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世界低渗透油气田开发技术现状与展望

来源:《特种油气藏》 日期:2010-12-10 浏览量:
摘要:低渗透油气田开发成熟技术有注水、压裂、注气等,储层精细描述和保护油气层是开发关键。多分支井技术、地震裂缝成像和裂缝诊断技术、新型压裂技术、注气提高采收率等新技术快速发展,发达国家低渗透油气田勘探开发技术日趋成熟。通过对世界低渗透油气田勘探开发现状进行研究,可实现低渗透油气资源优化利用,改善勘探开发效果,为低渗透油气田的高水平、高效益勘探开发和可持续发展提供理论及实践依据。
  关键词:低渗透油气田;勘探技术;开发技术;现状分析;发展趋势
  中图分类号:TE321
  文献标识码:A
  
  引言
  
  低渗透油藏通常具有低丰度、低压、低产“三低”特点,其有效开发难度很大。低渗储层中油气富集区,特别是裂缝发育带和相对高产区带的识别评价、开发方案优化、钻采工艺、储层改造、油井产量、开采成本、已开发油田的综合调整等技术经济问题,制约着低渗透油藏的有效和高效开发。
  低渗透油田数量很多,储藏着丰富的油气资源,美国、俄罗斯、加拿大等产油国都发现了大量的低渗透油田。如美国的文图拉油田可采储量达到1×108t,加拿大的帕宾那油田石油地质储量为11×108t,可采储量为3×108t。这类油田具有地质情况复杂、开采难度大、产能低和经济效益差等特点。俄罗斯难以开采的石油储量占剩余可采储量的40%以上,从低渗透油藏中采出的石油占全部产量的25%。中国中低渗透原油储量所占的比例越来越高,中国石油天然气集团公司从“八五”期间的59%增长到“九五”期间的67%,“十五”期间则占到了70%左右。
  
  
  1世界低渗透油气田开发技术现状
  
  如何经济有效地开发低渗透油气藏已成为世界共同关注的难题。国外低渗透油田开发中,已广泛应用并取得明显经济效益的主要技术有注水保持地层能量、压裂改造油层和注气等,储层地质研究和保护油层措施是油田开发过程中的关键技术。
  小井眼技术、水平井、多分支井技术和CO2泡沫酸化压裂新技术应用,较大幅度地提高了单井产量,实现了低渗透油田少井高产和降低成本的目的。美国的文图拉低渗透油田和加拿大的帕宾那油田分别采用上述技术成功地开发了地质情况复杂、开采难度大的低渗透油田。国外低渗透油气田开发与开采技术形成了以下技术系列。
  
  1.1低渗透油气藏开发地质理论
  矿物成熟度和结构成熟度低,长石和岩屑含量高,粘土或碳酸岩胶结物多,一般为长石砂岩和岩屑砂岩,石英砂岩少。原生粒间孔和次生溶孔发育,微孔隙多,孔径细小,微孔隙喉道发育,孔隙结构差。基质孔隙具有低孔隙度和低渗透率。储层裂缝发育,严重影响开发效果。储层非均质性强,使含油性差异大。具有压力敏感性,随着压力增大,孔隙和裂缝的渗透率呈负指数函数递减,并具有一定的不可恢复性。含油饱和度低,可动流体饱和度更低,原因为粘土矿物和毛细管的吸附作用,裂缝和溶蚀孔洞提高可动流体饱和度。由于沉移作用造成的岩石颗粒成分、大小、分选、排列、胶结物的成分、含量、胶结类型等因素形成的低孔、低渗储层。由于物源近,沉积物快速堆积,岩石颗粒相差悬殊,分选极差,不同大小颗粒及泥质充填在孔隙中形成的低孔低渗储层。由于物源较远,碎屑物质经过长距离搬运以后颗粒变细,沉积以后形成细粒、孔隙半径小、泥质或钙质含量高的低孔低渗储层。由于沉积后的成岩作用和后生作用形成,包括压实作用、胶结作用和溶蚀作用。使岩石随埋藏深度增大,孔隙体积明显减小,岩石颗粒排列变紧,使储层物性变差。沉积物中的矿物质沉淀作用使岩石变得致密低渗的现象。石英次生加大、碳酸盐胶结作用、硫酸盐胶结作用、沸石胶结作用等。在低孔低渗储层常形成次生溶蚀孔隙,对改善储层的孔渗性有积极作用。裂缝提供了储层基本的孔隙度和渗透率,裂缝提高了储层的渗透率,裂缝造成储层强烈的非均质性。
  
  
  1.2油气藏描述技术
  包括野外露头天然裂缝描述技术、岩心裂缝描述技术、成像与常规测井裂缝描述、储层生产动态测试资料表征、三维地震、井间地震和井间电磁波等油气藏表征、三维可视化、综合地质研究等技术。油藏描述技术是对油气藏特征进行定性与定量描述、预测,是进行剩余油分布预测和开发决策的主要技术。由于开发决策的内容不同,油藏描述技术和方法也不同,描述内容和精细有差别。对进入中后期开发的老油田,以确定剩余油分布为目的的油气藏描述必须通过集成化的精细表征,提供准确的剩余油分布状况,指导油气田调整挖潜,改善开发效果。
  
  1.3钻井技术
  包括气体钻井、雾化钻井、泡沫钻井、欠平衡钻井技术等。
  欠平衡钻井亦称欠平衡压力钻井,这一概念早在20世纪初就已提出,但是直至20世纪80年代初期,井控技术和井控设备出现使防止井喷成为可能,这种钻井技术才得以发展和应用。
  在美国和加拿大,欠平衡钻井已经成为钻井技术发展的热点,并越来越多地与水平井、多分支井及小井眼钻井技术相结合。在美国,欠平衡钻井占总钻井数的比例已经达到30%,历年数据见图1。
  由于欠平衡钻井技术对降低油层伤害、发现油层、解放油层有着突出的作用和效果,一直得到勘探开发界的重视,低压和低渗透油气藏最好的开发方法是水平井加空气钻井或气体钻井。
  
  1.4完井技术
  完井技术包括裸眼完井、水平井裸眼分段压裂和智能完井管柱。
  裸眼完井法是将套管下至生产层顶部进行固井,生产层段裸露的完井方法。多用于碳酸盐岩、硬砂岩和胶结比较好、层位比较简单的油层。优点是生产层裸露面积大,油、气流人井内的阻力小,但不适于有不同性质、不同压力的多油层。根据钻开生产层和下入套管的时间先后,裸眼完井法又分为先期裸眼完井法和后期裸眼完井法。
  水平井裸眼分段压裂是对完井时未下油层套管的水平油气井进行的一种分段压裂改造,可以提高水平段的孔渗情况,提高储层的渗透能力。
  智能完井管柱,每一个分支的流量可控制,如果某一分支井眼含水超过80%,就关闭这一分支井眼的生产,因此智能完井管柱可以实现分层开采,缓解层间矛盾改善开发效果。
裸眼完井法的操作相对简单,在油田的开发中被广泛应用,水平段裸眼分段压裂技术是对油藏的一种改造技术,可以大幅度提高储集层渗透能力,智能完井管柱在油井开发过程中后期使用,是提高层间开发效果的可靠手段。
  
  1.5油气井类型
  油气井类型包括直井、丛式井、小井眼井、水平井和多分支井。近年大位移水平井、小井眼水平井和多分支水平井等钻井技术获得了迅速发展并大量投入实际应用。采用的技术包括导向钻井组合、随钻测量系统、串接钻井液马达、PDC钻头和欠平衡钻井等。
  (1)水平井。水平井钻井技术是在定向井钻井技术的基础上发展起来的。目前已作为常规钻 井技术应用于各类油藏。水平井钻井成本已降至直井的1.5~2.0倍,而水平井产量则是直井的4~8倍。2006年加拿大地下开采技术研究中发现,水平井(斜井)技术可应用于任何油藏,以大幅度提高油井产量和降低生产成本。
  水平井钻井技术正在向集成技术方向发展,在东德克萨斯和克利夫兰低渗透砂岩气藏中水平井的应用近年逐渐增多,取得了较好的经济效益。
  (2)多分支井。多分支井是在水平井、定向井基础上发展起来的,指在一口主井眼(直井、定向井、水平井)中钻出若干进入油气藏的分支井眼。分支井可以从一个井眼中获得最大的总水平位移,在相同或不同方向上钻穿不同深度的多套油气层。哈里伯顿公司拥有分支井的全套钻井、完井、开采和分支井重新进入等配套技术和工具装备,拥有多数专利技术,技术处于世界领先地位。
  多分支井在油田开发中解决如下问题:一是通过提高井眼与油藏的接触长度,增加泄油面积,来提高井生产能力;二是降低井数,并且减少打井时的地面设备,对于海上油田可减小平台尺寸和重量;三是降低钻井和生产的单位成本,从而降低油田的整体开发成本;四是有效地应用有限的空间;五是减少岩屑和泥浆的排放,减少对环境的污染。
  
  1.6储层增产技术
  包括氮气泡沫压裂、泡沫酸化酸压、水平井裸眼分段泡沫压裂、液态CO2加砂压裂、重复压裂、微聚无聚压裂液、轻型支撑剂可变形支撑剂和加纤维支撑剂、无聚合物CO2压裂、多级压裂。
  在得克萨斯Panhandle油田枯竭致密砂岩气藏中应用斯伦贝谢公司CO2压裂技术后,裂缝半长提高41%,导流能力提高197%,产量提高29%,产层每英尺有效厚度的产量提高164%。作业成本显著降低,其中处理液用量减少18%,冲洗液用量减少25%。由于无需强行起下作业、封隔器润滑和压井,降低了油管安装成本。
  压裂作业成本很高,占总钻完井费用的10%~15%,因此需要采取措施来降低成本。经过研究和开发,压裂工艺由直井压裂发展到重复压裂、斜井和水平井压裂、连续管压裂和小井眼压裂等多种压裂技术,压裂泵注程序也从单级压裂发展到多级压裂。连续管技术带动了压裂新技术的发展。连续管多层压裂技术可以实现在一个井眼中通过一次起下钻处理多个层,减少了起下钻过程,节约了资金和时间。连续管压裂技术方面比较有代表性的有斯伦贝谢公司的CoilFRAC系统和贝克休斯公司的Fastfrac系统。斯伦贝谢公司的CoilFRAC系统,除允许单层隔离压裂外,还可以实现在一个井眼中先进行一个层段的射孔、压裂和封堵作业,完成后上提再进行第2个甚至是第3个层段的压裂作业。
  
  
  1.7驱替方式
  包括弹性驱、注水、注气及水气交替注入(图2)、人造气顶驱、蒸汽驱。目前由于CO2排放引发环境问题,各大石油公司重视和发展CO2驱油技术。美国40%的CO2循环使用,60%埋在地下。
  2008年统计世界低渗透油田EOR项目,油气藏储层渗透率小于50×10-3μm2,EOR总计99个,其中气驱82个,占83%,而CO2混相驱EOR占91%。世界低渗透油田的EOR以气驱为主,CO2气驱项目中以CO2混相驱为主,热采以蒸汽驱和火烧油层为主(表1)。
  值得提出的是,对低渗透油藏,注蒸汽后采收率提高幅度大。一个主要的原因是注入蒸汽时,热量通过热传导作用传递到渗透性较低的地区以及注水波及不到的地区。注蒸汽后油层含油饱和度降低。低渗透储层中残余油饱和度大约在10%左右。热能一旦进入低渗透层,将通过热膨胀作用、汽化作用、降粘作用提高采收率,采收率提高值均
  
  1.8井网加密技术
  应用井网加密技术能够改善油田目前的开发效果,起到减缓产量递减、降低含水上升率、延长油田的经济开采期、实现较长时间的高产稳产、减少储量损失和提高原油采收率的作用。对于多层叠置的透镜状气藏,由于单井泄气面积小,井间加密是提高气藏采收率的技术关键。美国低渗气藏的开发经验表明:通过井网加密,气藏采收率可以提高26%~44%。
  
  2 国外低渗透油田开发实例及经验总结
  
  2.1开发实例
  开发低渗透油田,一般首先利用天然能量开采,以延长无水开采期和低含水开采期。利用弹性能量和溶解气驱能量开采,油层产能递减快,一次采收率为8%~15%。转入注水开发后,二次采收率为25%~30%。美国、前苏联、加拿大、澳大利亚等国低渗透油田首先利用天然能量开采,只有极少数油田早期注水(投产即注水)。天然能量以溶解气驱为主,其次为边水驱和弹性驱。注气为许多低渗透油田二次和三次开采方法,特别是CO2驱油受到国际社会重视,既可以驱油增加产量,又可以实现二氧化碳地质埋存,缓解温室效应。
  (1)帕宾那油田位于加拿大西部,是大面积、低渗透、多油层油田。卡迪姆油藏是该油田最大的砂岩油藏,平均渗透率为24×10-3~μm2。1981~1989年期间,加拿大Occidental石油公司投资1630×104美元进行压裂和钻加密井增产作业。共压裂83井次,平均单井次增加经济可采储量2130m3,共钻加密调整井33口,每口井增加经济可采大于35%。
  储量10930m3,取得了很好的开发效果。
(2)位于美国得克萨斯西部米德兰盆地的斯普拉伯雷油田,是低孔隙度、低渗透率的致密砂岩地层油藏,经过40多年的注水开发,该油田多数区块的采收率低于15%。研究人员开发了以控制油藏动态原理为基础的数学模型,模型结果与产量递减曲线及采收率值实现拟合,认为水驱应在基质渗透率高和裂缝强度大的区块进行,实施后开发效果明显改善。
 2.2经验总结
  (1)要实现低渗透油气田的高效开发,首先在政府层面上,应给予政策优惠,对具有推广价值的技术进行投资研发。20世纪70年代,美国能源部针对低渗透油藏和致密气藏进行了大型水力压裂技术研发与推广,20世纪80年代进行了多井试验,随后开展的“微井眼钻井”项目,目的在于保障国家能源安全,降低企业生产成本和经营风险。美国在30 a的开发实践中,低渗透油田开发技术取得了显著进展,在低渗透油藏的压裂技术等方面均处于世界前列,取得了良好的经济效益。
  (2)石油公司(企业)层面技术发展主要是解决生产中遇到的实际问题,开展多学科成熟技术与新技术的集成配套,注重技术的经济实用性。
  
  3低渗透油气藏开发技术发展趋势
  
  为了高效开发低渗透油气藏,取得较好的经济效益,低渗透油气藏开发应大力发展密井网、油层保护、小井眼、水平井、多分支井、欠平衡钻井、低密度钻井液及大型水力压裂技术等新技术的应用,较大幅度地提高了单井产量,实现了低渗透油田少井高产和降低成本的目的,这些是今后低渗透油田开发的技术发展方向。
  
  4中国低渗透油气田开发建议
  
  提高低渗透、特低渗透油藏有效储层识别精度及相对富集区带筛选;大幅度提高低渗透和特低渗透油藏单井产量,降低开发成本,简化、优化注采工艺与地面集输流程。低渗透气藏的开发方面,向应用大型和巨型压裂提高单井产量的方向发展。超高压气藏开发方面,向着安全钻采、实时监测和测试方向发展。高含硫气藏向防腐、天然气净化及硫的综合利用技术方向发展。水平井、复杂结构并技术成为各类气藏高效开发提高单井产气量的主流开采技术。
  
  5结论与认识
  
  (1)低渗透油田数量众多,储藏着丰富的油气资源,美国、俄罗斯、加拿大等产油国都发现了大量的低渗透油田。
  (2)低渗透油气田开发成熟技术有注水、压裂、注气等技术,小井眼技术、水平井、多分支井技术和CO2泡沫酸化压裂新技术应用,较大幅度地提高了单井产量,实现了低渗透油田少井高产和降低成本的目的。
  (3)储层精细描述和保护油气层是开发低渗透油气田的关键。多分支井技术、地震裂缝成像和裂缝诊断技术、新型压裂技术、注气提高采收率等新技术快速发展。
  (4)世界低渗透油气田勘探开发方兴未艾。发达国家低渗透油气田勘探开发技术日趋成熟。
  (5)通过对世界低渗透油气田勘探开发现状进行研究,可实现低渗透油气田资源优化利用,改善勘探开发效果,为低渗透油气资源的高水平、高效益勘探开发和可持续发展提供理论及实践依据。