美国东得克萨斯油田开发状况及具体措施

刘新 陈弘 刘颖 (大庆油田勘探开发研究院)

美国东得克萨斯油田开发状况及具体措施

刘新 陈弘 刘颖 (大庆油田勘探开发研究院)

从油田地质概况、开发现状、开发指标和采油技术等方面,对东得克萨斯油田开发以来的发展历程和主要开发措施进行了描述。东得克萨斯油田和大庆油田同属世界级别的大型非均质多层高含水砂岩油田,开发措施和开发思路有很大共性,但东得克萨斯油藏物性更好,注水研究开展早且技术成熟,在政府支持和保护下,辅以封堵、强采、EOR等增产措施,实现了油田的有效和高速开发。东得克萨斯油田目前已进入开发晚期,但仍在可持续开发,并能够实现“百年油田”的发展战略,这对大庆油田有一定的参考意义。

东得克萨斯油田 注水开发提高采收率 高含水

东得克萨斯油田位于美国东得克萨斯盆地东部塞宾隆起侧翼,含油面积约534 km2,原油圈闭白垩系不整合地层尖灭内,储量来自以分流河道、河流相为主的三角洲沉积构成的上白垩纪乌德拜砂层(表1)。油田发现于1930年9月。预计原始地质储量10.26×108t,预计最终可采储量8.39×108t,设计采收率82%[1]。先后采用含水带强水驱、产出水回注、注水、聚驱、水平井注水增产及以重力泄油为主的非混相气驱等技术。2004年底,已累计采油7.59×108t。目前处于开发后期。图1示出该油田1930—2007年的采油状况[2]。

图1 东得克萨斯油田开采曲线 (压力、采油和注水量)

所属盆地 墨西哥湾岸区东得克萨斯盆地构造形状 单斜产层时代 上白垩纪有效厚度/m 0～36.58,平均11.28原油密度/(g·cm-3) 0.827～0.835地下水矿化度 67 000×10-6主要产层 白垩纪乌德拜砂层(三角洲沉积)油层温度/℃ 62原始地层压力/MPa 11.27原始含油饱和度/(%) 86剩余水饱(13.6地理位置 得克萨斯州东部圈闭类型 特大地层圈闭型储层岩性 细粒石英砂屑岩产层厚度/m 0～60.96储层孔隙度/(%) 25原始含水饱和度/(%) 14.1产层深度/m 1 100～1 200储层渗透率/mD 2 098(平均)原油黏度/(mPa·s) 0.75原油重度 38 API原油成分 属石蜡基原油,轻质馏分占35.8%

1 主要开发指标

1.1 采油量

东德克萨斯油田从1930年投产以来,生产大致可分为三个阶段:1931—1955年,年产量大于1 000×104t;1956—1988年,年产量500～1 000×104t;1989年后递减速度加快,年产量小于500×104t。2000年油田全面水淹后产量降至100×104t以下,2008年年产油54×104t,日产量约1 479.94 t。

1.2 注水量与综合含水

东得克萨斯油田底水活跃,含水上升快,油藏压力下降快。上世纪30年代末将产出水回注油藏,50年代回注量与产水量持平 (图1,50年代后产水曲线和注水曲线吻合)。同期,油田进入高含水期,90年代进入特高含水期。

1.3 油藏压力

东得克萨斯油藏具有天然水压驱动条件,但早期混乱开发使压力急剧下降,最初采取产量限制、关井等措施。1939年,开始产出水回注,在关井、停产措施辅助下,油藏压力稳定。1999年,油藏压力提高到7.55 MPa。

1.4 井数、井网/井距

2008年,油田生产井是4 567口,开发初期最高达到25 829口。受政府保护措施影响,钻井数逐渐减少。进入开发末期后,井数限于几千口。早期开发中,油水过渡带井网密度与纯油区井网达到0.018 km2/井[4]。井网密造成资金浪费,但能够更好认识油藏性质,最大程度消灭死油区。目前,油田生产井距是135 m,局部地区为82 m。

1.5 剩余可采储量和采出程度

东得克萨斯油田的可采储量、地质储量、最终采收率与采油工艺的进步和新增储量有密切联系。采油工艺的进步可采出更多原油。开发过程中新发现的产层充实了油藏储量 (表2)。

表2 原始地质储量 (OOIP)、估算最终储量 (EUR)、采收率 (RF)和剩余储量的变化

F.P.Wang等根据之前数据取平均值,设定油田地质储量为9.8×108t,最终可采储量为7.69×108t。鉴于2007年采出原油7.588×108t,预测剩余油2.21×108t。假定剩余油饱和度为13.6%,约有1.54×108t原油无法采出,除非采用EOR等新技术。据递减曲线,约980×104t剩余储量可用现有技术于2030年前采出,这符合上世纪50年代美国专家的预测,可实现“百年油田”的开发目标和规划。但仍有大约5 698×104t未驱替、未波及,死油仍残留在油藏中,只有少部分剩余可流动油可采出。如何采、在哪里采,都是目前油田最关心的问题[2]。

2 油田开发历程及主要技术措施

东得克萨斯油田是一个开发取得高度成功的油田,在几十年的勘探开发中形成了很多新技术和新理念。油田主要生产战略是沿下倾部位注水、封堵,在油藏性质差且有含水层区小型注水、小规模EOR试验。

按照产油曲线 (图2),油田开发可分为三个阶段:上产阶段 (1931—1955年)、递减阶段(1956—1988年)和衰竭阶段 (1989—)。

2.1 上产阶段 (1938—1955年)

24年的生产期间,油田经历生产高峰,年产量超过1 000×104t,原始地质储量采油速度>1%。1933年产量是历史最高值 (2 898×104t)。1934—1938年,油田产量高达2 000×104t,原始地质储量采油速度也是历史最高,平均2.5%,剩余可采储量的采油速度保持在3%左右。1955年底,已累计采油4.26×108t,占可采储量的51%。该阶段钻井活跃,生产井数多于20 000口。油田综合含水≤70%。该时期属于一次采油阶段,主要采取了以下生产措施。

2.1.1 含水带强水驱

乌德拜层横向伸展,盆地西侧露头的含水带被雨水充填,因此油田含水带水驱十分强大,驱替效果也很理想。

图2 (A)1930—1932年生产曲线;(B)1952—2005年生产曲线

2.1.2 产出水回注

油田开发初期很快见水,压力递减快。因此,油田关闭了高产水的边缘井,用水泥封堵产水层和将产出水回注油层,这些都是延长油田生产周期的重要措施。上世纪50年代后,油田注水量和产水量大致相等,油层压力基本稳定,采油速度较高,综合含水和注水压力较低,稳产期较长,但耗水大,油田中央受效缓慢。鉴于回注污水是地下水,因此该阶段不属于二次注水采油时期。

2.1.3 政府限产

油田开发初期,探井和生产井过密,采油速度过快。为保护石油资源,1930年和1932年政府修改矿区租赁法修正案及制定相关石油法律,强行限定生产界限和井距以及限制单井日产、年产及生产时间。政府限产是东得克萨斯油田上实施的保护政策之一,保证了注入水流缓慢地向上倾尖灭均匀运动,减缓了水锥速度,保护了油田资源,稳定了国内油价。

2.2 递减阶段 (1956—1988年)

期间,油田产量受配产制 (20世纪50年代)和国际油价上涨 (70年代)的影响而波动,大致是500×104～1 000×104t。1988年底,累计产油6.68×108t,占可采储量的 80%左右。1970—1976年,油田原始地质储量的采油速度保持在1%,之后低于1%。生产井数大约10 000口,综合含水为73%～86%,属于高含水开发时期。注水采油为主要开发技术,辅以强化采液、压裂等其他增产措施。

2.2.1 注水采油

油田是最早注水二次采油的油田之一,20世纪50年代大面积注水。主力层乌德拜层的岩石小孔隙亲水,大孔隙亲油,可取得比主亲水油藏更好的驱油效果。油田储层物性良好,砂岩渗透率高,注水过程顺利,横向和纵向波及效率得到改善,并取得显著效果,目前仍是油田主要开采方式。主要采用顶部完井方式来延迟水锥速度。在油田南部连通性差的薄砂层还开展了小型注水,可将产量提高3～20倍。

2.2.2 强化采液

强化采液可延长油井工作年限,减缓产量下降速度,提高最终采收率。生产数据表明,油田产液量长期保持较高水平,高含水时期后年产液量高达5 000×104t以上。靠近原始外含油边界也实施了强化采液技术,含水98%后关井,使油井长期无水自喷。

2.2.3 增产措施

采取补修套管、堵漏、补孔、酸化、压裂、检泵、试验自动化生产管理等多种增产措施,使东得克萨斯油田年产的递减率从11%～12%降到7%。

2.3 衰竭阶段 (1989—)

上世纪90年代后,油田年产量递减速度加快,产量以100×104t的速度递减,原始地质储量采油速度<1%。2000年全面水淹后年产量降为121.8×104t,之后限制在几十万吨。含水在1993年突破了93%。油田进入特高含水期和开发后期,年钻井数从上万口缩减到几千口。

自20世纪80年代初期,油田就尝试了聚驱试验,90年代后增加了多项EOR试验,但规模小、地点有限。因为油田物性良好,注水开发效果显著,剩余油饱和度低 (13%～18%),而且 EOR成本高,因此经济上大规模推广前景并不明朗。

2.3.1 低产井产油

低产井是指产油期内平均日产量低于2 t的油井 (美国《油气条例》)。油田单井日产最高为41 t,但无序盲目开采使单井日产急剧下降,目前低于2 t。但油田多数低产井仍持续稳定地生产,这与联邦政府对低产井的扶持和管理有一定关系,这也是“多开低产井,长盛不衰”美国开发本土石油资源的主要特征之一。

2.3.2 EOR采油技术

作为世界上物性最好的油田之一,东得克萨斯油田也是EOR技术的潜在目标区。虽然油藏采收率很高,剩余油饱和度低,增产措施成本较高,但在高油价大背景下采用 EOR技术的时机也更有利。

(1)混相/非混相注气 (注CO2为主)[5]

CO2等气体能够与原油混相,促使剩余油流动。鉴于油田油藏温度是63℃,原油重度是39 API,压力是 7.58 MPa,而 CO2最小混相压力(MMP)为12.76 MPa,因此在油田上多是CO2非混相驱,预计采收率是CO2混相驱的50%。此外,油田面积大,井数多且年代久远,部分井可能在淡水含水层泄露,增大了污染机率。

目前已在油田一个大型断块独立闭合、中等强水驱油藏中,完成了重力泄油为主的非混相注气现场试验。主力产层是盆地下白垩纪Albian Paluxy层,重度23 API,黏度23 mPa·s。顶部和两翼的渗透率较低 (10～500 mD,1 mD=1.02×10-3μm2),河道底部较高 (2～6 D,1 D=1.02μm2)。由于注入水黏度远低于原油黏度且孔道形状复杂,出现了注水指进和注入水在原油下方流动,采出程度为35%后生产井达到经济界限,但仍有大量剩余油圈闭在低质量河道砂岩上部和两侧。非混相注气可使气体与原油形成巨大密度差,使气体与原油接触面平整化,在重力泄油的作用下,注入气使未驱替油流入高质量河道底部,从水平井中采出。早期研究用力学模拟模型和三维地质多孔模型,依据模型推导单井和区块模拟。油藏模拟表明,在试验区河道砂注气有良好应用前景,结果较理想 (3年后可提高5%OOIP,10年后10%OOIP以上)。现场试验中,在油藏条件下平衡注入气、产油与产水量,保持稳定气顶。沿河道砂底部钻2口水平井,在没有大量锥进的条件下成功产油,套管井测井观察到原油饱和度不断降低。

(2)聚合物驱

聚驱可改善垂向剖面,提高流动控制来增加原油采收率,流动比和泄露问题都较注CO2等气体的问题小。乌德拜砂层也较适合聚驱 (油层温度63℃,硬度100×10-6,黏土含量低,地层离子交换能力较低,可避免降低聚合物水溶液黏度),但成本较CO2等气体高。油田从上世纪80年代先后进行了多次聚驱调剖和驱油试验,如1982年戴西·布罗德福得试验区,1984年 W.H.塞勒矿区和1985年金尼 I.L.#70区,其中1984年的 W.H.塞勒矿区效果较好。

该矿区位于油田最南端,面积3.9 km2,产层是1 111.52 m深的乌德拜砂层,重度38～40 API,渗透率 622 mD,原始油藏压力为 11.17 MPa,产量来自连通性和渗透率较差的薄砂层和透镜状砂层。1983年,该区出现注入水大量突破。1984年7月,从20口注水井注入聚合物水溶液,10月份将17口注水井转为注聚井。试验表明,注入水中添加的少量聚丙烯酰胺聚合物提高了注入液黏度,优先堵塞高渗透层,使注入水向波及率差的低渗透层流动,产量再次稳定。聚驱前,含油量急剧减少;注聚8个月后,含油量大幅度回升;聚驱前,矿区流度比为0.67,注聚后接近0.21[6-7]。

(3)水平井注水采油

东得克萨斯致密砂岩油藏NH薄层单元,在注水45年后尝试运用水平井技术提高原油产量。该单元位于盆地中部,面积约20.65×106m2,由4个油层组成,埋深2 400 m,孔隙度12%,渗透率2 mD,含油饱和度72%,产层厚5.5 m。1946年从东向西行列注水。1991年后东部地区全部水驱,预计采收率57%;西部未全水驱,预测采收率40%。采用数值模拟方法模拟了水平井应用。初期采用单井模型,评价证明有利后进行全油田模拟。结合经济评价,确定用一口水平生产井和一口水平注水井,水平段均457 m,预测生产井6年可产油11×104t,比无注水井多产3.5×104t,注水量是直井3～5倍。1991年秋钻水平井。由于井筒污染和注入井砂岩油藏发育差,水平井5个月后停注,用3口直井注水保持油藏压力。水平生产井产量较理想,日产油25 t,含水15%,20个月内已累计产油1.64×104t[8]。

3 结论

(1)东得克萨斯油田和大庆油田同属世界级别的大型非均质多层高含水砂岩油田,在几十年开发中都采取了注水开发、强化采液、加密钻井及非混相注气驱、聚驱、水平井注水采油、EOR等措施,开发思路有很多共性。

(2)东得克萨斯油田设计最终采收率超过80%。高采收率源自有利圈闭、高质量油藏、高等级原油、低剩余油饱和度、有利地层倾角、密井距、活跃含水层驱动支持等。

(3)东得克萨斯先天条件优越,但长期开采不衰与有效的开发技术和管理措施有关,该油田也是石油史上政府和作业商携手管理成功的油田之一。油田注水研究开展早且技术成熟,无论是初期产出水回注还是人工注水,都实现了油田有效和高速开发。受成本和经济因素制约以及政府因素,EOR技术只在油田水驱程度弱、低渗、连通性差的局部开展试验,未得到大规模应用。

(4)东得克萨斯油田开发过程中的一些失败和教训,如竞争性生产破坏油气田资源和市场供求平衡,都值得注意和借鉴。

(5)东得克萨斯油田已进入特高含水开发后期,大规模勘探、开发等活动逐年减少。当地钻井和研究重心已转移到盆地中棉花谷致密气藏,计划用气体来补充油田能源。

[1]EastTexas evaluation report[R].DAKS data base,2007.

[2]Wang F P.Engineering and geologic characterization of giant Texas Oil Field:north and south pilot studies:SPE 115683[R],2008.

[3]国外砂岩油田基本数据表.大庆石油管理局勘探开发研究院,1998:3-5.

[4]刘民中,等.世界油气田.石油工业部科学技术情报研究所,1988:1-16.

[5]刘新.东得克萨斯油田提高采收率技术[J].国外油田工程,2006,22(02):1-4.

[6]Mogicco T P.Polymer operation in EastTexas:SPE 14658[R],1986.

[7]Miglicco T P.Polymer flood operations:EastTexas Field:SPE 14658[R],1986.

[8]Huang W S.Design and performance of a horizontal well waterflood project in New Hope Shallow Unit,Franklin County,Texas:SPE24940[R],1992.

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.12.006

2010-04-16)