编译:马翠 (大庆油田勘探开发研究院)

审校:李发荣 (大庆油田工程有限公司)

乌津油田产层增产方法效果分析

编译:马翠 (大庆油田勘探开发研究院)

审校:李发荣 (大庆油田工程有限公司)

哈萨克斯坦共和国最大的油田乌津油田属于大型的西—北—西走向短轴背斜构造,由一系列局部隆起和穹隆组成。乌津油田采用块状和面积注水系统注水及点状注水进行开发,但非均质层动用极为不均衡,井迅速水淹,而低渗透层实际上没有得到开采。油田原油储量由于高产油藏超前动用而不断恶化。从1992年开始油田采油速度开始急剧下降。根据这种情况该油田采取了有效的产层增产措施。

乌津油田 增产措施 深穿透水力压裂

哈萨克斯坦共和国最大的油田乌津油田位于该国西南部,发现于1961年,1965年投入开发。属于大型的西—北—西走向短轴背斜构造,由一系列局部隆起和穹隆组成。在白垩纪岩层中划分出12个含气层,侏罗纪地层中含有13个油层和油气层。主要开发层系为中侏罗纪层和上侏罗纪层中的烃类矿藏。油气层包括6个层 (ⅩⅢ～ⅩⅧ),含有50多个油层,其中含95%的原油储量。此外,在剖面上还查明了在个别穹隆中分布的ⅩⅨ～ⅩⅩⅣ层。储集层为砂岩和粉砂岩,主要为严重泥质的砂岩和粉砂岩,渗透率非均质性程度高,变化范围为0.01～1.50μm2。有效孔隙度为 18%～26.5%。必须指出,主力层系中约有58%的原始平衡表储量属于难采储量范畴,因为集中在渗透率为0.01～0.12μm2的层带中。大多数产层为多层。地下原油黏度为3.7～4.7 mPa·s,蜡含量和沥青胶质组分都高 (分别达到29%和20%),这决定了凝固点高,为32℃。由于井下设备中含有沥青胶质组分和蜡沉积使得油田开发变得复杂。盐类沉积、腐蚀和产出物含水高都增加了井开采的费用并降低了产油量。

乌津油田采用块状和面积注水系统注水及点状注水进行开发。遗憾的是,非均质层动用极为不均衡,井迅速水淹,而低渗透层实际上没有得到开采。油田原油储量由于高产油藏超前动用而不断恶化。从1992年开始油田采油速度开始急剧下降。1993年初,哈萨克斯坦国家政府求助世界改革与发展银行在乌津油田恢复建设方面给予帮助。编制的乌津油田恢复方案提交给了世界改革与发展银行董事会,得到了支持,银行决定划出1.09亿美元用于实施该方案。

恢复方案规定:

◇向油田再投资的企业财政整理和资金组成;

◇对400口采油井和100口注水井进行大修;

◇恢复地面设施;

◇保护及恢复周围环境;

◇ 对 “У з е н ь м у н а й г а з”公司员工进行培训 ;

◇通过改善金融和现行的信息系统加强对生产的管理;

◇ 改善 “У з е н ь м у н а й г а з”公司系统中的金融管理和财会方法。

根据方案所开展的作业很快就见到了效果。1997年产油量就停止了下降,而1998年油田开始转入采油稳定提高状态 (图1)。

图1 乌津油田原油和凝析气开采动态

图1给出了乌津油田主力层系从1994年到2002年期间原油和凝析气开采动态。可见,1996年开采量最低,是由一系列原因引起的。在油田恢复中提高油井产能和油层采收率,首先要在低渗透层发育带进行大规模的水力压裂,这占据着重要的位置,为此,采用了专门用于低产层深穿透水力压裂方法。

表1给出了从2003年到2004年1月借助各种产层增产工艺强化采油和提高采收率作业的井数。

表1 增产工艺处理的井数

从表1和图2可以看出,深穿透水力压裂工艺、低压射孔和向地层中注胶联聚合物及注т е м п о с к р и н试剂的工艺应用最广 。尽管采用这些方法所取得的增油量可以表征所研究工艺的工艺效果,但为了评价措施效果最好利用单井单位增油量值。图3给出了单井增油量的分布图。

图2 产层增产工艺分布图

图3 2003—2004年油层增产工艺单井增油量分布图

从上述图表可以看出,按照单井单位增油量来看深穿透水力压裂占第一位,低压射孔工艺占第二位,占第三位的是注胶联聚合物。“С ММ”股份公司和“К А Т К О н е ф т ь”有限公司进行了深穿透水力压裂作业,该工艺能确保在地层中形成深穿透的裂缝。“С ММ”股份公司处理的20口井有18口井见效,成功率为90%。这些井在2003年5个月的作业中增油量为17 071 t,可见单井平均增油量为

3.6 t/d。单井平均注 п р о п п а н т试剂为 12 t。

108 t/d,单井累积采油量为85

“К А Т К О н е ф т ь”有限公司在 79 口井进行深穿透水力压裂中效果最好。79口井中全部见效,也就是说成功率为100%。这些井在2003年5个月的作业中增油86 486 t,可见单井平均增产为16.4 t/d。单井作业累积增产原油为1 094.7 t。单井平均注 п р о п п а н т试剂为 17 t。

2004年进行了强化深穿透水力压裂作业。这一年的6个月内处理了109口井,作业实施者为“К А Т К О н е ф т ь”有限公司。109 口井中 105 口井于2004年7月1日见效,成功率为96%。这些井累积采油量为174 638 t,可见单井平均增采原油为20.6 t/d。单井作业累积增采原油为1 602 t。单井平均注 п р о п п а н т试剂为 22.9 t。

小计:2003—2004年期间深穿透水力压裂共在208口井中进行。截至2004年7月1日,根据以前处理的井采油指标预测增采原油518 065 t。

作者认为,把水力压裂和其他产层增产措施作为专门编制的规划的组成元素可以使乌津油田开发晚期稳产及继续增加采油量。

把“С ММ”股份公司和 “К А Т К О н е ф т ь”有限公司进行的深穿透水力压裂工艺的一些经济技术指标进行对比分析是非常有意义的。表2给出了2003年从3月到12月 (包括12月)期间深穿透水力压裂作业量和分析指标。

表2

上述内容及表2给出的数据证明,与“С ММ”股份公司的工艺比较 , “К А Т К О н е ф т ь”有限公司采用的深穿透水力压裂工艺能确保单井作业增油量最大。

应该指出,2004年乌津油田跨度井中处于地层水力压裂的井增油量最大。采用深穿透水力压裂后采油工艺指标大大增加。总之,深穿透水力压裂工艺可以促进强化动用储量,可以使低渗透储集层开采获利。

研究了所采用的水力压裂和其他新工艺的一些经济指标。图4给出了处理井采用深穿透水力压裂成本回收分段分布图。从中可见,根据给出的指标“С ММ”股份公司采用的深穿透水力压裂工艺占绝对优势。如果按照“К А Т К О н е ф т ь”有限公司工艺,那么56口作业井中只有11口井 (19%)的作业费用完全回收并获利,而“С ММ”股份公司处理的20口井中有9口井 (45%)成本得到回收,并获利 (单井达到200%)。

图4 应用两种工艺进行的水力压裂成本回收情况

图 5 通过注入胶联聚合物体系和 т е м п о с к р и н试剂处理油层的费用回收情况

从图5可见,向24口注入井中注入试剂没有见效,也就是说周围采油井没有获得增油量。3口井试剂注入费用成本得到回收,46口井中17口井试剂注入成本得到回收,并且获利。此外,可以看到 , 注 т е м п о с к р и н试剂的作业在成本回收方面比注胶联聚合物要好。

可见,在哈萨克斯坦经济技术综合体向市场体系转变条件下,根据经济技术指标评估乌津油田井下进行的地质-技术措施表明,提高油井产能的最有效的工艺是深穿透水力压裂——注入т е м п о с к р и н试剂作为油层提高采收率的调剖工艺 。

结论

油田开发晚期,作者认为采用深穿透水力压裂和其他一些工艺作为提高采油量和采收率措施系统中的组成部分是非常重要的;油层深穿透水力压裂工艺和注胶联聚合物体系及 т е м п о с к р и н作为调剖剂来作用油层,在乌津油田取得了最好的经济技术效果;在进行水力压裂和其他增产措施时必须对井预先进行矿场等测试以弄清见效的区段;对其他最新的物理化学试剂进行室内和矿场测试以便更加有效地作用于高含水层。

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.01.004

资料来源于俄罗斯《 Н е ф т е п р о м ы с л о в о еД е л о》2005 年第 5 期

2008-03-10)