劉新 陳弘 劉穎 (大慶油田勘探開發(fā)研究院)

美國東得克薩斯油田開發(fā)狀況及具體措施

劉新 陳弘 劉穎 (大慶油田勘探開發(fā)研究院)

從油田地質(zhì)概況、開發(fā)現(xiàn)狀、開發(fā)指標(biāo)和采油技術(shù)等方面,對(duì)東得克薩斯油田開發(fā)以來的發(fā)展歷程和主要開發(fā)措施進(jìn)行了描述。東得克薩斯油田和大慶油田同屬世界級(jí)別的大型非均質(zhì)多層高含水砂巖油田,開發(fā)措施和開發(fā)思路有很大共性,但東得克薩斯油藏物性更好,注水研究開展早且技術(shù)成熟,在政府支持和保護(hù)下,輔以封堵、強(qiáng)采、EOR等增產(chǎn)措施,實(shí)現(xiàn)了油田的有效和高速開發(fā)。東得克薩斯油田目前已進(jìn)入開發(fā)晚期,但仍在可持續(xù)開發(fā),并能夠?qū)崿F(xiàn)“百年油田”的發(fā)展戰(zhàn)略,這對(duì)大慶油田有一定的參考意義。

東得克薩斯油田 注水開發(fā)提高采收率 高含水

東得克薩斯油田位于美國東得克薩斯盆地東部塞賓隆起側(cè)翼,含油面積約534 km2,原油圈閉白堊系不整合地層尖滅內(nèi),儲(chǔ)量來自以分流河道、河流相為主的三角洲沉積構(gòu)成的上白堊紀(jì)烏德拜砂層(表1)。油田發(fā)現(xiàn)于1930年9月。預(yù)計(jì)原始地質(zhì)儲(chǔ)量10.26×108t,預(yù)計(jì)最終可采儲(chǔ)量8.39×108t,設(shè)計(jì)采收率82%[1]。先后采用含水帶強(qiáng)水驅(qū)、產(chǎn)出水回注、注水、聚驅(qū)、水平井注水增產(chǎn)及以重力泄油為主的非混相氣驅(qū)等技術(shù)。2004年底,已累計(jì)采油7.59×108t。目前處于開發(fā)后期。圖1示出該油田1930—2007年的采油狀況[2]。

圖1 東得克薩斯油田開采曲線 (壓力、采油和注水量)

所屬盆地 墨西哥灣岸區(qū)東得克薩斯盆地構(gòu)造形狀 單斜產(chǎn)層時(shí)代 上白堊紀(jì)有效厚度/m 0～36.58,平均11.28原油密度/(g·cm-3) 0.827～0.835地下水礦化度 67 000×10-6主要產(chǎn)層 白堊紀(jì)烏德拜砂層(三角洲沉積)油層溫度/℃ 62原始地層壓力/MPa 11.27原始含油飽和度/(%) 86剩余水飽(13.6地理位置 得克薩斯州東部圈閉類型 特大地層圈閉型儲(chǔ)層巖性 細(xì)粒石英砂屑巖產(chǎn)層厚度/m 0～60.96儲(chǔ)層孔隙度/(%) 25原始含水飽和度/(%) 14.1產(chǎn)層深度/m 1 100～1 200儲(chǔ)層滲透率/mD 2 098(平均)原油黏度/(mPa·s) 0.75原油重度 38 API原油成分 屬石蠟基原油,輕質(zhì)餾分占35.8%

1 主要開發(fā)指標(biāo)

1.1 采油量

東德克薩斯油田從1930年投產(chǎn)以來,生產(chǎn)大致可分為三個(gè)階段:1931—1955年,年產(chǎn)量大于1 000×104t;1956—1988年,年產(chǎn)量500～1 000×104t;1989年后遞減速度加快,年產(chǎn)量小于500×104t。2000年油田全面水淹后產(chǎn)量降至100×104t以下,2008年年產(chǎn)油54×104t,日產(chǎn)量約1 479.94 t。

1.2 注水量與綜合含水

東得克薩斯油田底水活躍,含水上升快,油藏壓力下降快。上世紀(jì)30年代末將產(chǎn)出水回注油藏,50年代回注量與產(chǎn)水量持平 (圖1,50年代后產(chǎn)水曲線和注水曲線吻合)。同期,油田進(jìn)入高含水期,90年代進(jìn)入特高含水期。

1.3 油藏壓力

東得克薩斯油藏具有天然水壓驅(qū)動(dòng)條件,但早期混亂開發(fā)使壓力急劇下降,最初采取產(chǎn)量限制、關(guān)井等措施。1939年,開始產(chǎn)出水回注,在關(guān)井、停產(chǎn)措施輔助下,油藏壓力穩(wěn)定。1999年,油藏壓力提高到7.55 MPa。

1.4 井?dāng)?shù)、井網(wǎng)/井距

2008年,油田生產(chǎn)井是4 567口,開發(fā)初期最高達(dá)到25 829口。受政府保護(hù)措施影響,鉆井?dāng)?shù)逐漸減少。進(jìn)入開發(fā)末期后,井?dāng)?shù)限于幾千口。早期開發(fā)中,油水過渡帶井網(wǎng)密度與純油區(qū)井網(wǎng)達(dá)到0.018 km2/井[4]。井網(wǎng)密造成資金浪費(fèi),但能夠更好認(rèn)識(shí)油藏性質(zhì),最大程度消滅死油區(qū)。目前,油田生產(chǎn)井距是135 m,局部地區(qū)為82 m。

1.5 剩余可采儲(chǔ)量和采出程度

東得克薩斯油田的可采儲(chǔ)量、地質(zhì)儲(chǔ)量、最終采收率與采油工藝的進(jìn)步和新增儲(chǔ)量有密切聯(lián)系。采油工藝的進(jìn)步可采出更多原油。開發(fā)過程中新發(fā)現(xiàn)的產(chǎn)層充實(shí)了油藏儲(chǔ)量 (表2)。

表2 原始地質(zhì)儲(chǔ)量 (OOIP)、估算最終儲(chǔ)量 (EUR)、采收率 (RF)和剩余儲(chǔ)量的變化

F.P.Wang等根據(jù)之前數(shù)據(jù)取平均值,設(shè)定油田地質(zhì)儲(chǔ)量為9.8×108t,最終可采儲(chǔ)量為7.69×108t。鑒于2007年采出原油7.588×108t,預(yù)測(cè)剩余油2.21×108t。假定剩余油飽和度為13.6%,約有1.54×108t原油無法采出,除非采用EOR等新技術(shù)。據(jù)遞減曲線,約980×104t剩余儲(chǔ)量可用現(xiàn)有技術(shù)于2030年前采出,這符合上世紀(jì)50年代美國專家的預(yù)測(cè),可實(shí)現(xiàn)“百年油田”的開發(fā)目標(biāo)和規(guī)劃。但仍有大約5 698×104t未驅(qū)替、未波及,死油仍殘留在油藏中,只有少部分剩余可流動(dòng)油可采出。如何采、在哪里采,都是目前油田最關(guān)心的問題[2]。

2 油田開發(fā)歷程及主要技術(shù)措施

東得克薩斯油田是一個(gè)開發(fā)取得高度成功的油田,在幾十年的勘探開發(fā)中形成了很多新技術(shù)和新理念。油田主要生產(chǎn)戰(zhàn)略是沿下傾部位注水、封堵,在油藏性質(zhì)差且有含水層區(qū)小型注水、小規(guī)模EOR試驗(yàn)。

按照產(chǎn)油曲線 (圖2),油田開發(fā)可分為三個(gè)階段:上產(chǎn)階段 (1931—1955年)、遞減階段(1956—1988年)和衰竭階段 (1989—)。

2.1 上產(chǎn)階段 (1938—1955年)

24年的生產(chǎn)期間,油田經(jīng)歷生產(chǎn)高峰,年產(chǎn)量超過1 000×104t,原始地質(zhì)儲(chǔ)量采油速度>1%。1933年產(chǎn)量是歷史最高值 (2 898×104t)。1934—1938年,油田產(chǎn)量高達(dá)2 000×104t,原始地質(zhì)儲(chǔ)量采油速度也是歷史最高,平均2.5%,剩余可采儲(chǔ)量的采油速度保持在3%左右。1955年底,已累計(jì)采油4.26×108t,占可采儲(chǔ)量的51%。該階段鉆井活躍,生產(chǎn)井?dāng)?shù)多于20 000口。油田綜合含水≤70%。該時(shí)期屬于一次采油階段,主要采取了以下生產(chǎn)措施。

2.1.1 含水帶強(qiáng)水驅(qū)

烏德拜層橫向伸展,盆地西側(cè)露頭的含水帶被雨水充填,因此油田含水帶水驅(qū)十分強(qiáng)大,驅(qū)替效果也很理想。

圖2 (A)1930—1932年生產(chǎn)曲線;(B)1952—2005年生產(chǎn)曲線

2.1.2 產(chǎn)出水回注

油田開發(fā)初期很快見水,壓力遞減快。因此,油田關(guān)閉了高產(chǎn)水的邊緣井,用水泥封堵產(chǎn)水層和將產(chǎn)出水回注油層,這些都是延長油田生產(chǎn)周期的重要措施。上世紀(jì)50年代后,油田注水量和產(chǎn)水量大致相等,油層壓力基本穩(wěn)定,采油速度較高,綜合含水和注水壓力較低,穩(wěn)產(chǎn)期較長,但耗水大,油田中央受效緩慢。鑒于回注污水是地下水,因此該階段不屬于二次注水采油時(shí)期。

2.1.3 政府限產(chǎn)

油田開發(fā)初期,探井和生產(chǎn)井過密,采油速度過快。為保護(hù)石油資源,1930年和1932年政府修改礦區(qū)租賃法修正案及制定相關(guān)石油法律,強(qiáng)行限定生產(chǎn)界限和井距以及限制單井日產(chǎn)、年產(chǎn)及生產(chǎn)時(shí)間。政府限產(chǎn)是東得克薩斯油田上實(shí)施的保護(hù)政策之一,保證了注入水流緩慢地向上傾尖滅均勻運(yùn)動(dòng),減緩了水錐速度,保護(hù)了油田資源,穩(wěn)定了國內(nèi)油價(jià)。

2.2 遞減階段 (1956—1988年)

期間,油田產(chǎn)量受配產(chǎn)制 (20世紀(jì)50年代)和國際油價(jià)上漲 (70年代)的影響而波動(dòng),大致是500×104～1 000×104t。1988年底,累計(jì)產(chǎn)油6.68×108t,占可采儲(chǔ)量的 80%左右。1970—1976年,油田原始地質(zhì)儲(chǔ)量的采油速度保持在1%,之后低于1%。生產(chǎn)井?dāng)?shù)大約10 000口,綜合含水為73%～86%,屬于高含水開發(fā)時(shí)期。注水采油為主要開發(fā)技術(shù),輔以強(qiáng)化采液、壓裂等其他增產(chǎn)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世紀(jì)50年代大面積注水。主力層烏德拜層的巖石小孔隙親水,大孔隙親油,可取得比主親水油藏更好的驅(qū)油效果。油田儲(chǔ)層物性良好,砂巖滲透率高,注水過程順利,橫向和縱向波及效率得到改善,并取得顯著效果,目前仍是油田主要開采方式。主要采用頂部完井方式來延遲水錐速度。在油田南部連通性差的薄砂層還開展了小型注水,可將產(chǎn)量提高3～20倍。

2.2.2 強(qiáng)化采液

強(qiáng)化采液可延長油井工作年限,減緩產(chǎn)量下降速度,提高最終采收率。生產(chǎn)數(shù)據(jù)表明,油田產(chǎn)液量長期保持較高水平,高含水時(shí)期后年產(chǎn)液量高達(dá)5 000×104t以上。靠近原始外含油邊界也實(shí)施了強(qiáng)化采液技術(shù),含水98%后關(guān)井,使油井長期無水自噴。

2.2.3 增產(chǎn)措施

采取補(bǔ)修套管、堵漏、補(bǔ)孔、酸化、壓裂、檢泵、試驗(yàn)自動(dòng)化生產(chǎn)管理等多種增產(chǎn)措施,使東得克薩斯油田年產(chǎn)的遞減率從11%～12%降到7%。

2.3 衰竭階段 (1989—)

上世紀(jì)90年代后,油田年產(chǎn)量遞減速度加快,產(chǎn)量以100×104t的速度遞減,原始地質(zhì)儲(chǔ)量采油速度<1%。2000年全面水淹后年產(chǎn)量降為121.8×104t,之后限制在幾十萬噸。含水在1993年突破了93%。油田進(jìn)入特高含水期和開發(fā)后期,年鉆井?dāng)?shù)從上萬口縮減到幾千口。

自20世紀(jì)80年代初期,油田就嘗試了聚驅(qū)試驗(yàn),90年代后增加了多項(xiàng)EOR試驗(yàn),但規(guī)模小、地點(diǎn)有限。因?yàn)橛吞镂镄粤己?注水開發(fā)效果顯著,剩余油飽和度低 (13%～18%),而且 EOR成本高,因此經(jīng)濟(jì)上大規(guī)模推廣前景并不明朗。

2.3.1 低產(chǎn)井產(chǎn)油

低產(chǎn)井是指產(chǎn)油期內(nèi)平均日產(chǎn)量低于2 t的油井 (美國《油氣條例》)。油田單井日產(chǎn)最高為41 t,但無序盲目開采使單井日產(chǎn)急劇下降,目前低于2 t。但油田多數(shù)低產(chǎn)井仍持續(xù)穩(wěn)定地生產(chǎn),這與聯(lián)邦政府對(duì)低產(chǎn)井的扶持和管理有一定關(guān)系,這也是“多開低產(chǎn)井,長盛不衰”美國開發(fā)本土石油資源的主要特征之一。

2.3.2 EOR采油技術(shù)

作為世界上物性最好的油田之一,東得克薩斯油田也是EOR技術(shù)的潛在目標(biāo)區(qū)。雖然油藏采收率很高,剩余油飽和度低,增產(chǎn)措施成本較高,但在高油價(jià)大背景下采用 EOR技術(shù)的時(shí)機(jī)也更有利。

(1)混相/非混相注氣 (注CO2為主)[5]

CO2等氣體能夠與原油混相,促使剩余油流動(dòng)。鑒于油田油藏溫度是63℃,原油重度是39 API,壓力是 7.58 MPa,而 CO2最小混相壓力(MMP)為12.76 MPa,因此在油田上多是CO2非混相驅(qū),預(yù)計(jì)采收率是CO2混相驅(qū)的50%。此外,油田面積大,井?dāng)?shù)多且年代久遠(yuǎn),部分井可能在淡水含水層泄露,增大了污染機(jī)率。

目前已在油田一個(gè)大型斷塊獨(dú)立閉合、中等強(qiáng)水驅(qū)油藏中,完成了重力泄油為主的非混相注氣現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)。主力產(chǎn)層是盆地下白堊紀(jì)Albian Paluxy層,重度23 API,黏度23 mPa·s。頂部和兩翼的滲透率較低 (10～500 mD,1 mD=1.02×10-3μm2),河道底部較高 (2～6 D,1 D=1.02μm2)。由于注入水黏度遠(yuǎn)低于原油黏度且孔道形狀復(fù)雜,出現(xiàn)了注水指進(jìn)和注入水在原油下方流動(dòng),采出程度為35%后生產(chǎn)井達(dá)到經(jīng)濟(jì)界限,但仍有大量剩余油圈閉在低質(zhì)量河道砂巖上部和兩側(cè)。非混相注氣可使氣體與原油形成巨大密度差,使氣體與原油接觸面平整化,在重力泄油的作用下,注入氣使未驅(qū)替油流入高質(zhì)量河道底部,從水平井中采出。早期研究用力學(xué)模擬模型和三維地質(zhì)多孔模型,依據(jù)模型推導(dǎo)單井和區(qū)塊模擬。油藏模擬表明,在試驗(yàn)區(qū)河道砂注氣有良好應(yīng)用前景,結(jié)果較理想 (3年后可提高5%OOIP,10年后10%OOIP以上)?，F(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)中,在油藏條件下平衡注入氣、產(chǎn)油與產(chǎn)水量,保持穩(wěn)定氣頂。沿河道砂底部鉆2口水平井,在沒有大量錐進(jìn)的條件下成功產(chǎn)油,套管井測(cè)井觀察到原油飽和度不斷降低。

(2)聚合物驅(qū)

聚驅(qū)可改善垂向剖面,提高流動(dòng)控制來增加原油采收率,流動(dòng)比和泄露問題都較注CO2等氣體的問題小。烏德拜砂層也較適合聚驅(qū) (油層溫度63℃,硬度100×10-6,黏土含量低,地層離子交換能力較低,可避免降低聚合物水溶液黏度),但成本較CO2等氣體高。油田從上世紀(jì)80年代先后進(jìn)行了多次聚驅(qū)調(diào)剖和驅(qū)油試驗(yàn),如1982年戴西·布羅德福得試驗(yàn)區(qū),1984年 W.H.塞勒礦區(qū)和1985年金尼 I.L.#70區(qū),其中1984年的 W.H.塞勒礦區(qū)效果較好。

該礦區(qū)位于油田最南端,面積3.9 km2,產(chǎn)層是1 111.52 m深的烏德拜砂層,重度38～40 API,滲透率 622 mD,原始油藏壓力為 11.17 MPa,產(chǎn)量來自連通性和滲透率較差的薄砂層和透鏡狀砂層。1983年,該區(qū)出現(xiàn)注入水大量突破。1984年7月,從20口注水井注入聚合物水溶液,10月份將17口注水井轉(zhuǎn)為注聚井。試驗(yàn)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,優(yōu)先堵塞高滲透層,使注入水向波及率差的低滲透層流動(dòng),產(chǎn)量再次穩(wěn)定。聚驅(qū)前,含油量急劇減少;注聚8個(gè)月后,含油量大幅度回升;聚驅(qū)前,礦區(qū)流度比為0.67,注聚后接近0.21[6-7]。

(3)水平井注水采油

東得克薩斯致密砂巖油藏NH薄層單元,在注水45年后嘗試運(yùn)用水平井技術(shù)提高原油產(chǎn)量。該單元位于盆地中部,面積約20.65×106m2,由4個(gè)油層組成,埋深2 400 m,孔隙度12%,滲透率2 mD,含油飽和度72%,產(chǎn)層厚5.5 m。1946年從東向西行列注水。1991年后東部地區(qū)全部水驅(qū),預(yù)計(jì)采收率57%;西部未全水驅(qū),預(yù)測(cè)采收率40%。采用數(shù)值模擬方法模擬了水平井應(yīng)用。初期采用單井模型,評(píng)價(jià)證明有利后進(jìn)行全油田模擬。結(jié)合經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià),確定用一口水平生產(chǎn)井和一口水平注水井,水平段均457 m,預(yù)測(cè)生產(chǎn)井6年可產(chǎn)油11×104t,比無注水井多產(chǎn)3.5×104t,注水量是直井3～5倍。1991年秋鉆水平井。由于井筒污染和注入井砂巖油藏發(fā)育差,水平井5個(gè)月后停注,用3口直井注水保持油藏壓力。水平生產(chǎn)井產(chǎn)量較理想,日產(chǎn)油25 t,含水15%,20個(gè)月內(nèi)已累計(jì)產(chǎn)油1.64×104t[8]。

3 結(jié)論

(1)東得克薩斯油田和大慶油田同屬世界級(jí)別的大型非均質(zhì)多層高含水砂巖油田,在幾十年開發(fā)中都采取了注水開發(fā)、強(qiáng)化采液、加密鉆井及非混相注氣驅(qū)、聚驅(qū)、水平井注水采油、EOR等措施,開發(fā)思路有很多共性。

(2)東得克薩斯油田設(shè)計(jì)最終采收率超過80%。高采收率源自有利圈閉、高質(zhì)量油藏、高等級(jí)原油、低剩余油飽和度、有利地層傾角、密井距、活躍含水層驅(qū)動(dòng)支持等。

(3)東得克薩斯先天條件優(yōu)越,但長期開采不衰與有效的開發(fā)技術(shù)和管理措施有關(guān),該油田也是石油史上政府和作業(yè)商攜手管理成功的油田之一。油田注水研究開展早且技術(shù)成熟,無論是初期產(chǎn)出水回注還是人工注水,都實(shí)現(xiàn)了油田有效和高速開發(fā)。受成本和經(jīng)濟(jì)因素制約以及政府因素,EOR技術(shù)只在油田水驅(qū)程度弱、低滲、連通性差的局部開展試驗(yàn),未得到大規(guī)模應(yīng)用。

(4)東得克薩斯油田開發(fā)過程中的一些失敗和教訓(xùn),如競(jìng)爭(zhēng)性生產(chǎn)破壞油氣田資源和市場(chǎng)供求平衡,都值得注意和借鑒。

(5)東得克薩斯油田已進(jìn)入特高含水開發(fā)后期,大規(guī)?？碧?、開發(fā)等活動(dòng)逐年減少。當(dāng)?shù)劂@井和研究重心已轉(zhuǎn)移到盆地中棉花谷致密氣藏,計(jì)劃用氣體來補(bǔ)充油田能源。

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2010-04-16)