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user: 2. 目前开发效果分析 2.1. 地层压力情况 Abarco油田由于吞吐井少、吞吐周期少，开发时间短，目前压力水平较高，整体压力水平为98.6%，最高的A11-Upper为100%，最低的A9-Upper为97.3% (见表1、图1、图2)。 由于蒸汽吞吐属降压开采，在局部井网较完善地区，井点附近地层压力水平较低，如Abarco油田A9up层PH5井区，井点附近地层压力约200 Psi，仅为原始地层压力的30%。 2.2. 剩余油分布情况 Abarco油田目前总井数96口，其中水平井80口，纵向上分布在7个单层中，每个单层平均钻遇水平井12口，按地质储量231.5 MMBBL，含油面积8.8 Km 2 计算，平均单井控制含油面积约0.73 Km 2 ，单井控制地质储量2.4~3.0 MMBBL，按Abarco油田目前水平井长度650米，厚度5米，井距200米计算，水平井单井实际控制储量约为1 MMBBL，目前由于井网不完善，单井控制储量过大，总体储量控 制程度较低 [ 5 ] ，在主力层或油藏主体部位，如A9 Upper层，由于井网较完善，储量控制程度稍高如表2和图3所示。 由于Abarco油田生产井井距150~200 m，通过国内稠油油田监测井的资料和数模研究结果，稠油生产井的泄油半径只有30~50 m左右，由于井距过大，井间大部分储量实际上未得到有效动用。 Abarco油田在油藏地质特征、油藏参数、开发方式、水平井井距等方面均与G油田类似，通过类比可知，A油田目前井距条件下加热范围有限，井间有大量未被加热区域，储量得不到动用，储量动用程度低如图3所示 [ 6 ] 。 2.3. 层系井网状况 1) 层系适应性评价 Table 1 Abarco field formation pressure maintains level tabl 层位 原始 目前 压力 压力 地层压力 地层压力 水平 下降幅度 (psi) (psi) (%) (%) A9-11 698 688 98.6 1.4 A11-Upper 673 673 100.0 0 A11-Interm 699 689 98.6 1.4 A11-Lower 702 699 99.6 0.4 A10 704 685 97.3 2.7 A9-Upper 707 688 97.3 2.7 A9-Interm 679 673 99.1 0.9 A9-Lower 689 684 99.3 0.7 表1. Abarco油田地层压力保持水平状况表 图1. Abarco油田地层压力变化曲线 图2. Abarco油田分层地层压力变化曲线 图3. Abarco油田典型模型吞吐至2021年底剩余油饱和图 Table 2 Abarco oilfield layered formation well net control degre 层位 HCPV > 2 ft面积(km 2 ) 井网控制面积(km 2 ) 储量控制程度(%) 备注 A11 Upper 2.5 1.12 45 非主力层 A11 Interm 3.8 1.44 38 非主力层 A11 Lower 4.0 2.16 54 主力层 A10 4.0 2.24 56 主力层 A9 Upper 4.6 3.68 80 主力层 A9 Interm 0 0 A9 Lower 0.6 0.16 27 非主力层 表2. Abarco油田分层井网控制程度 层系的划分是油田井网部署的重要基础，是油田合理开发的关键；层系的合理划分，可以减少层间干扰，提高开发效益，充分发挥油层生产能力，有效实施采油工艺，改善层间、平面动用状况。 Abarco主力油层为渐新世CHUSPAS组A9、10、11小层，单层厚度10~30 ft，孔隙度16%~36%，渗透率250~1000 mD。由于单层厚度薄，含油井段长，纯总比低，用常规直井组合开发难以取得较好的开发效果，用水平井单层开发有利于扩大泄油面积，提高单井储量控制程度，获得较好的经济效益。目前利用水平井开发，分层开发能有效动用每一层的地质储量，是适应快速吞吐开发上产的最佳方式。 2) 井网适应性评价 Abarco油田采用多套井网水平井分层系的开发模式，具体井网布局分析如下： ① 井网 目前Abarco油田采用平行正对式水平井井网，局部采用不规则井网，这种井网能最大限度提高储量控制程度。 由于开发时间短，目前整体上井网控制程度低，具有井网完善的潜力，在主力层或油藏主体部位，井网相对较完善 [ 7 ] 。 ② 井距 由于蒸汽吞吐开发中，只有当油层被加热到一定的温度后，才能得到有效的动用，因此蒸汽吞吐的加热半径，决定着稠油油藏的井距大小，研究结果表明：油井在多周期吞吐后，平均加热半径是35~50 m，所以要实现油层平面的较充分动用，蒸汽吞吐的井距应在70~100 m左右，目前A油田井距过大，吞吐结束后井间仍有大量的原油未被动用，需要进行井间加密，进一步提高储量动用程度和采收率。 2.4. 采收率情况评价 1) 理论采收率 原油采收率是反应油田开发水平的综合指标，稠油油田主要采用常规注水、蒸汽吞吐和蒸汽驱三种开发方式，主要有6中稠油采收率确定方法，数值类比法、经验公式法、水驱特征曲线法、产量递减法、注采特征曲线法、油气比递减曲线法 [ 1 ] 。针对Abarco油田目前开发现状，主要采用类比法和经验公式来确定理论采收率值。 ① 类比法 根据国内油田大量矿场资料统计分析，确定稠油蒸汽吞吐采收率一般12%~28%，平均值为20%，油藏参数见表3，在油田开发初期缺乏动态资料的情况下，与相似油田进行类比，是确定采收率的简便方法。 另外，A油田在油藏地质条件，开发方式、井网井距、开发层系等方面均与圣湖能源Girasol油田有较高的相似性，类比G油田，可知A油田采收率在16.97%左右。 ② 经验公式法 采用油气储委公式预测Abarco油田蒸汽吞吐采收率： 用于预测油藏蒸汽吞吐采收率的参数适用范围 [ 6 ] ： 如表4所示，Abarco油田各油层纯总比0.4~0.5，埋藏深度500 m，有效厚度3.3~5.3米，渗透率1000 mD，原油粘度10，000 mPa.s，通过计算，理论采收率为15%~16.7% [ 8 ] 。 由于Abarco油田目前采用水平井整体开发，这种开发井型对提高采收率非常有利，预计A油田采收率能达到20%左右。 2) 目前条件下的采收率 表5是根据Abarco油田前4周期水平井平均单井蒸汽吞吐实际生产数据进行统计而来，根据前四个周期生产规律，预测单井再吞吐10周期的热采指标，周期生产天数按第2~4周期的平均值，取130天，周期注汽量按20，000 bbl，周期日产油平均递减率参照前4周期，考虑后续周期递减减缓，按15%考虑，经过计算，单井共吞吐14周期，单井累计产油量0.122 MMbbl，按目前Abarco油田生产井数80口推算，目前井网和注采条件下累计产油量为9.98 MMbbl，采收率仅4.32%左右，即使延长吞吐周期数，考虑到经济效益，最终采收率很难超过5% [ 9 ] 。 利用OFM软件递减分析功能，对Abarco油田生产时间较长的PH1平台的井进行递减分析(图4、图5)，可知PH1-H2井可采储量为0.14 MMbbl，PH1-H6井可采储量为0.143 MMbbl，按目前Abarco油田 Table 3 Heavy oil reservoir parameter tabl 油层 h r Φ (%) K (mD) µ 0 (mPa.s) E r (%) 统计油层 0.3~0.75 20~25 300~2500 2000~50，000 12~28 A油田 0.4~0.5 16~36 250~1000 4400~12，500 12~28 表3. 稠油油藏参数表 Table 4 Abarco oilfield EOR calculate data tabl 层位 hr D (m) Ho (m) K (mD) µ 0 (mPa.s) Er (%) A9 0.4~0.5 500 5.3 1000 10，000 15~16.7 A10 0.4~0.5 500 3.35 1000 10，000 A11 0.4~0.5 500 4.11 1000 10，000 表4. Abarco油田采收率计算数据表 h r 为0.3~0.74；D为70~1700 m；h o 为5.0~42 m；K为400~5000 md；µ 0 为500~50，000 mPa.s；井距为100~200 m。 Table 5 Abarco oilfield single well sub-cycle development index forecast tabl 周期数 生产天数(d) 周期注汽(bbl) 周期产油(bbl) 累计注汽(bbl) 累计产油(bbl) 平均日产油(bbl) 周期油汽比 1 112.6 16，890 16，744 16，890 16，744 149 0.99 2 147.8 18，541 23，460 35，431 40，204 159 1.27 3 129.4 19，817 15，208 55，248 55，412 118 0.77 4 114.2 20，288 10，719 75，536 66，131 94 0.53 5 130 20，000 10，387 95，536 76，518 80 0.52 6 130 20，000 8829 115，536 85，347 68 0.44 7 130 20，000 7505 135，536 92，852 58 0.38 8 130 20，000 6379 155，536 99，230 49 0.32 9 130 20，000 5422 175，536 104，653 42 0.27 10 130 20，000 4609 195，536 109，261 35 0.23 11 130 20，000 3917 215，536 113，179 30 0.20 12 130 20，000 3330 235，536 116，509 26 0.17 13 130 20，000 2830 255，536 119，339 22 0.14 14 130 20，000 2406 275，536 121，745 19 0.12 表5. Abarco油田单井分周期开发指标预测表 图4. Abarco油田PH1H2井递减分析 图5. Aabarco油田PH1H6井递减分析 生产井数80口推算，目前井网和注采条件下累计产油量为11.3 MMbbl，采收率仅4.9%左右 [ 10 ] [ 11 ] 。 运用油藏数值模拟对Abarco油田蒸汽吞吐采收率进行预测，预测目前井网条件下蒸汽吞吐开发到2021年时，采收率仅为3.7%左右。