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)

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)

從油田地質概況、開發(fā)現狀、開發(fā)指標和采油技術等方面,對東得克薩斯油田開發(fā)以來的發(fā)展歷程和主要開發(fā)措施進行了描述。東得克薩斯油田和大慶油田同屬世界級別的大型非均質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成熟,在政府支持和保護下,輔以封堵、強采、EOR等增產措施,實現了油田的有效和高速開發(fā)。東得克薩斯油田目前已進入開發(fā)晚期,但仍在可持續(xù)開發(fā),并能夠實現“百年油田”的發(fā)展戰(zhàn)略,這對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翼,含油面積約534 km2,原油圈閉白堊系不整合地層尖滅內,儲量來自以分流河道、河流相為主的三角洲沉積構成的上白堊紀烏德拜砂層(表1)。油田發(fā)現于1930年9月。預計原始地質儲量10.26×108t,預計最終可采儲量8.39×108t,設計采收率82%[1]。先后采用含水帶強水驅、產出水回注、注水、聚驅、水平井注水增產及以重力泄油為主的非混相氣驅等技術。2004年底,已累計采油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)東得克薩斯盆地構造形狀 單斜產層時代 上白堊紀有效厚度/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主要產層 白堊紀烏德拜砂層(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 特大地層圈閉型儲層巖性 細粒石英砂屑巖產層厚度/m 0～60.96儲層孔隙度/(%) 25原始含水飽和度/(%) 14.1產層深度/m 1 100～1 200儲層滲透率/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,輕質餾分占35.8%

1 主要開發(fā)指標

1.1 采油量

東德克薩斯油田從1930年投產以來,生產大致可分為三個階段:1931—1955年,年產量大于1 000×104t;1956—1988年,年產量500～1 000×104t;1989年后遞減速度加快,年產量小于500×104t。2000年油田全面水淹后產量降至100×104t以下,2008年年產油54×104t,日產量約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30年代末將產出水回注油藏,50年代回注量與產水量持平 (圖1,50年代后產水曲線和注水曲線吻合)。同期,油田進入高含水期,90年代進入特高含水期。

1.3 油藏壓力

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

1.4 井數、井網/井距

2008年,油田生產井是4 567口,開發(fā)初期最高達到25 829口。受政府保護措施影響,鉆井數逐漸減少。進入開發(fā)末期后,井數限于幾千口。早期開發(fā)中,油水過渡帶井網密度與純油區(qū)井網達到0.018 km2/井[4]。井網密造成資金浪費,但能夠更好認識油藏性質,最大程度消滅死油區(qū)。目前,油田生產井距是135 m,局部地區(qū)為82 m。

1.5 剩余可采儲量和采出程度

東得克薩斯油田的可采儲量、地質儲量、最終采收率與采油工藝的進步和新增儲量有密切聯系。采油工藝的進步可采出更多原油。開發(fā)過程中新發(fā)現的產層充實了油藏儲量 (表2)。

表2 原始地質儲量 (OOIP)、估算最終儲量 (EUR)、采收率 (RF)和剩余儲量的變化

F.P.Wang等根據之前數據取平均值,設定油田地質儲量為9.8×108t,最終可采儲量為7.69×108t。鑒于2007年采出原油7.588×108t,預測剩余油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。據遞減曲線,約980×104t剩余儲量可用現有技術于2030年前采出,這符合上世紀50年代美國專家的預測,可實現“百年油田”的開發(fā)目標和規(guī)劃。但仍有大約5 698×104t未驅替、未波及,死油仍殘留在油藏中,只有少部分剩余可流動油可采出。如何采、在哪里采,都是目前油田最關心的問題[2]。

2 油田開發(fā)歷程及主要技術措施

東得克薩斯油田是一個開發(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和新理念。油田主要生產戰(zhàn)略是沿下傾部位注水、封堵,在油藏性質差且有含水層區(qū)小型注水、小規(guī)模EOR試驗。

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

2.1 上產階段 (1938—1955年)

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

2.1.1 含水帶強水驅

烏德拜層橫向伸展,盆地西側露頭的含水帶被雨水充填,因此油田含水帶水驅十分強大,驅替效果也很理想。

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

2.1.2 產出水回注

油田開發(fā)初期很快見水,壓力遞減快。因此,油田關閉了高產水的邊緣井,用水泥封堵產水層和將產出水回注油層,這些都是延長油田生產周期的重要措施。上世紀50年代后,油田注水量和產水量大致相等,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期。

2.1.3 政府限產

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

2.2 遞減階段 (1956—1988年)

期間,油田產量受配產制 (20世紀50年代)和國際油價上漲 (70年代)的影響而波動,大致是500×104～1 000×104t。1988年底,累計產油6.68×108t,占可采儲量的 80%左右。1970—1976年,油田原始地質儲量的采油速度保持在1%,之后低于1%。生產井數大約10 000口,綜合含水為73%～86%,屬于高含水開發(fā)時期。注水采油為主要開發(fā)技術,輔以強化采液、壓裂等其他增產措施。

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油效果。油田儲層物性良好,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,可將產量提高3～20倍。

2.2.2 強化采液

強化采液可延長油井工作年限,減緩產量下降速度,提高最終采收率。生產數據表明,油田產液量長期保持較高水平,高含水時期后年產液量高達5 000×104t以上?？拷纪夂瓦吔缫矊嵤┝藦娀梢杭夹g,含水98%后關井,使油井長期無水自噴。

2.2.3 增產措施

采取補修套管、堵漏、補孔、酸化、壓裂、檢泵、試驗自動化生產管理等多種增產措施,使東得克薩斯油田年產的遞減率從11%～12%降到7%。

2.3 衰竭階段 (1989—)

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

自20世紀80年代初期,油田就嘗試了聚驅試驗,90年代后增加了多項EOR試驗,但規(guī)模小、地點有限。因為油田物性良好,注水開發(fā)效果顯著,剩余油飽和度低 (13%～18%),而且 EOR成本高,因此經濟上大規(guī)模推廣前景并不明朗。

2.3.1 低產井產油

低產井是指產油期內平均日產量低于2 t的油井 (美國《油氣條例》)。油田單井日產最高為41 t,但無序盲目開采使單井日產急劇下降,目前低于2 t。但油田多數低產井仍持續(xù)穩(wěn)定地生產,這與聯邦政府對低產井的扶持和管理有一定關系,這也是“多開低產井,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

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

(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。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,預計采收率是CO2混相驅的50%。此外,油田面積大,井數多且年代久遠,部分井可能在淡水含水層泄露,增大了污染機率。

目前已在油田一個大型斷塊獨立閉合、中等強水驅油藏中,完成了重力泄油為主的非混相注氣現場試驗。主力產層是盆地下白堊紀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)。由于注入水黏度遠低于原油黏度且孔道形狀復雜,出現了注水指進和注入水在原油下方流動,采出程度為35%后生產井達到經濟界限,但仍有大量剩余油圈閉在低質量河道砂巖上部和兩側。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,注入氣使未驅替油流入高質量河道底部,從水平井中采出。早期研究用力學模擬模型和三維地質多孔模型,依據模型推導單井和區(qū)塊模擬。油藏模擬表明,在試驗區(qū)河道砂注氣有良好應用前景,結果較理想 (3年后可提高5%OOIP,10年后10%OOIP以上)。現場試驗中,在油藏條件下平衡注入氣、產油與產水量,保持穩(wěn)定氣頂。沿河道砂底部鉆2口水平井,在沒有大量錐進的條件下成功產油,套管井測井觀察到原油飽和度不斷降低。

(2)聚合物驅

聚驅可改善垂向剖面,提高流動控制來增加原油采收率,流動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 (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80年代先后進行了多次聚驅調剖和驅油試驗,如1982年戴西·布羅德福得試驗區(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口注水井轉為注聚井。試驗表明,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,產量再次穩(wěn)定。聚驅前,含油量急劇減少;注聚8個月后,含油量大幅度回升;聚驅前,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年后嘗試運用水平井技術提高原油產量。該單元位于盆地中部,面積約20.65×106m2,由4個油層組成,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,預計采收率57%;西部未全水驅,預測采收率40%。采用數值模擬方法模擬了水平井應用。初期采用單井模型,評價證明有利后進行全油田模擬。結合經濟評價,確定用一口水平生產井和一口水平注水井,水平段均457 m,預測生產井6年可產油11×104t,比無注水井多產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個月后停注,用3口直井注水保持油藏壓力。水平生產井產量較理想,日產油25 t,含水15%,20個月內已累計產油1.64×104t[8]。

3 結論

(1)東得克薩斯油田和大慶油田同屬世界級別的大型非均質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)、強化采液、加密鉆井及非混相注氣驅、聚驅、水平井注水采油、EOR等措施,開發(fā)思路有很多共性。

(2)東得克薩斯油田設計最終采收率超過80%。高采收率源自有利圈閉、高質量油藏、高等級原油、低剩余油飽和度、有利地層傾角、密井距、活躍含水層驅動支持等。

(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)技術和管理措施有關,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成熟,無論是初期產出水回注還是人工注水,都實現了油田有效和高速開發(fā)。受成本和經濟因素制約以及政府因素,EOR技術只在油田水驅程度弱、低滲、連通性差的局部開展試驗,未得到大規(guī)模應用。

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

(5)東得克薩斯油田已進入特高含水開發(fā)后期,大規(guī)?？碧?、開發(fā)等活動逐年減少。當地鉆井和研究重心已轉移到盆地中棉花谷致密氣藏,計劃用氣體來補充油田能源。

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

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[5]劉新.東得克薩斯油田提高采收率技術[J].國外油田工程,2006,22(02):1-4.

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

2010-04-16)