1 油藏开发现状
1.1稠油油藏开发现状
中石化稠油油藏主要分布在乐安、单家寺、井楼、古城、八面河等油田,共包括212个开发单元,动用含油面积569.87km2,动用地质储量9.25×108t,占本次调查动用地质储量的16.3%,标定可采储量2.04×108t,标定采收率22.0%。投产油井8434口,开油井6059口,单井日油3.3 t/d,单井日液26.5t/d,综合含水87.6 %,年产油709.7×104t,已累产油1.42×108t,地质储量采油速度0.77 %,地质储量采出程度15.4%,可采储量采出程度69.8%;投注井1091口,开注水井878口,年末日注水平8.47×104 m3/d,单井日注96.5 m3/d,年注水3137×104m3,累注水6.63×108m3。投产蒸汽吞吐1988口,开井1173口,年末日注汽水平8829 m3/d,年注汽436×104m3,累注汽4833×104m3。稠油油藏包括了注水开发、热力驱、化学驱、天然水驱、弹性开采等5种方式,主要以热力驱和注水开发为主(表1)。
表1 稠油油藏不同开发方式开发现状表(2007年底)
开发方式 | 单元数 个 | 动用地质储量 | 可采储量 108t | 采收率% | 投产油井 口 | 开油井 口 | 日油水平 104t/d | 含水 % | 年产油 104t | 采出程度 % | ||
值 108t | 占% | 地质储量 | 可采储量 | |||||||||
注水开发 | 63 | 2.79 | 30.1 | 0.56 | 19.9 | 1673 | 1352 | 0.40 | 90.9 | 154 | 13.9 | 69.8 |
热力驱 | 104 | 4.25 | 46.0 | 0.77 | 18.2 | 5300 | 3452 | 1.07 | 83.7 | 377 | 10.9 | 60.0 |
化学驱 | 10 | 1.26 | 13.7 | 0.56 | 44.2 | 715 | 607 | 0.29 | 91.7 | 107 | 40.2 | 90.9 |
天然水驱 | 23 | 0.64 | 6.9 | 0.10 | 16.4 | 473 | 416 | 0.15 | 88.8 | 50 | 7.6 | 46.5 |
弹性开采 | 12 | 0.31 | 3.4 | 0.05 | 14.6 | 273 | 232 | 0.08 | 63.9 | 23 | 4.0 | 27.2 |
小计 | 212 | 9.25 | 100 | 2.04 | 22.0 | 8434 | 6059 | 1.99 | 87.6 | 710 | 15.4 | 69.8 |
1.2热力驱油油藏开发现状
到2007年底,中石化股份公司采用注蒸汽热采方式动用单元97个,累积动用稠油储量41576(37146)×104t,年产油372×104t,累积采油4560×104t,采出程度10.9%,累积油汽比0.65t/t,综合含水83.7%,标定可采储量7514×104t,采收率18.0%(表2)。
表2 中石化热采稠油开采现状表
分公司 | 单元数 | 动用储量 104t | 可采储量 104t | 采收率 % | 投产井数 口 | 开井数 口 | 日液水平 t/d | 日油水平 t/d | 综合含水 % | 年产油 104t | 累产油 104t | 采出程度 % | 累注汽 104t | 累计油汽比 t/t |
胜利油田 | 76 | 36437 | 6576 | 18.00 | 3511 | 2037 | 54620 | 8630 | 84.2 | 315 | 4154 | 11.4 | 5769 | 0.72 |
河南油田 | 16 | 3108 | 633 | 20.36 | 1494 | 1175 | 6701 | 1288 | 80.8 | 46.6 | 357 | 11.5 | 1198 | 0.30 |
江汉油田 | 5 | 2112 | 306 | 14.47 | 151 | 131 | 1159 | 273 | 76.4 | 10.5 | 49 | 2.3 | 93 | 0.53 |
合计 | 97 | 41657 | 7515 | 18.00 | 5156 | 3343 | 62480 | 10191 | 83.7 | 372 | 4560 | 10.9 | 7060 | 0.65 |
2 稠油热采提高采收率技术
2.1蒸汽吞吐井网加密技术
从1995年开始,河南油田就开始着手加密吞吐可行性论证、蒸汽吞吐加密技术界限研究、先导试验和工业化应用。1996-2001年间在井楼油田零区、一二区、三区共投产加密井63口中,加密井年产油量达到了井楼油田年产油量的17.4%以上,加密井最高年产油量达到了井楼油田年产油量的26.75%,大大减缓了井楼油田产量的递减幅度。目前173口加密井累计吞吐1081周期,平均单井吞吐6.2周期,累计注汽89.0×104t,累计产油26.9×104t,综合含水76.3%,采注比1.28,油汽比0.30,取得了较好的开发效果。五个热采加密区块覆盖地质储量241×104t,新增能力7.5×104t,增加可采储量32.5×104t,提高采收率13.5%。
胜利油田针对中深层稠油油藏热采老区采出程度低、采收率低的矛盾,加强密闭取芯井测试分析和加密技术界限研究,实现吞吐加密提高采收率。孤岛油田中二北Ng5稠油为普通稠油油藏,1992年投入注蒸汽吞吐开发,于1997年和2002年对中二北Ng5热采区进行加密,井网由200×283m加密成141×200m。1997年中二北Ng5完钻的加密井,初期日产油13~14t/d,同期周围老井平均日油水平9~10t/d,2002年中二北西部完钻的加密井,加密井初期效果较好,日产油水平12.3t/d左右,同期周围老井平均日产油水平6.1t/d,是其2倍左右。目前中二北共钻加密井46口井,加密的实施有效遏制了区块产量的递减,可增加可采储量82×104t,提高采收率8.1%。目前胜利油田加密井网13个单元,覆盖地质储量5263×104t,新钻井196口,新增能力46×104t,增加可采储量302×104t,提高采收率5.7%。
2.2热化学吞吐技术
以提高驱油效率、泄油区压力、扩大蒸汽波及体积为目的,河南油田在国内首次研究开发了由NS、表面活性剂和碱复配而成的新型蒸汽增效剂,并在配汽站内建造了加药流程,取得了较好的应用效果。该技术自2000年进入矿场试验,先后在井楼、古城、新庄、杨楼油田进行现场实验。针对不同区块、不同性质的原油进行降粘剂筛选、评价试验,通过试验将原来的单一配方扩展到目前的四种增效剂配方,完善了增效剂配方,进一步拓宽了该技术的适用范围。截止2008年2月共实施推广202井次,核实增油3.14×104t。
2.3蒸汽驱技术
河南油田浅层稠油汽驱先导试验
为进一步提高浅层稠油油藏的采收率,在蒸汽驱可行性研究基础上,在井楼油田零区和古城油田泌浅10断块进行了蒸汽驱开发试验。
1987年9月开始井楼油田零区试验区蒸汽吞吐试验,1990年12月转入蒸汽驱阶段,截止1995年12月底,蒸汽驱试验5.1年,蒸汽驱单井注汽速度30-50t/d,蒸汽驱阶段已累积注汽13.59×104t,产油3.31×104t,综合含水83.8%,采注比1.5,油汽比0.24,采出程度23.5%,平均年采油速度4.6%。截止目前,零区试验区“吞吐+汽驱”采出程度52.6%,平均年采油速度6.34%,油汽比0.352,综合含水73.6%,采注比1.34。
古城油田泌浅10断块小井距蒸汽驱先导试验区,有四个反九点井组,4口注汽井,26口采油井。试验区于1989年4月投入蒸汽吞吐开采,于2000年12月转入蒸汽驱。蒸汽驱阶段,历时2.4-3.6年,注汽压力3-6MPa,注汽速度100-150t/d,累积注汽9.2906万方,累积产油2.6336×104t,综合含水75.3%,油汽比达0.28,采出程度达15.6%,采注比1.15,预计蒸汽驱可进一步提高采收率27.5%,最终采收率达52%左右。
胜利油田孤岛中深层稠油蒸汽驱
与国外蒸汽驱筛选标准对比,胜利稠油属蒸汽驱边际油藏,开发难度大,体现在油层埋藏深(主要在900~1400m),不能保证井底高干度注汽;边底水活跃,油藏吞吐降压易造成水淹,汽驱效果差。
到2007年底,胜利油田先后在单2先导试验区、草20Ng2、草南评价区、孤东九区西、和近期在单83、垦东53等区块进行蒸汽驱,一般比吞吐提高采收率20%左右,取得较好的开发效果。
如孤东九区西,油藏埋深1320~1400m,油层厚度11~18m,50℃原油粘度2000~5000mPa•s,水油体积比小于1.5,边底水不活跃。1997年10月对6个200m的不规则七点法井组,38口油井,采用吞吐+间歇蒸汽驱方式,蒸汽驱储量271×104t。实施间歇蒸汽驱后,单元平均日产油稳中有升,平均增加4t/d左右,全区产油量8年保持相对稳产,累计增油25.8×104t,同时间歇蒸汽驱使边水推进受到抑制,含水上升速度由13.1%降为1.4%,预测采收率达到36.5%,相比吞吐开采增加20.9%。
2.4水驱普通稠油注蒸汽技术
到2007年底,胜利油田主要在孤岛渤21断块、南区等6个单元实施普通稠油水驱转吞吐,覆盖地质储量2071×104t,新钻井155口,新增产能37.8×104t,增加可采储量232×104t,提高采收率11.2%。
孤岛渤21断块原油粘度1500~3000mPa•s,地层粘度95mPa•s左右。1996年8月在原行列式注采井排间钻新井44口,实施蒸汽吞吐试验,老采油井继续生产,注水井停注。新井吞吐平均日产油8t/d左右,是同期常规投产新井的1.8倍,是老采油井的3倍,第一、第二周期产油量分别为2325t和1802t,油汽比分别为1.35和0.82t,蒸汽吞吐阶段单元日油水平达到了历史的最高值,水驱转吞吐取得较好效果,预测吞吐采收率31.2%,比水驱提高采收率15.5%。
3 稠油油藏采收率状况分析与评价
依据中国稠油分类标准,结合中石化股份公司热采稠油油藏的实际情况,以边底水活跃程度为标准,将热采稠油可划分成活跃边底水和弱、无边底水两种油藏类型,同时依据原油粘度,每种油藏类型又进一步划分成普通稠油、特稠油和超、特超稠油三种亚类,原油粘度范围分别为80~10000mPa•s、10000~50000mPa•s和50000mPa•s以上。目前股份公司热采稠油动用活跃边底水和弱、无边底水油藏储量相差不大,分别占46.6%和53.4%。活跃边底水油藏以特稠油为主,开发单元21个,动用地质储量1.33×108t,占总动用地质储量的31.9%,年产油50×104t,采出程度15.2%,综合含水88.7%,标定可采储量2429×104t,采收率18.3%;弱、无边底水油藏特稠油以普通稠油为主,开发单元34个,动用地质储量1.43×108t,占总储量的34.3%,年产油185×104t,采出程度10.7%,综合含水82.3%,标定可采储量2846×104t,采收率19.9%(表3)。总的来说,边底水越活跃,标定采收率越低,随着原油粘度增加,标定采收率下降。
表3 热采不同稠油油藏类型开采现状表
油藏类型 | 单元数 | 动用储量 104t | 比例 % | 可采储量 104t | 采收率 % | 综合含水% | 年产油 104t | 采出程度% | |
活跃边 底水 | 普通稠油 | 15 | 5245 | 12.6 | 942 | 18.0 | 84.7 | 52 | 8.9 |
特稠油 | 21 | 13276 | 31.9 | 2429 | 18.3 | 88.7 | 50 | 15.2 | |
超、特超稠油 | 1 | 894 | 2.1 | 89 | 10.0 | 96.8 | 4 | 8.4 | |
小计 | 37 | 19415 | 46.6 | 3460 | 17.8 | 88.3 | 105 | 13.2 | |
弱、无边 底水 | 普通稠油 | 34 | 14307 | 34.3 | 2846 | 19.9 | 82.3 | 185 | 10.6 |
特稠油 | 22 | 6617 | 15.9 | 992 | 15.0 | 73.5 | 62 | 5.8 | |
超、特超稠油 | 4 | 1318 | 3.2 | 217 | 16.5 | 79.1 | 20 | 8.0 | |
小计 | 60 | 22243 | 53.4 | 4055 | 18.2 | 80.5 | 267 | 9.0 | |
合计 | 97 | 41657 | 100.0 | 7515 | 18.0 | 83.7 | 372 | 10.9 |
4 热力采油提高采收率潜力评价
4.1稠油油藏提高采收率潜力
依据提高采收率潜力评价标准,结合股份公司各油田稠油油藏特点和目前开采现状,在油价60美元/桶和80美元/桶下,对热采的97个单元逐块进行吞吐加密、热化学吞吐和蒸汽驱潜力评价,同时对非热采的普通稠油单元逐块进行水驱转热采潜力评价。
(1)吞吐加密提高采收率潜力评价
近年来河南油田浅层稠油油藏绝大多数已经进行过加密,下步加密的潜力较小,当油价80美元/桶时,可部署加密井80口,覆盖地质储量177.8×104t,增加可采储量25.3×104t,提高采收率14.2%。
目前胜利和江汉油田稠油热采一般采用200×283m井距,吞吐井距偏大,具备较大加密潜力。根据政策界限测算,当油价80美元/桶时,可部署加密井1445口,增加可采储量1325×104t,提高采收率3.8%。
(2)热化学吞吐提高采收率潜力评价
依托成熟的热化学吞吐技术,可在河南油田浅层稠油油藏和胜利油田高含水井实施热化学吞吐。根据政策界限测算,当油价80美元/桶时,可实施2300口,增加可采储量345×104t。
(3)蒸汽驱提高采收率潜力评价
依据蒸汽驱潜力评价标准,股份公司可实施蒸汽驱单元56个,覆盖地质储量23215×104t。根据政策界限测算,当油价80美元/桶时,增加可采储量4546×104t,提高采收率19.6%,实施蒸汽驱单元整体采收率可超过40%。
(4)水驱转热采提高采收率潜力评价
依据普通稠油水驱转热采潜力评价标准,股份公司符合条件的单元有38个,可覆盖地质储量16595×104t,当油价80美元/桶时,需新钻热采井1215口,增加可采储量3548×104t,提高采收率21.4%。
综上所述,在80美元/桶条件下,中石化通过稠油热采可新增可采储量9789×104t,提高采收率16.8%(表4)。
表4 中石化稠油热采潜力汇总表
油价 $/bbl | 目前开发方式 | 单元数 | 地质储量 104t | 调整方向 | 单元数 | 覆盖储量 104t | 标定采收率 % | 井数 口 | 增加可采储量 104t | 覆盖储量提高采收率 % | 提高采收率% | 最终采收率% |
60 | 热采 | 97 | 41657 | 加密 | 69 | 35237 | 17.3 | 1099 | 1068 | 3 | 12.8 | 30.8 |
热化 | 1840 | 283 | ||||||||||
汽驱 | 56 | 23215 | 21 | 3967 | 17.1 | |||||||
水驱 | 38 | 16595 | 转热采 | 38 | 16595 | 14.9 | 998 | 3053 | 18.4 | 18.4 | 33.3 | |
合计 | 135 | 58252 | 17.1 | 3937 | 8371 | 14.4 | 31.5 | |||||
80 | 热采 | 97 | 41657 | 加密 | 69 | 35237 | 17.3 | 1525 | 1350 | 3.8 | 15 | 33 |
热化 | 2300 | 345 | ||||||||||
汽驱 | 56 | 23215 | 21.8 | 4546 | 19.6 | |||||||
水驱 | 38 | 16595 | 转热采 | 38 | 16595 | 14.9 | 1215 | 3548 | 21.4 | 21.4 | 36.3 | |
合计 | 135 | 58252 | 17.1 | 5040 | 9789 | 16.8 | 33.9 |
注:①上表不含水平井和攻关技术潜力; ②汽驱单元含加密井网提高采收率部分。
4.2稠油油藏提高采收率潜力结果分析
(1)稠油油藏提高采收率潜力分析
稠油油藏动用地质储量92501×104t,目前采收率22.0%。通过潜力评价结果表明,还有进一步提高采收率的潜力:一是通过水驱调整增加可采储量967×104t,二是通过热力采油增加可采储量9789×104t,三是通过化学驱增加可采储量1011×104t。稠油油藏总计增加可采储量11767×104t,提高采收率12.72%。从分阶段看,到“十二五”增加可采储量7106×104t,提高采收率7.7%;“十二五”后增加可采储量4661×104t,提高采收率5.0%(表5)。
表5 稠油油藏提高采收率潜力汇总表
调整方向 | 增加可采储量(104t) | 提高采收率(%) | ||
60$/bbl | 80$/bbl | 60$/bbl | 80$/bbl | |
吞吐加密 | 1068 | 1350 | 1.15 | 1.46 |
热化学吞吐 | 283 | 345 | 0.31 | 0.37 |
蒸汽驱 | 3967 | 4546 | 4.29 | 4.91 |
低效水驱转热采 | 3053 | 3548 | 3.30 | 3.84 |
水驱综合调整 | 914 | 967 | 0.99 | 1.05 |
化学驱 | 971 | 1011 | 1.05 | 1.09 |
合计 | 10256 | 11767 | 11.09 | 12.72 |
(2)分技术成熟度评价结果分析
按热力驱油技术成熟度,将提高采收率技术潜力分为三类,即近期潜力、中期潜力和远景潜力。
近期潜力为推广成熟技术潜力,包括热力采油中吞吐加密和热化学吞吐技术(见表6)。
中期潜力为已经开展先导试验攻关或进一步完善配套技术,有望在10~15年内实现大幅度提高采收率技术的潜力,包括热力采油中蒸汽驱技术。
远景潜力为准备开展的大幅度提高采收率攻关,在15年以后有望实现的潜力,包括热力采油中低效水驱转热采技术。
表6 稠油油藏提高采收率技术成熟度潜力表
调整方向 | 增加可采储量(104t) | 提高采收率(%) | ||
60$/bbl | 80$/bbl | 60$/bbl | 80$/bbl | |
近期潜力 | 1351 | 1695 | 1.46 | 1.83 |
中期潜力 | 3967 | 4546 | 4.29 | 4.91 |
远景潜力 | 3053 | 3548 | 3.30 | 3.84 |
合计 | 8371 | 9787 | 9.05 | 10.58 |
5 稠油油藏提高采收率建议
1)开展热化学驱基础理论研究
热化学驱提高采收率,其理论内涵是在蒸汽驱降粘驱替的基础上,利用化学复合体系降低油水界面张力、减少亲油油层的毛细管阻力,提高蒸汽或热水的驱油效率并降低粘度;高温防窜体系可抑制蒸汽的窜流,降低蒸汽流度、提高蒸汽的波及体积。在此理论指导下,可形成蒸汽/泡沫复合驱油技术、蒸汽/驱油剂复合驱油技术、蒸汽/薄膜扩散剂复合驱油技术、热/聚合物复合驱油等技术。
2)加大关键技术攻关,形成开发技术系列
加大关键技术攻关,如氮气泡沫辅助蒸汽驱技术,水驱后普通稠油油藏转蒸汽驱提高采收率技术,水平井蒸汽驱技术,中深层热化学吞吐技术,浅层稠油蒸汽驱技术,超稠油蒸汽驱技术,形成开发技术系列。
3)分阶段、分层次开展先导试验
“十一五”末开展先导试验:氮气泡沫辅助蒸汽驱先导试验,水驱普通稠油转蒸汽驱先导试验,水平井蒸汽驱先导试验,浅层稠油蒸汽驱先导试验,蒸汽后热化学驱提高采收率先导试验。“十二五”期间开展先导试验:SAGD先导试验,水淹稠油油藏热化学辅助蒸汽驱提高采收率先导试验,敏感性稠油油藏蒸汽驱先导试验,中低渗稠油油藏蒸汽驱先导试验,薄层稠油蒸汽驱先导试验。“十二五”之后开展:常规油藏化学驱后蒸汽驱提高采收率先导试验,热采辅助化学先导试验,催化裂解先导试验。(作者:雷江西 凡哲元)
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