东得克萨斯油田对我国大型油田开发的启示

王小林 常毓文 窦宏恩 (中国石油勘探开发研究院)

东得克萨斯油田对我国大型油田开发的启示

王小林 常毓文 窦宏恩 (中国石油勘探开发研究院)

东得克萨斯油田发现于1930年,至今已开采了近80年,采收率达到78.5%,是世界上大型油田中采收率最高的油田,其开发的成功经验对我国,特别是处于中后期开发阶段的大型油田,具有重要的启示。本文通过回顾东得克萨斯油田开发历程,结合该油田地质特征,对东得克萨斯油田采取的限产、下倾注水保持压力、密井网开发、封堵和加深以及多种提高采收率手段进行了深刻剖析,并以我国大型油田——大庆油田为例,围绕进一步提高采收率,提出了继续保持地层压力,改善油藏非均质性,密井网开发,挖潜未开发潜力层,挑战采收率极限等技术对策与建议。

东得克萨斯油田 采收率 启示 对策 建议

1 东得克萨斯油田基本情况

东得克萨斯油田发现于1930年9月3日,是美国第二大油田。油藏面积528 km2,海拔深度945～1 006 m,上白垩统Woodbine砂岩层为主要产层。契形地层圈闭。上边界是薄的前Austin白垩统不整合面,下面是 Buda层或者含水层。Woodbine油藏主要由非海相砂岩、砾岩以及三角洲砂岩组成。平均孔隙度和渗透率分别为25%和2 098 mD,原油相对密度0.83 g/cm3(表1)。

表1 东得克萨斯油田油藏参数

目前共有 31 000多口井,累积生产原油7.15×108t。原始地质储量范围为 9.04×108～ 9.89×108t,最新研究结果表明油田地质储量为9.23×108t,采收率为78.5%,在世界大型油田中采收率最高[1](表2)。

表2 东得克萨斯油田原始地质储量、最终可采储量、采收率和剩余油

2 东得克萨斯油田开发历程

东得克萨斯油田自1930年发现以后,得到快速开发,到1931年末及1932年分别有3 612和9 372口井完井。1933年年产油量达到2 731× 104t。为预防过度开采造成油田破坏和地层水过早突破,以及为稳定油价,当时,得克萨斯铁路委员会通过严格的配产和控制钻井来限制油田产量。由1933年的最高年产油量2 731×104t递减到1964年的528×104t。在20世纪30年代末期,该油田生产井达到了25 829口,范围扩展到长72 km,宽8～16 km。

从1965年开始,每月生产天数由8天提高到26天,年产油量由540×104t上升到1972年的1 016×104t。经过8年的上产期,油田步入中后期开发阶段,1972年开始递减,产量逐步降低到2000年的115×104t。当时整个油田被水淹,产量进一步降低到2007年的59×104t,但是递减速度变缓 (图1)。作为世界上井网最密的已开发油田[2],平均单井控制面积为0.017 km2(130 m),较小的地区达到0.006 9 km2(82 m)。2007年生产井数4 567口,日产量为1 395 t。其累积产油量已经超过了1953年由工程协会 (ETEA)评估的7.15×108t可采储量。当前,油田进入了低速开发阶段。

图1 东得克萨斯油田年产量变化曲线

3 东得克萨斯油田开发的成功经验

3.1限产措施

限产是东得克萨斯油田保持良好开发动态的一个最重要因素。在开发初期,由于过度开发,石油供大于求,导致当时油价降到了10美分。对此,在1931年4月4日,铁路委员会签署了配产命令,限制油田产量为6 600 t/d,1936年6月,铁路委员会把份额减少到每口井潜力的2.32%。限产保护措施减少了水侵,使地层水朝着向上地层尖灭均匀且缓慢移动,因此,极大地提高了驱油效率和采收率。

实施限产的重要途径是减少每月生产天数。1948年至1964年,美国石油供应远大于需求,铁路委员会减少每月生产天数来削减供应。每月的生产天数由1948年的31天减少到8天 (从1961年到1964年间,每年96天)。1965年至1972年第二次增加产量,每月生产天数由8天增加到26天。

3.2 下倾注水保持地层压力

另外一个延长油田生产的重要策略是向下部地层注水,保持地层压力。开发初期,地层能量充足,采用了自喷方式开采,油藏压力快速地从1931年的11.27 MPa递减到1938年的7.58 MPa,下面含水层强度已不足以保持油藏压力。1938年6月,产出的部分水被重新注入到下部含水层来保持油藏压力,1938年至1950年期间,注水量逐渐增加。从1951年开始,所有产出水都被重新注入到油藏,保持油藏压力稳定在7.24 MPa。截至2007年,东得克萨斯油田每天有13.2×104t的水被产出,然后重新注入,注采比保持为1。

3.3 密井网开发

密井网开发是东得克萨斯油田取得高采收率的重要因素之一。在世界大型油田开发中,东得克萨斯油田的井网最密 (表3)。该油田的平均单井控制面积为0.017 km2(范围为0.002～0.06 km2)。若按照五点法井网布置,以平均单井控制面积估算,井距仅为130 m。

表3 东得克萨斯油田与其他大型油田井网密度比较

3.4 封堵和加深

主要的Woodbine砂岩层下面存在较强的含水层,在开发初期,为预防水侵或者水锥引起油井出水,封堵就作为一种有效的方法在东得克萨斯油田得到了广泛应用。因此,在20世纪30年代,通过封堵,该油田三分之二的井只从上面层位射孔,从上部采油来避免出水问题。

然而,在浅部位射孔,不可避免地漏失掉一些重要的深层潜力层。因此,自20世纪30年代末以来,加深作为一个开发深层目标潜力层的重要策略。截至2007年底,东得克萨斯油田共有2 600口加深井,1951年之前实施的有 448口井。在1975年加深井最高峰达到114口,大多数在1956年到1998年间。但是,自从1999年以来,加深目标层已经变得更加复杂和困难,需要更加详细的油藏结构研究来了解薄砂层的分布。

3.5 注水、注聚和微型注水开发

20世纪70年代中期,东得克萨斯油田南端一些地区的地层压力已接近于0.69 MPa,为了能提供充足的压力支持,自 1975年以来,在 Daisy Bradford地区实施了注水开发。注水改善了横向和纵向的波及效率,提高了采收率。

聚合物驱通过控制流度改善纵向剖面来提高采收率,黏性聚合物溶液能够把更多的水转向致密层,从而改善垂向波及效率。1982、1984年及1985年分别在东得克萨斯油田的 HuntPilot-Daisy、W.H Siler,以及 Kinney、I.L.#70地区进行了聚合物驱试验。

最近,实施了用于提高连通性较差的薄砂层的采收率的微型注水。通过微型注水,一般井产量提高3～5倍,好井高达20倍。

3.6 CO2和化学驱的应用评估

当前,油藏剩余油2.08×108t,其中剩余可动油6 333×104t,残余油1.45×108t,残余油饱和度仅为13.6%。对于占绝大部分的残余油只能通过三次采油方法开采。为进一步提高采收率,东得克萨斯油田对注CO2和注表面活性剂/聚合物进行了评估[3]。

CO2驱通过CO2与石油混合,从而使残余油流动。但是从实际的分析来看,CO2驱很可能是非混相的。因为东得克萨斯油田的原油密度为

0.83 g/cm3,温度为63℃,CO2驱最小混相压力(MMP)为12.75 MPa,当前的油藏压力为7.58 MPa,很难把压力增加到12.75 MPa以上。非混相CO2驱的估计采收率大约是混相驱的50%。

表面活性剂/聚合物驱通过减少油水之间的界面张力使残余油流动。采收率是表面活性剂和溶剂类型、浓度,段塞尺寸,矿化度等有关参数的复杂函数。表面活性剂/聚合物驱因为有比较有利的流度比,所以能提高油田采收率。但是关键问题是,目前残余油饱和度已经很低,而化学驱的费用昂贵,要考虑投入与产出效益。

4 对我国大型油田开发的启示

东得克萨斯油田达到78.5%的采收率,除了很好的油藏属性外,与其成功的开发管理是密切相关的,这对于我国,特别是处于中后期开发阶段的大型油田的开发,具有重要的启示。

我国油田平均采收率为33%。全国最大的油田——大庆油田采收率为46.5%,主要区块喇萨杏油田,采收率也仅为51.7%。与东得克萨斯油田采收率相比,仍具有较大的差距。大庆油田发现于1959年,开发近 50年,2008年年产油量为4 169×104t,累积产油量达19.91×108t,含水率91.4%,可采储量采出程度82.16%(图2)。根据目前大庆油田的开发形势,持续稳产难度日益增大,东得克萨斯油田成功的开发管理经验对大庆油田进一步提高采收率有以下几点启示。

图2 大庆油田产量及含水率曲线变化

4.1 继续保持地层压力开采

大庆油田的边缘水很弱,原始地层压力和饱和压力差小,喇萨杏油田仅为0.6～1 MPa,长垣南部也仅为2～3 MPa。此外,原油溶解气油比低,平均为40(体积分数)。采用溶解气驱,采收率达不到15%[4]。对此,大庆油田在投产后,采取了早期内部注水补充油层能量,保持地层压力的开发方针。通过注水,平均油藏压力保持在10 MPa左右 (图3),注采比保持在1,使油井获得了持久旺盛的生产能力,实现了油田持续27年5 000×104t稳产[5]。

借鉴东得克萨斯油田的开发经验,大庆油田在中后期开发阶段仍要继续保持地层压力开采,注采比要基本保持平衡,这是确保大庆油田进一步提高采收率的关键因素。

图3 历年压力变化曲线

4.2 改善油层非均质,保持注水均匀

东得克萨斯油田高采收率与地下含水层驱油过程中均匀移动有很大关系。大庆油田属陆相沉积,储集层具有层数多、单层厚度薄、层间差异大等特点[6]。造成层间吸水和水线推进速度不均匀。此外,大庆油田河道砂体厚度较大,普遍存在正韵律特点,导致注水沿油层底部高渗透段突进,上部水洗程度差,层内水洗程度差异大[7](图4)。当前,喇萨杏油田剩余地质储量68.3%存在厚油层中,其中大部分分布在厚油层顶部。再者,储集层平面非均质也造成注入水首先沿着渗透率高的河床砂亚相主流带快速突进,然后依次向两侧的相带扩展。

大庆油田进入高含水后期开采以来,经过多次层系细分调整,层间矛盾得以缓和,但是平面和层内矛盾依然突出。因此,要采用选择性调剖、细分注水来改善层内非均质,调整注采系统来改善平面非均质,以保证注入水均匀移动,扩大波及体积,提高原油采收率。

图4 测井解释厚油层层内水洗情况

4.3 采用密井网开采

大庆主要区块喇萨杏油田采收率的不断提高(图5),与几次加密调整密切相关。随着加密井的增多、井网密度的增大,采收率也逐步提高,到2008年采收率为51.7%。大庆油田自1960年投产以来,总共经历了1960—1980年间的基础井网、1981—1990年间的一次加密、1991—1995年间的二次加密调整、1996年至今的三次加密调整。

第一次加密调整,油田全面均匀部署加密井11 000多口,喇萨杏油田的可采储量由12.4×108t增加到17.9×108t,可采储量增加5.5×108t,采收率提高13.1个百分点;第二次加密,部署加密调整井17 000口,可采储量增加1.34×108t,采收率提高3.21个百分点;第三次加密调整后,截至2008年,部署加密井3 000多口,累积产油917×104t,提高薄差层采收率2个百分点。目前,喇萨杏油田平均单井控制面积达到0.025 km2,按五点法计算,井距为158 m。与东得克萨斯油田相比,大庆油田平均单井控制面积还是有一定差距。东得克萨斯油田开发实践表明密井网是获得高采收率的重要手段,大庆油田要在保证密井网密度上做好技术经济评价,以获取更高采收率。

图5 大庆喇萨杏油田采收率变化

4.4 不断挖潜未开发潜力层

东得克萨斯油田未开发潜力区集中在深层,原因是开发早期采取的封堵措施——只在上面层位射孔。对此,东得克萨斯油田自20世纪30年代末开始,一直通过加深来挖潜下部位的未开发薄层。

大庆油田投产后,采用分层注水、分层采油方式。在开发初期,中高渗透层动用程度好,而中低渗透层动用程度差,在经过几次加密调整后,各层动用程度都有了不同程度的提高。自20世纪80年代进入高含水开发以来,中、高渗透油层已普遍见水,剩余油以“高度分散,局部集中”的形式存在于油藏内。当前,未开发潜力层集中在薄差层和表外储层。喇萨杏油田可调厚度分级统计表明,喇嘛甸可调厚度中薄差层占20%以上,表外储层占42%,两类加起来占62%。这种主导地位由北向南越来越明显 (表4)。因此,需加强油藏精细描述,拓宽砂体厚度和展布识别,描绘出更为详细的沉积走向,以沉积走向为导向来部署调整井,挖潜薄差层及表外储层潜力。

表4 大庆喇萨杏油田试验区可调厚度分级统计表

4.5 降低残余油饱和度,挑战采收率极限

大庆油田在提高采收率方面取得了很好的效果。特别是聚合物驱,自1996年工业化推广以来,针对不同类型油层的地质特点,经过十多年的发展和应用,油藏工程、采油工程、地面工程技术逐渐完善配套,已成为大庆油田提高采收率的主导技术。截至2008年底,共动用地质储量7.555 6× 108t,累积产油1.081×108t,年产油1 006×104t。主力油层已结束注聚的16个区块,提高采收率12个百分点以上。

为了进一步提高采收率,要注意以下几个方面:

◇二类油层是进一步提高采收率的主要潜力区,由于二类油层在储层厚度以及属性上都比现在已应用的一类油层差,需要研究与之相匹配的聚合物驱技术;

◇三元复合驱是一项比聚合物驱更大幅度提高采收率的技术,三元复合驱先导试验表明[8-9],该技术能提高原油采收率20个百分点以上,需要加快其工业化应用步伐;

◇聚驱后仍有40%～45%左右的地质储量残留在油层中,如何采出聚驱后残余油对于能否实现油田高采收率极其关键。

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10.3969/j.issn.1002-641X.2010.9.005

2009-10-14)