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胜利油田不断完善剩余油描述技术,持续创新流场调整技术,确保原油产量稳中有增
守牢高含水油田这个主阵地2024年04月08日 来源:
中国石化报 作者:
于 佳 贾玉涛 王彦磊 尹永华
□本报记者 于 佳 通讯员 贾玉涛 王彦磊 尹永华 草长莺飞,万物苏醒。寒冬过后,地处黄河三角洲的胜利油田依旧活力充沛。在连续6年稳产2340万吨基础上,2023年,胜利油田原油产量再次实现新的增长。 这其中,有一半产量是从水里“捞”出来的。水中捞油是无奈之举,也充满科技含量,是胜利油田努力“端牢能源饭碗”、实现可持续发展的必然选择。 山重水复疑无路 几个月前,胜利采油厂采油管理四区注采401站有口油井“病”倒了。让站长寇江发愁的是,这口含水率99.3%的电泵井,一天采出270立方米液体,只有2吨是油,剩下的全是水。 这种情况普遍存在,胜利油田每日采出液82.5万立方米,其中76万立方米都是水。“高含水”似乎已经成为老油田开发的“标配”。 胜利油田东部油区有50亿吨探明储量。其中,整装油藏和断块油藏储量加起来占一半以上,含水率也是最高的,平均接近95%。 这些水是哪来的?胜利油田高级专家王建说:大部分是油田在开发过程中注进去的。 1964年发现的胜利油田,在开发初期依靠的是地层天然能量弹性开发,随着开采时间越来越久,地层能量开始下降,能量不足最直接的影响就是采不出油。为了保持产量规模,胜利油田从上世纪70年代开始推行注水开发。 给地层注水,既可以把油藏里的原油驱替出来,也起到给地层补充能量的作用,避免地下能量亏空。 大量的水注入地下,加剧了油藏含水率的上升,加上胜利油田地下油藏本身条件复杂,20世纪90年代胜利油田进入了特高含水阶段。 不过水在地下并不是一片汪洋,而是油水共存。王建解释:“石油往往是藏在砂子或泥岩的微小孔隙里,当水把油置换出来后,它们就被留在了里面。” 水,不注不行,注多了也不行。在帮助采油的同时,也给开发带来影响,最直接的表现就是随着油一起采出的水更多了,增加了开发的成本。 怎么从整装油藏“捞”出更多油,稳住这块产量的“压舱石”,是从事整装油藏研究与开发16年的胜利油田勘探开发研究院整装油田开发研究室主任刘丽杰日夜思考的问题之一。在她看来,水多不代表地下没油,目前胜利油田的采出程度只有25.3%,也就是说,仍然有近3/4的油藏在地下。 众里寻他千百度 既然地下还蕴藏着那么多油,那么这些油到底在哪里?又如何找到它们呢? 综合含水率高达97.8%的胜坨油田坨142单元曾遇到开发瓶颈,开发人员利用建模数模一体化构建精细三维地下模型,通过精细油藏描述,刻画储层展布特征,准确刻画地下水流路径和剩余油分布情况,实施调整措施后综合含水率下降1.2个百分点,增加可采储量26.3万吨。 在含水率如此高的情况下还能发现这么多可采储量实属不易,这离不开油田对剩余油的精细研究。 20世纪90年代起,胜利油田开始加强剩余油研究,开发油藏描述技术,并专门针对储层结构、非均质性、断层、夹层等进行研究。“在研究中,我们发现剩余油受这些因素控制。找到这些主控因素,就找到了油。”王建说。 胜利油田创新形成“陆相水驱油藏剩余油富集区研究与开发”理论,有效指导了水平井开发等技术的应用,增加可采储量520万吨,这项成果获得国家科技进步二等奖。 然而仅靠这一技术作用有限,经过一个阶段规模发现后,好找的剩余油基本被“吃干榨净”,剩余油变得更加分散和隐蔽。如何持续稳产的问题再次摆在科研人员面前。 为满足油田开发需要,胜利油田不断完善剩余油描述技术。如今,科研人员通过油井取芯观察油层的特点和结构,利用测井的电测曲线、动态监测,观察和识别油水在地下的分布情况,利用建模数模一体化技术把油藏嵌入模型,并根据事先设置好的地质数据、生产数据,模拟油水在地下的分布情况,为老油田高效可持续开发奠定了坚实基础。 柳暗花明又一村 黄河三角洲国家级自然保护区是我国沿海最大的新生湿地自然植被区,也是数百万只鸟儿的栖息地。 1976年,黄河口发现油田,人们对黄河实施了人工改道,形成今天的流路,从而促进了胜利油田的开发。 刘丽杰没想到参加工作多年后,他们也借鉴这种人工改河道的方式在地下给水改道。 第一个“救活”的是孤东七区西7-25斜更246井组。 2013年,孤东7-25斜更246井组被选中作为油田试验区,开展转流线井网调整试验,1口水井转抽、4口油井转注,科研人员改变了地下的注采关系,把井网流线旋转60度。转流线前,含水率98.9%,单井日产油0.9吨;转流线后,含水率下降1个百分点,单井日增油0.8吨。 王建称,以前水在地下形成大的流路通道后变成“高速公路”,就像人开车一样,出门一定会先选择好要走的路。水如果光走这条路,其他波及不到的地方,油就采不出来了。 科研人员创新形成的这套流场调整技术,通过改变液流方向,通开储层中原来不通的“路”,把水调到原来波及不到的地方,进一步提高采收率。 直到今天,注水开发依然是胜利油田开发的主要手段,依靠水驱开发出来的油,占全年产量的70%以上。“十二五”以来,胜利油田对“特高含水期提高采收率技术”持续攻关,针对效益开发及油田“老龄化”问题,形成系列配套技术,为油藏持续高效开采“延长寿命”。 埕东油田东区曾是高速高效开发的典范,由于油藏水油比高、极端耗水层带规模发育,生产无效益,处于近废弃状态。埕4南区块通过卡封极端耗水层,实施变流线调整,日产油量从8.2吨增至19.9吨,综合含水率下降2.3个百分点,实现效益开发。 目前,该技术已在整装油藏推广应用,覆盖地质储量1.8亿吨,增加可采储量270万吨,提高采收率1.5个百分点。 针对断块油藏,胜利油田采用分类治理的对策,对含油面积大于0.5平方千米的断块油藏采用类似流场调整的分区调控技术,实现复杂断块均衡开发。目前,该技术已在胜利油田20个单元推广实施,覆盖地质储量6900万吨,增加可采储量125万吨。 对于单块含油面积小于0.5平方千米的极复杂断块,因其没有完整的注采井网,油田创新形成注采耦合开发技术,“注时不采,采时不注”,通过交替注采,配套分层注采工艺技术,合理补充地层能量,大幅扩大水驱波及范围,实现小断块油藏经济有效开发。
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