温希娟 (大庆油田有限责任公司勘探开发研究院)

李发荣 (大庆油田工程有限公司)

罗马什金油田开发综述

温希娟 (大庆油田有限责任公司勘探开发研究院)

李发荣 (大庆油田工程有限公司)

从地质构造、岩性和产层情况等方面描述了俄罗斯罗马什金油田的地质概况,分阶段对油田在开发过程中所遇到的问题、采取的措施及取得的效果进行了归纳总结;重点对油田目前开发状况、现阶段开发规划及目前所采取的稳油控水措施进行了详细的论述,并由此对油田开发前景进行了论证。

罗马什金油田 开发阶段 稳油控水 现状 前景

1 油田概况

罗马什金油田是俄罗斯仅次于萨马特洛尔的第二大油田,发现于1948年,1952年投入工业性开发,是一个典型的陆台型多油层油田。油田地层倾角小于1°,含油面积4 300 km2,其中油水过渡带的面积占70%。地质储量45×108t,可采储量24×108t。

油田储量主要来自陆源泥盆系油藏 (帕希亚组和克恩组),这里蕴藏着该油田80%以上的探明储量。在下石炭统陆源沉积中也含有近10%的探明储量。目前,油田共查明421个油藏[1],确立了22个含油层系,其中有18个获得了工业油流。

泥盆系的 Д1Д0层为油田基本含油层。Д1储层最多分为9个储集层,总厚度可达20～50 m,有效厚度为10～15 m;Д0储层最多分为3个储集层,总厚度达7 m,有效厚度为4 m。主要产油层为 Д1层,埋藏深度1 650～1 850 m,由细粒砂岩组成。这些砂岩储集层非均质性严重,渗透率为40～2 000 mD(平均 500 mD,1 mD=1.02×10-3μm2)。原油为轻油,储集层原油为44°API,黏度为2.6～4.5 mPa·s,含硫1.5%～2.1%[2,3]。

砂岩储集层的沉积环境主要是三角洲平原分流河道。整个油田呈现出的构造是一个由差异压实作用形成的低走势穹隆背斜,包含无数的由厚砂岩组成的构造高地。在这些构造高地的基础上,油田划分出21个生产区块。这些区块之间彼此独立生产,并由注水井互相分隔。最初的高产区是西部区块,后来逐渐扩展到其他地区。

2 油田开发

罗马什金油田的发展已历经50多年。在开发初期,该油田首次在世界上大规模成功进行了注水开发,加速了地下石油储量的开采,大大提高了地层的原油采收率,是一个开发效果较好的老油田。到目前为止,罗马什金油田已经开采了43%的原始平衡储量,87%的A+B+C1级可采储量[4]。开采量最多的为帕希亚地层的油藏 (总开采量的88%)。罗马什金油田的开发可分为4个阶段。

2.1 开发第一阶段 (1948—1970年):原油产量上升阶段

罗马什金油田第一个总体开发方案是,在缺乏边内注水经验和对油田的地质结构研究程度很低的情况下编制的。这个总体开发方案存在一些原则性的失误[2,3],主要表现为:①把油田切割为若干宽阔的多期开发系统,这就不得不在开发早期就关闭一些采油井,改变注水前缘;②在油藏内,油井和注水井间井距很大且分布不均匀;③在非常稀的井网基础上,采油单元划得过大,这就不能使所有的原油储量得到有效的开发,不能保证达到设计的原油采收率。

由于开发层系的非均质性和分割性,油层波及范围小 (52%),只有30%～70%的射开层位见到注水效果。从方案实施以来,只保留了主要的开发原则——边内注水。采用边内注水保证了较高的采油速度,在投资极少的条件下,确保了技术-经济各项指标的提高和较高的原油采收率。

2.2 开发第二阶段 (1971—1975年):原油稳产阶段

罗马什金油田第二个总体开发方案中消除了油田开发中的一些不足之处,补划了几个宽度为5～6 km的窄小地带,使独立开发的区块增加到42个;将注水井排的注入压力提高到地层压力之上,而将采油井井底压力降至饱和压力;在中央地区采用点状注水,而在边缘地区采用选择性注水;在边缘地区均匀布井。

但是,这一方案存在着本质上的缺点:由于油水带的开采效果不理想,低渗透层和高产层的泥质含量在2%以上,因此不能保证开发层系有充分的注水波及范围。井网密度不够,油藏内井网分布不均匀,只在小范围内进行了开发单元的细分,注水系统不完善等是造成注水波及范围不充分的基本原因。

该阶段的主要调整措施包括:增加注水井数;缩短注水井与采油井之间的距离;引入面积注水;在非均质严重区域进行选择性注水;动用 Д0上产。

随着更多的区块投入生产,油田产量稳步上升,并于1970年达到8 150×104t的峰值产量。油田高产稳产的形势一直持续到1976年,随后开始下滑。

2.3 开发第三阶段 (1976—1989年):原油产量下降阶段

罗马什金油田第三开发阶段中,边内注水的开发原则得到了进一步的发展。在第三个总体开发方案中考虑到了强化开发低产储集层和油水带中的储量;优化砂层注水压力,粉砂岩层注水压力要提高到20～25 MPa或以上;将采油井的井底压力降至下部无水承压层和水淹层饱和压力以下20%～25%,注采井数比增加为1∶3;为了细分开发单元钻加密井,强化开采低产不连续层中的储量并达到设计的原油采收率;广泛采用提高地层原油产量的新的物理-化学方法等。此外,为了控制采出水,从1985年开始进行周期注水。

但是,由于油田前期开采速度过快及含水迅速上升,油田产量在不断下滑。

2.4 开发第四阶段 (1990—1993年):原油产量下降速度减缓

这一阶段的主要任务是确定钻探目标,以便使各种储量都得到有效开发;进一步发展注水系统,优化注水和采油制度,调整开发过程;广泛采用水动力法和三次采油法,以确保原油采收率达到和超过设计水平 (设计采收率为0.53,可能达到的采收率为0.6)。

3 开发现状

3.1 油田现状

按油田区块对油田帕希亚-克恩沉积层的注水状况和储量动用情况进行了分析,结果显示:注水波及到的地层原油采收率较高;储量动用程度各异。

针对这些特点,油田采取了一系列的开发调整措施。在采取这些措施后,罗马什金的原油产量保持稳定,而且综合含水率20多年来一直稳定在87%的水平 。目前,油田原油采收率为49%,2008年罗马什金油田的原油产量为1 520×104t。

3.2 现阶段开发规划

在目前所实施的第四个总体规划中,为了达到设计的原油采收率,计划采取下列措施:广泛采用现代水动力学方法提高原油采收率;大量应用三次采油提高采收率方法;广泛应用堵水改进工艺调整开发、控制采水量;大量采用近井地带处理的有效方法,促进油井和产层工作。

为了将原油采收率提高到设计水平之上,计划实施下列措施:对流动性小的剩余油和不可动剩余油成藏进行研究,并对这些油藏进行数量评价;采用多种方法提高初次和再次打开油层的效率;广泛应用水平井技术以改善油层的储集性、提高油层的含油量;采用物理场作用和生物技术方法;应用信息保障系统设计井间渗透率参数和油层自动化监测系统。

3.3 现阶段稳油控水措施

进入油田第四开发阶段以后,罗马什金油田大都采用综合地球物理方法提高原油采收率,包括:不稳定 (循环)注水;优化注入压力和井底压力;广泛采用近井地带处理工艺。14年来,在各开采区块中共增产原油7 690×104t。具体措施有[5]:将低产井投入运行;完善注水系统;钻新井等。

同时,近年来的研究发现,在油田开发后期采用侧钻井和侧钻水平井工艺最为合理,对于老采油区来讲,这种强化采油的方法最具前景。其次,地层水力压裂在近年来也得到广泛应用。而在三次采油方法中,主要采用了提高波及效率和驱油效果的相关工艺[1-3]。

在提高原油产量和油层原油采收率的同时,降低伴生水的产量是开发后期调整工作的基本任务。罗马什金稳定含水的主要措施有:不稳定注水和改变液流方向;关停无效益高水淹井,停止水淹层的生产,在无水区和微水淹区强化采油,从局部水洗层或油水带中把油驱至含油带,以及在高水淹段注水井中采用特殊工作制度[6];广泛应用堵水改进工艺。采取上述措施后,伴生水减少到2×108t/a,注入水也相应减少,油田开发技术和经济指标得到提高。含水率稳定在87%,油水比为1.4。

4 油田发展前景

罗马什金油田保持最佳开采状态的主要经验之一是不断增加新储量,在罗马什金油田开发的50多年间平衡储量增加了66%,可采储量增加了62%。预计经过今后的补充勘探、地质模型的精细化以及提高原油采收率新方法的广泛应用,油田储量将会继续增加。

4.1 补充勘探

按照鞑靼斯坦的开采方法,依靠对泥盆系和石炭系局部含油层系的补充勘探,平衡表内储量将不断增长。目前,鞑靼斯坦已发现400多个前景区块,其中C1级储量的增长估计为:平衡表内储量38.5×108t,可采储量10.56×108t。

4.2 提高原油采收率

4.2.1 开采已动用储量

罗马什金油田通过反复采用现代提高采收率方法及地层自动化监控和管理系统来提高已动用储量的原油采收率。这些工艺可保证以相对较高的最终原油采收率高速开采油藏储量。高渗透陆源储层或碳酸盐岩储层 (高产油藏)中含低黏原油油藏储量属于这一类储量。

例如,在罗马什金油田塔什利亚尔区的2个高产区块中,通过采用现代水动力提高原油采收率方法 (循环注水,改变地层中液体渗流方向)和开发调整措施使原油采收率达到了0.6～0.65,区块目前仍在生产。

4.2.2 提高难采储量油藏的开发效果

难采储量投入有效开发的必要条件是将其划分为独立的开发区块,通过封堵水洗层位、增钻注入井和生产井、充分考虑地层地质特点等措施,使每个区块都成为一个独立的系统。

近十几年来,罗马什金油田开发出大量开采难采储量的综合工艺并广泛应用,其中包括:低渗透储层和泥岩陆源储层的综合开发工艺;高黏原油储层的综合开发工艺;碳酸盐岩储层的综合开发工艺。其中,钻水平井和多底井是发展方向。罗马什金油田的试验证明,通过钻水平井和多底井提高油藏注水波及可从本质上提高原油采收率。

4.2.3 剩余油储量开采

罗马什金油田将可动剩余油和流动性小的剩余油作为油田开发后期攻坚的重点目标。目前,油田主要通过下列方法进行剩余油储量的开采。

(1)细化地质构造

罗马什金油田开发后期将主要精力放在了细化开发单元地质构造上。例如,在罗马什金油田巴甫洛夫区块采用了更加完善的地球物理研究方法(CINTEL系统 TABC方法),将 Д1层划分成四类岩石,这样在整块高产地层就被划分成渗透差值较小的地层,能够合理采用最先进的提高原油采收率方法。通过这种途径,地层 (特别是高产地层)的可采储量将会增长。

在开采初期,罗马什金油田确定了主力油层储集岩的标准值,但到了上世纪80年代,这些标准值变大,储集岩范围相应缩小。由于根据地球物理测井确定油层孔渗性的现行方法没有考虑到非均质地层类型的不同,导致根据地球物理测井和岩心分析数据得出的参数值出现了很大偏差。现在,通过细化非常规孔隙结构渗透性岩层,围岩中的可渗低孔隙岩层则被视为平衡表内储量增长的一大主力。专家预测,平衡表内储量中它们的份额不低于15%[5]。

(2)精细地质模型

目前,油田建立了含有2000～3000万个构造单元的精细地质模型,这些构造单元分布于罗马什金油田的21个区块,形成了对井的资料、地球物理和工业资料以及模拟结果进行分析的构架基础[6]。该模型可以更精细地分析开发对象,划分出储集层中性质变差、无法波及到的地带,在这些地带采取措施开采原油剩余储量。

油田在长期生产过程中,通过采用分层细化地质构造、确定储集岩的标准参数等新方法进行地质建模[7],可确定剩余油的结构和分布;而将地质体划分成独立的开发单元则可对开发单元的储量动用情况进行统计分析,这样就可采取合理的剩余油增产措施,以保证注水地层波及范围最大化,达到较高的原油采收率。

4.3建立油田开发后期新观念

近年来,担任鞑靼联合石油公司总地质师穆斯利莫夫通过反复对比研究认为,油田的 (甚至小油田)开发时间不低于100年,并且油田主要开发期都在公认的第四阶段。这一开发阶段需要更为细致的研究,不应将其视为含水率缓慢上升、原油产量不断下降的时期。

在罗马什金油田第四个总体规划中提到,应用提高原油采收率方法将使油田稳定开采期延长至2032年,考虑到国家税收政策的细化,原油开采期将延长至2065年。如果通过应用提高原油采收率方法、储集岩标准值降低的概念以及改变与储集岩标准值相关的油田地质模型,油田的预测开采量得到证实,那么罗马什金油田 Д1Д0层的平衡表内储量,特别是可采储量将会增长,油田开发期将维持150～200年[4]。这样算来,油田开发后期将占据整个油田开发期70%～80%,因此必须加大对油田开发后期的研究。

4.4 加大对油田后期阶段的研究

4.4.1 油田后期开发特点

在油田开发后期,各类油田参数较开发初期都发生了巨大的变化,然而至今设计者仍在延用油田开发的改进规划,并没有考虑油田的上述特点[1,4],这样客观上就会降低原来设计的原油采收率。所以,老油田开发系统的完善需要考虑在长期生产过程中因技术原因导致的改变。此外,必须考虑诸如生产井和生成设备的长期物理磨损之类的复杂因素。

4.4.2 油田后期异常现象

通过近10年来的基础研究,认为伴随着油气向地壳和沉积盖层上层的周期性注入,地球深部脱气过程是具备一定地质构造条件的规律性现象[7],其表现为地层深部的油流指示非常之多。根据平衡表内储量,罗马什金发现的系列油藏已经开采殆尽,然而这里的石油开采仍在继续。

同时,油田针对原油物理化学属性、油层参数水动力特点、主力油层的井工作特点,以及原油密度和黏度变化的周期性进行了系列研究。结果发现Д1Д0油层中最有可能的“另类”油流不论在空间上,还是时间上都具有点状特点,而这一现象没有明显的直接标志,否则在罗马什金油田开发和开采的50多年间这一现象早就会被发现。

罗马什金油田多年的开发研究显示,随着开发措施的实施,油田剩余油性能正在恶化,原油密度在有规律地增加。然而,明尼巴耶沃地区在原油密度总体加大的背景下,其单井原油密度测定值却呈现周期性减小的现象。此外,通过分类分析揭示了异常参数井,包括原油累计产量异常高的39口井,这些井中每口井的原油累计产量都超过了100×104t,在其他井产量普降的情况下这些井的产量会“突然”上升。

图1 2005年起罗马什金油田原油储量开采动态及储量增长预测

上述种种现象与采油量下降的“规律”产生巨大反差,需要专门进行调查研究。

罗马什金油田原油采收率发展前景见图1。

5 结论及建议

(1)罗马什金油田的开发经验证明,油田开发后期是一个复杂的过程,不应简单将其视为含水率缓慢上升、原油产量不断下降的时期。在油田开发后期,通过采取有效的挖潜措施可以使原油产量和综合含水保持稳定。

(2)大型油田开发的各个阶段都需要实施储量接替,在罗马什金油田开发的50多年间平衡储量增加了66%,可采储量增加了62%。预计今后通过补充勘探、细分地质层系、精细地质模型以及提高原油采收率新方法的广泛应用,油田储量将会不断增加,油田可采期将不断延长。

(3)在地质条件方面,大庆油田与罗马什金油田有许多类似的地方。研究罗马什金油田的开发历程及各个阶段的开采技术,了解它开发过程中的成功经验和教训,对于科学合理地开发我国类似油田有较大的参考价值。因此,建议在以后的工作中加大对该油田的关注力度,加强油田间的互访,尽可能地通过电子商务、学术交流等各种手段,更多地获取该油田的最新资料。

[1]МуслимовРХ.НовыйвзгляднаперспективыразвитиясупергиганскогоРомашкинскогонефтяногоместорождения[J].Геологиянефтиигаза,2007.

[2]巢华庆.俄罗斯大型特大型油气田地质与开发[M].北京:石油工业出版社,1998.

[3]穆斯利莫夫РХ.罗马什金油田地质、开发与开采[M]北京:石油工业出版社,1995.

[4]МуслимовРХ.Методыповышенияэффективностиразработкинефтяныхместорожденийнапозднейстадии[J].НефтяноеХозяйство,2008.

[5]ХисамовРС.СтабилизациядобычинефтинанапозднейстадииразработкиРомашкинскогоместорождения[J].НефтяноеХозяйство,2008.

[6]АбдулмазитовРГ.ОсобенностипостроениягеологическоймоделинапозднейстадииразработкиРомашкинского месторождения[J].Нефтяное Хозяйство,2007.

[7]ГавриловВП.Возможныемеханизмыестественноговосполнения запасов на нефтяных и газовыхместорождениях[J].Геологиянефтиигаза,2008.

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.12.002

2010-03-10)