计产油量；通过该油田及其附近海上生产设施情况确定其工程模式，再对应查出不同油价下的热采开发经济界限。当砂体储量和预测的累计产油量均在经济界限以上时，热采开发具备经济价值；反之，则不具备经济价值。对于具备热采开发价值的储量，还可以比较多元热流体和蒸汽吞吐开发的经济性，进而优化热采开发方式。

3 结 论

(1) 通过海上稠油储量模式分类、单井累计产油量预测图版及不同工程模式下的经济界限研究，明确了海上条件下能够经济有效开发的稠油热采储量特征及规模，为渤海稠油热采整体规划决策制订提供了依据。

(2) 相比于其他储量模式，单砂体纯油区型累计产油量较高，更易达到海上稠油热采经济界限，应为海上勘探及开发重点攻关类型。

(3) 不同的开发方式和工程依托模式下，海上稠油热采的经济界限不同。目前的服务价格体系下，蒸汽吞吐开发经济门槛略低；挖潜开发门槛远低于依托开发和独立开发。因此，海上稠油热采应重点关注已开发油田及其附近的特殊稠油储量，研究在原注水开发平台增设热采设备的技术及其可行性，立足挖潜及依托开发。

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编辑 张耀星

20150906；改回日期：20160319

中海石油(中国)有限公司“十二五”重大科技项目“海上稠油热采开发方案设计方法及关键技术研究”(2013-YXZHKY-013)

刘新光(1984-)，男，工程师，2007年毕业于中国石油大学(北京)石油工程专业，2010年毕业于该校油气田开发专业，获硕士学位，现从事海上油田开发前期设计工作

10.3969/j.issn.1006-6535.2016.03.025

TE345

A

1006-6535(2016)03-0106-04

* 参与研究工作的还有郑强、李卓林、郑伟、张明。