海上埕島油田館上段提液技術(shù)政策研究

張巧瑩

(中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院,山東東營 257015）

海上埕島油田館上段提液技術(shù)政策研究

張巧瑩

(中國石油化工股份有限公司勝利油田分公司地質(zhì)科學(xué)研究院,山東東營 257015）

針對目前勝利油區(qū)埕島油田單井液量低、產(chǎn)油量低的問題展開提高采液量研究。應(yīng)用油藏工程和數(shù)值模擬等方法,研究了該油藏的提液潛力和適合該油藏的提液時機(jī)及提液條件。研究結(jié)果表明:油藏具備提液的潛力和提液條件,在含水達(dá)到70%～80%時提液效果最佳,提液條件是恢復(fù)地層壓力到原始壓力的0.85倍,恢復(fù)壓力的最佳注采比為1.1,提液最大生產(chǎn)壓差為3.5 MPa。礦場應(yīng)用取得了提液增油的明顯效果,對海上同類型油田提高注水開發(fā)效果具有積極的指導(dǎo)意義。

埕島油田;稠油油藏;提液

海上埕島油田館上段為勝利油區(qū)的主力產(chǎn)油層之一,屬河流相沉積稠油高滲透高飽和巖性構(gòu)造層狀油藏。作為海上高投資、高風(fēng)險(xiǎn)邊際油田,全面開發(fā)十年來,為勝利油田的持續(xù)、穩(wěn)定發(fā)展做出了應(yīng)有的貢獻(xiàn)。近幾年產(chǎn)量遞減率達(dá)10%,預(yù)計(jì)到設(shè)計(jì)平臺使用壽命期15年末(即到2012年）采出程度只有14.9%,比同類油藏(孤島、孤東油田）低了近10%。埕島油田受平臺壽命限制,繼續(xù)開采的難度非常大。在盡可能短的時間內(nèi)多采出油,是該油田海上開發(fā)的重要策略[1-2]。本文將圍繞埕島油田已有開發(fā)井網(wǎng)進(jìn)行提液穩(wěn)產(chǎn)增產(chǎn)研究,最大程度提高有效開發(fā)期內(nèi)的開采效果,充分利用海上現(xiàn)有資源。

1 提液可行性

1.1 物質(zhì)基礎(chǔ)

埕島油田館上段主體儲量15 804×104t,截止2008年底,采出程度只有12.3%,剩余儲量13 860×104t,按照標(biāo)定采收率 30%,仍有17.7%的可采儲量未被采出,這為油田進(jìn)行提液提供了充足的物質(zhì)基礎(chǔ)。

1.2 無因次采液指數(shù)隨含水變化規(guī)律

從埕島油田館上段巖心相滲透率實(shí)驗(yàn)資料得到的無因次采液、采油指數(shù)與含水關(guān)系(圖1）可以看出:隨著含水的上升,無因次采液指數(shù)不斷增加;當(dāng)含水達(dá)到80%以后,無因次采液指數(shù)開始快速增長,這反映了中高滲透層、中高油水黏度比油藏的無因次采液指數(shù)與含水關(guān)系的特點(diǎn)。

到2008年12月,埕島油田館上段油藏綜合含水58%。根據(jù)無因次采液、采油指數(shù)曲線分析,無因次采液指數(shù)為1.8,相應(yīng)理論日液應(yīng)為180 m3左右。而單井日液僅53 m3,較理論值相差127 m3。中高含水期是稠油油藏的重要采油階段[3-4],故該油藏提液潛力很大。同時,埕島油田采用一套層系開發(fā),油井射開多個油層,層間滲透率非均質(zhì)性嚴(yán)重,通過提液放大生產(chǎn)壓差,使原先因油層壓力較低、層間干擾大而出液能力差甚至不出液的小層開始出液,達(dá)到增加出油厚度,提高產(chǎn)量的目的[5]。

圖1 埕島油田館上段無因次采液采油指數(shù)曲線Fig.1 The non-dimensional fluid productivity and production index curve of the Upper Guantao Formation in Chengdao Oilfield

2 提液時機(jī)

利用Eclipse數(shù)值模擬軟件,建立多層層間滲透率非均質(zhì)一維兩相概念模型,進(jìn)行不同含水率下提液時機(jī)的研究。模型寬150 m,長300 m,平面網(wǎng)格步長 10 m,總網(wǎng)格節(jié)點(diǎn) 15×30×5=2 250,模型參數(shù)取值于館上段油藏主要參數(shù)值(表1）。考慮油藏目前實(shí)際生產(chǎn)壓差0.9～1.2 MPa,模型以1.0 MPa的生產(chǎn)壓差進(jìn)行生產(chǎn),分別在含水率達(dá)到 35%、45%、55%、65%、70%、80%、90%時提液,將生產(chǎn)壓差放大到1.5 MPa,預(yù)測15年。從不同提液時機(jī)采出程度隨時間變化結(jié)果(圖2）看,與不提液相比,在含水 35%～90%時分別實(shí)施提液措施后,采出程度均有不同程度的提高,提液越早,開采效果明顯;提液越晚,開采效果不明顯。從不同提液時機(jī)與評價期末采出程度關(guān)系曲線(圖3）看,在含水率80%處曲線有明顯拐點(diǎn)。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顯增大,其原因是油層進(jìn)入水洗階段,注水利用率低,提液效果不佳。要獲得較好的開采效果,必須在含水80%之前實(shí)施提液。圖4為不同提液時機(jī)的含水率隨時間變化曲線,可以看出,提液越早,含水上升速度越快。究其原因,層間滲透率的非均質(zhì)和較高的油水黏度比,加快了高滲層的含水上升速度,容易造成注入水的指進(jìn)。因此,綜合考慮,含水70%～80%為最佳提液時機(jī)。

3 提液保障措施

3.1 模型區(qū)建立

選擇在儲量豐度、井網(wǎng)、井距和開采特征等方面具有代表性的館上段中區(qū)為數(shù)值模擬研究區(qū),含油面積為23.4 km2,地質(zhì)儲量為8 068×104t(占館上段總儲量的51%）,共119口井。利用Earthvision軟件建立三維地質(zhì)模型,垂向網(wǎng)格處理時,以沉積時間為單元,使縱向網(wǎng)格與實(shí)鉆砂體一致,垂向網(wǎng)格劃分為42個,平面網(wǎng)格步長為50 m×50 m,運(yùn)用VIP數(shù)值模擬軟件在歷史擬合的基礎(chǔ)上進(jìn)行壓力保持水平和恢復(fù)壓力所需注采比優(yōu)化研究,預(yù)測15年。

圖2 不同含水率提液時機(jī)采出程度—時間模擬曲線Fig.2 Simulation curve of production degree and date of lifting fluid at different water cut

表1 埕島油田主要參數(shù)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） 層數(shù) 油層厚度/m 孔隙度 滲透率/10-3μm2 原始含油飽和度,%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

圖3 不同提液時機(jī)與采出程度關(guān)系曲線Fig.3 Curve of different lifting fluid timing and recovery degree

圖4 不同含水率提液時機(jī)下含水率—時間模擬曲線Fig.4 Simulation curve of water cut and date of lifting fluid at different water cut

3.2 壓力保持水平

海上埕島油田館上段油藏平均地層原始壓力為13.5 MPa,平均地飽壓差為3.4 MPa,采用了先天然能量后注水開發(fā)的開發(fā)方式。由于注水滯后,目前地層壓力在飽和壓力附近。當(dāng)?shù)貙訅毫Φ陀陲柡蛪毫r,原油脫氣,地層油的黏度迅速增大且出現(xiàn)了油、氣、水三相滲流,導(dǎo)致無因次采油指數(shù)下降,會對提液產(chǎn)生不利影響。因此,需要恢復(fù)地層壓力[6-7]以保障提液。

采用1.2的注采比恢復(fù)壓力至10.5、11.5、12.5、13.5 MPa四種方案,優(yōu)化地層壓力保持水平。方案對比結(jié)果表明(表2）:評價期末(2020年）,11.5 MPa方案累積采油量、采出程度最高,10.5 MPa方案次之,13.5 MPa方案最低。壓力保持水平越高,需要的注水量越多,最終綜合含水也越高,恢復(fù)壓力的時間越長,不利于盡早提液,增加海上注入成本,不滿足海上平臺開發(fā)特點(diǎn)的需要。因此,合理地層壓力應(yīng)保持在11.5 MPa,即原始地層壓力的0.85倍。

表2 不同壓力保持水平方案預(yù)測指標(biāo)對比Tab.2 The forecasting index comparison of different pressure level scheme

3.3 恢復(fù)壓力的最佳注采比

數(shù)模設(shè)計(jì)1.1、1.2、1.3三種注采比方案,恢復(fù)地層壓力至11.5 MPa。方案對比結(jié)果表明(表3）:評價期末(2020年）,注采比1.1時,采出程度最高;注采比1.3時,采出程度最低。注采比越低,綜合含水上升速度越慢,高注采比會加強(qiáng)儲層的非均質(zhì)性,導(dǎo)致注入水沿著高滲透層發(fā)生水竄,不利于提高水的掃油效率,注水利用率降低。因此,應(yīng)采用1.1的注采比恢復(fù)地層壓力。

表3 不同注采比方案預(yù)測指標(biāo)對比Tab.3 The forecasting index comparison of different injection-production ratio

4 提液最大生產(chǎn)壓差

提高油井排液量主要是通過降低油井井底壓力,增大生產(chǎn)壓差來實(shí)現(xiàn)的[5]。在保持11.5 MPa的地層壓力下,根據(jù)油層埋深及生產(chǎn)井段長度,通過電潛泵采油工藝計(jì)算[8],最低井底流壓應(yīng)控制在7.5～8 MPa。因此,設(shè)計(jì)生產(chǎn)壓差為2.5、3、3.5、4 MPa四套方案,對提液最大生產(chǎn)壓差進(jìn)行優(yōu)化。

選擇中區(qū)內(nèi)壓力保持水平較高(11.5 MPa）的埕北11井區(qū)為模型區(qū),含油面積6.57 km2,儲量1 677×104t,總井?dāng)?shù)43口井。運(yùn)用VIP數(shù)值模擬軟件進(jìn)行模擬研究。數(shù)值模擬結(jié)果(圖5、圖6）表明:隨著生產(chǎn)壓差的不斷增大,日產(chǎn)液量明顯提高;壓差從3.5 MPa放大到4 MPa時,初期產(chǎn)油量增加明顯,但后期產(chǎn)油量與壓差3.5 MPa方案基本吻合,增油優(yōu)勢不明顯,說明提液幅度過大,使注入水過早突破高滲透層,并進(jìn)一步形成無效循環(huán)注水,造成含水上升過快,影響開發(fā)效果。因此,最大生產(chǎn)壓差應(yīng)為3.5 MPa。

5 應(yīng)用效果

根據(jù)上述研究結(jié)果,油藏整體提液后,預(yù)計(jì)平臺設(shè)計(jì)壽命期末(2012年）采出程度比按目前生產(chǎn)趨勢可提高2.3%。2005年以來,由于受海上平臺注入能力的限制,館上段油藏地層壓力未恢復(fù)至11.5 MPa,不能實(shí)施整體提液,只能在局部地層壓力保持較高(11.5 MPa左右）且供液能力較充足的井區(qū),陸續(xù)選取13口井進(jìn)行換大泵提液試驗(yàn)。統(tǒng)計(jì)結(jié)果表明,換泵前排量在45～67 m3/d,生產(chǎn)壓差為0.9 MPa,平均單井日產(chǎn)油能力10 t,日產(chǎn)液能力46 m3,綜合含水78.2%;換泵后泵排量在 100～150 m3/d,生產(chǎn)壓差達(dá)到了 1.7 MPa,平均單井日產(chǎn)油能力20.7 t,日產(chǎn)液能力107.2 m3,綜合含水80.2%。換泵后日產(chǎn)液能力提高61.2 m3,日產(chǎn)油能力提高10.7 t,累計(jì)增油9.2×104t,取得了很好的開發(fā)效果。實(shí)踐證明,增加采液量是該油藏提高產(chǎn)量、改善開發(fā)效果的有效增產(chǎn)措施。

圖5 不同生產(chǎn)壓差平均單井日液對比Fig.5 Single well daily fluid production comparison of different production pressure

圖6 不同生產(chǎn)壓差平均單井日油對比Fig.6 Single well daily oil production comparison of different production pressure

6 結(jié)論

(1）埕島油田目前采出程度較低,有大量可采儲量未被采出,單井日產(chǎn)液量遠(yuǎn)低于理論值,具備良好的提液物質(zhì)基礎(chǔ)和提液潛力。

(2）考慮一套層系開發(fā),射開多個油層,含水達(dá)到70%～80%時提液效果最佳。

(3）埕島油田目前地層壓力較低,提液必須以提注為前提。數(shù)值模擬研究結(jié)果表明,采用1.1的注采比恢復(fù)地層壓力至11.5 MPa,開采效果最佳;提液最大生產(chǎn)壓差為3.5 MPa。

(4）綜合分析油井的供液能力和開采狀況,優(yōu)選單井實(shí)施提液,近幾年埕島油田的應(yīng)用實(shí)踐表明,提液措施已經(jīng)初見成效,大幅度地提高了單井產(chǎn)能,對油田穩(wěn)產(chǎn)起到重要的作用。

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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

張巧瑩,女,工程師,2005年畢業(yè)于中國石油大學(xué)(華東）油氣田開發(fā)工程專業(yè),獲工學(xué)碩士學(xué)位,現(xiàn)從事油田開發(fā)綜合研究工作。E-mail:dkyzqy@slof.com。