论文部分内容阅读
摘 要：金家油田沙一段是胜利油田敏感性稠油油藏的重要分布区域，油藏具有敏、薄、稠等特点，强敏感性是制约此类油藏经济有效动用的关键。本文创新性的通过不确定性分析技术及蒙特卡洛模拟开展了开发技术界限研究，在先导试验井取得成功的基础上进行了整体部署并分批实施，取得了良好效果，该块有效动用对实现其他未动用敏感稠油有效开发具有重要意义。
关键词：敏感稠油，开发方式，不确定性分析，蒙特卡洛模拟
1.油藏基本概况
金家油田位于山东省桓台县马桥乡境内，构造位置位于东营凹陷西南边缘斜坡带，金家樊家鼻状构造带南端，工区面积48.0km2，金6块位于金家油田的西南部，该块沙一段构造单一，为一继承性向南抬升又被断层复杂化的单斜构造，构造比较平缓，地层南高北低，沙一段4砂组（Es14）为其主力含油层系，地层埋藏深度在-730～-1050米，地层倾角一般为5-6°。50℃地面脱气原油粘度1335～2912mPa·s;原油为普通稠油。含油面积3.05km2，地质储量为246.1×104t。
2.开发技术界限研究
通过油藏数值模拟手段对金6块沙一段敏感稠油油藏开展开发技术界限研究。在开展开发技术界限研究过程中引入了不确定性分析技术，在本次研究过程中采用了CMG-CMOST工具对金6块开展了不确定性分析。
研究遵循以下步骤：
（1）确定经济界限：本块直井投资292万元，水平井钻井投资420万元，冷采、热采直井地面配套及采油投资133.7万元、203.7万元，冷采、热采水平井地面配套及采油投資194.7万元、264.7万元，冷热采吨油成本1100元/t、1300元/t。测算直井冷采极限经济累产2716t，直井热采极限经济累产3584t，水平井冷采极限经济累产3763t，水平井冷采极限经济累产4777t。因而开发技术界限研究中单井预测产量必须大于单井极限经济采油量，作为优化的基本指标。吞吐极限油汽比0.12，蒸汽驱极限油气比0.10。
（2）建立基础模型：根据本块沙一段4砂组油藏地质参数、本块相渗及所测粘温资料，建立反九点法井组基础模型，反九点法数模模型X方向41个网格，Y方向41个网格，井距175m，纵向上12模拟层，网格总数20172个，砂厚20.5m，有效厚度9m。吞吐阶段注汽强度200t/m，吞吐4周转驱，汽驱阶段注汽速率0.97×10-4m3/（d·m2·m）。
（3）确定目标函数，本次选取单储净采油量作为目标函数，单储净采油量指单位储量的净产油量，其中净产油量指单井累积产油量扣除单井经济极限产油量及注汽费用后的产油量。
（4）不确定性分析：将油藏砂厚、渗透率、孔隙度、净毛比设置为参数变量，同时考虑吞吐阶段固定注汽强度及汽驱阶段固定注汽速率，将吞吐阶段及汽驱阶段单井注汽量关联为砂厚及净毛比的函数，则整个模拟设计参数为40个，每个参数取3个不同值，则全部组合数为340个，组合数目远超过计算机计算能力及研究时限，在该项目中采用拉丁超立方体抽样方法进行了参数组合设计，共设计了模拟方案135组，另外设计5组作为模拟结果准确度的验证方案。
2.1敏感性分析
通过线性模型及二次多项式模型对参数变化进行了敏感性分析，线性模型及二次多项式模型分别提供了13项、48项不确定参数，但存在影响不明显参数，因此对统计结果中影响不明显参数进行了剔除，生成了简化线性模型及简化二次多项式模型，提供不确定参数数目分别降至4、33。简化二次多项式模型可以考虑参数之间的交互影响，更符合油藏开发实际。
2.3蒙特卡洛模拟
也可称为随机模拟、统计模拟，它是一种与一般数值方法有着本质区别的计算方法，利用随机数进行统计试验，以求得待解决问题的数值解的统计特征，其本质就是从概率分布中重新抽样以建立输出变量的分布[1-2]。在本次蒙特卡洛模拟过程中进行了65000次随机抽样，单储净增油量在1500t/104t以上的概率达到90%以上，实施该项目风险较小。
通过不确定性分析明确该块风险较小的情况下，通过CMG-CMOST工具对井型、井网、井距、吞吐注汽强度、汽驱注汽速度、采注比等进行了参数优化。以单储净产油量作为目标函数，模拟结果给出了数套优化方案，综合考虑累计油汽比、采收率、含水率等参数及该块地质特征，最终优选方案如下：直井开发、反九点井网、井距175m、吞吐阶段注汽强度200t/m、吞吐排液量25t/d、4-5周转驱、汽驱阶段注汽速度4-5m3/h，合理注采比1.2、有效厚度大于6m以上布井、净总比0.3以上。
3.现场先导试验、整体部署及实施效果
3.1现场先导试验
在合理开发方式优化研究及开发技术界限研究基础上，筛选出金16-1井开展了现场先导试验，热采投产转抽后初期日产液11.6t/d，日产油10.4t/d，含水10.3%，峰值日产液21.3t/d，日产油18.9t/d，含水11.5%，目前日产液6.8t/d，日产油5.2t/d，含水23.8%，阶段累产油4197t，阶段油汽比2.33，注汽热采取得成功。
3.2整体部署及实施效果
在先导试验井取得成功后，对金6块沙一段进行了整体部署，部署直井39口，利用老井4口，动用储量248.5×104t，单井控储6.37×104t。前三年新建产能4.8×104t，十二年累计产油34.5×104t，采出程度14.0%。
通过金家油田金6块沙一段敏感性稠油油藏开发技术研究，形成了适应该块敏感性油藏的评价体系和开发技术，实现了该块的有效动用，这对于金家油田沙一段其他区块未动用储量具有重要意义。
4.结论及建议
本文对不确定分析技术、蒙特卡洛模拟技术及动态网格技术在开发技术界限研究中的应用进行了尝试，改变了传统研究模式，但在以后的应用过程中还需对以上技术进行深化完善，以期更好的指导开发部署，建议开展相关研究。
参考文献
[1]张宝生，于龙珍.油气储量产量联合风险分析评价方法与应用[J].天然气工业，2006（9）：154-156.
[2]张明泉，钟雄.蒙特卡洛模拟在油田开发经济评价风险中的应用[J].西南石油大学学报（社会科学版），2012（7）：6-10.
作者简介
王勇（1985—），男，毕业于中国石油大学，硕士，胜利油田东胜公司，工程师，从事开发管理。
关键词：敏感稠油，开发方式，不确定性分析，蒙特卡洛模拟
1.油藏基本概况
金家油田位于山东省桓台县马桥乡境内，构造位置位于东营凹陷西南边缘斜坡带，金家樊家鼻状构造带南端，工区面积48.0km2，金6块位于金家油田的西南部，该块沙一段构造单一，为一继承性向南抬升又被断层复杂化的单斜构造，构造比较平缓，地层南高北低，沙一段4砂组（Es14）为其主力含油层系，地层埋藏深度在-730～-1050米，地层倾角一般为5-6°。50℃地面脱气原油粘度1335～2912mPa·s;原油为普通稠油。含油面积3.05km2，地质储量为246.1×104t。
2.开发技术界限研究
通过油藏数值模拟手段对金6块沙一段敏感稠油油藏开展开发技术界限研究。在开展开发技术界限研究过程中引入了不确定性分析技术，在本次研究过程中采用了CMG-CMOST工具对金6块开展了不确定性分析。
研究遵循以下步骤：
（1）确定经济界限：本块直井投资292万元，水平井钻井投资420万元，冷采、热采直井地面配套及采油投资133.7万元、203.7万元，冷采、热采水平井地面配套及采油投資194.7万元、264.7万元，冷热采吨油成本1100元/t、1300元/t。测算直井冷采极限经济累产2716t，直井热采极限经济累产3584t，水平井冷采极限经济累产3763t，水平井冷采极限经济累产4777t。因而开发技术界限研究中单井预测产量必须大于单井极限经济采油量，作为优化的基本指标。吞吐极限油汽比0.12，蒸汽驱极限油气比0.10。
（2）建立基础模型：根据本块沙一段4砂组油藏地质参数、本块相渗及所测粘温资料，建立反九点法井组基础模型，反九点法数模模型X方向41个网格，Y方向41个网格，井距175m，纵向上12模拟层，网格总数20172个，砂厚20.5m，有效厚度9m。吞吐阶段注汽强度200t/m，吞吐4周转驱，汽驱阶段注汽速率0.97×10-4m3/（d·m2·m）。
（3）确定目标函数，本次选取单储净采油量作为目标函数，单储净采油量指单位储量的净产油量，其中净产油量指单井累积产油量扣除单井经济极限产油量及注汽费用后的产油量。
（4）不确定性分析：将油藏砂厚、渗透率、孔隙度、净毛比设置为参数变量，同时考虑吞吐阶段固定注汽强度及汽驱阶段固定注汽速率，将吞吐阶段及汽驱阶段单井注汽量关联为砂厚及净毛比的函数，则整个模拟设计参数为40个，每个参数取3个不同值，则全部组合数为340个，组合数目远超过计算机计算能力及研究时限，在该项目中采用拉丁超立方体抽样方法进行了参数组合设计，共设计了模拟方案135组，另外设计5组作为模拟结果准确度的验证方案。
2.1敏感性分析
通过线性模型及二次多项式模型对参数变化进行了敏感性分析，线性模型及二次多项式模型分别提供了13项、48项不确定参数，但存在影响不明显参数，因此对统计结果中影响不明显参数进行了剔除，生成了简化线性模型及简化二次多项式模型，提供不确定参数数目分别降至4、33。简化二次多项式模型可以考虑参数之间的交互影响，更符合油藏开发实际。
2.3蒙特卡洛模拟
也可称为随机模拟、统计模拟，它是一种与一般数值方法有着本质区别的计算方法，利用随机数进行统计试验，以求得待解决问题的数值解的统计特征，其本质就是从概率分布中重新抽样以建立输出变量的分布[1-2]。在本次蒙特卡洛模拟过程中进行了65000次随机抽样，单储净增油量在1500t/104t以上的概率达到90%以上，实施该项目风险较小。
通过不确定性分析明确该块风险较小的情况下，通过CMG-CMOST工具对井型、井网、井距、吞吐注汽强度、汽驱注汽速度、采注比等进行了参数优化。以单储净产油量作为目标函数，模拟结果给出了数套优化方案，综合考虑累计油汽比、采收率、含水率等参数及该块地质特征，最终优选方案如下：直井开发、反九点井网、井距175m、吞吐阶段注汽强度200t/m、吞吐排液量25t/d、4-5周转驱、汽驱阶段注汽速度4-5m3/h，合理注采比1.2、有效厚度大于6m以上布井、净总比0.3以上。
3.现场先导试验、整体部署及实施效果
3.1现场先导试验
在合理开发方式优化研究及开发技术界限研究基础上，筛选出金16-1井开展了现场先导试验，热采投产转抽后初期日产液11.6t/d，日产油10.4t/d，含水10.3%，峰值日产液21.3t/d，日产油18.9t/d，含水11.5%，目前日产液6.8t/d，日产油5.2t/d，含水23.8%，阶段累产油4197t，阶段油汽比2.33，注汽热采取得成功。
3.2整体部署及实施效果
在先导试验井取得成功后，对金6块沙一段进行了整体部署，部署直井39口，利用老井4口，动用储量248.5×104t，单井控储6.37×104t。前三年新建产能4.8×104t，十二年累计产油34.5×104t，采出程度14.0%。
通过金家油田金6块沙一段敏感性稠油油藏开发技术研究，形成了适应该块敏感性油藏的评价体系和开发技术，实现了该块的有效动用，这对于金家油田沙一段其他区块未动用储量具有重要意义。
4.结论及建议
本文对不确定分析技术、蒙特卡洛模拟技术及动态网格技术在开发技术界限研究中的应用进行了尝试，改变了传统研究模式，但在以后的应用过程中还需对以上技术进行深化完善，以期更好的指导开发部署，建议开展相关研究。
参考文献
[1]张宝生，于龙珍.油气储量产量联合风险分析评价方法与应用[J].天然气工业，2006（9）：154-156.
[2]张明泉，钟雄.蒙特卡洛模拟在油田开发经济评价风险中的应用[J].西南石油大学学报（社会科学版），2012（7）：6-10.
作者简介
王勇（1985—），男，毕业于中国石油大学，硕士，胜利油田东胜公司，工程师，从事开发管理。