辽河油田二次开发技术探索及实践.doc

辽河油田二次开发技术探索及实践摘要:二次开发是辽河油田针对油田开发形式及技术发展状况提出的全新开发理念,是指当油田按照传统方式开发基本达到极限状态或已接近弃置的条件时,采用全新的概念,采用新的“四重”技术路线,重新构建油田新的开发体系实施再开发,大幅度提高油田最终采收率,最大限度地获取地下油气资源,实现安全、环保、节能、高效开发。 关键词:二次开发;水平井;新海27块;提高采收率 1、二次开发理论体系研究 二次开发是用新的开发理念、新的开发方式、新的开采技术,实现老油田新一轮开发或持续开发,大幅度提高原 油采收率,增强持续发展的资源基础,最大限度地延缓油田递减,增强老区稳产基础。二次开发的主要技术路线就是“新二次采油”和“新的开发方式”。“新二次采油”是继承和创新开采技术,实现低成本二次开发;“新的开发方式”是通过改变驱动类型、驱动方式、渗流方式,实现持续高效开发。 二次开发的基础是在一次开发基础上的继承性开发。其本质区别是,一次开发为全面投入开发,而二次开发则是对剩余储量较大、剩余油相对富集的有利部位或层段采取选择性开发,其目标就是最大限度提高采收率。 2、二次开发主体配套技术研究 2.1水平井及复杂结构井技术 水平井相对于直井具有泄油面积大、生产压差小、钻遇裂缝多等技术优势,是实现油田开发高效高产的一项重要技术支撑,在二次开发研究中,突破水平井技术瓶颈,从水平井开采机理、井型结构对产能影响及井网组合等多个方面开展研究,取得了重大突破,从而实现了水平井及复杂结构井的规模应用,成为二次开发技术体系中的重要组成部分。 2.1.1水平井复杂结构井近井地带流动机理研究 通过室内电模拟实验方法,针对包括水平井、鱼骨刺井等不同井型多分支井的近井地带渗流规律进行研究,从电模拟的角度模拟井眼轨迹参数对不同井型产能的影响,探讨不同井型多分支井近井地带的渗流规律。 (1) 常规水平井等势线分布及影响产能因素分析 常规水平井在水平段近井地带,等势线为同心椭圆簇。在远离水平井处,等压线逐渐接近供液边界的形状。在水平井两端,等势线比较密集;而在其它部分,等压线等势线比较稀疏,几乎平行于水平井井筒。对于某一长度的水平井随着生产压差的增加,在不考虑生产段沿程压力降的情况下,产量线性增加,符合达西定律。在某一生产压差下,水平井产量随水平段长度的增加而增加,而且随水平段长度的增加,米采油指数呈现降低的趋势。 (2) 鱼骨刺井等势线分布及影响产能因素分析 对4分支对称鱼骨刺井与3分支不对称鱼骨刺井近井地带油藏势的分布进行测量,分主井筒生产和不生产两种情况,近井地带油藏势的分布如图2-1所示。等势线均呈现距离井筒近处密集、距离井筒远处稀疏的特点。鱼骨刺井生产时近井地带势的分布与井眼结构有着密切联系,主井筒生产段和分支井眼生产段相互干扰。无论何种井型,随着分支数的增加,鱼骨刺井的产能随之增加,但是增加的幅度逐渐变缓,对对称鱼骨刺井而言,超过6个分支后,产能增加幅度变小,不对称鱼骨刺井的分支数超过4条后,产能增加幅度变小。 (3) 鱼骨刺井等势线分布及影响产能因素分析 分支数为2、3和4的多分支井等势线分别相当于2、3和4个距离很近的水平井叠加。等势线呈现距离井筒近的地方密集、远的地方稀疏的特点,在井的指端较密集,相邻两分支之间较稀疏(图2-2)。产量随着分支数的增加而增加,但是分支数超过3以后增加的幅度逐渐变缓。 通过以上研究进一步认清了水平井开发机理,优化水平井部署设计,打破了水平井设计的技术瓶颈,为二次开发规模实施奠定了扎实的基础。 2.2数字化油藏技术 数字油藏是现代油藏管理技术在信息网络时代的延伸和发展,它是指在统一的数据平台上,利用多学科、多专业研究成果及信息所构建的多维虚拟油藏数据体,是一种对油藏进行数字化、可视化、智能化研究和管理的技术。具体应用可表现为“四个平台”:即数据管理平台、综合研究平台、多学科成果展示平台和协同决策平台。系统采用模块化的分层结构,从数据结构和可视化方式的差异上,主体上划分油藏地下三维可视化子系统(简称地下系统)、油藏地面可视化子系统(简称地面系统)和MIS子系统接口组件。 2.2.1地下三维可视化子系统 多学科共享的海量信息平台,提供数据接口模块,可以加载来自不同软件的勘探、开发业务数据,共享多学科海量信息。真正实现勘探开发一体化,对地震、地质、沉积、储层等多方面成果进行综合分析,减少不确定性、实现多学科协同一体化研究。实时三维决策与汇报,将三维数据体加载到多媒体汇报系统中,在汇报中实时地对三维地震数据、解释成果、波阻抗反演、测井曲线、分层数据、油藏模型等成果进行交互可视化显示和汇报。 2.2.2 地面三维可视化子系统 应用3DGIS技术集成地表相关信息,实现在高清晰度卫星图片上实时观察油田地面村庄、河流、湖泊、沼泽等相关地理信息,并完成与地下油藏相关信息的联接以进行实时交互展示,实现地上和地下目标综合分析,优化井位设计和调整,指导现场生产决策管理。 2.2.3 集成MIS系统: MIS 系统接口组件的安装和运行,可以实现与辽河油田金马油田开发公司信息中心动、静态数据库的连接,满足对油田油藏信息查询和分析的基本需要,并可以与地下、地面系统中相关的钻井信息进行交互显示,为研究人员和决策者提供更加准确、高效、全面的决策信息。各子系统之间以油藏地面可视化系统为中心,在客户端关联MIS展现系统和油藏地下三维可视化系统。它们不仅可以独立运行,而且系统之间相互关联,相互依赖,最终实现油藏信息的共享和互动显示。 3、二次开发技术应用实例 3.1区块概况 海外河油田新海27块构造上位于辽河盆地中央凸起带南部倾没带南端,含油层位为下第三系东营组,含油面积2.3km2,地质储量451104t。 新海27块为一被南北两条断层所夹持的短轴背斜,构造平缓,储层属三角洲平原辫状河沉积,岩性为中粗砂岩和细砂岩。含油层位d1油组,原油粘度具有高密度(0.97810.9811g/cm3)、高粘度(50时19343715mPa.s)的特点,油藏类型为层状边底水普通稠油油藏。该块投入开发至今已13年,采用一套层系、正方形井网、141m井距、天然能量开发,调整前全块共有油井41口,单井日产油0.9t/d,综合含水93.5%,采油速度0.26%,可采储量采出程度80.1%,油田已进入高含水低速采油阶段,常规开采及挖潜措施效果越来越差,开发难度大,油田濒临废弃。3.2精细地质研究 以电测曲线形态、岩性组合、油水组合为基础,标志层作控制,开展地层精细划分,将目的层细分为4个砂岩组、9个小层。开展沉积微相研究,将沉积微相细分为辫状河道、河道砂坝、边滩三种微相。依据四性关系原理,开展测井资料二次解释研究,进一步认识油水分布规律。其中1、2砂岩组为同一套油水系统,3、4砂岩组为另一套油水系统,平面上1、2砂岩组油层分布广泛,平均有效厚度为15.6m,3砂岩组油层分布面积较小,分布在构造高部位,平均有效厚度为15.2m,上下两套油水组合含油幅度均较低,在3040米,油藏类型为层状边底水普通稠油油藏。 3.3一次开发效果评价 新海27块产能高低受含油饱和度影响明显,油藏开发暴露出油藏油水粘度比较大,边底水活跃,直井开发底水锥进现象较严重,井间剩余油难以有效动用,最终采收率低的矛盾,综合运用水驱特征曲线、衰减曲线、童氏曲线、数值模拟等方法对新海27块直井开发方式下水驱采收率进行计算,其结果为15.3%。 该块边底水活跃,天然能量充足。经过12年的开采,压力仍然保持在较高水平。从断块历年测压情况及产液量等资料分析,目前地层压力13.2MPa,总压降仅1.4 MPa,采出1%地质储量压降仅为0.11MPa,压力系数约在0.92。 3.4 二次开发潜力分析 3.4.1油藏剩余油分布规律研究 由于新海27块受边底水的共同作用,油田综合含水已经达到93.5%,综合测井方法、数值模拟法、动态分析法等几种方法研究,总结出新海27块剩余油分布规律:构造高部位水淹程度相对较低,受底水锥进影响,水淹多呈点状分布,井间仍存在较富集的剩余油;构造低部位水淹程度较高,受边底水共同作用,水淹面积连片分布;纵向上3砂岩组水淹程度高于1砂岩组;由于固井质量差造成水窜现象,个别井点仍存在较富集剩余油(图3-1)。 图3-1 新海27块不同层系剩余油量分布图 3.4.2 水平井开发可行性研究 新海27块属于边底水构造油藏,通过利用水平井开发动静态参数对比法进行筛选,该块适合采用水平井开发8,并且目前该块剩余油主要集中在锥间带,利于水平井挖潜。运用Joshi水平井产量计算公式计算,水平井段为300m时,水平井初产为25.3t/d,高出直井产量3-4、7。 式中h油层厚度,m; Bo原油体积系数,小数; o原油粘度,mPa.S; P生产压差,MPa; rw井底半径,m; reh水平井排驱半径,m; 综合以上研究,新海27块仍具备较大的物质基础,并且通过新技术应用能够有效进行二次开发。 3.5 二次开发方式优化 由于新海27块天然能量充足,运用油藏工程方法对水平井热采开发方式下的采收率进行计算,其结果为31%。利用水平井开发,增加波及体积,底水由直井开发方式下的锥进变为水平井开发方式下的脊进,波及系数相应的由0.33提高到0.77。采用热采方式,有效降低原油粘度,增加驱油效率。因此,新海27块合理的二次开发方式为利用天然能量、水平井整体替代直井热采开发。 利用油藏工程、数值模拟以及经济评价等多种方法对水平井轨迹和生产参数进行优化设计,确定水平井水平段长度为200400米最优、水平井段在距离油层顶面1.5米左右、部署的极限油层厚度为6m。 3.6方案实施效果 根据优化结果确定在新海27块部署水平井33口,目前已全部投产,平均初期日产油17.5t/d,超过方案要求12.5t/d的水平,是同期投产直井的7.6倍,初期平均含水60.4%,比直井开发综合含水低30%。断块采油速度由直井开发阶段末期的0.27%上升到最高2.66%,超过直井开发阶段最高水平,含水由93.5%下降到77.4%,水平井阶段采油超过12104t,预计提高采收率15.3%。 参考文献 1胡文瑞.中国石油二次开发技术综述J 特种油气藏 2007年 Vol.14 No.16 2任芳祥.辽河油区老油田二次开发探索与实践J 特种油气藏 2007年 Vol.14 No.16 3黄伟.水平井技术在小构造油藏