海上三低油田开发难点及有效开发策略分析

2019-03-14 01:37康晓东何春百王旭东
石油地质与工程 2019年1期
关键词:单井采收率储量

梁 丹 ,康晓东 ,何春百 ,王旭东

(1. 海洋石油高效开发国家重点实验室,北京100028;2. 中海油研究总院有限责任公司,北京100028)

海上三低油田定义为低孔隙度、低渗透率和低单储系数油田,其中低渗是主要因素。随着海上油田开发力度的加大,越来越多的优质储量已被动用,未开发储量中的低品位、难采储量越来越多。受环境制约、经济成本和技术条件限制,海上三低油田的开发面临着技术不成熟、采收率低、进展缓慢等难题。据不完全统计,海上三低油田探明地质储量1.92×108m3,动用储量 0.88×108m3,预测采收率8%,远低于全国同类油藏平均水平的20%,尚未达到规模化和有效开发的阶段[1]。为此,本文在总结分析海上三低油田开发过程中面临难点的基础上,有针对性地提出合理的增产技术对策,对增加三低油田动用储量和提高三低油田开发效果具有重要意义。

1 海上三低油田地质油藏特征

海上三低油田主要分布在渤海、南海西部和南海东部地区,根据资料统计分析,海上三低油田的地质油藏特征主要体现在以下几个方面:

(1)储层成因多样。主要分为两类:第一类为海相砂岩,整体表现为构造简单,一般为背斜,储层平面分布稳定、连通性好、水体大、天然能量足,为多油水系统;第二类为陆相砂岩,构造一般较复杂,为断块或复杂断块油田,天然能量不足,油水系统复杂。

(2)油藏埋深大,储量丰度低。除文昌油田群的三低油田埋深较浅(1 000~1 400 m)外,其他三低油田埋深大于2 500 m,平均埋深达3 087 m,大部分属中深层、深层油藏;储量丰度最高 307×104t/km2,最低73×104t/km2,大部分低于220×104t/km2。

(3)储层物性差,孔隙度和渗透率低,陆相储层非均质性强。根据9个海上三低油田211块样品统计分析,平均孔隙度16.2%,最大孔隙度30.1%,最小孔隙度2.1%;渗透率(50~100)×10-3μm2的样品占 14.7%,(10~50)×10-3μm2的占 21.79%,小于10×10-3μm2的占63.51%。

(4)孔喉细小、溶蚀孔发育。平均喉道半径一般小于 4 μm,孔隙以粒间孔隙为主,原生粒间孔隙和次生粒间孔隙都发育。

(5)地饱压差大,地层温度高。海上大部分三低油田为正常压力系统,但仍有部分三低油藏属于异常高压系统,原始地层压力高达50 MPa,压力系数 1.33,地饱压差大。地层温度为 95 ℃~140 ℃,其中WZ油田的地温梯度达4.33 ℃/100 m。

(6)束缚水饱和度和残余油饱和度较高。束缚水饱和度为30%~50%,平均42.3%;残余油饱和度为20%~40%,平均30.7%。

(7)地层原油黏度低、密度小。地层原油黏度为 0.34~1.44 mPa·s,密度为 0.622~0.772 g/cm3。

2 开发特征及难点

目前,海上动用的三低油田渗透率主要为10×10-3~50×10-3μm2[2],结合地质油藏特征,总结出已开发油田的生产特征和开发过程中存在的难点,主要有以下几方面:

(1)大井距开发,注采井网不完善,难以建立有效的驱动体系,储量动用难度大。海上油田开发成本高,常采用“少井高产”策略,井距大(一般为300~600 m),且多为不规则井网,井网不完善,部分区块仅有1~2口井生产。低渗储层存在渗流启动压力梯度,渗流阻力大,难以建立有效的驱动体系,致使注水井井底压力高,面临注不进采不出的困难,储量动用难度大。

(2)层系划分粗,定向井大段合采,层间干扰大。海上已探明开发的低渗透储量多为砂泥岩互层的陆相沉积,储层物性差,油层较薄,如WZ油田A井L3段的小层多达15层,单层厚0.7~4.4 m,平均厚度2.0 m。为了保证油井具有一定的产能,一般采取多个油层合采,但层间物性差异大,影响部分小层产能发挥,同时也加大了这部分储量有效动用的难度。

(3)地层能量补充不足,稳产期短,地层压力和产量下降快。海上开发井少、注水井更少,主要采用依靠天然能量的衰竭开发方式,或先衰竭后注水的开发方式。由于储层岩性复杂、单砂体规模小、连通性差,天然开采方式进一步加剧了注采不平衡的矛盾,导致地层压力下降比较快、油田稳产期短、产量递减率大。如南海西部WC15与WC13油田,稳产期为1年左右,月递减率为2.38%~2.68%;BZ25油田基本没有稳产期,初期月递减率达4.28%,生产层位 1和 2在开发一年后,地层压力分别下降 10 MPa、7 MPa(图 1)。

图1 BZ25油田地层压力随生产时间的变化特征

(4)地质油藏特征影响油田开发效果。除了油藏的构造、沉积特征对油田的开发效果有影响外,在相同渗透率条件下,储层的孔喉结构、喉道大小、储层分布、矿物成份等差异,也会造成不同的开发效果。如A油田和B油田的渗透率相近,但喉道半径分布不一样。从图2中可以看出,A油田对渗透率起主要贡献的喉道半径分布范围宽,没有明显峰值,呈一个较宽的拱背形。虽然渗透率几乎相同,但A油田比B油田开发难度小、开发效果好。

图2 A油田和B油田喉道半径对渗透率贡献对比曲线

(5)油井见水后,采油采液指数下降快,提液难度大。低渗油田地下原油黏度较小,油水黏度比较低,油井见水后产液量急剧下降。从BN油田无因次采液采油指数曲线(图3)可以看出,含水达70%后,无因次采液指数开始上升,但恢复幅度较低。因此,低渗透、低黏度油藏在开发过程中应尽量延长无水采油期和低含水期,以提高油田的开发效果。

图3 BN油田无因次采液(采油)指数随含水变化曲线

3 有效开发策略分析

陆上低渗透油田开发已形成配套的成熟技术[3-5],但海上三低油田的开发成本和投资远高于陆上油田,要实现海上三低油田的有效开发,现有的成熟技术不能直接套用,需要结合海上油田特点和面临的难题,提出适用于海上三低油田的开发思路和技术策略。

3.1 推广长水平井和多分支井技术

在地质认识、油藏描述清楚的基础上,尽量采用水平井或多分支井开发,扩大单井泄油面积,降低生产压差,大幅度提高单井产能,增加单井控制储量和可采储量,降低操作成本,提高油田开发综合效益。水平井还起到沟通不连通砂体、减轻底水锥进对生产影响的作用[6]。目前海上逐步应用长水平井、多分支井开发低渗油田,通过设计多靶点、钻遇有利部位提高产能。如W油田的直井测试,产油量仅为6.5 m3/d,采油指数为4.3 m3/( MPa·d·m);若采用直径为88.9 mm 的水平井,水平段长1 200 m,预测采油指数为34.8 m3/( MPa·d·m),产能提高了7倍(图4)。

图4 水平井的水平段长度与采油指数关系

3.2 应用压裂技术改造储层物性

压裂是低渗油藏获得经济高效开发的重要手段[7,8]。海上油田平台空间有限,压裂成本高,目前低渗油田主要通过单井压裂进行局部改造。BZ油田对5口定向井进行了压裂,4口井初期产能得到显著提高,A20井初期产能高达390 m3/d,采油指数达4.73 m3/( MPa·d·m),压裂井初期产能是周边常规射孔井的2~6倍(图5)。

图5 BZ油田压裂井与周边评价井的初期产油指数对比

单井压裂在一定程度上提高了油井的产能,但对于整个油田来说,整体压裂改造才是今后海上低渗油田开发的主要方向。WZ油田整体压裂研究表明,压裂可以提高采收率为1%~2%,单井平均增油1×104~2×104m3。要保持压裂后的裂缝有效期长、减缓裂缝闭合的速度,必须将压裂与注水、开发井网布置结合,如可以在裂缝系统的主展布发育方向适当延长注采井距,从而获得较好的开发效果和经济效益。

3.3 适时注水

海上注水成本高,因此要针对不同类型的低渗油田采取不同的注水开发模式[9-11]。对于低压或常压油藏,可考虑超前或早期注水,保持地层压力,降低压敏效应的伤害。对于地层能量充足的高压油藏,建议初期进行衰竭开发以延长油井的无水采油期,后期适时注水补充地层能量。图6为海上低渗E油田不同注水时机下油田开发效果对比,可以看出,注水后油田采收率大幅度提高,而且注水越早,油田地层能量保持越好、采收率越高。

图6 不同注水时机开发效果对比

3.4 做好储层保护

海上低渗透油层孔喉半径小,而且一般含泥质较多,在钻井和注水开发过程中容易受到污染和损害。对于注水井来说,储层中黏土矿物的膨胀和水质不配伍等因素,容易使储层吸水指数下降,致使注水井压力上升较快,在注水井周围形成高压区,降低了有效注水压差,递减了注水量。因此要特别重视从钻井到生产全过程油层保护,减少油层伤害,提高注水能力和产油能力。

4 结论

(1)海上三低油田成因复杂、油藏埋深大、储量丰度低,大部分油田储层物性差、非均质性强;受开发成本和海上平台环境的限制,在开发过程中多采用定向井多层合采、不规则井网、大井距和衰竭开发为主的“少井高产、高速开发”模式;面临层间干扰大、注采井网不完善,难以建立有效驱动体系,地层能量补充不足,地层压力和产量下降快等主要难题。

(2)为提高海上三低油田的单井产能和采收率,建议将陆上低渗透油田的成熟技术与海上开发条件相结合:推广长水平井、多分支井技术,提高储层的连通性和单井产能;考虑将单井压裂、整体压裂与注水进行有机结合;优化不同地层能量级别油藏的注水时机,实施合理的注水开发模式;注重全过程储层保护,降低污染伤害。

猜你喜欢
单井采收率储量
《油气地质与采收率》征稿简则
《油气地质与采收率》征稿简则
《油气地质与采收率》第六届编委会
《油气地质与采收率》征稿简则
基于三维软件资源储量估算对比研究
全球钴矿资源储量、供给及应用
2019 年世界油气储量与产量及其分布
小型边水稠油油藏单井液量优化方法
底水稠油油藏单井条件下隔夹层参数研究
单井成本核算分析