張霞林，關(guān)文龍，刁長軍，席長豐（.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京00083；.中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆克拉瑪依834000）

新疆油田紅淺1井區(qū)火驅(qū)開采效果評價(jià)

張霞林1，關(guān)文龍1，刁長軍2，席長豐1
（1.中國石油勘探開發(fā)研究院，北京100083；2.中國石油新疆油田分公司勘探開發(fā)研究院，新疆克拉瑪依834000）

以新疆油田紅淺1井區(qū)火驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)為例，分別利用廣義產(chǎn)量遞減法和油藏?cái)?shù)值模擬法對注蒸汽開發(fā)后期轉(zhuǎn)火驅(qū)開采效果進(jìn)行了評價(jià)。結(jié)果表明，紅淺1井區(qū)火驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)在注蒸汽開采之后，通過火驅(qū)的接替開采，最終采收率可達(dá)到59.9%，火驅(qū)階段至少可提高采收率30.0%.兩種方法的對比應(yīng)用表明，廣義產(chǎn)量遞減法評價(jià)火驅(qū)開采效果是切實(shí)可行的；廣義產(chǎn)量遞減法較油藏?cái)?shù)值模擬法所需資料較少，更為簡捷實(shí)用。

新疆油田；稠油油藏；火驅(qū)；產(chǎn)量遞減；油藏?cái)?shù)值模擬；采收率；開采效果

近10年來，新疆、遼河和吐哈等油田的稠油老區(qū)相繼進(jìn)入蒸汽吞吐開發(fā)后期，進(jìn)一步提高采收率難度很大，亟待轉(zhuǎn)換開發(fā)方式。為此中石油自2005年相繼在新疆油田紅淺1井區(qū)和重18井區(qū)，遼河油田杜66塊、高3-6-18塊、高3塊和曙光1-38-32塊等多個(gè)稠油區(qū)塊開展了火燒油層先導(dǎo)試驗(yàn)項(xiàng)目?；痱?qū)技術(shù)已經(jīng)成為稠油油藏注蒸汽開發(fā)后期進(jìn)一步提高采收率的接替技術(shù)[1]。

新疆油田紅淺1井區(qū)于1991年正式投產(chǎn)，先后經(jīng)歷蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)開采，但由于日產(chǎn)量低、油汽比低、經(jīng)濟(jì)效益差，于1999年廢棄。在廢棄10年之后，于2009年開展了火驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)，成為一個(gè)注蒸汽后轉(zhuǎn)火驅(qū)開采的典型試驗(yàn)區(qū)。由于火驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)生產(chǎn)效果顯著，新疆油田紅淺1井區(qū)將于“十三五”期間全面部署火驅(qū)工業(yè)化試驗(yàn)。本文以紅淺1井區(qū)火驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)塊為例，分別利用廣義產(chǎn)量遞減法和油藏?cái)?shù)值模擬法，對稠油油藏注蒸汽后轉(zhuǎn)火驅(qū)開采效果進(jìn)行了評價(jià)研究。

1　開采效果評價(jià)方法

（1）廣義產(chǎn)量遞減法產(chǎn)量遞減法是評價(jià)油氣田產(chǎn)量和可采儲量的重要方法。任意類型的油氣藏，只要產(chǎn)量進(jìn)入了遞減階段，即可應(yīng)用廣義產(chǎn)量遞減法進(jìn)行產(chǎn)量和可采儲量的評價(jià)。

文獻(xiàn)［2］和文獻(xiàn)［3］分別建立和完善了3種遞減類型的表達(dá)式，其中，雙曲遞減是最有代表性的遞減類型。當(dāng)遞減指數(shù)n→0時(shí)，可得指數(shù)遞減的關(guān)系式；當(dāng)n=1時(shí)，可得調(diào)和遞減的關(guān)系式。由廣義產(chǎn)量遞減法描述雙曲遞減類型產(chǎn)量與時(shí)間的關(guān)系式為[4-5]：

從投產(chǎn)之日起，在遞減階段t時(shí)間的累計(jì)產(chǎn)量為

將（1）式代入（2）式積分后得

將（1）式代入（3）式，經(jīng)簡化后得到產(chǎn)量與累計(jì)產(chǎn)量的關(guān)系式[6-8]

當(dāng)Qt→0時(shí)，由（4）式可以得到技術(shù)可采儲量（指在給定的技術(shù)條件下，經(jīng)理論和經(jīng)驗(yàn)公式計(jì)算或類比估算的最終可采出的石油量）為

當(dāng)Qt=QEL，由（4）式可得經(jīng)濟(jì)可采儲量（指在當(dāng)前已實(shí)施的或肯定要實(shí)施的技術(shù)條件下，按當(dāng)前的經(jīng)濟(jì)條件估算的可經(jīng)濟(jì)開采的石油儲量）為

為了進(jìn)行產(chǎn)量預(yù)測，將（4）式改寫為下式可得理論的初始遞減產(chǎn)量Qi'.

為了確定Di和n的數(shù)值，將（1）式改寫為可以進(jìn)行線性迭代求解的下式：

式中a=1，b=nDi.

（2）油藏?cái)?shù)值模擬法熱采油藏?cái)?shù)值模擬，一般采用加拿大商業(yè)軟件CMG的STARS模塊。根據(jù)地質(zhì)模型結(jié)果，首先建立3相2組分的注蒸汽開發(fā)模型，其基本假設(shè)條件[9-10]包括：油藏中存在油相、水相和氣相3種相態(tài)，包括水和油2個(gè)組分，對注蒸汽開發(fā)歷史進(jìn)行擬合；其次，在注蒸汽開發(fā)擬合的油藏參數(shù)基礎(chǔ)上，建立火燒油層數(shù)值模型，再結(jié)合室內(nèi)實(shí)驗(yàn)與現(xiàn)場試驗(yàn)數(shù)據(jù)的擬合結(jié)果，對火驅(qū)可采儲量和采收率進(jìn)行預(yù)測。

本文采用的火驅(qū)油藏?cái)?shù)值模型是4相7組分的經(jīng)典模型，其基本假設(shè)條件[9-10]為：油藏中存在氣相、水相、油相和固相共4種相態(tài)；包括水、重質(zhì)油、輕質(zhì)油、CO2，N2+CO，O2和焦炭7個(gè)組分；發(fā)生重油裂解、重質(zhì)油燃燒、輕質(zhì)油燃燒和焦炭燃燒等4個(gè)化學(xué)反應(yīng)。

與注蒸汽相比，火燒油層的油藏?cái)?shù)值模擬更難。原因在于，一方面是由于火燒油層機(jī)理復(fù)雜，許多化學(xué)反應(yīng)和相態(tài)之間頻繁變化大大增加了火驅(qū)數(shù)值模擬的難度；另一方面，火燒油層礦場試驗(yàn)的相關(guān)配套技術(shù)還很不完善，致使火燒油層數(shù)模擬使用的必要數(shù)據(jù)之一——單井產(chǎn)出氣的計(jì)量還無法實(shí)現(xiàn)，在實(shí)際的火燒油層項(xiàng)目的跟蹤過程中，就不得不結(jié)合燃燒前緣推進(jìn)情況、單井產(chǎn)量和產(chǎn)狀等間接的生產(chǎn)資料，依據(jù)經(jīng)驗(yàn)將試驗(yàn)區(qū)塊的總產(chǎn)出氣量劈分到單井上以供數(shù)值模擬的計(jì)算。因此，目前的火燒油層數(shù)值模擬方法仍不完善，在火驅(qū)項(xiàng)目開展與跟蹤過程中，迫切需要適宜于火驅(qū)開發(fā)的相關(guān)油藏工程方法進(jìn)行配合應(yīng)用。

2　對紅淺1井區(qū)火驅(qū)開采效果評價(jià)

紅淺火驅(qū)試驗(yàn)區(qū)位于新疆油田紅淺1井區(qū)（圖1），地層為單斜構(gòu)造，地層傾角5°，生產(chǎn)目的層下侏羅統(tǒng)八道灣組為辮狀河流相沉積，儲集層巖性主要為砂礫巖。火驅(qū)試驗(yàn)區(qū)面積0.28 km2，井網(wǎng)控制地質(zhì)儲量31.4× 104t，油藏埋深550 m，原始地層壓力6.41 MPa，原始地層溫度23.9℃，地面脫氣油密度為0.9190~0.9662g/cm3，油藏溫度下原油黏度為1 200~30 000 mPa·s，平均10 000 mPa·s，油藏平均油層有效厚度8.0 m，平均孔隙度25.4%，平均滲透率為720 mD.

圖1　紅淺1井區(qū)火驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)井網(wǎng)部署

紅淺1井區(qū)1991年正式投產(chǎn)，經(jīng)歷了不同的熱力開采階段（圖2），分別進(jìn)行了多輪次蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)和火驅(qū)開采。其中，注蒸汽開采后期汽竄嚴(yán)重，而且產(chǎn)量遞減迅速、油汽比低，表明研究區(qū)再繼續(xù)注蒸汽開采是經(jīng)濟(jì)無效的，因此1999年被徹底廢棄。研究區(qū)在廢棄10年之后，于2009年10月開展了火驅(qū)礦場先導(dǎo)試驗(yàn)。注蒸汽期間基礎(chǔ)井網(wǎng)為正方形面積井網(wǎng)，井距排距為100 m×100 m，火驅(qū)生產(chǎn)期間加密為70 m×70 m線性井網(wǎng)（圖3）。目前火驅(qū)試驗(yàn)區(qū)共有井?dāng)?shù)55口，其中注氣井7口，采油井45口，觀察井3口，目前火驅(qū)試驗(yàn)仍在進(jìn)行中。

圖2　紅淺1井區(qū)試驗(yàn)區(qū)的開采曲線（1991.07—2014.10）

圖3　紅淺1井區(qū)火驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)注采井位

表1　不同熱采階段（4）式的線性回歸結(jié)果（n=0.5）

表2　紅淺1井區(qū)不同熱采階段的評價(jià)結(jié)果

2.1廣義產(chǎn)量遞減法評價(jià)

從圖2可看出，試驗(yàn)區(qū)先后經(jīng)歷了蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)和火驅(qū)3個(gè)熱采階段，并且在每個(gè)熱采階段后期的產(chǎn)量都進(jìn)入了遞減階段，因此可應(yīng)用產(chǎn)量遞減法分別對不同的熱采階段進(jìn)行開采效果的評價(jià)和對比。

（1）可采儲量和采收率的確定首先，利用（4）式進(jìn)行線性試差，線性試差就是根據(jù)實(shí)際生產(chǎn)中遞減階段t時(shí)的產(chǎn)量和相應(yīng)時(shí)刻的累計(jì)產(chǎn)量，給定不同的n值進(jìn)行試湊，如果給定的n值是正確的，則（4）式為一條直線；如果給定的n值比正確的n值偏小或偏大，則（4）式則是一條向下或向上彎曲的曲線。根據(jù)紅淺1井區(qū)的實(shí)際生產(chǎn)數(shù)據(jù)，利用（4）式進(jìn)行線性試差后確定，n=0.5即為油藏正確的遞減指數(shù)。

將蒸汽吞吐、蒸汽驅(qū)和火驅(qū)3個(gè)開采階段的直線截距、斜率和相關(guān)系數(shù)列于表1.由（7）式求得的3個(gè)階段技術(shù)可采儲量和采收率列于表2.

（2）產(chǎn)量預(yù)測由（4）式的線性試差法已求得n，A和B（表1），將n，A，B和Npo代入（9）式得初始遞減產(chǎn)量的理論值Qi'

將（10）式計(jì)算的(Qi/Qt)0.5與(t-t0)的數(shù)值繪于圖4.

由線性回歸求得直線的截距a=1.003 9，斜率b=0.020 7，相關(guān)系數(shù)R=0.996 4.再將b和n的數(shù)值代入（12）式可得Di

Di=0.020 7 0.5=0.041 4.

將Qi'，t0，n和Di的數(shù)值代入（1）式得預(yù)測產(chǎn)量的公式

圖4　(Qi/Qt)0.5與(t-t0)的關(guān)系

（3）產(chǎn)量與總累計(jì)產(chǎn)量的變化關(guān)系將紅淺1井區(qū)不同熱采階段的實(shí)際產(chǎn)量、預(yù)測產(chǎn)量和預(yù)測總累計(jì)產(chǎn)量繪于圖5.

圖5　紅淺1井區(qū)試驗(yàn)區(qū)的月產(chǎn)量與與累計(jì)產(chǎn)量關(guān)系

由圖4、圖5及表2可知：①3個(gè)生產(chǎn)階段的劃分比較明顯，其中蒸汽吞吐階段和火燒油層階段的開采效果比較顯著，而蒸汽驅(qū)可能由于汽竄原因效果較差。對于蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)2個(gè)熱采階段，通過廣義產(chǎn)量遞減法預(yù)測的結(jié)果與礦場真實(shí)歷史生產(chǎn)數(shù)據(jù)吻合度非常高；②預(yù)測的蒸汽吞吐階段技術(shù)可采儲量和采收率分別達(dá)到73 109 m3和22.8%；在蒸汽驅(qū)階段的總可采儲量和總采收率分別達(dá)到81 627 m3和25.8%，較蒸汽吞吐階段采收率僅提高了3.0%；而火驅(qū)后的總技術(shù)可采儲量和總采收率將達(dá)到188 150 m3和59.9%，采收率提高達(dá)34.1%.

2.2油藏?cái)?shù)值模擬法

目前，新疆油田紅淺1井區(qū)的火驅(qū)礦場試驗(yàn)生產(chǎn)仍在運(yùn)行，為進(jìn)一步驗(yàn)證廣義產(chǎn)量遞減法在火驅(qū)階段的實(shí)用性，建立了試驗(yàn)區(qū)塊的地質(zhì)模型，并對火驅(qū)生產(chǎn)階段進(jìn)行了歷史擬合和數(shù)值模擬預(yù)測。

（1）地質(zhì)模型建立紅淺1井區(qū)火驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)地質(zhì)模型（圖6）網(wǎng)格數(shù)為82×25×15=30 750個(gè)，網(wǎng)格步長：10.0 m×10.0 m×0.8 m.

（2）火驅(qū)生產(chǎn)歷史擬合與預(yù)測利用CMG熱采模塊STARS，對火驅(qū)生產(chǎn)階段（100~159 mon）進(jìn)行了歷史擬合，擬合結(jié)果滿足精度要求。接著進(jìn)行了對今后火驅(qū)開采效果的預(yù)測，由于火燒油層的數(shù)值模擬運(yùn)算時(shí)間很長，本模型預(yù)測時(shí)間截至2016年12月底（t=188 mon），油藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果的含油飽和度場顯示火驅(qū)對地下原油的驅(qū)替效果顯著（圖7）。

圖6　新疆油田紅淺1井區(qū)試驗(yàn)區(qū)的油藏?cái)?shù)值模型

圖7　紅淺1井區(qū)試驗(yàn)區(qū)火驅(qū)前后的含油飽和度

2.3兩種評價(jià)方法結(jié)果對比

利用廣義產(chǎn)量遞減法和數(shù)值模擬法，對紅淺1井區(qū)火驅(qū)開采階段的產(chǎn)量與時(shí)間，以及累計(jì)產(chǎn)量與時(shí)間的預(yù)測結(jié)果分別繪于圖8和圖9.

圖8　廣義產(chǎn)量遞減法與數(shù)值模擬法預(yù)測產(chǎn)量結(jié)果對比

圖9　產(chǎn)量遞減法與數(shù)值模擬法預(yù)測累計(jì)產(chǎn)量結(jié)果對比

由圖8和圖9可以看出：廣義產(chǎn)量遞減法和數(shù)值模擬法的預(yù)測結(jié)果基本一致，證實(shí)廣義產(chǎn)量遞減法對于評價(jià)火驅(qū)開采效果和提高采收率幅度是實(shí)用有效的。

此外，由圖9可以看到，在相同時(shí)間內(nèi)（截至2016年12月底，t=188 mon），廣義產(chǎn)量遞減法預(yù)測的累計(jì)產(chǎn)油為151 524 m3，而數(shù)值模擬法預(yù)測的累計(jì)產(chǎn)油為153 283 m3；這是由于火驅(qū)現(xiàn)場生產(chǎn)過程中一直進(jìn)行實(shí)時(shí)跟蹤和動(dòng)態(tài)調(diào)控，故數(shù)值模擬法比廣義產(chǎn)量遞減法預(yù)測的結(jié)果會(huì)略微偏高些。

3　結(jié)論

（1）紅淺1井區(qū)開展的3個(gè)熱采階段實(shí)例表明，蒸汽吞吐階段和火驅(qū)階段提高采收率效果更為顯著，而蒸汽驅(qū)階段由于地層非均質(zhì)性或汽竄各方面因素影響，汽驅(qū)效果很不理想。建議對于類似的普通稠油油藏，可以考慮在蒸汽吞吐后直接轉(zhuǎn)入火驅(qū)開采。另外，對于超深層、特稠—超稠油油藏難動(dòng)用儲量，如采用常規(guī)注蒸汽方式仍始終無法得到經(jīng)濟(jì)有效動(dòng)用的，近年來不斷嘗試?yán)没痱?qū)技術(shù)系列進(jìn)行開采已更具經(jīng)濟(jì)可行性。

（2）對新疆油田紅淺1井區(qū)火驅(qū)實(shí)例的評價(jià)結(jié)果表明，該區(qū)在蒸汽吞吐和蒸汽驅(qū)階段采出程度為26.0%，火驅(qū)接替開采后可使最終采收率提高到59.9%，即火驅(qū)階段至少提高采收率30.0%.由于紅淺1井區(qū)火驅(qū)階段項(xiàng)目仍在運(yùn)行，隨著動(dòng)態(tài)調(diào)控及相關(guān)增產(chǎn)措施的開展，將來的產(chǎn)油量跟蹤結(jié)果可能會(huì)比現(xiàn)在預(yù)測值高，證實(shí)火驅(qū)確實(shí)是稠油油藏注蒸汽開發(fā)后期大幅度提高采收率的一項(xiàng)戰(zhàn)略性接替技術(shù)。

（3）由廣義產(chǎn)量遞減法和數(shù)值模擬法的對比應(yīng)用，顯示兩種方法對新疆油田紅淺1井區(qū)火驅(qū)開采效果的評價(jià)結(jié)果基本一致，說明廣義產(chǎn)量遞減法適用于對火驅(qū)提高采收率的評價(jià)。然而，火驅(qū)數(shù)值模擬不僅需要大量的靜態(tài)和動(dòng)態(tài)資料，而且受數(shù)據(jù)質(zhì)量（尤其是產(chǎn)氣計(jì)量）的影響較大，因此會(huì)帶來預(yù)測和評價(jià)結(jié)果的不確定性；與數(shù)值模擬法相比，廣義產(chǎn)量遞減法所需資料較少，評價(jià)方法更為簡捷、實(shí)用、有效。

符號注釋

A，B——分別為遞減階段Qt和Npt之間直線的截距和斜率；

Di——t0時(shí)的初始月遞減率，mon-1；

t——生產(chǎn)時(shí)間（t≥t0），mon；

t0——開始進(jìn)入遞減階段的時(shí)間，mon；

n——遞減指數(shù)（0

Npt——從投產(chǎn)開始的累計(jì)產(chǎn)量，m3；

Npo——進(jìn)入遞減階段t0時(shí)的累計(jì)產(chǎn)量，m3；

NRT——技術(shù)可采儲量，m3；

NRE——經(jīng)濟(jì)可采儲量，m3；

QEL——經(jīng)濟(jì)極限產(chǎn)量，m3；

Qi——t0時(shí)的初始遞減產(chǎn)量，m3/mon；

Qt——遞減階段t時(shí)的產(chǎn)量，m3/mon.

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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

國家科技重大專項(xiàng)（2011ZX05012-002）

張霞林（1980-），女，山西長治人，工程師，博士，油藏工程，（Tel）010-83597518（E-mail）zhangxl2005@petrochina.com.c