摘要:針對油田開發(fā)中出現(xiàn)的難題,嘗試化繁為簡,將復雜問題應用簡單直接法進行解決,主要思路是:對于剩余油分布高度分散、認識和開采難度很大的問題,利用重力分異原理,使剩余油富集規(guī)律得到重新認識;大幅度提高單采井單注井比例,克服合采井產量分配和剩余油定量描述難題;對于注水開發(fā)油田大孔道竄流嚴重、認識和治理難度很大以及蒸汽吞吐過程中產生蒸汽需要燃燒大量原油等問題,建議利用地熱資源輔助采油,提高注入水溫度。該研究在一定程度上可以開拓油田開發(fā)思路,為今后油田更好、更快地發(fā)展做好必要的準備。

關鍵詞:簡單直接法;地熱采油;溫和注水采油;重力輔助采油;單采井比例

中圖分類號:TE33文獻標識碼:A

引 言

縱觀當今油田開發(fā)難題主要集中在:剩余油分布高度分散[1-2],認識和開采難度很大;注水開發(fā)油田大孔道竄流嚴重[3],認識和治理難度很大;注水對地層和原油產生冷傷害等問題,制約了開發(fā)效果的進一步改善和采收率的進一步提高。另外,蒸汽吞吐過程中產生蒸汽需要燃燒大量原油,以燃燒原油產生蒸汽來實現(xiàn)稠油熱采的開發(fā)方式需要轉變?？茖W技術追求簡單實用,在學習借鑒前人研究成果的基礎上,筆者嘗試用簡單直接法解決以上技術難題,包括:利用地熱資源輔助采油;倡導溫和注水采油;采用休克療法,利用重力分異原理,使剩余油重新富集到構造高部位,使剩余油富集規(guī)律得到重新認識;建議大幅度提高單采井單注井比例,克服合采井產量分配難題。

1 分析

1.1 中國石油工業(yè)發(fā)展的幾點啟示

中國石油工業(yè)的發(fā)展歷程,是獨辟蹊徑艱苦的科學技術攻關歷程,是一個不斷解放思想、提升認識的過程,如:以中、新生代陸相沉積生油理論為指導,經過艱苦卓絕的努力,中國成為世界第5大產油國,并且是世界上唯一主要靠陸相油田建立起強大石油工業(yè)的國家[4]。多年來,油氣開發(fā)工作實踐形成了許多行之有效的經驗和做法[5-17],值得認真總結,并在今后的工作中繼續(xù)堅持和完善,如:勝利油田地質科學研究院廖運濤高級工程師推導出的計算水侵量的系列經驗公式和圖版較為實用、有效[18]。

近年來,剩余油認識和挖潛技術取得重要進展。在提高采收率方面進行了攻關,在剩余油定量描述方面發(fā)展了碳氧比、硼中子、智能分層測試、描述軟件等系列技術,應用效果比較理想;通過二元驅、三元復合驅豐富了驅油劑類型,大幅度提高了采油速度;通過使用蒸汽吞吐、蒸汽驅和添加稠油降黏劑等技術,有效動用了稠油資源;大力推廣應用的水平井技術配合優(yōu)化的開發(fā)方式,實施后效果卓著;1992年開展的孤東小井距三元復合驅先導試驗,在中心井含水率達98.5%、水驅采出程度為54.4%、接近水驅殘余油狀況下,中心井提高原油采收率13.4個百分點,對同類型油藏注水后期提高原油采收率具有極大的指導意義。所有這些成績的取得,昭示著科技進步對于石油工業(yè)的重大影響。

1.2 研究方法適用性很重要

Popper認為[19],科學需要觀點和理論,同時需要證明和檢驗。在文獻[20-22]中,筆者研究了與挖潛剩余油技術相關的開發(fā)指標評價方法,如:新井鉆遇有效厚度核算、產能到位率評估、新井投產效果對比、可公度模糊評判高壓充填繞絲防砂效果、扣除無效采液后的可采儲量預測、消除開發(fā)時間差異后的產量指標評價、應用可采儲量采油速度劃分油田開發(fā)階段、應用有效產液—平均含水評估開發(fā)潛力、應用修勻數(shù)學方法預測開發(fā)試驗見效高峰期開發(fā)指標等。對這些指標的深入研究豐富了對油田開采動態(tài)的認識,發(fā)展了剩余油挖潛技術。建議更加重視開發(fā)全過程數(shù)值模擬的指導作用,如:春光油田建立以數(shù)值模擬為核心的開發(fā)動態(tài)監(jiān)控體系,為油田高效開發(fā)提供了技術支撐。另外,筆者感到數(shù)學在油田開發(fā)中的應用亟待加強[23],建議完善各類油藏開發(fā)效果評價圖版,包括理論圖版和典型油藏的實際資料。

1.3 簡單直接法的原理

簡單直接法就是化繁為簡,將一個問題或定理轉化為另一個已知的或已構造出的問題或定理,使原命題清晰明了。眾所周知,化簡為繁易,化繁為簡難,一項原創(chuàng)性理論或技術成果需要具有實用價值。如:方開泰教授的均勻設計[24],可應用修勻數(shù)學方法預測開發(fā)試驗見效高峰期可采儲量等開發(fā)指標,也可利用地熱輔助采油技術設計等。

第1期王學忠:探討簡單直接法在油田開發(fā)中的應用

在實現(xiàn)簡單直接法的過程中,可能用到很深的理論方法和技術,但是任何原創(chuàng)成果均應可以應用于實際。國內外大量油田的開發(fā)實踐和理論研究成果已經帶來諸多啟示。

2 改進方案

2.1 提高單采井比例

油田開發(fā)中有許多合采井,隨著開發(fā)的進一步深入,各方面的制約因素逐漸增加,層間矛盾日益突出,如:注水油田主要油層見水后,流動壓力不斷上升,全井生產壓差越來越小。注水不好的差油層壓力可能與全井的流壓相近,因而出油不多或根本不出油。在某些情況下,還會出現(xiàn)高壓水層中的水和油向低壓層中倒灌的現(xiàn)象。因此,確定分層產量很有必要,如:采取卡堵措施進行剩余油挖潛時需要明確潛力層。分層產量劈分是油藏動態(tài)分析和油藏數(shù)值模擬的基礎,隨著油井出砂、井況復雜及開發(fā)后期高水淹的影響,現(xiàn)有抽油井分層測試技術難以取得齊全有效的產液剖面資料,因此也就無法進行明確的分層產量劈分,措施有效率將不能保證。

分層產量劈分需應用試油、生產測井以及地質統(tǒng)計分析等資料,結合油藏地球化學方法。為此,勝利油區(qū)孤東采油廠研發(fā)了智能分層測試技術,安裝一套具有防砂功能的井下智能開關,配合多級封隔器,進行分層測試或輪替采油,既可以完整地錄取油井分層產量、含水、壓力、流體性質及儲層參數(shù)的變化等資料,又可以節(jié)約作業(yè)時間,降低作業(yè)費用,而且可以避免井筒干擾和壓井液的影響[25]。同時,引進氣相色譜分層產量劈分技術,基于油藏流體的差異,利用高靈敏檢測器將原油組分逐一分離,測定其含量,辨別和對比色譜指紋,根據(jù)不同儲層原油的成分差別確定其對合采層系的貢獻,從而確定分層產量。成本低,耗時短,不影響產量,精確度較高。

盡管如此,在油田開發(fā)后期,以剩余油研究為主的開發(fā)潛力還不能很好地明確,其中一個重要原因是合采合注井的單層開發(fā)狀況不明確。既然如此,何不始終堅持單采單注呢?以多打部分井、多配置部分管柱為代價,換來長期開發(fā)情況的清楚。與之相對應的壓力、飽和度、溫度等開發(fā)動態(tài)監(jiān)測工作量不會流于形式,保證有的放矢。當然,動態(tài)監(jiān)測非常重要,需要嚴格保障數(shù)量,嚴格質量把關。

2.2 每個油砂體都成為獨立的油藏管理單元

現(xiàn)代油藏管理的一個重要理念就是每一個油砂體都能夠成為獨立的油藏管理單元,如:新疆準噶爾盆地西緣的春光油田,已探明多個砂巖構造-巖性油氣藏。這些油藏的共同特點是:油藏規(guī)模較小,相當于東部油田一個計量站的規(guī)模;油藏埋深淺,儲層和原油物性好(高孔、高滲、稀油),天然能量充足,大部分井保持自噴生產。以上條件,使得將一個油砂體劃分為一個獨立的開發(fā)管理單元變得可能,而且易于實現(xiàn)。目前,春光油田已開發(fā)的油砂體構成各自獨立的油藏開發(fā)單元。地下儲量獨立,投資可獨立核算,產量能獨立計量,而且均為單采井,產量、壓力、含水率均能落實清楚,對于開發(fā)規(guī)律的研究與把握非常有益。從眾多老油田剩余油的挖潛經驗看,這種優(yōu)勢愈到開發(fā)后期愈明顯。

準噶爾盆地西緣排2油藏為單一層系,所有開發(fā)井均為單采井,落實每一口井、每一個層的壓力、產量、含水等指標非常容易,開發(fā)動態(tài)清楚,開發(fā)潛力清楚,開發(fā)目標明確,開發(fā)調整工作更有針對性,開發(fā)效果評價更有預見性。如:確保排2井區(qū)邊水均勻推進,避免暴性水淹造成的產量快速遞減。同時,需要完善開發(fā)管理機制,著力抓好基礎工作,提高調控決策水平和開發(fā)運行質量。

2.3 利用地熱資源輔助采油

當前,蒸汽吞吐過程中產生蒸汽需要燃燒大量原油,而注蒸汽過程中熱效率較低,因此,以燃燒原油產生蒸汽來實現(xiàn)稠油熱采的開發(fā)方式需要轉變?；谝陨险J識,提出并開展了利用廣義地熱資源和現(xiàn)有注水技術設備進行熱水驅油的可行性研究[26]。物理模擬實驗證實,熱水驅能夠明顯提高采收率[27]。

利用地熱資源進行熱水采油就是利用豐富的地熱資源和現(xiàn)有的注水技術設備,以深層高溫度開發(fā)流體(油、氣、水及其混合物)為注入熱源,將大量的熱量注入油層,降低原油黏度,提高原油流動能力。地熱水驅直接利用地層中的熱水,無需燃燒燃料來加熱地層水和注入的冷水,提高了采收率。勝利油田稠油熱采和注水開發(fā)工藝技術相對成熟,開發(fā)實踐經驗也非常豐富,為利用地熱資源進行熱水采油提供了便利。建議在油田范圍內普查地熱資源,在有利的稠油區(qū)塊率先開展地熱采油先導試驗。

另外,與地熱輔助采油技術相類似,筆者還初步研究了太陽能、風能和重力能輔助采油技術[28]。其中,太陽能能夠提供熱水,提高注入水溫度;風能可發(fā)電,為電加熱采油提供廉價電力,為礦場提供照明。

2.4 提倡溫和注水采油

注入水溫度低對地層的冷傷害已在國內達成廣泛共識,制約著注水開發(fā)。注入水溫度低造成油層溫度持續(xù)下降,增大了原油黏度,油水兩相相對滲透率改變,導致驅油效率降低2%～8%[29]。僅此一項中國就損失可采儲量2×10⁸t,相當于目前中國1 a的產油量。因此,需要盡可能提高注入水的溫度,縮小注入水與油層的溫度差。采用高于油層溫度的熱水驅油最為理想。

筆者提倡溫和注水采油,與其消耗大量的人力和物力治理強注強采帶來的大孔道竄流、注入水冷傷害以及各種油層污染問題,倒不如始終堅持溫和注水采油。這樣可以避免強注強采帶來的各種弊端,如:在滿足合理需要的前提下,減少注水量可以減少污水外排壓力,節(jié)省水處理費,同時也有利于保持地層溫度,一定程度上減少注入水冷傷害。

2.5 重力輔助采油

重力輔助采油主要是利用油水重力分異原理,關井一段時期后,使地層油水重新分布,剩余油重新富集。如:某高滲透、常規(guī)稠油整裝構造油田,水驅開發(fā)20 a后,平均單井日產液為210 t/d,平均單井日產油為3 t/d,含水率為98.5%;平均單井日注水210 m³/d,剩余油分布非常零散,迫于產量運行壓力,多數(shù)井仍然強注強采。建議對高含水井區(qū),特別是構造油藏采取關停措施,降低油井的生產時率,使重力分異作用充分發(fā)揮作用,剩余油逐漸向構造高部位富集運移。關停一段時間后,在油藏構造高部位恢復生產,通常會獲得高產。

2.6 幾點建議

提高儲量動用率和油田采收率是體現(xiàn)油田開發(fā)水平的終極目標,是開發(fā)系統(tǒng)找問題、干事情的出發(fā)點和落腳點。為此,一是建議推進3個“一體化”,即勘探開發(fā)一體化、油藏與工程技術一體化、開發(fā)與經營一體化;二是堅持用發(fā)展的眼光看問題,要破解開發(fā)難題,解放思想比以往任何時候都顯得重要和緊迫;三是做好當前與長遠的有機結合,把事關油田長遠發(fā)展的基礎工作做細做實,為實現(xiàn)持續(xù)發(fā)展奠定堅實基礎。

3 結論及建議

(1) 在學習借鑒的基礎上,提出用簡單直接法解決開發(fā)技術難題的觀點,如:利用地熱資源輔助采油;倡導溫和注水采油;利用重力分異原理,使剩余油重新富集到構造高部位,重新開井獲得高產;建議大幅度提高單采井單注井比例,克服合采井產量分配難題。

(2) 研究表明,集成技術較單項技術應用更為重要:提倡單采單注;每個油砂體都成為獨立的油藏管理單元;做好當前與長遠規(guī)劃,積極推進勘探與開發(fā)一體化、油藏與工程技術一體化、開發(fā)與經營一體化進程。同時,限于當時的技術水平和認識程度,每一個階段的工作都要為下一階段的進一步優(yōu)化調整留有余地。

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編輯 姜 嶺