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探讨简单直接法在油田开发中的应用

2010-03-24王学忠

特种油气藏 2010年1期
关键词:石油工业采收率油藏

摘要:针对油田开发中出现的难题,尝试化繁为简,将复杂问题应用简单直接法进行解决,主要思路是:对于剩余油分布高度分散、认识和开采难度很大的问题,利用重力分异原理,使剩余油富集规律得到重新认识;大幅度提高单采井单注井比例,克服合采井产量分配和剩余油定量描述难题;对于注水开发油田大孔道窜流严重、认识和治理难度很大以及蒸汽吞吐过程中产生蒸汽需要燃烧大量原油等问题,建议利用地热资源辅助采油,提高注入水温度。该研究在一定程度上可以开拓油田开发思路,为今后油田更好、更快地发展做好必要的准备。

关键词:简单直接法;地热采油;温和注水采油;重力辅助采油;单采井比例

中图分类号:TE33文献标识码:A

引 言

纵观当今油田开发难题主要集中在:剩余油分布高度分散[1-2],认识和开采难度很大;注水开发油田大孔道窜流严重[3],认识和治理难度很大;注水对地层和原油产生冷伤害等问题,制约了开发效果的进一步改善和采收率的进一步提高。另外,蒸汽吞吐过程中产生蒸汽需要燃烧大量原油,以燃烧原油产生蒸汽来实现稠油热采的开发方式需要转变。科学技术追求简单实用,在学习借鉴前人研究成果的基础上,笔者尝试用简单直接法解决以上技术难题,包括:利用地热资源辅助采油;倡导温和注水采油;采用休克疗法,利用重力分异原理,使剩余油重新富集到构造高部位,使剩余油富集规律得到重新认识;建议大幅度提高单采井单注井比例,克服合采井产量分配难题。

1 分析

1.1 中国石油工业发展的几点启示

中国石油工业的发展历程,是独辟蹊径艰苦的科学技术攻关历程,是一个不断解放思想、提升认识的过程,如:以中、新生代陆相沉积生油理论为指导,经过艰苦卓绝的努力,中国成为世界第5大产油国,并且是世界上唯一主要靠陆相油田建立起强大石油工业的国家[4]。多年来,油气开发工作实践形成了许多行之有效的经验和做法[5-17],值得认真总结,并在今后的工作中继续坚持和完善,如:胜利油田地质科学研究院廖运涛高级工程师推导出的计算水侵量的系列经验公式和图版较为实用、有效[18]。

近年来,剩余油认识和挖潜技术取得重要进展。在提高采收率方面进行了攻关,在剩余油定量描述方面发展了碳氧比、硼中子、智能分层测试、描述软件等系列技术,应用效果比较理想;通过二元驱、三元复合驱丰富了驱油剂类型,大幅度提高了采油速度;通过使用蒸汽吞吐、蒸汽驱和添加稠油降黏剂等技术,有效动用了稠油资源;大力推广应用的水平井技术配合优化的开发方式,实施后效果卓著;1992年开展的孤东小井距三元复合驱先导试验,在中心井含水率达98.5%、水驱采出程度为54.4%、接近水驱残余油状况下,中心井提高原油采收率13.4个百分点,对同类型油藏注水后期提高原油采收率具有极大的指导意义。所有这些成绩的取得,昭示着科技进步对于石油工业的重大影响。

1.2 研究方法适用性很重要

Popper认为[19],科学需要观点和理论,同时需要证明和检验。在文献[20-22]中,笔者研究了与挖潜剩余油技术相关的开发指标评价方法,如:新井钻遇有效厚度核算、产能到位率评估、新井投产效果对比、可公度模糊评判高压充填绕丝防砂效果、扣除无效采液后的可采储量预测、消除开发时间差异后的产量指标评价、应用可采储量采油速度划分油田开发阶段、应用有效产液—平均含水评估开发潜力、应用修匀数学方法预测开发试验见效高峰期开发指标等。对这些指标的深入研究丰富了对油田开采动态的认识,发展了剩余油挖潜技术。建议更加重视开发全过程数值模拟的指导作用,如:春光油田建立以数值模拟为核心的开发动态监控体系,为油田高效开发提供了技术支撑。另外,笔者感到数学在油田开发中的应用亟待加强[23],建议完善各类油藏开发效果评价图版,包括理论图版和典型油藏的实际资料。

1.3 简单直接法的原理

简单直接法就是化繁为简,将一个问题或定理转化为另一个已知的或已构造出的问题或定理,使原命题清晰明了。众所周知,化简为繁易,化繁为简难,一项原创性理论或技术成果需要具有实用价值。如:方开泰教授的均匀设计[24],可应用修匀数学方法预测开发试验见效高峰期可采储量等开发指标,也可利用地热辅助采油技术设计等。

第1期王学忠:探讨简单直接法在油田开发中的应用

在实现简单直接法的过程中,可能用到很深的理论方法和技术,但是任何原创成果均应可以应用于实际。国内外大量油田的开发实践和理论研究成果已经带来诸多启示。

2 改进方案

2.1 提高单采井比例

油田开发中有许多合采井,随着开发的进一步深入,各方面的制约因素逐渐增加,层间矛盾日益突出,如:注水油田主要油层见水后,流动压力不断上升,全井生产压差越来越小。注水不好的差油层压力可能与全井的流压相近,因而出油不多或根本不出油。在某些情况下,还会出现高压水层中的水和油向低压层中倒灌的现象。因此,确定分层产量很有必要,如:采取卡堵措施进行剩余油挖潜时需要明确潜力层。分层产量劈分是油藏动态分析和油藏数值模拟的基础,随着油井出砂、井况复杂及开发后期高水淹的影响,现有抽油井分层测试技术难以取得齐全有效的产液剖面资料,因此也就无法进行明确的分层产量劈分,措施有效率将不能保证。

分层产量劈分需应用试油、生产测井以及地质统计分析等资料,结合油藏地球化学方法。为此,胜利油区孤东采油厂研发了智能分层测试技术,安装一套具有防砂功能的井下智能开关,配合多级封隔器,进行分层测试或轮替采油,既可以完整地录取油井分层产量、含水、压力、流体性质及储层参数的变化等资料,又可以节约作业时间,降低作业费用,而且可以避免井筒干扰和压井液的影响[25]。同时,引进气相色谱分层产量劈分技术,基于油藏流体的差异,利用高灵敏检测器将原油组分逐一分离,测定其含量,辨别和对比色谱指纹,根据不同储层原油的成分差别确定其对合采层系的贡献,从而确定分层产量。成本低,耗时短,不影响产量,精确度较高。

尽管如此,在油田开发后期,以剩余油研究为主的开发潜力还不能很好地明确,其中一个重要原因是合采合注井的单层开发状况不明确。既然如此,何不始终坚持单采单注呢?以多打部分井、多配置部分管柱为代价,换来长期开发情况的清楚。与之相对应的压力、饱和度、温度等开发动态监测工作量不会流于形式,保证有的放矢。当然,动态监测非常重要,需要严格保障数量,严格质量把关。

2.2 每个油砂体都成为独立的油藏管理单元

现代油藏管理的一个重要理念就是每一个油砂体都能够成为独立的油藏管理单元,如:新疆准噶尔盆地西缘的春光油田,已探明多个砂岩构造-岩性油气藏。这些油藏的共同特点是:油藏规模较小,相当于东部油田一个计量站的规模;油藏埋深浅,储层和原油物性好(高孔、高渗、稀油),天然能量充足,大部分井保持自喷生产。以上条件,使得将一个油砂体划分为一个独立的开发管理单元变得可能,而且易于实现。目前,春光油田已开发的油砂体构成各自独立的油藏开发单元。地下储量独立,投资可独立核算,产量能独立计量,而且均为单采井,产量、压力、含水率均能落实清楚,对于开发规律的研究与把握非常有益。从众多老油田剩余油的挖潜经验看,这种优势愈到开发后期愈明显。

准噶尔盆地西缘排2油藏为单一层系,所有开发井均为单采井,落实每一口井、每一个层的压力、产量、含水等指标非常容易,开发动态清楚,开发潜力清楚,开发目标明确,开发调整工作更有针对性,开发效果评价更有预见性。如:确保排2井区边水均匀推进,避免暴性水淹造成的产量快速递减。同时,需要完善开发管理机制,着力抓好基础工作,提高调控决策水平和开发运行质量。

2.3 利用地热资源辅助采油

当前,蒸汽吞吐过程中产生蒸汽需要燃烧大量原油,而注蒸汽过程中热效率较低,因此,以燃烧原油产生蒸汽来实现稠油热采的开发方式需要转变。基于以上认识,提出并开展了利用广义地热资源和现有注水技术设备进行热水驱油的可行性研究[26]。物理模拟实验证实,热水驱能够明显提高采收率[27]。

利用地热资源进行热水采油就是利用丰富的地热资源和现有的注水技术设备,以深层高温度开发流体(油、气、水及其混合物)为注入热源,将大量的热量注入油层,降低原油黏度,提高原油流动能力。地热水驱直接利用地层中的热水,无需燃烧燃料来加热地层水和注入的冷水,提高了采收率。胜利油田稠油热采和注水开发工艺技术相对成熟,开发实践经验也非常丰富,为利用地热资源进行热水采油提供了便利。建议在油田范围内普查地热资源,在有利的稠油区块率先开展地热采油先导试验。

另外,与地热辅助采油技术相类似,笔者还初步研究了太阳能、风能和重力能辅助采油技术[28]。其中,太阳能能够提供热水,提高注入水温度;风能可发电,为电加热采油提供廉价电力,为矿场提供照明。

2.4 提倡温和注水采油

注入水温度低对地层的冷伤害已在国内达成广泛共识,制约着注水开发。注入水温度低造成油层温度持续下降,增大了原油黏度,油水两相相对渗透率改变,导致驱油效率降低2%~8%[29]。仅此一项中国就损失可采储量2×108t,相当于目前中国1 a的产油量。因此,需要尽可能提高注入水的温度,缩小注入水与油层的温度差。采用高于油层温度的热水驱油最为理想。

笔者提倡温和注水采油,与其消耗大量的人力和物力治理强注强采带来的大孔道窜流、注入水冷伤害以及各种油层污染问题,倒不如始终坚持温和注水采油。这样可以避免强注强采带来的各种弊端,如:在满足合理需要的前提下,减少注水量可以减少污水外排压力,节省水处理费,同时也有利于保持地层温度,一定程度上减少注入水冷伤害。

2.5 重力辅助采油

重力辅助采油主要是利用油水重力分异原理,关井一段时期后,使地层油水重新分布,剩余油重新富集。如:某高渗透、常规稠油整装构造油田,水驱开发20 a后,平均单井日产液为210 t/d,平均单井日产油为3 t/d,含水率为98.5%;平均单井日注水210 m3/d,剩余油分布非常零散,迫于产量运行压力,多数井仍然强注强采。建议对高含水井区,特别是构造油藏采取关停措施,降低油井的生产时率,使重力分异作用充分发挥作用,剩余油逐渐向构造高部位富集运移。关停一段时间后,在油藏构造高部位恢复生产,通常会获得高产。

2.6 几点建议

提高储量动用率和油田采收率是体现油田开发水平的终极目标,是开发系统找问题、干事情的出发点和落脚点。为此,一是建议推进3个“一体化”,即勘探开发一体化、油藏与工程技术一体化、开发与经营一体化;二是坚持用发展的眼光看问题,要破解开发难题,解放思想比以往任何时候都显得重要和紧迫;三是做好当前与长远的有机结合,把事关油田长远发展的基础工作做细做实,为实现持续发展奠定坚实基础。

3 结论及建议

(1) 在学习借鉴的基础上,提出用简单直接法解决开发技术难题的观点,如:利用地热资源辅助采油;倡导温和注水采油;利用重力分异原理,使剩余油重新富集到构造高部位,重新开井获得高产;建议大幅度提高单采井单注井比例,克服合采井产量分配难题。

(2) 研究表明,集成技术较单项技术应用更为重要:提倡单采单注;每个油砂体都成为独立的油藏管理单元;做好当前与长远规划,积极推进勘探与开发一体化、油藏与工程技术一体化、开发与经营一体化进程。同时,限于当时的技术水平和认识程度,每一个阶段的工作都要为下一阶段的进一步优化调整留有余地。

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编辑 姜 岭

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