王小林 常毓文 竇宏恩 (中國石油勘探開發(fā)研究院)

東得克薩斯油田對我國大型油田開發(fā)的啟示

王小林 常毓文 竇宏恩 (中國石油勘探開發(fā)研究院)

東得克薩斯油田發(fā)現(xiàn)于1930年,至今已開采了近80年,采收率達到78.5%,是世界上大型油田中采收率最高的油田,其開發(fā)的成功經(jīng)驗對我國,特別是處于中后期開發(fā)階段的大型油田,具有重要的啟示。本文通過回顧東得克薩斯油田開發(fā)歷程,結合該油田地質(zhì)特征,對東得克薩斯油田采取的限產(chǎn)、下傾注水保持壓力、密井網(wǎng)開發(fā)、封堵和加深以及多種提高采收率手段進行了深刻剖析,并以我國大型油田——大慶油田為例,圍繞進一步提高采收率,提出了繼續(xù)保持地層壓力,改善油藏非均質(zhì)性,密井網(wǎng)開發(fā),挖潛未開發(fā)潛力層,挑戰(zhàn)采收率極限等技術對策與建議。

東得克薩斯油田 采收率 啟示 對策 建議

1 東得克薩斯油田基本情況

東得克薩斯油田發(fā)現(xiàn)于1930年9月3日,是美國第二大油田。油藏面積528 km2,海拔深度945～1 006 m,上白堊統(tǒng)Woodbine砂巖層為主要產(chǎn)層。契形地層圈閉。上邊界是薄的前Austin白堊統(tǒng)不整合面,下面是 Buda層或者含水層。Woodbine油藏主要由非海相砂巖、礫巖以及三角洲砂巖組成。平均孔隙度和滲透率分別為25%和2 098 mD,原油相對密度0.83 g/cm3(表1)。

表1 東得克薩斯油田油藏參數(shù)

目前共有 31 000多口井,累積生產(chǎn)原油7.15×108t。原始地質(zhì)儲量范圍為 9.04×108～ 9.89×108t,最新研究結果表明油田地質(zhì)儲量為9.23×108t,采收率為78.5%,在世界大型油田中采收率最高[1](表2)。

表2 東得克薩斯油田原始地質(zhì)儲量、最終可采儲量、采收率和剩余油

2 東得克薩斯油田開發(fā)歷程

東得克薩斯油田自1930年發(fā)現(xiàn)以后,得到快速開發(fā),到1931年末及1932年分別有3 612和9 372口井完井。1933年年產(chǎn)油量達到2 731× 104t。為預防過度開采造成油田破壞和地層水過早突破,以及為穩(wěn)定油價,當時,得克薩斯鐵路委員會通過嚴格的配產(chǎn)和控制鉆井來限制油田產(chǎn)量。由1933年的最高年產(chǎn)油量2 731×104t遞減到1964年的528×104t。在20世紀30年代末期,該油田生產(chǎn)井達到了25 829口,范圍擴展到長72 km,寬8～16 km。

從1965年開始,每月生產(chǎn)天數(shù)由8天提高到26天,年產(chǎn)油量由540×104t上升到1972年的1 016×104t。經(jīng)過8年的上產(chǎn)期,油田步入中后期開發(fā)階段,1972年開始遞減,產(chǎn)量逐步降低到2000年的115×104t。當時整個油田被水淹,產(chǎn)量進一步降低到2007年的59×104t,但是遞減速度變緩 (圖1)。作為世界上井網(wǎng)最密的已開發(fā)油田[2],平均單井控制面積為0.017 km2(130 m),較小的地區(qū)達到0.006 9 km2(82 m)。2007年生產(chǎn)井數(shù)4 567口,日產(chǎn)量為1 395 t。其累積產(chǎn)油量已經(jīng)超過了1953年由工程協(xié)會 (ETEA)評估的7.15×108t可采儲量。當前,油田進入了低速開發(fā)階段。

圖1 東得克薩斯油田年產(chǎn)量變化曲線

3 東得克薩斯油田開發(fā)的成功經(jīng)驗

3.1限產(chǎn)措施

限產(chǎn)是東得克薩斯油田保持良好開發(fā)動態(tài)的一個最重要因素。在開發(fā)初期,由于過度開發(fā),石油供大于求,導致當時油價降到了10美分。對此,在1931年4月4日,鐵路委員會簽署了配產(chǎn)命令,限制油田產(chǎn)量為6 600 t/d,1936年6月,鐵路委員會把份額減少到每口井潛力的2.32%。限產(chǎn)保護措施減少了水侵,使地層水朝著向上地層尖滅均勻且緩慢移動,因此,極大地提高了驅(qū)油效率和采收率。

實施限產(chǎn)的重要途徑是減少每月生產(chǎn)天數(shù)。1948年至1964年,美國石油供應遠大于需求,鐵路委員會減少每月生產(chǎn)天數(shù)來削減供應。每月的生產(chǎn)天數(shù)由1948年的31天減少到8天 (從1961年到1964年間,每年96天)。1965年至1972年第二次增加產(chǎn)量,每月生產(chǎn)天數(shù)由8天增加到26天。

3.2 下傾注水保持地層壓力

另外一個延長油田生產(chǎn)的重要策略是向下部地層注水,保持地層壓力。開發(fā)初期,地層能量充足,采用了自噴方式開采,油藏壓力快速地從1931年的11.27 MPa遞減到1938年的7.58 MPa,下面含水層強度已不足以保持油藏壓力。1938年6月,產(chǎn)出的部分水被重新注入到下部含水層來保持油藏壓力,1938年至1950年期間,注水量逐漸增加。從1951年開始,所有產(chǎn)出水都被重新注入到油藏,保持油藏壓力穩(wěn)定在7.24 MPa。截至2007年,東得克薩斯油田每天有13.2×104t的水被產(chǎn)出,然后重新注入,注采比保持為1。

3.3 密井網(wǎng)開發(fā)

密井網(wǎng)開發(fā)是東得克薩斯油田取得高采收率的重要因素之一。在世界大型油田開發(fā)中,東得克薩斯油田的井網(wǎng)最密 (表3)。該油田的平均單井控制面積為0.017 km2(范圍為0.002～0.06 km2)。若按照五點法井網(wǎng)布置,以平均單井控制面積估算,井距僅為130 m。

表3 東得克薩斯油田與其他大型油田井網(wǎng)密度比較

3.4 封堵和加深

主要的Woodbine砂巖層下面存在較強的含水層,在開發(fā)初期,為預防水侵或者水錐引起油井出水,封堵就作為一種有效的方法在東得克薩斯油田得到了廣泛應用。因此,在20世紀30年代,通過封堵,該油田三分之二的井只從上面層位射孔,從上部采油來避免出水問題。

然而,在淺部位射孔,不可避免地漏失掉一些重要的深層潛力層。因此,自20世紀30年代末以來,加深作為一個開發(fā)深層目標潛力層的重要策略。截至2007年底,東得克薩斯油田共有2 600口加深井,1951年之前實施的有 448口井。在1975年加深井最高峰達到114口,大多數(shù)在1956年到1998年間。但是,自從1999年以來,加深目標層已經(jīng)變得更加復雜和困難,需要更加詳細的油藏結構研究來了解薄砂層的分布。

3.5 注水、注聚和微型注水開發(fā)

20世紀70年代中期,東得克薩斯油田南端一些地區(qū)的地層壓力已接近于0.69 MPa,為了能提供充足的壓力支持,自 1975年以來,在 Daisy Bradford地區(qū)實施了注水開發(fā)。注水改善了橫向和縱向的波及效率,提高了采收率。

聚合物驅(qū)通過控制流度改善縱向剖面來提高采收率,黏性聚合物溶液能夠把更多的水轉(zhuǎn)向致密層,從而改善垂向波及效率。1982、1984年及1985年分別在東得克薩斯油田的 HuntPilot-Daisy、W.H Siler,以及 Kinney、I.L.#70地區(qū)進行了聚合物驅(qū)試驗。

最近,實施了用于提高連通性較差的薄砂層的采收率的微型注水。通過微型注水,一般井產(chǎn)量提高3～5倍,好井高達20倍。

3.6 CO2和化學驅(qū)的應用評估

當前,油藏剩余油2.08×108t,其中剩余可動油6 333×104t,殘余油1.45×108t,殘余油飽和度僅為13.6%。對于占絕大部分的殘余油只能通過三次采油方法開采。為進一步提高采收率,東得克薩斯油田對注CO2和注表面活性劑/聚合物進行了評估[3]。

CO2驅(qū)通過CO2與石油混合,從而使殘余油流動。但是從實際的分析來看,CO2驅(qū)很可能是非混相的。因為東得克薩斯油田的原油密度為

0.83 g/cm3,溫度為63℃,CO2驅(qū)最小混相壓力(MMP)為12.75 MPa,當前的油藏壓力為7.58 MPa,很難把壓力增加到12.75 MPa以上。非混相CO2驅(qū)的估計采收率大約是混相驅(qū)的50%。

表面活性劑/聚合物驅(qū)通過減少油水之間的界面張力使殘余油流動。采收率是表面活性劑和溶劑類型、濃度,段塞尺寸,礦化度等有關參數(shù)的復雜函數(shù)。表面活性劑/聚合物驅(qū)因為有比較有利的流度比,所以能提高油田采收率。但是關鍵問題是,目前殘余油飽和度已經(jīng)很低,而化學驅(qū)的費用昂貴,要考慮投入與產(chǎn)出效益。

4 對我國大型油田開發(fā)的啟示

東得克薩斯油田達到78.5%的采收率,除了很好的油藏屬性外,與其成功的開發(fā)管理是密切相關的,這對于我國,特別是處于中后期開發(fā)階段的大型油田的開發(fā),具有重要的啟示。

我國油田平均采收率為33%。全國最大的油田——大慶油田采收率為46.5%,主要區(qū)塊喇薩杏油田,采收率也僅為51.7%。與東得克薩斯油田采收率相比,仍具有較大的差距。大慶油田發(fā)現(xiàn)于1959年,開發(fā)近 50年,2008年年產(chǎn)油量為4 169×104t,累積產(chǎn)油量達19.91×108t,含水率91.4%,可采儲量采出程度82.16%(圖2)。根據(jù)目前大慶油田的開發(fā)形勢,持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)難度日益增大,東得克薩斯油田成功的開發(fā)管理經(jīng)驗對大慶油田進一步提高采收率有以下幾點啟示。

圖2 大慶油田產(chǎn)量及含水率曲線變化

4.1 繼續(xù)保持地層壓力開采

大慶油田的邊緣水很弱,原始地層壓力和飽和壓力差小,喇薩杏油田僅為0.6～1 MPa,長垣南部也僅為2～3 MPa。此外,原油溶解氣油比低,平均為40(體積分數(shù))。采用溶解氣驅(qū),采收率達不到15%[4]。對此,大慶油田在投產(chǎn)后,采取了早期內(nèi)部注水補充油層能量,保持地層壓力的開發(fā)方針。通過注水,平均油藏壓力保持在10 MPa左右 (圖3),注采比保持在1,使油井獲得了持久旺盛的生產(chǎn)能力,實現(xiàn)了油田持續(xù)27年5 000×104t穩(wěn)產(chǎn)[5]。

借鑒東得克薩斯油田的開發(fā)經(jīng)驗,大慶油田在中后期開發(fā)階段仍要繼續(xù)保持地層壓力開采,注采比要基本保持平衡,這是確保大慶油田進一步提高采收率的關鍵因素。

圖3 歷年壓力變化曲線

4.2 改善油層非均質(zhì),保持注水均勻

東得克薩斯油田高采收率與地下含水層驅(qū)油過程中均勻移動有很大關系。大慶油田屬陸相沉積,儲集層具有層數(shù)多、單層厚度薄、層間差異大等特點[6]。造成層間吸水和水線推進速度不均勻。此外,大慶油田河道砂體厚度較大,普遍存在正韻律特點,導致注水沿油層底部高滲透段突進,上部水洗程度差,層內(nèi)水洗程度差異大[7](圖4)。當前,喇薩杏油田剩余地質(zhì)儲量68.3%存在厚油層中,其中大部分分布在厚油層頂部。再者,儲集層平面非均質(zhì)也造成注入水首先沿著滲透率高的河床砂亞相主流帶快速突進,然后依次向兩側的相帶擴展。

大慶油田進入高含水后期開采以來,經(jīng)過多次層系細分調(diào)整,層間矛盾得以緩和,但是平面和層內(nèi)矛盾依然突出。因此,要采用選擇性調(diào)剖、細分注水來改善層內(nèi)非均質(zhì),調(diào)整注采系統(tǒng)來改善平面非均質(zhì),以保證注入水均勻移動,擴大波及體積,提高原油采收率。

圖4 測井解釋厚油層層內(nèi)水洗情況

4.3 采用密井網(wǎng)開采

大慶主要區(qū)塊喇薩杏油田采收率的不斷提高(圖5),與幾次加密調(diào)整密切相關。隨著加密井的增多、井網(wǎng)密度的增大,采收率也逐步提高,到2008年采收率為51.7%。大慶油田自1960年投產(chǎn)以來,總共經(jīng)歷了1960—1980年間的基礎井網(wǎng)、1981—1990年間的一次加密、1991—1995年間的二次加密調(diào)整、1996年至今的三次加密調(diào)整。

第一次加密調(diào)整,油田全面均勻部署加密井11 000多口,喇薩杏油田的可采儲量由12.4×108t增加到17.9×108t,可采儲量增加5.5×108t,采收率提高13.1個百分點;第二次加密,部署加密調(diào)整井17 000口,可采儲量增加1.34×108t,采收率提高3.21個百分點;第三次加密調(diào)整后,截至2008年,部署加密井3 000多口,累積產(chǎn)油917×104t,提高薄差層采收率2個百分點。目前,喇薩杏油田平均單井控制面積達到0.025 km2,按五點法計算,井距為158 m。與東得克薩斯油田相比,大慶油田平均單井控制面積還是有一定差距。東得克薩斯油田開發(fā)實踐表明密井網(wǎng)是獲得高采收率的重要手段,大慶油田要在保證密井網(wǎng)密度上做好技術經(jīng)濟評價,以獲取更高采收率。

圖5 大慶喇薩杏油田采收率變化

4.4 不斷挖潛未開發(fā)潛力層

東得克薩斯油田未開發(fā)潛力區(qū)集中在深層,原因是開發(fā)早期采取的封堵措施——只在上面層位射孔。對此,東得克薩斯油田自20世紀30年代末開始,一直通過加深來挖潛下部位的未開發(fā)薄層。

大慶油田投產(chǎn)后,采用分層注水、分層采油方式。在開發(fā)初期,中高滲透層動用程度好,而中低滲透層動用程度差,在經(jīng)過幾次加密調(diào)整后,各層動用程度都有了不同程度的提高。自20世紀80年代進入高含水開發(fā)以來,中、高滲透油層已普遍見水,剩余油以“高度分散,局部集中”的形式存在于油藏內(nèi)。當前,未開發(fā)潛力層集中在薄差層和表外儲層。喇薩杏油田可調(diào)厚度分級統(tǒng)計表明,喇嘛甸可調(diào)厚度中薄差層占20%以上,表外儲層占42%,兩類加起來占62%。這種主導地位由北向南越來越明顯 (表4)。因此,需加強油藏精細描述,拓寬砂體厚度和展布識別,描繪出更為詳細的沉積走向,以沉積走向為導向來部署調(diào)整井,挖潛薄差層及表外儲層潛力。

表4 大慶喇薩杏油田試驗區(qū)可調(diào)厚度分級統(tǒng)計表

4.5 降低殘余油飽和度,挑戰(zhàn)采收率極限

大慶油田在提高采收率方面取得了很好的效果。特別是聚合物驅(qū),自1996年工業(yè)化推廣以來,針對不同類型油層的地質(zhì)特點,經(jīng)過十多年的發(fā)展和應用,油藏工程、采油工程、地面工程技術逐漸完善配套,已成為大慶油田提高采收率的主導技術。截至2008年底,共動用地質(zhì)儲量7.555 6× 108t,累積產(chǎn)油1.081×108t,年產(chǎn)油1 006×104t。主力油層已結束注聚的16個區(qū)塊,提高采收率12個百分點以上。

為了進一步提高采收率,要注意以下幾個方面:

◇二類油層是進一步提高采收率的主要潛力區(qū),由于二類油層在儲層厚度以及屬性上都比現(xiàn)在已應用的一類油層差,需要研究與之相匹配的聚合物驅(qū)技術;

◇三元復合驅(qū)是一項比聚合物驅(qū)更大幅度提高采收率的技術,三元復合驅(qū)先導試驗表明[8-9],該技術能提高原油采收率20個百分點以上,需要加快其工業(yè)化應用步伐;

◇聚驅(qū)后仍有40%～45%左右的地質(zhì)儲量殘留在油層中,如何采出聚驅(qū)后殘余油對于能否實現(xiàn)油田高采收率極其關鍵。

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