国内外常规稠油油藏开发综述

原创 暗潮  2008-08-03 14:46:09  阅读 555 次 评论 0 条
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摘 要:常规稠油油藏作为一种特殊类型的油藏,已逐渐成为油气储量的增长点,成为重要的勘探、开发目标。因此,有必要对国内外已开发的常规稠油油藏的开发特征进行深入系统的研究,从而能够更有效的对常规稠油油藏进行开采,提高经济效益。概括总结了常规稠油油藏的分布、油藏特征、油藏的开发特征,以及提高单井产能技术、提高采收率等技术。对常规稠油油藏的开发具有指导性的意义。
关键词:常规稠油;开发;综述

  目前世界上常规原油的可采储量预计为1272 ×108m3 ;稠油、特稠油及沥青的可采储量约1510 ×108m3 ,超过了常规原油。有理由预测,随着常规原油产量的递减, 21世纪会以稠油开采为重点,弥补石油能源的不足。有人称“我们正进入一个新的石油时代———重质原油时代”。因此,分析总结常规稠油油藏的分布状况,研究其开发特征,对常规稠油油藏的开发具有重要的现实意义。
1 常规稠油油藏分布概况
国外的常规稠油油田主要油田英国的Cap tain 油田、美国的威明顿油田、Beta油田、亨达顿油田、英格伍德油田(Vickers east油藏) 、小伯法罗、乌津油田、Maracaibo, venezuela湖稠油、hamaca油田等。
中国目前拥有的重油可采储量大约为80亿bbl,产量大约为15bbl/d,中国的稠油主要分布在辽河油田,山东的孤东、孤岛油田,河北大港油田,克拉玛依油田,还有渤海油田。常规稠油油田也分布在上述油田。
2 常规稠油油藏的特征
2. 1 原油物性特征
据我国现行标准,把原油比重> 0. 934,粘度在100mPa·s以上定为稠油(或称重油) 。按照稠油粘度高低及将稠油划分为三种类型分述如下:
普通稠油:脱气油粘度为100~10000mPa·s,比重在0. 9200(22°AP I)以上,这类稠油除进行常规注水开发外,主要还是采用热力法开采,目前注汽技术已在这类油藏取得最好的效果。
特稠油:粘度在(1~5) ×104mPa·s,比重大于0. 9500,采用单井吞吐蒸汽热采国内外均已获得成功。
超稠油( Super Heavy Oil) :粘度在5 ×104mPa·s以上,比重在0. 9800 ( 13°AP I)以上。这种稠油在油层中实际上是不流动的。对这类稠油的开采,技术难度很大,注蒸汽开发经济效益很差。
概括而言,稠油油藏具有埋藏浅,粘度大,胶结疏松,样品易散。即“浅、稠、松、散”等特点。对稠油本身来说,它与常规稀油不同,主要特点如下:稠油中轻质镏份很少,多小于10% ,一般仅5%左右,但沥青胶质含量很多。通常,稠油粘度及比重随沥青胶质含量的增高而增加;稠油粘度对温度变化非常敏感,总的规律是随温度升高粘- 温曲线呈下滑抛物线急剧降低;稠油中含硫量很低,一般< 0. 8%。石腊含量也较低,通常在5%左右。
2. 2 地质特征
常规稠油油田一般属河流相沉积,其沉积微相细分为:主水道微相、砂坝微相、天然堤微相、河漫滩微相、分支水道微相。油层埋藏浅,一般较浅都小于2600m,其中绝大部分埋深为1000~1500m。地层压力及温度低。气油比低,饱和压力低,地饱
压差低,如大港羊三木油田地饱压差只有0. 58mPa。
油层物性好,胶结疏松,非均质严重,非均质系数一般在0. 7以上,胜利的孤岛油田高达1. 55~2. 57。平均孔隙度一般大于30% ,空气一般大于渗透率1μm2 ,胶结物以泥质为主,泥质含量较高,多数超过10% ,出砂严重。
3 常规稠油油藏的开发方式和开发策略
目前,国内外的常规稠油油藏主要开发方式是冷采,也即注水开发,包括我国的胜利、大港、辽河及渤海等油田,以及国外的Cap tain油田、威明顿油田、Beta油田、Maracaibo, venezuela 湖稠油、hamaca油田等,前苏联有少数油田采用注热水开采。在开采策略方面大多数油田基本相同主要表现在以下几方面。井网布置方面,对于用直井开采的油田在开发初期一般采用反九点正方形井网,主要是有利用后期的调整,如胜利的孤岛、孤东、埕东的油田,渤海的各油田等,但目前由于油藏描述技术的提高,钻井新技术的应用,许多油田都应用不规则井网,如英国的Captain油田。
3. 1 储量动用策略
由于各稠油油藏的油层分布特点及地理位置和开发策略的不同,使得其储量动用策略有所差异。
(1)对于大多数具有油层跨度大的层状稠油油田,采用一套层系开采,先动用主力油层,然后再动用薄油层,如胜利的孤岛油田、大港的港西开发区等,在开采过程中采用逐层上返,或轮采等方式。
(2)对于储量很集中,具有大厚主力层的油田,其开采策略是以大厚主力层为基础开展开发井网的布置,以开采大厚层为主,如大港的羊三木油田、渤海的埕北油田、英国的CAPTAIN油田等。
(3)对于具有油层跨度不大的层状稠油油田,采用一套层系开采,可动用所有的油层,海上油田的开发基本上采用该方式。
(4)对于含油井长,含油层数多且薄,平面上迭加连片,油气的富集主要受构造控制,具有多套油水组合的油田,采用的是逐层上返不断动用,补充产能。如辽河的海外河油田,具有典型的代表。
3. 2 开发阶段的划分及其特点
据能得到的国内外常规稠油油藏的资料来分析,其开发阶段的划分与不同开发阶段的特点有许多相似之处。这主要是由油藏的地质特点和流体性质及开发方式决定的,由于在这些方面都有其相似性。
油田的开发阶段一般分为天然能量采油阶段、低含水采油阶段(开始注水开发) 、中高含水采油阶段、特高含水采油阶段。
(1)天然能量采油阶段:此阶段油田一般属产能建设期,油
田产量上升,地层能量丰富。此阶段的开发时间一般为2~3年,少数达4年。辽河的海外河边底水油田在开发初期便开始注水。
(2)低含水采油阶段(开始注水开发) :此阶段主要采取分区
投注,逐步提高注采比,恢复地层压力。分层注水,区别对待,减缓层间矛盾。开发特征表现为含水上升快(有的含水上升率高达10%以上,如大港的港西三区二断块) 、采油指数降低、产量递减加快。
(3)中含水采油阶段:此阶段属油田的主要开发阶段,油田主要的可采储量都有此阶段采出。该阶段油田的主要措施和策略有:
①加密调整注采井网,完善和强化注水系统,控制含水上升;
②细分开发层系,加密调整注采井网,减缓层间干扰,改善开发效果;
③保持较高的地层压力水平,增大泵径,提高单井产液量;
④特高含水采油阶段:加强油藏精细描述,深化对剩余油分布的认识,继续实施控制含水上升的综合治理措施,开展聚合物驱提高采收率。
4 提高单井产能方法
提高单井产量的方法主要是通过油层的泄油面积的增加、油层的改造、增加流体流动性能、强化采油等方法。Cap tain油田使用水平井技术,水平段长度达1400~2200m,其产量比原直井高9倍多,同时采用大功率电潜泵生产,单井产量15000~20000桶/d。Maracaibo, venezuela湖、hamaca等稠油油田同样采用水平井和多分枝技术拟增大产量和提高采收率,我国的渤海油田绥中36 - 1油田2002年开始应用鱼刺型复杂井技术获得成功,单井的产量比直井提高3~4倍。胜利油田的埕岛油田也应用水平井技术。
目前油层改造的方法主要是通过压裂和酸化,这一技术在我国陆上油田广泛应用,渤海油田主要采用的酸化技术,其效果明显。在降粘方面主要是参水加药降粘,如羊三目、港西等油田。化学解堵技术是改善油层流体流动性能的主要方法,该技术在胜利、辽河及渤海油田都有应用,并在渤海取得了很好的效果。
现在大多少油田开发到中后期,下大泵提高排液量,从而达到强化采油的目的,陆上的胜利、大港、辽河等油田的常规稠油都普遍采用了这种方式。油井的举升方式受供液量的限制,有的使用大口径有杆泵,主要是陆上油田。海上油田均使用电潜泵、电潜螺杆泵等。
5 完井方式及防砂工艺技术
5. 1 完井方式
(1)直井的完井:目前直井的完井方式主要有射孔完井、套管砾石充填完井、金属纤维防砂筛管、多孔冶金粉末防砂筛管、多层充填井下滤砂器等方式,对常规稠油油藏目前以套管砾石充填完井最为普遍。
(2)水平井完井:水平井完井主要有裸眼完井(主要用于胶结性好的、强度高的、不需地层封隔的硬地层) 、割缝衬管完井(许多长曲率半径、中曲率半径及短曲率半径水平井采用割缝衬管完井) 、带管外封隔器( ECP)的割缝衬管完井、射孔完井、砾石充填完井。对于易出砂的疏松、稠油地层主要采用砾石充填完井。
(3)复杂井完井:复杂井的完井主要采用裸眼完井、部分裸眼完井(主要是分枝部分裸眼) 、部分下割缝衬管完井(主要是分枝部分) 、全部套管完井等几种完井方式,一般主井筒采用套管,分枝部分采用裸眼或割缝衬管等。
5. 2 防砂工艺技术
由于常规稠油疏松砂岩油藏在渤海湾油区十分发育,渤海、胜利、大港等油田都有大量的常规稠油,特别是渤海油田主要储量均为常规稠油,因此,各油田从开发之日起就开始了对油田的防砂试验研究工作。经过近30年的开发实践,已形成了机械、化学两大类12种防砂技术。
(1)机械类:①绕丝筛管砾石充填防砂;②环氧树脂砂粒滤砂管防砂;③割缝衬管防砂;④预充填双层绕丝筛管防砂;⑤不锈钢金属棉防砂技术。
(2)化学类:①水泥砂浆人工井壁防砂;②酚醛树脂核桃壳人工井壁防砂;③酚醛树脂胶固疏松砂岩防砂;④酚醛溶液地下合成防砂;⑤水带干灰砂人工井壁防砂;⑥涂料砂砾防砂;⑦柴油乳化水泥浆防砂;⑧有机硅防砂。
绕丝筛管砾石充填防砂技术在渤海油田广泛应用,效果明显, Captain油田同样采用此技术,由于完井的成本限制,在陆上的油田多采用化学方式。
6 提高常规稠油油藏采收率技术
对于处于开发后期的常规稠油油田,目前采用的提高采收率方式主要有2种:改变开发策略方法和三次采油方法。
6. 1 改变开发策略方法
(1)合理细分开发层系,改善分层动用状况,提高注水波及体积和注水采收率。(2)加强调整注采井网,提高水驱控制程度和注水采收率。(3)加强注采调整,控制含水升素度,提高采收率。这些方式在孤岛、孤东、埕岛、埕东、港西、羊三目、海外河油田均有应用。
6. 2 三次采油方法
三次采油方式主要有化学驱、热力采油、聚合物驱等方法。胜利孤岛油田1992年在中二北馆5砂层组,开展蒸汽吞吐开采试验,取得了很好的效果。1995年已扩大到中二北馆5、中二中东区馆5、渤21等5个区块,动用地质含量1200 ×104 t,建成产能40 ×104 t。开井111口,单井日产油11. 8 t/d,已明显高于孤岛主力区块单井日产8. 2 t/d的水平。蒸汽吞吐开采大大提高了边部及过渡带稠油的储量动用程度。
注聚合物驱也是孤岛油田的主要提高采收率方法, 截止2001年10月,孤岛油田有注聚区8个,地质储量达9773 ×104 t,设计注入干粉95923 t,预计提高采收率7. 4% ,目前油井开井541口,日油水平4755 t,注聚井317口,日注水平42597m3 ,已累积注入干粉83054 t,累积增油323. 0 ×104 t,已提高采收率3. 3%。投入产出比1∶1. 49。同时总结出初含水低于90%的生产井在注聚开始后提液,注采比在0. 8~0. 9时聚合物驱油效果最佳。
大港的港西开发区在三区四断块实验了聚合物驱油,因效果不理想,未能全面推广。Captain油田在开发方案设计时考虑到今后应用聚合物驱油。美国的威明顿油田在开发后期实施了聚合物驱提高采收率。同时开展了注蒸汽试验、注胶束聚合物试验和CO2驱油矿场试验。
7 结论和建议
深化对常规稠油油藏的特点及开发特点的认识,是当今石油地质、石油工程理论中的一大发展,并且是重要课题。因此现在十分有必要对已开发常规稠油油藏的开发特点进行深入系统地研究,以指导常规稠油油藏的科学开发,进一步提高这类油气藏的开采效益。通过对国内外常规稠油油藏的开发特点的认识,可以得出以下几点结论:
(1)常规稠油油藏一般采用注水开发的开采方式,也有少数油田采用注热水开采。
(2)常规稠油油藏应根据各油藏的油层分布特点及地理位置和开发策略的不同,采取相应的储量动用策略。
(3)常规稠油油藏主要是通过油层的泄油面积的增加、油层的改造、增加流体流动性能、强化采油等方法来提高单井产量。
(4)针对常规稠油油藏胶结疏松,易出砂特点,在钻、完井过程中,对不同的井型应采取不同的完井方式,并且采用适用的防砂工艺措施,改善开采效果。
(5)通过合理细分开发层系,改善分层动用状况,提高注水波及体积和注水采收率。加强调整注采井网,提高水驱控制程度和注水采收率。加强注采调整,控制含水升素度,提高采收率。
(6)通过三次采油方法化学驱、热力采油、聚合物驱等方法提高常规稠油油藏的采收率。(作者:李涛,何芬等)

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