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美俄高含水期油田开发启示录


美俄高含水期油田开发启示录
2014-3-11 23:15:19 标签:国外油田高含水油田特高含水期提高采收率技术措施

文|李东玻中石化胜利油田地质科学研究院

我国东部许多主力油田含水已经超过 90%,进入特高含水期,经过一次、 二次采油后,仅能采出地下总储量的 30%左右,仍有剩余油残留在地下,这些 剩余油对于增加可采储量和

提高采收率仍存在巨大潜力。随着开采程度加深,地 下油水关系和剩余油分布越来越复杂,给油田开发带来的难度越来越大。 与中高含水开发阶段相比, 特高含水期油藏具有剩余油更加分散、措施效果 变差、采油速度低、耗水量大、经济效益下降等特点。如何改善这部分油藏的开 发状况,提高采收率,对油田的可持续开采具有十分重大的意义。

本文调研了与我国东部油田性质相似的中高渗水驱砂岩油田, 如美国的东德 克萨斯油田、威明顿油田、前苏联罗马什金油田等,这些油田在特高含水期的一 些做法和措施,可以对国内高含水油田的开发提供借鉴。

1、国外高含水油田概况 世界上各个国家的老油田经过了十几年到几十年的注水开发, 很多已经进入 高含水、特高含水阶段。美国的东德克萨斯油田、福特杰拉尔丁油田和俄罗斯的 库列绍夫油田等含水已经达到 97%,平均采出程度超过 50%,东德克萨斯油田 采出程度甚至达到了 77.5%。 这些油田以构造油藏和岩性油藏为主,沉积相多为河流相沉积。多具有边底 水, 能量强度差异较大。 油田储层物性相对较好, 储层平均孔隙度在 13%~40%, 多数在 20%以上。平均空气渗透率在 1 000×10-3μ m2。水驱油田进入特高含 水期后,油田产量递减普遍变缓。 东德克萨斯油田在开发初期产油量年均递减率为 12.1%,中后期为 7.5%, 特高含水期产量递减继续减缓, 降低到 7.0%左右。 注水开发油田不同含水阶段, 含水上升速度不同。一般在中低含水期,随含水上升,含水上升速度逐渐增大, 到中高含水期以后, 含水上升速度明显减缓。威明顿油田在中低含水期含水上升 快,含水上升速度较高,大于 5%;进入中高含水期,含水达到 80%以后,含水 上升减缓,含水上升速度降低,基本稳定在 1%以内。

2、国外高含水油田主要技术措施及效果分析 2.1 加密补充钻井 油田开发实践证明,优化井网,加密钻井是结合注水开发,提高注水油田采 收率的重要方法。 东德克萨斯油田是世界大型砂岩油田中井网最密集的油田之一。 密井网开发是东德克萨斯油田取得高采收率的重要因素。 该油田的平均井网密度 为 58 口井/平方千米,若按照五点法井网布置,井距仅为 130 米。加密钻井很 好地帮助了人们认识了油藏物性,最大程度地开采油田,使东德克萨斯油田能够 采出 70%以上的原始地质储量。 在进行井网加密时,一定要注意油水井并重,保持合理的地层压力。如库列 绍夫油田在加密过程中把部分水淹井转注,建立补充注水井排。罗马什金油田每 增加生产井 400 口, 注水井一般增加 70~100 口, 即新钻井保持 1:4~1:6 左右 的注采井数比。 2.2 强化注水采液 加大生产压差, 提高油田产液量是注水油田进入高含水开采阶段后,进一步 提高开发效果的重要途径。 在生产井数变化不大的情况下,提高产液量可以作为 增油的主要措施。威明顿油田特高含水期进行整体提液生产,2002 年的产液量 几乎是 1991 年的 1.5 倍。提液的同时,加大注水井注入量,注采比始终保持为 1.05~1.06,使地层压力保持在合理的水平。

强化采液能抑制边水向油藏的推进,延长油田稳产期。东德克萨斯油田的产 液量长期保持在较高水平,油田开发初期年产液量基本保持在 3700 万吨以上, 进入高含水和特高含水阶段后,年产液量高达 5000~6000 万吨。在靠近原始 外含油边界的油层,实施了强化采液技术,强采井阻止了边水向油藏内部推进, 使远离原始含水边界的井长期处于无水开采期, 远离含油边界的井也能在长期无 水自喷的条件下开采。 同时, 强化采液可以增加注水受效的油层体积。罗马什金油田为了提高油田 采油速度和达到设计采收率, 油田投入开发后曾多次进行补充切割,并提高油井 产液量 0.5~1 倍,使注水受效的油层体积增加了 20%。 2.3 关闭高含水井 在高含水油田的注水开发过程中,根据生产井及油层的生产动态,一般在油 井含水达到 98%以后,适时关闭它,可以有效的控制水油比,提高原油产量, 节约开采费用。罗马什金油田开发过程中含水上升缓慢,采水量低,关闭高含水 井措施起到了一定的作用。 1976 年油田关闭了 1168 口高含水井, 1981 年初因为水淹关闭的井数已达 到 1968 口。威明顿油田在开发过程中发现,构造翼部高含水井对上部油层的生 产,产生了不利的影响,在尝试关闭其中一口高含水井之后,构造上部 2 口井的 产油量有了大幅的提升,达到了之前产油量的两倍以上。在实验取得成功后,开 始实施翼部高含水井关闭方案, 即再关闭 9 口高含水井。 构造翼部高含水生产井

关闭后,在注水量和产液量不变的情况下,产油量大大提高,获得了较高的经济 效益。 2.4 周期注水技术 周期注水技术是周期性改变水井注入量和油井采出量, 在地层中造成不稳定 的压力场,使流体在地层中不断重新分布,以增大注入水波及系数,是高含水期 实现油田强化开发的有效手段。 罗马什金油田在实践中, 不断完善并发展了多种周期注水方式, 油田 87.3% 的注水井使用该方法,成为油田稳油控水的主要手段。周期注水有多种方式,如 注水井不停注,轮换改变相邻井组的注水压力;或轮换停注一个井组,而相邻井 组增加注水量。 根据储层性质和周期注水方式的不同,罗马什金油田注水半周期 为 10 天到 6 个月不等,更长甚至达到 1 年。 罗马什金油田阿兹纳可耶夫区块在特高含水期, 可采储量采出程度已经达到 80%,油藏接近衰竭。将注水井分为两组,开始周期注水,在前半周期,一组注 水井以最大注入量注水,另一组以最小注入量注水,在后半个周期注水量交换。 半周期时间为 1 个月,注采比保持在 0.6 左右。周期注水 5 年后,累计增油 50 万吨,平均单井日增油 8~10 吨,含水降低了 10%~15%,改善了油藏开发效 果,延长了油田开发寿命。

3、对我国高含水油田开发的启示

3.1 优化加密井网,提高控制程度 目前胜利油田整体进入了特高含水阶段,综合含水 91.4%,采出程度达到 了 23.4%。剩余油的分布呈现局部富集的特点,多集中于非主流线、沉积相带 边缘、正韵律层顶部等。 针对油藏剩余油相对富集的区块小、类型分散且多样的特点,宜采取不均匀 加密钻井的方式,新、老井相结合,综合考虑完善产层注采关系,提高剩余油的 采出程度。对于河流相沉积单元,应主要解决层间动用差异大的矛盾,进行合理 细分层系,对非主力层的局部剩余油富集区进行井网加密,提高储量控制程度; 对于三角洲相,要侧重层内潜力,在平面上完善加密井网,调整平面注采关系, 扩大注水波及范围。 3.2 提高液量,强化有效驱替 注水开发油藏在进入中高含水期后,只要油藏不发生严重水淹或窜槽,适时 放大生产压差强化采液,可提高油层单井产量。胜坨油田通过换大泵、下电泵等 措施进行了强化采液的实践。 通过分析强化采液措施增油效果,可以看出,胜坨油田 2000-2007 年同 层提液井 144 口,措施有效率高达 97.2%。措施有效期内平均单井增油 4593 吨,合计累增油 66 万吨,减缓了产量递减。可以说,强化采液是短期内促使产 量快速提升的有效手段。 强化采液需在地层能量满足的前提下开展,这就意味着 油井要提液,注水井就必须提高注入量,增大注入倍数。

3.3 转换流场,扩大波及系数 水驱油藏在特高含水开发阶段, 储量动用程度及水淹状况仍存在一定程度的 不均衡性。针对这一特点,分析油层水淹规律及状况,依据注采流线和剩余油分 布,对油层进行调整,实施不稳定注水。孤东油田针对注采结构不合理、油层大 孔道和管外窜严重的矛盾,从 2001 年开始,在七区西 Ng63+4 区块进行不稳 定注水试验。 水井以“不相邻”为原则,分为两组,半周期为一个月。在上半周期,第一 组高注,第二组低注;下半周期高注、低注进行交换。不稳定注水实施当年减少 注水量 127.7 万吨, 减少产液量 60.5 万吨, 节约注水费和污水处理费 600 万元; 扩大了水驱波及体积, 平均单井日产油提高 1.3 吨, 预计增加可采储量 50 万吨。 不稳定注水及配套挖潜措施的实施,充分挖掘了平面和层内潜力,使七区西 Ng63+4 层系的开发效果得到明显改善。

4、结语 1)随着开发程度的深入,特高含水期油藏剩余油分布更趋于分散,但国内 外高含水油田的开发实践证明, 在特高含水阶段,通过合理而有效的技术措施仍 有较大潜力。 2) 特高含水期油藏的调整方向应以深度挖潜剩余油为主, 并通过加密钻井、 提液和不稳定注水等技术措施改善微观驱油效果,提高水驱采收率。


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