海上埕岛油田馆上段提液技术政策研究

张巧莹

(中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司地质科学研究院,山东东营 257015）

海上埕岛油田馆上段提液技术政策研究

张巧莹

(中国石油化工股份有限公司胜利油田分公司地质科学研究院,山东东营 257015）

针对目前胜利油区埕岛油田单井液量低、产油量低的问题展开提高采液量研究。应用油藏工程和数值模拟等方法,研究了该油藏的提液潜力和适合该油藏的提液时机及提液条件。研究结果表明:油藏具备提液的潜力和提液条件,在含水达到70%～80%时提液效果最佳,提液条件是恢复地层压力到原始压力的0.85倍,恢复压力的最佳注采比为1.1,提液最大生产压差为3.5 MPa。矿场应用取得了提液增油的明显效果,对海上同类型油田提高注水开发效果具有积极的指导意义。

埕岛油田;稠油油藏;提液

海上埕岛油田馆上段为胜利油区的主力产油层之一,属河流相沉积稠油高渗透高饱和岩性构造层状油藏。作为海上高投资、高风险边际油田,全面开发十年来,为胜利油田的持续、稳定发展做出了应有的贡献。近几年产量递减率达10%,预计到设计平台使用寿命期15年末(即到2012年）采出程度只有14.9%,比同类油藏(孤岛、孤东油田）低了近10%。埕岛油田受平台寿命限制,继续开采的难度非常大。在尽可能短的时间内多采出油,是该油田海上开发的重要策略[1-2]。本文将围绕埕岛油田已有开发井网进行提液稳产增产研究,最大程度提高有效开发期内的开采效果,充分利用海上现有资源。

1 提液可行性

1.1 物质基础

埕岛油田馆上段主体储量15 804×104t,截止2008年底,采出程度只有12.3%,剩余储量13 860×104t,按照标定采收率 30%,仍有17.7%的可采储量未被采出,这为油田进行提液提供了充足的物质基础。

1.2 无因次采液指数随含水变化规律

从埕岛油田馆上段岩心相渗透率实验资料得到的无因次采液、采油指数与含水关系(图1）可以看出:随着含水的上升,无因次采液指数不断增加;当含水达到80%以后,无因次采液指数开始快速增长,这反映了中高渗透层、中高油水黏度比油藏的无因次采液指数与含水关系的特点。

到2008年12月,埕岛油田馆上段油藏综合含水58%。根据无因次采液、采油指数曲线分析,无因次采液指数为1.8,相应理论日液应为180 m3左右。而单井日液仅53 m3,较理论值相差127 m3。中高含水期是稠油油藏的重要采油阶段[3-4],故该油藏提液潜力很大。同时,埕岛油田采用一套层系开发,油井射开多个油层,层间渗透率非均质性严重,通过提液放大生产压差,使原先因油层压力较低、层间干扰大而出液能力差甚至不出液的小层开始出液,达到增加出油厚度,提高产量的目的[5]。

图1 埕岛油田馆上段无因次采液采油指数曲线Fig.1 The non-dimensional fluid productivity and production index curve of the Upper Guantao Formation in Chengdao Oilfield

2 提液时机

利用Eclipse数值模拟软件,建立多层层间渗透率非均质一维两相概念模型,进行不同含水率下提液时机的研究。模型宽150 m,长300 m,平面网格步长 10 m,总网格节点 15×30×5=2 250,模型参数取值于馆上段油藏主要参数值(表1）。考虑油藏目前实际生产压差0.9～1.2 MPa,模型以1.0 MPa的生产压差进行生产,分别在含水率达到 35%、45%、55%、65%、70%、80%、90%时提液,将生产压差放大到1.5 MPa,预测15年。从不同提液时机采出程度随时间变化结果(图2）看,与不提液相比,在含水 35%～90%时分别实施提液措施后,采出程度均有不同程度的提高,提液越早,开采效果明显;提液越晚,开采效果不明显。从不同提液时机与评价期末采出程度关系曲线(图3）看,在含水率80%处曲线有明显拐点。在含水率80%之前提液,采出程度相差不大;含水80%以后提液,采出程度下降幅度明显增大,其原因是油层进入水洗阶段,注水利用率低,提液效果不佳。要获得较好的开采效果,必须在含水80%之前实施提液。图4为不同提液时机的含水率随时间变化曲线,可以看出,提液越早,含水上升速度越快。究其原因,层间渗透率的非均质和较高的油水黏度比,加快了高渗层的含水上升速度,容易造成注入水的指进。因此,综合考虑,含水70%～80%为最佳提液时机。

3 提液保障措施

3.1 模型区建立

选择在储量丰度、井网、井距和开采特征等方面具有代表性的馆上段中区为数值模拟研究区,含油面积为23.4 km2,地质储量为8 068×104t(占馆上段总储量的51%）,共119口井。利用Earthvision软件建立三维地质模型,垂向网格处理时,以沉积时间为单元,使纵向网格与实钻砂体一致,垂向网格划分为42个,平面网格步长为50 m×50 m,运用VIP数值模拟软件在历史拟合的基础上进行压力保持水平和恢复压力所需注采比优化研究,预测15年。

图2 不同含水率提液时机采出程度—时间模拟曲线Fig.2 Simulation curve of production degree and date of lifting fluid at different water cut

表1 埕岛油田主要参数值

Tab.1 Main parameters of Chengbei 11 area in Chengdao Oifield

地下原油黏度/(mPa·s）地下水黏度/(mPa·s） 层数 油层厚度/m 孔隙度 渗透率/10-3μm2 原始含油饱和度,%8.5 0.335 3 882 4.3 0.316 4 223 46 0.446 5 4.9 0.335 5 256 63 12.5 0.339 4 151 8.4 0.319 2 980

图3 不同提液时机与采出程度关系曲线Fig.3 Curve of different lifting fluid timing and recovery degree

图4 不同含水率提液时机下含水率—时间模拟曲线Fig.4 Simulation curve of water cut and date of lifting fluid at different water cut

3.2 压力保持水平

海上埕岛油田馆上段油藏平均地层原始压力为13.5 MPa,平均地饱压差为3.4 MPa,采用了先天然能量后注水开发的开发方式。由于注水滞后,目前地层压力在饱和压力附近。当地层压力低于饱和压力时,原油脱气,地层油的黏度迅速增大且出现了油、气、水三相渗流,导致无因次采油指数下降,会对提液产生不利影响。因此,需要恢复地层压力[6-7]以保障提液。

采用1.2的注采比恢复压力至10.5、11.5、12.5、13.5 MPa四种方案,优化地层压力保持水平。方案对比结果表明(表2）:评价期末(2020年）,11.5 MPa方案累积采油量、采出程度最高,10.5 MPa方案次之,13.5 MPa方案最低。压力保持水平越高,需要的注水量越多,最终综合含水也越高,恢复压力的时间越长,不利于尽早提液,增加海上注入成本,不满足海上平台开发特点的需要。因此,合理地层压力应保持在11.5 MPa,即原始地层压力的0.85倍。

表2 不同压力保持水平方案预测指标对比Tab.2 The forecasting index comparison of different pressure level scheme

3.3 恢复压力的最佳注采比

数模设计1.1、1.2、1.3三种注采比方案,恢复地层压力至11.5 MPa。方案对比结果表明(表3）:评价期末(2020年）,注采比1.1时,采出程度最高;注采比1.3时,采出程度最低。注采比越低,综合含水上升速度越慢,高注采比会加强储层的非均质性,导致注入水沿着高渗透层发生水窜,不利于提高水的扫油效率,注水利用率降低。因此,应采用1.1的注采比恢复地层压力。

表3 不同注采比方案预测指标对比Tab.3 The forecasting index comparison of different injection-production ratio

4 提液最大生产压差

提高油井排液量主要是通过降低油井井底压力,增大生产压差来实现的[5]。在保持11.5 MPa的地层压力下,根据油层埋深及生产井段长度,通过电潜泵采油工艺计算[8],最低井底流压应控制在7.5～8 MPa。因此,设计生产压差为2.5、3、3.5、4 MPa四套方案,对提液最大生产压差进行优化。

选择中区内压力保持水平较高(11.5 MPa）的埕北11井区为模型区,含油面积6.57 km2,储量1 677×104t,总井数43口井。运用VIP数值模拟软件进行模拟研究。数值模拟结果(图5、图6）表明:随着生产压差的不断增大,日产液量明显提高;压差从3.5 MPa放大到4 MPa时,初期产油量增加明显,但后期产油量与压差3.5 MPa方案基本吻合,增油优势不明显,说明提液幅度过大,使注入水过早突破高渗透层,并进一步形成无效循环注水,造成含水上升过快,影响开发效果。因此,最大生产压差应为3.5 MPa。

5 应用效果

根据上述研究结果,油藏整体提液后,预计平台设计寿命期末(2012年）采出程度比按目前生产趋势可提高2.3%。2005年以来,由于受海上平台注入能力的限制,馆上段油藏地层压力未恢复至11.5 MPa,不能实施整体提液,只能在局部地层压力保持较高(11.5 MPa左右）且供液能力较充足的井区,陆续选取13口井进行换大泵提液试验。统计结果表明,换泵前排量在45～67 m3/d,生产压差为0.9 MPa,平均单井日产油能力10 t,日产液能力46 m3,综合含水78.2%;换泵后泵排量在 100～150 m3/d,生产压差达到了 1.7 MPa,平均单井日产油能力20.7 t,日产液能力107.2 m3,综合含水80.2%。换泵后日产液能力提高61.2 m3,日产油能力提高10.7 t,累计增油9.2×104t,取得了很好的开发效果。实践证明,增加采液量是该油藏提高产量、改善开发效果的有效增产措施。

图5 不同生产压差平均单井日液对比Fig.5 Single well daily fluid production comparison of different production pressure

图6 不同生产压差平均单井日油对比Fig.6 Single well daily oil production comparison of different production pressure

6 结论

(1）埕岛油田目前采出程度较低,有大量可采储量未被采出,单井日产液量远低于理论值,具备良好的提液物质基础和提液潜力。

(2）考虑一套层系开发,射开多个油层,含水达到70%～80%时提液效果最佳。

(3）埕岛油田目前地层压力较低,提液必须以提注为前提。数值模拟研究结果表明,采用1.1的注采比恢复地层压力至11.5 MPa,开采效果最佳;提液最大生产压差为3.5 MPa。

(4）综合分析油井的供液能力和开采状况,优选单井实施提液,近几年埕岛油田的应用实践表明,提液措施已经初见成效,大幅度地提高了单井产能,对油田稳产起到重要的作用。

[1]宋万超.胜利极浅海油田高速高效开发技术[J].石油勘探与开发,2001,28(3）:51-53.

[2]李阳,徐英霞,李延军.埕岛油田馆上段油藏高产开发技术[J].油气采收率技术,1998,5(2）:36-40.

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[8]李颖川.采油工程[M].北京:石油工业出版社,2002.

Technical research on enhanced liquid of the Upper Guantao Formation in offshore Chengdao Oilfield

Zhang Qiaoying
(Geological Scientif ic Research Institute,SINOPEC Shengli Oilf ield Company,Dongying257015）

Based on the properties of low liquid producing and low oil production in offshore Chengdao Oilfield of Shengli petroliferous province,liquid lifting was researched on.Using the methods of reservoir engineering and numerical simulation,liquid lifting potential,opportunity and qualifications of the reservoir were studied and confirmed.The results show that the reservoir has the potential of liquid lifting,and good lifting effects can be got when water cut is 70%～80%.The precondition of liquid lifting is restoring formation pressure to 0.85 times as much as initial pressure,rate of injection and production is 1.1,and the max production pressure is 3.5 MPa.The practice has provided an effective way for the increasing production of the reservoirs and also provides positive references for improving similar offshore oilfield water flooding development effect.

Chengdao Oilfield;heavy oil reservoirs;increasing liquid production

TE357;TE319

A

10.3969/j.issn.1008-2336.2010.01.063

1008-2336(2010）01-0063-05

2009-10-09;改回日期:2009-11-05

张巧莹,女,工程师,2005年毕业于中国石油大学(华东）油气田开发工程专业,获工学硕士学位,现从事油田开发综合研究工作。E-mail:dkyzqy@slof.com。