海上埕島油田館上段提液技術政策研究

張巧瑩

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

海上埕島油田館上段提液技術政策研究

張巧瑩

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

針對目前勝利油區埕島油田單井液量低、產油量低的問題展開提高采液量研究。應用油藏工程和數值模擬等方法,研究了該油藏的提液潛力和適合該油藏的提液時機及提液條件。研究結果表明:油藏具備提液的潛力和提液條件,在含水達到70%～80%時提液效果最佳,提液條件是恢復地層壓力到原始壓力的0.85倍,恢復壓力的最佳注采比為1.1,提液最大生產壓差為3.5 MPa。礦場應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效果具有積極的指導意義。

埕島油田;稠油油藏;提液

海上埕島油田館上段為勝利油區的主力產油層之一,屬河流相沉積稠油高滲透高飽和巖性構造層狀油藏。作為海上高投資、高風險邊際油田,全面開發十年來,為勝利油田的持續、穩定發展做出了應有的貢獻。近幾年產量遞減率達10%,預計到設計平臺使用壽命期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,繼續開采的難度非常大。在盡可能短的時間內多采出油,是該油田海上開發的重要策略[1-2]。本文將圍繞埕島油田已有開發井網進行提液穩產增產研究,最大程度提高有效開發期內的開采效果,充分利用海上現有資源。

1 提液可行性

1.1 物質基礎

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,按照標定采收率 30%,仍有17.7%的可采儲量未被采出,這為油田進行提液提供了充足的物質基礎。

1.2 無因次采液指數隨含水變化規律

從埕島油田館上段巖心相滲透率實驗資料得到的無因次采液、采油指數與含水關系(圖1）可以看出:隨著含水的上升,無因次采液指數不斷增加;當含水達到80%以后,無因次采液指數開始快速增長,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與含水關系的特點。

到2008年12月,埕島油田館上段油藏綜合含水58%。根據無因次采液、采油指數曲線分析,無因次采液指數為1.8,相應理論日液應為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,油井射開多個油層,層間滲透率非均質性嚴重,通過提液放大生產壓差,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,達到增加出油厚度,提高產量的目的[5]。

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

2 提液時機

利用Eclipse數值模擬軟件,建立多層層間滲透率非均質一維兩相概念模型,進行不同含水率下提液時機的研究。模型寬150 m,長300 m,平面網格步長 10 m,總網格節點 15×30×5=2 250,模型參數取值于館上段油藏主要參數值(表1）。考慮油藏目前實際生產壓差0.9～1.2 MPa,模型以1.0 MPa的生產壓差進行生產,分別在含水率達到 35%、45%、55%、65%、70%、80%、90%時提液,將生產壓差放大到1.5 MPa,預測15年。從不同提液時機采出程度隨時間變化結果(圖2）看,與不提液相比,在含水 35%～90%時分別實施提液措施后,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。從不同提液時機與評價期末采出程度關系曲線(圖3）看,在含水率80%處曲線有明顯拐點。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%之前實施提液。圖4為不同提液時機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。因此,綜合考慮,含水70%～80%為最佳提液時機。

3 提液保障措施

3.1 模型區建立

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

圖2 不同含水率提液時機采出程度—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 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 不同提液時機與采出程度關系曲線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的開發方式。由于注水滯后,目前地層壓力在飽和壓力附近。當地層壓力低于飽和壓力時,原油脫氣,地層油的黏度迅速增大且出現了油、氣、水三相滲流,導致無因次采油指數下降,會對提液產生不利影響。因此,需要恢復地層壓力[6-7]以保障提液。

采用1.2的注采比恢復壓力至10.5、11.5、12.5、13.5 MPa四種方案,優化地層壓力保持水平。方案對比結果表明(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特點的需要。因此,合理地層壓力應保持在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測指標對比Tab.2 The forecasting index comparison of different pressure level scheme

3.3 恢復壓力的最佳注采比

數模設計1.1、1.2、1.3三種注采比方案,恢復地層壓力至11.5 MPa。方案對比結果表明(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,高注采比會加強儲層的非均質性,導致注入水沿著高滲透層發生水竄,不利于提高水的掃油效率,注水利用率降低。因此,應采用1.1的注采比恢復地層壓力。

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

4 提液最大生產壓差

提高油井排液量主要是通過降低油井井底壓力,增大生產壓差來實現的[5]。在保持11.5 MPa的地層壓力下,根據油層埋深及生產井段長度,通過電潛泵采油工藝計算[8],最低井底流壓應控制在7.5～8 MPa。因此,設計生產壓差為2.5、3、3.5、4 MPa四套方案,對提液最大生產壓差進行優化。

選擇中區內壓力保持水平較高(11.5 MPa）的埕北11井區為模型區,含油面積6.57 km2,儲量1 677×104t,總井數43口井。運用VIP數值模擬軟件進行模擬研究。數值模擬結果(圖5、圖6）表明:隨著生產壓差的不斷增大,日產液量明顯提高;壓差從3.5 MPa放大到4 MPa時,初期產油量增加明顯,但后期產油量與壓差3.5 MPa方案基本吻合,增油優勢不明顯,說明提液幅度過大,使注入水過早突破高滲透層,并進一步形成無效循環注水,造成含水上升過快,影響開發效果。因此,最大生產壓差應為3.5 MPa。

5 應用效果

根據上述研究結果,油藏整體提液后,預計平臺設計壽命期末(2012年）采出程度比按目前生產趨勢可提高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至11.5 MPa,不能實施整體提液,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,陸續選取13口井進行換大泵提液試驗。統計結果表明,換泵前排量在45～67 m3/d,生產壓差為0.9 MPa,平均單井日產油能力10 t,日產液能力46 m3,綜合含水78.2%;換泵后泵排量在 100～150 m3/d,生產壓差達到了 1.7 MPa,平均單井日產油能力20.7 t,日產液能力107.2 m3,綜合含水80.2%。換泵后日產液能力提高61.2 m3,日產油能力提高10.7 t,累計增油9.2×104t,取得了很好的開發效果。實踐證明,增加采液量是該油藏提高產量、改善開發效果的有效增產措施。

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

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

6 結論

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

(2）考慮一套層系開發,射開多個油層,含水達到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。數值模擬研究結果表明,采用1.1的注采比恢復地層壓力至11.5 MPa,開采效果最佳;提液最大生產壓差為3.5 MPa。

(4）綜合分析油井的供液能力和開采狀況,優選單井實施提液,近幾年埕島油田的應用實踐表明,提液措施已經初見成效,大幅度地提高了單井產能,對油田穩產起到重要的作用。

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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年畢業于中國石油大學(華東）油氣田開發工程專業,獲工學碩士學位,現從事油田開發綜合研究工作。E-mail:dkyzqy@slof.com。