勝利西部油氣產量變化趨勢及開發接替技術

王學忠

（中石化新疆新春石油開發有限責任公司,山東東營 257000）

2021年,是勝利油田入疆找油25周年。勝利西部是一個專用名詞,特指中國石化勝利油田在準噶爾盆地登記的礦權區塊。勝利西部97%的產量來自春風油田,其余產量來自外圍試采井。春風油田作為中國石化“十二五”期間唯一投入整體開發的五千萬噸級儲量油田,開發伊始即確立建成百萬噸原油生產基地戰略目標,并且在2015年如期實現了既定目標［1］,迄今已在百萬噸級規模穩產7 a,2021年產油130×104t。勝利西部“十四五”期間能否高質量發展,既取決于滾動擴邊建產成效,也取決于老區開發接替技術的突破,因此,準確把握產量變化趨勢非常重要。在春風油田產量變化趨勢分析的基礎上,開展了開發接替技術研究。為方便敘述,本文引入一個常數c,數值上等于勝利西部2015年的產油量。

1 油田開發現狀

1.1 油藏類型

準噶爾盆地西緣車排子凸起春風油田新近系沙灣組淺層高滲透疏松砂巖特超稠油油藏探明儲量150c,油深160～750 m,儲層巖性以細砂巖為主,油層單一且厚度很薄,僅2～6 m,油層溫度很低,只有23～34 ℃,油藏溫度下原油黏度為15 000～90 000 mPa·s。原油中飽和烴與芳香烴占80%,膠質與瀝青質占20%,屬于非常罕見且珍貴的環烷基稠油［2］。

春風油田火山巖裂縫型油藏探明儲量60c,構造上位于車排子凸起紅—車斷裂帶附近,含油層系為石炭系,屬含油井段較長的普通稠油底水油藏。石炭系頂面遭強烈剝蝕,總體呈西北高、東南低的單斜形態。排61 井855～949 m 井段日產油5 t,發現石炭系火山巖裂縫型普通稠油油藏。之后,陸續發現排66等6個區塊。

春風油田西南部排10 西區塊鉆遇7 個沙灣組薄層稀油砂巖油藏,探明儲量3c,油藏埋深1 600～1 700 m。東南部永進地區鉆遇侏羅系薄層稀油異常高壓砂巖油藏,控制儲量30c,油藏埋深為5 600～6 400 m。

1.2 開采方式

針對春風稠油區塊埋藏淺、厚度薄、原油黏度大、無法有效動用的難題,在學習借鑒前人經驗的基礎上,創新形成了氮氣、降黏劑輔助水平井蒸汽熱采開發技術（水平井、降黏劑、氮氣和蒸汽復合開發技術,簡稱HDNS技術）［3-4］。與直井相比,水平井井段位于油層內部,與油層接觸面積增加,能夠降低熱損失,提高吸汽能力。將油溶性降黏劑以前置段塞形式注入地層可以有效降低近井地帶原油黏度和屈服值,起到降低注汽壓力的作用。氮氣導熱系數低,可降低地層熱損失。2009 年7 月在排601-平1 井首次開展HDNS 吞吐并取得產能突破,峰值日產油量49 t,第1 周期產油量為2 666 t,周期油汽比0.89,與直井蒸汽吞吐試采相比,單井周期生產時間從20 d 增加至270 d,周期產油量提高了15 倍,周期油汽比提高0.81。其余試采區塊采用天然能量開發。

1.3 開采狀況

從2010 年開始,勝利西部應用HDNS 開發技術投產了排601、排6 南等15 個淺薄層特超稠油油藏,動用儲量75c,累積油汽比0.45。應用130 t/h 循環流化床鍋爐,注汽干度達99%,稠油熱采產出水做到資源化利用。油井投產前均采取防砂措施,采用注采一體化管柱,上提光桿注汽,下放光桿采油。盡管資源較差（油層很薄,原油黏度很高）,熱采油汽比不是很高,仍然實現了效益開發。投產水平井539 口,占勝利西部油井數的44%,日產油量占54%,累產油量占61%。其核心技術“薄儲層超稠油高效開發關鍵技術及應用”獲2020年度國家科學技術進步獎二等獎。立足于精干的油公司模式,勝利西部經營績效在勝利油田開發板塊中排名第一,最高地質儲量采油速度達到5%,目前保持在1.6%的較好水平,近年來SEC 儲量穩步增長,儲量替代率保持在120%左右。

勝利西部石油采收率19.6%,綜合含水78.4%,累產油量9.8c。按照油藏類型評價,2021 年稠油熱采地質儲量占80%,可采儲量占90%,年產油占85%,累產油占90%,綜合含水79.4%。斷塊油藏（稀油及火山巖普通稠油）地質儲量占14%,可采儲量占8%,年產油占13%,累產油占9%,綜合含水32.9%。低滲透油藏地質儲量占5%,可采儲量占2%,年產油占比2%,累產油占1%,不含水。稠油熱采地質儲量、可采儲量、年產油所占比例均超過80%,累產油占90%。斷塊油藏和低滲透油藏采用天然能量開發。2018 年以來,超稠油微生物采油、火山巖普通稠油及稀油常規開采產量所占比例穩定在10%。

2 產量變化趨勢研究

2.1 勝利西部整體產量變化趨勢

繼春風油田規模開發和薄淺層儲層預測技術成熟之后,通過滾動擴邊持續建產（例如排691塊投產新井82口,建成產能12×104t/a［5］）,春風油田產量呈上升態勢（見表1）。

表1 春風油田歷年產量構成

勝利西部2021 年綜合遞減率為15.6%。2010—2015 年,新井投產井數較多,稠油熱采單井產量呈上升趨勢,2016 年以來,規模建產區塊逐步減少,老井產量處于舉足輕重的地位,稠油熱采單井產量呈逐年下降的趨勢（見表2）。稀油、火山巖普通稠油依賴于天然能量開發,近三年來,單井產量有所下降。

表2 勝利西部單井產量變化

2.2 稠油熱采區塊產量變化趨勢

2.2.1 稠油熱采區塊整體產量變化趨勢

2021年,春風稠油熱采區塊綜合遞減率16.5%。排601區塊2016—2018年產油1.22c,2019—2021年產油0.93c。排601-平1 井2009—2015 年產油1.7×104t,2016—2021 年產油1.0×104t。通過時間拉齊,對2016 年之前投產的熱采區塊進行分析,第1 年產油42.4×104t,第2 年產油103.1×104t,第3 年產油114.9×104t,第4 年 產 油108.8×104t,第5 年 產 油88.6×104t,第6年產油77.7×104t,產量從第4年開始下降（見圖1）。從春風稠油熱采井單井產量變化趨勢（見圖2）看,平均單井峰值日產油9 t,開采十年后,平均單井日產油已低于4 t。

圖2 春風稠油熱采井單井產量變化趨勢

為進一步了解早期老井產量變化趨勢,從春風油田蒸汽吞吐開發數據庫中篩選單井累產油超過2×104t 且年產油峰值產量出現后正常生產超過8 a的油井,共64 口井。上述64 口井到2021 年底平均單井累產油2.5×104t。多數井在投產當年或者投產后的第二年,年產油量達到峰值,之后遞減趨勢明顯,64口井平均單井峰值年產油4 597 t,7 a之后,平均單井年產油降至1 646 t（見圖3）。

圖3 春風稠油熱采高產井平均單井年產油量變化趨勢

上述64 口井中單井年產油最大值為7 668 t,采用歸一化方法,對所有年產油量數據除以7 668,得到無因次化的年產油量,表3 展示了其中11 口井的無因次年產油量。64 口井平均無因次年產油量變化趨勢見圖4。

表3 春風油田部分高效井無因次年產油量

圖4 春風稠油熱采高產井無因次年產油量變化趨勢

2.2.2 典型稠油熱采單元產量變化趨勢

排601 南區塊投產油井155 口（水平井133 口,直井22 口）,建成生產能力24.7×104t/a。蒸汽吞吐第一周期單井峰值日產油33.3 t,平均單井日產油18.9 t,含水33.4%,周期產油840 t,油汽比0.62。2021 年12 月,排601 南平均單井日產油3.7 t,含水82.7%,采油速度1.68%,采收率33.8%,儲采比6.6。從歷年產油量變化趨勢（見圖5）看,總體開發效果不錯。同時,2017年以來,排601南區塊產量遞減趨勢很明顯。

圖5 排601南區塊年產油變化趨勢

排6 南區塊整體采取HDNS 技術開發,井距150 m,排距140 m,生產井水平段長度200 m,篩管完井。投產水平井47 口,峰值年產油9.2×104t。2021年產油5.3×104t。該區塊平均單井累產油1.7×104t,其中8口井單井累產油超過3×104t。

2.3 火山巖油藏產量變化趨勢

排66 井井身結構采用表層套管+油層套管,懸掛打孔套管,1 109～1 230 m 井段負壓深穿透射孔,日產油12 t,不含水,50 ℃脫氣原油黏度769 mPa·s。2022 年3 月,排66 井日產油6 t,含水22%,累產油3.2×104t。實施排66塊以水平井為主的產能建設方案,采用天然能量開發,建成產能8×104t/a。

火山巖普通稠油新井投產初期平均單井日產油12 t,2021年產油8×104t,累產油32×104t,采收率8%。平均單井日產油由開發初期的12 t 下降為2021年的4 t左右。

2.4 中淺層稀油砂巖油藏產量變化趨勢

春風油田排10 西稀油油藏建成產能11×104t/a,采油速度5%。新井投產初期平均日產油20 t,該類油藏2021 年產油11×104t,累產油56×104t,采收率45%。

該類油藏儲層地震反射呈“強振幅類亮點”特征,頂凸底平,油砂體形態與地震振幅屬性具有較好的對應關系,能夠通過地震屬性有效識別油水邊界。油砂體儲量規模普遍很小,只能用“小而肥”來形容。巖性以綠黃色飽含油細砂巖為主。50 ℃脫氣原油黏度1 mPa·s。各油砂體油水界面統一,邊水體積是含油體積的45～90 倍,自噴生產。其中,蘇1-2 井累產油5.3×104t,日產油保持在10 t,不含水；蘇1-13 井累產油4.6×104t,日產油仍保持在21 t,不含水。利用數值模擬技術對排10 西砂體見水開發趨勢進行預測,通過調整產液量,有效減緩水侵速度,延長無水采油期,平均單井日產油穩定在12 t左右。

2.5 深層稀油砂巖油藏產量變化趨勢

永進地區深層天然裂縫較為發育（見圖6、圖7）,局部發育高滲層（永301 井巖心滲透率375 ×10-3μm2）。地層壓力系數1.5～1.9,油層壓力高達130 MPa,屬異常高壓砂巖油藏［6-7］。原油中含有豐富的溶解氣,在如此地層高壓條件下,天然氣能否以液態存在于油藏中尚不清楚。新井投產初期平均單井日產油30 t,自噴生產,不含水。7 口井試采獲得高產,2021 年產油3×104t,累產油7×104t,采收率6%。

圖6 永1井巖心照片（5 875.58～5 882.52 m）

圖7 永301井微裂縫照片（巖心鑄體薄片，5 545.56 m）

永3-側平1 井于2018 年投產,油壓46 MPa,日產油61 t,不含水,累產油3.4×104t,累產氣1 050×104m3。2022 年3 月,日產油26 t,不含水。采用旋進旋渦流量計計量。永進3-斜2 井生產層有效厚度為14 m,油層壓力系數1.9,2021年8月投產初期,油壓28 MPa,日產油46 t,2022 年3 月,日產油35 t,累產油8 028 t。試采證實,異常高壓對油井自噴高產非常有利。

3 開發接替技術

3.1 熱采油藏開發接替技術

2021 年,稠油熱采產量占勝利西部產量的88%,加強稠油開發接替技術攻關,確保稠油穩產非常重要。稠油熱采井平均單井日產油已降至4 t,綜合含水超過80%,而且蒸汽吞吐屬于降壓開采,地層壓降超過3 MPa,地層壓力由開發初期的5 MPa降至2 MPa 附近。如果不改變開發方式,沒有較大規模的新區產能建設投入,春風油田老區穩產將面臨很大挑戰。環烷基稠油儲量僅占世界已探明石油儲量的2.2%,春風超稠油是優質環烷基原油,煉制的產品附加值非常高,但對環烷基稠油的保護性開發尚未引起足夠重視,并且除蒸汽熱采之外,大幅提高環烷基稠油采收率的技術尚未找到,因此,有必要系統深入地開展環烷基稠油開發的接替技術研究。

3.1.1 超淺層水平井熱采技術

勝利西部探區垂深最淺水平井獲工業油流。春風油田排609塊薄淺層超稠油埋深180 m,油層厚度只有3 m,油水關系很復雜。應用淺層短半徑水平井鉆井技術,排609-平2 井垂深188 m,252～417 m 水平段鉆遇165 m 油斑級細砂巖。采用割縫篩管完井,注蒸汽1 000 t,氮氣1.2×104m3,降黏劑8 t,峰值日產油11 t,生產周期45 d,周期產油321 t。第二周期注汽1 400 t 后開井生產,峰值日產油9 t,第二周期生產時間69 d,周期產油240 t。排609-平2 井的成功初步證實此技術可行,可推廣儲量1c,新鉆水平井20口。

3.1.2 熱化學驅技術

熱化學復合提高采收率技術是稠油蒸汽吞吐后期進一步大幅提高采收率的重要接替技術。針對多輪次吞吐后產量遞減較快的難題,在借鑒春風油田排601北蒸汽驅經驗的基礎上［8］,開展排612熱化學驅技術研究。排612 區塊埋深290～310 m,有效厚度6 m,地下原油黏度37 000 mPa·s,原始地層壓力3 MPa。投產油井302 口,以直井為主,井距140 m×200 m,最高年產油34×104t,2021 年產油降至18×104t,采出程度15 %。平均單井日產油由峰值的7 t降至1.5 t,綜合含水超過90%。

排612 熱化學驅試驗確立了“熱（蒸汽）、劑（降黏驅油劑、泡沫劑）、氣（氮氣）”復合增效技術,覆蓋儲量1.2c,設計9個反九點法井組,3 a后轉反五點法井網。試驗前,地層壓力1.2 MPa,現場已實施4 個井組。2021年6月以來,排612塊已實施4個井組熱化學驅先導試驗,通過接替降黏、深度調剖、擴大汽腔,初步見效井10 口,階段油汽比0.13。該技術突破后可推廣儲量100c以上。

3.1.3 老區加密技術

在借鑒克拉瑪依油田汽驅經驗的基礎上,開展了春風油田排601南區塊淺薄層超稠油加密蒸汽驅技術界限研究,攻關超稠油加密蒸汽驅提高采收率技術。水平井周圍動用程度高,井間剩余油富集,加密井型為水平井和直井,有效厚度大于6 m。試驗井組位于排601南區塊中部,油深570～610 m,有效厚度6～8 m,地層溫度脫氣原油黏度50 000～100 000 mPa·s,井距120 m×120 m,綜合含水82.8%,采出程度22.1%。在春風油田排601 南區開展井網加密調整,規劃加密井53 口,預計新建產能7.9×104t。先導試驗區地質儲量47×104t,加密后井距60 m×120 m,加密井數為5 口水平井、4 口直井,井網形式為排狀井網,加密井蒸汽吞吐2 a 后轉蒸汽驅。先導試驗區已有6 口加密井順利完鉆,其中排601-平607和排601-平609 井采用HDNS 技術投產成功,平均單井日產油21 t,含水40%。

3.1.4 蒸汽吞吐、蒸汽驅協同開發技術

蒸汽輔助重力驅油技術（簡稱SAGD）是一種將蒸汽從位于油藏底部附近的水平生產井上方的一口直井或一口水平井注入油藏,被加熱的原油和蒸汽冷凝液從油藏底部的水平井產出的采油方法。SAGD 技術在加拿大一些油田、中國遼河油田和新疆油田廣泛應用,被譽為最先進的稠油熱采技術（見圖8）。參照現行技術標準,春風油田適合SAGD 的區塊很少,但仍在著力推進排601 北SAGD試驗。

圖8 超稠油SAGD開發示意［9］

高含水是值得特別關注的開發現象,春風油田超過10%的油井因為高含水已長期關井,另外超過10%的油井含水超過90%,開發效益變差。作為一次積極探索,通過轉換開發方式,春風油田排601-平38 井停產7 a 后重獲工業油流。 該井在蒸汽吞吐5 個周期后因高含水關井。 重新評價后認為該井地質儲量采出程度為17%,仍有較大開發潛力。借鑒前人超稠油直井-水平井組合蒸汽輔助重力泄油經驗［10］,對相鄰兩口直井注汽,對該井實施蒸汽吞吐。該井2021年7月21日恢復生產,峰值日產油12 t,截至2022 年1 月3 日,連續生產168 d,階段產油1 135 t。之后注蒸汽后日產油穩定在6 t。鑒于春風油田多輪次蒸汽吞吐后采收率只有20%左右,蒸汽吞吐、蒸汽驅協同開發技術應用前景較樂觀。

此外,春風油田排6-平31 井儲層巖性為灰色油斑含礫細砂巖,油層垂深571～576 m,水平段長239 m。地面原油密度0.956 7 g/cm3,地層溫度33 ℃,地層壓力5.7 MPa,地下原油黏度19 683 mPa·s。注汽5 次、注汽7 100 t,已生產9 a,累產油30 071 t,累產水45 421 t,油汽比4.1。2022 年3 月,日產油5.7 t,含水56 %。分析認為,排6-平31 井3 口鄰井對其產生了汽驅效果。

3.1.5 微生物采油技術

春風油田排6-平48 井蒸汽吞吐開采初期由于邊水侵入造成高含水關井,分析認為其油藏條件適合采用微生物采油技術。排6南沙灣組油砂體構造整體呈向南西傾斜條帶分布,構造比較平緩,埋深470～625 m,南面有邊水。2014 年9 月注入微生物菌液+營養液及激活劑后關井反應166 d,2015 年3月15日開井生產,至2016年4月30日生產405 d,增油3 515 t［11］。微生物采油技術在春風油田排6-平49 等15 口井30 井次推廣應用,累增油1.6×104t。適合微生物采油的儲量超過3c。此外,科學家發現新型產甲烷古菌,打破了原油降解產甲烷需要多種微生物參與、調控難度大的傳統認識,將這種古菌注入已枯竭或低品質油藏,使難以開采的石油部分轉化為易于開采的甲烷氣體,并最終處理為天然氣［12］。

3.1.6 小口徑鉆機淺孔取心技術

淺孔取心非常直觀,是油氣開發從業人員的好幫手,成為老區剩余油描述、新區評價新的輔助手段。結合春風油田沙灣組油藏埋藏較淺的實際,完成淺孔取心56 孔,平均單孔進尺402 m。與鉆井取心相比,小口徑鉆機淺孔取心成本低、方便快捷、巖心收獲率高,可以縮短評價周期,降低開發風險。在投入開發12 a 的排601 區塊,原始含油飽和度72%,采出程度15%。淺孔取心鉆遇黑褐色油浸細砂巖,含油飽和度50%～65%,表明剩余油富集（見圖9）。以此為基礎,積極推進井網加密、淺層超稠油挖掘開采和淺層大井眼水平井可行性研究［13］。

圖9 排601-淺5巖心照片（深度523 m，含油飽和度65%）

3.2 火山巖油藏開發接替技術

春風油田火山巖油藏的開發面臨以下挑戰：1）部分井油稠,蒸汽吞吐或微生物采油效果不理想,儲量動用不充分。2）主體部位采用水平井天然能量開發,但采收率僅為8%,比較低。3）部分井儲層裂縫不發育,需要實施儲層改造。

開發接替技術：1）壓裂。排666 井石炭系取心進尺199 m,心長196 m,鉆遇火山巖油斑級油氣顯示66 m。923～1 030 m 中途測試,日產油6 t,不含水。排666 井1 060～1 075 m 井段壓裂后,日產液由1 t增加到12 t,日產油由1.4 t增加到10 t,2022年3月,日產油2 t,含水20%,累產油1.4×104t,累產水4 000 t。春風油田火山巖油藏壓裂增產技術或許值得進一步推廣。2）老井側鉆。與中淺層砂巖油藏儲層預測難度相比,火山巖油藏儲層預測難度更大,老井側鉆成為重要的補救措施。排673-平1 井采用裸眼完井,日產油4 t,2019 年不供液關井。排673-平1 井供液差的主要原因是地層能量不足,而通過加深側鉆可以距離邊底水更近一些,有助于利用天然能量開發。排673-平1 側井投產后,日產油15 t,不含水,累產油4 164 t。繼續鉆探的3 口水平井也獲得工業油流。

3.3 深層砂巖油藏開發接替技術

永進地區深層堅持勘探開發一體化,勘探立足整體控制打輪廓,開發側重內部落實打認識。以提高鉆井速度、儲層描述符合率、油層鉆遇率、一次投產成功率、儲層改造成功率和單井產能為目標,推進勘探、開發、工藝、工程及配套、綜合規劃一體化運行,2021 年完鉆7 口井,鉆遇儲層展布穩定,證實侏羅系齊古組油層大面積分布；但非均質性強,單層厚度2～23 m,取心分析巖性、裂縫差異較大。永進地區僅動用了裂縫發育且天然能量充足的幾個井區,日產油100 t,采收率6%。對于裂縫不發育的井區,深層致密油藏壓裂改造技術尚未突破,永進3-斜1井等3口井壓裂后僅見到油花［14］。由于試采井數較少,單井產量預測難度比較大［15］,初步預測永3-側平1 井近三年內日產油可以繼續穩產在20 t,可采儲量6×104t。目前認為異常高壓和層理縫發育是永進地區深層產能主控因素,重點深化沉積相、層理縫形成機制研究。針對高產區,抓好永3試驗區建設,實施、研究、提升同步推進；針對厚層裂縫不發育區,開展超高壓高溫壓裂工藝攻關,探索水平井密切割壓裂工藝。針對結蠟堵塞井筒難題,采用連續油管解堵成功。此外,設想通過注二氧化碳補充地層能量。

永進地區深層蘊藏豐富的天然氣資源（主要為溶解氣）,有的油井日產氣2×104m3,已實現商品化銷售,未來幾年有望實現油氣并舉。

4 結論

（1）以礦場資料分析為主,研究了勝利西部產量變化趨勢及開發接替技術,同時檢驗了HDNS 技術的應用效果。多數稠油熱采井應用HDNS技術投產當年或者投產后的第二年,年產油量達到峰值,之后遞減趨勢很明顯,綜合遞減率達到15%。勝利西部連續6 a 保持上產態勢,年均上產9×104t,但投產5 a 以上的老井年產油量遞減率在10%左右。一方面新區接替陣地非常復雜,穩步建產難度很大；另一方面由于春風油田石油資源富含稀缺的環烷基稠油,在強調加大開發技術攻關,提高企業經濟效益的同時,更應重視提高采收率。

（2）微生物采油、超淺層水平井熱采技術初見成效。通過轉換開發方式,排601-平38 井停產7 a后重獲工業油流,稠油熱采區塊排612 熱化學驅試驗意義重大,井網加密可行性正在論證過程中。做好井網加密、熱化學驅現場運行,為稠油區塊后期穩產打好基礎,做好技術支撐。小口徑鉆機淺孔取心非常直觀,是油氣開發從業人員的好幫手,成為老區剩余油描述、新區評價新的輔助手段。

（3）永進深層立足于地層異常高壓和溶解氣提供的天然能量實現少井自噴高產,但對需要深抽采油的油井如何實現人工舉升和補充地層能量還比較茫然。對于裂縫不發育的火山巖油藏和深層砂巖油藏如何通過壓裂增產尚需進一步探索。永進地區深層蘊藏豐富的溶解氣,有的油井日產氣2×104m3,已實現商品化銷售。