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油井“复活”记
探秘中国石油葡北天然气重力混相驱重大试验
  新闻来源:石油商报 2023-03-17 09:26  

  作为股份公司天然气驱油与储气库协同建设的4个项目之一,葡北天然气重力混相驱重大开发试验实施以来硕果喜人,在吐哈油田成功“复活”了一批关闭多年的油井。

  这是该油田稀油进入高含水开发后期,老油田转变开发方式的一次革命性的尝试与探索,对于油田稀油后续提高采收率具有里程碑式的指导意义。

  昨天 探路气水交替混相驱

  吐哈油田葡北油田北依新疆维吾尔自治区博格达山,南邻火焰山,最早发现于1993年7月。这里的原油密度小、黏度低、挥发性强、油质轻,且埋藏比较深、原始地层压力高,更为重要的是油气伴生。

  采用何种开采工艺才能实现高效开发?油田开发工作者在广泛调研、深入思考后,把目光锁定在天然气混相驱。

  天然气混相驱是通过向油藏中注入天然气,与地下原油经过多次接触实现混相,有效消除界面张力,提高原油的流动性,实现超高驱油效率,从而达到大幅提高原油采收率的一种技术。

  当年,天然气混相驱技术在国外已经相当成熟,但在国内还没有先例。为了打破国外技术封锁,油田科研人员与石油院校联合科研攻关。这项技术是国家“九五”期间石油科技的重要攻关项目。

  1995年5月,葡北油田完成三间房组油藏气水交替混相驱开发概念设计。

  1997年7月,葡北油田完成开发方案设计研究。

  1998年,葡北油田完成产能建设,并充分利用油田伴生气作为注入气开始实施水交替混相驱开发,成为我国第一个规模注气项目,填补了国内油田天然气混相驱开发的空白。

  注气混相驱大幅提高了葡北油田三间房组油藏的采油速度和采收率。2006年,葡北油田最高采油速度超过6%,采收率达到40%,创下吐哈油田最高采收率纪录,取得了良好的经济效益,同时形成了8项注气开发配套技术。

  然而,受气源不足的影响,2006年8月,葡北油田三间房组油藏停止注气混相驱开发,转为注水开发。在注水开发过程中,葡北油田三间房组油藏主力油层出现大面积水淹情况。

  截至2019年底,葡北油田三间房组油藏采出程度达到44.9%,综合含水率高达95%以上,曾经生产的34口油井基本全部关井,油田整体处于濒临废弃状态。

  今天 上马天然气重力混相驱

  蹚出高含水油藏提高采收率新路径

  处于高含水期的葡北油田,还能不能进一步挖掘剩余油,让濒临废弃的老油田重新焕发生机?

  2018年,中国石油集团开发专家和油田研究人员利用葡北油田紧邻西气东输“大动脉”、有充足气源的地理优势,创新提出了在葡北实施天然气重力混相驱开发的技术思路,以期葡北油田三间房组油藏原油采出程度在目前44.9%的基础上再提高20~25个百分点,达到65%以上。

  什么是天然气重力混相驱呢?吐哈油田勘探开发研究院常规油气开发研究中心主任、《葡北油田天然气重力混相驱重大开发试验》的主要编写人戴立波说,葡北天然气重力混相驱是结合前期成熟的混相驱技术,考虑葡北油田的构造特征,提出的“重力驱+混相驱”两种提高采收率技术优势互补的新开发思路。

  天然气重力混相驱与天然气混相驱又有何区别?吐哈油田企业首席专家徐君说,此次实施的天然气重力混相驱与1998年天然气混相驱的区别主要在于注气位置不同。如果把地下的含油构造比作一个倒扣的大锅,前期混相驱的注气位置主要在锅底或者锅中间,仅能发挥混相驱超高驱油效率的优点,而天然气重力混相驱选择在构造高部位,也就是锅的顶部注气,能在混相驱超高驱油效率的基础上,更好地发挥顶部重力驱波及体积大的优势,从而达到更大幅度地提高采收率的效果。

  项目通过优化工艺技术和“井筒+地面”一系列水合物防治工艺技术,适应了高压、高液、高气量和强腐蚀四大苛刻条件,设计出五级安全智能识别和控制系统。通过建立井口—管柱—环空三位一体安全保障体系,满足重力混相驱长期高压、稳定、安全运行要求。通过充分借鉴国内已运行储气库设计方法和现场经验,确保注采井安全长期注采气、老井满足储气库再利用要求。

  项目发挥重力驱扩大波及体积与混相驱超高驱油效率的双重优势,3注29采井网,根据人工气顶形成与推进速度,油井由高到低依次开关井生产,预计提高采收率20.6%。

  2019年12月完成建设,2020年4月顺利启动注气。2022年,项目日均注气13.5万立方米,油套压持续上升,7口一线油井开井全部自喷,累计增油过万吨,特高含水期油藏注气提高采收率取得了新突破。

  明天 加快天然气重力混相驱与战略储气库协同建设

  在运行过程中,葡北重力混相驱重大试验取得了阶段性的认识:一是见效快,增油效果显著。二是注入气与地层原油发生了混相。三是注入井气顶初步形成,达到方案设计要求。

  同时,研究人员对项目推进获得了宝贵的经验启示:维持较高地层压力,保证气腔稳定推进;不同井组采用不同的开发技术对策;完善注气开发井网,确保气驱前缘均匀推进;适时开展资料录取工作,尤其是试注试采测试,明确了强注强采的参数要求。

  目前,天然气重力混相驱主要集中在葡北1块,正在向葡北2块推广。以葡北油田重力混相驱为核心,由北向南、由深到浅,辐射形成台北西部天然气驱区带建设,积极构建“玉果—葡北—火焰山注气提高采收率区带”建设新格局,形成吐鲁番管理区的注气提高采收率“压舱石”工程。其中,2023年葡北2块将实施整体注气混相驱开发。

  葡北油田天然气重力混相驱重大开发试验不同寻常之处在于不仅提高了原油采收率,而且注入的天然气还能为葡北战略储气库做好储气准备,以实现提高采收率与战略储气库联动效益开发,为葡北油田长期可持续发展奠定基础。这就要重力混相驱与战略储气库协同建设。

  项目建设伊始,面临的形势异常严峻。单一的提高采收率项目,需10年采油,5年回采气,常规的储气库建设为30年的运行年限。而作为协同建设项目的葡北天然气重力混相驱提高采收率与战略储气库,则有着预计40年的协同运行周期。加之葡北油田剩余油经过混相驱、水驱多项措施后,挖潜难度很大,工况条件复杂苛刻,对相关作业提出了更高安全要求。

  吐哈油田对葡北油田三间房组油藏具备形成次生气顶开展重力驱的地质条件进行了全面评价,通过钻井和采油工程进行质量要求论证。按照联动建设的技术思路,油田研究人员借鉴温吉桑储气库群建设取得的经验和认识,编制完成《葡北油田天然气重力混相驱+战略储气库群重大开始试验方案设计》。

  协同建设、分阶段实施后,葡北油田油气资源将得到充分释放,采收率再提高20~25个百分点。

  科技创新是吐哈油田发展的动力源泉。从气水交替混相驱到天然气重力混相驱,油田开发技术人员聚焦重大关键领域,强化关键核心技术攻关,推动科技成果转化,努力以高质量科技供给为油田高质量发展提供技术支撑。

 
  【作者: 郭亚冬 张斌】 关闭窗口
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