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01-解放思想、创新理论、攻关技术-推动

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非常规油气 分层注水 油藏钻采 稠油油藏
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解放思想 创新理论 攻关技术 推动油田开发持续稳定发展 胜利油田分公司地质科学研究院 2011 年 2 月 胜 利 油 田 2011 年 开发技术座谈会发言材料 内部资料 注意保密 1 解放思想 创新理论 攻关技术 推动油田开发持续稳定发展 编写:邴绍献 肖 武 王 滨 颜 子 聂振霞 侯春华 张孝天 丁 利 张金铸 元福卿 吕 琦 刘 利 韦 涛 张世明 初审:李振泉 杨 勇 审核:刘显太 胜利油田分公司地质科学研究院 2011 年 2 月 2 目 录 一、油田 “十一五 ”开发规划执行情况 .................................................... 3 二、油田“十一五”开发工作主要做法 ................................................ 5 (一)解放思想,更新理念,引领油田持续稳定发展 .................. 5 (二)深化理论,攻关技术,支撑油田持续稳定发展 ................ 13 (三)优化论证,增加投入,保障油田持续稳定发展 ................ 30 三、油田“十二五”开发面临的形势 .................................................. 33 (一)陆上水驱 ................................................................................ 35 (二)稠油油藏 ................................................................................ 43 (三)化学驱油藏 ............................................................................ 46 (四)海上 ........................................................................................ 48 (五)西部 ........................................................................................ 49 四、油田 “十二五 ”开发目标及部 署建议 .............................................. 51 (一)指导思想 ................................................................................ 51 (二)开发目标 ................................................................................ 51 (三)部署建议 ................................................................................ 51 3 一、油田 “十一五 ”开发规划执行情况 在中石化股份公司“十一五”上游发展战略目标“东部硬稳定、西部快上产、天然气大发展”的指导下,胜利油田深入分析油田内外发展形势,深刻剖析油田开发潜力和阶段开发规律,充分论证油田发展的基础和条件,提出了“ 一稳、一控、一平衡 ” 的硬稳定 发展 规划目标, 即 “一稳 ”:胜利东部油区 “十一五 ”年均产 油 量稳定在2700×104t 以上; “一控 ”:内; “一平衡 ”:胜利东部油区实现 “十一五 ”阶段储采平衡 ,实现油田的持续稳定发展 。 油田 “十一五”规划目标圆满完成。 ◆ 原油 产量 稳中有增,超规划完成硬稳定目标 。 “十一五 ”以来,胜利油区 东部 原油 产量 在特高含水条件下 稳中有增, 从 2005 年的 2693×104t 增长到 2010 年的 2729×104t, 实现了东部“十一五 ”硬稳定。年均产油 2733×104t,比 “十五 ”阶段超 289×104t,比 “十一五 ”规划超 265×104t, 扭转了自 “九五 ”以来产量持续下降的局面 ,已连续 十年实现了产油量稳中有增,为股份公司“东部硬稳定”目标的实现做出了重大贡献,创造了东部老油田特高含水期持续稳产的开发奇迹。 ◆ 油田发展根基进一步夯实, 自然递减 得到有效控制 “十一五 ”期间, 大力加强油田稳产基础, 胜利东部稀油自然递减 率 持续 下降, 从 2005 年的 降到 2010 年的 是近十年来自然递减率最低的。 4 ◆ 实现 储采平衡 有余,剩余可采储量 保有量持续增长 “十一五 ”期间年均新增可采储量 2880×104t,于“十五” ( 2784×104t、 和 “九五” ( 2796×104t、 ,是 “九 五 ”以来 储采形势最好的 开发 阶段, 已 连续 14 年实现了储采平衡。 胜利东部剩余可采储量保有量持 续增长,由 “九五 ”末的26138×104t,增加到 “十五 ”末的 26677×104t, “十一五 ”末增长到27411×104t,比 “十五 ”末增加了 734×104t,油田可持续发展能力进一步增强。 从 油田开发形势来 看, “十一五 ”油区主要开发指标趋于好转,整体呈良好开发态势 。 表现为: 阶 段累油最高 , “十一五 ”阶段累产油13803×104t, 比 “九五 ”增加了 18×104t,比 “十五 ”增加了 429×104t。 阶段可采储量 增加 最多 , “十一五 ”阶段增加可采储量 15130×104t, 比 “九五 ”阶段多增加 277×104t,比 “十 五 ”阶段多增加 1211×104t。阶段末东部稀油自然递减 控制 最低 , “十一五 ”以来,通过优化新井措施 工作量构成,阶段末自然递减控制在 “十五 ”末 低 百分点 。油水井利用率和注采对应率提高,分别由 “九五 ”末的 高 到 “十一五 ”末的 储量 动用率不断提 升 。 由 “九五 ”末 的 “十五 ”末 的 升 到 “十一五 ”末 的 “十五 ”以来,阶段老区提高采收率幅度增大, “十五 ”老区在 “十五 ”期间阶段提高采收率 “十一五 ”老区在 “十一五 ”期间阶段 比 “十五 ”提高了 百分点。阶段老区年均递减率减小 , 5 由 “九五 ”的 降到 “十一五 ”的 与国内外油田对比, 胜利 油田 在 较 高 的剩余 速度下保持了稳产 。在 开发阶段、 综合含水基本 一致 的条件下, 与大庆油田、 东德克萨斯油田 对比, 胜利油田产量保持稳中有升,剩余可采储量采油速度基本稳定在 右。大庆油田产量自 1999 年以来 呈持续 下降趋势,年产油由 1999 年的 5450×104t 下降到 2010 年的 4000×104t, 综合含水已达 东德克萨斯油田产量呈大幅度的下降,由 1979 年的833×104t,下降到 1990 年的 482×104t, 综合含水已达 与国内其 它 油田对比,胜利储量动用率和采收率保持较高水平 。截止到 2010 年底,胜利分公司东部(扣清河)08t,累计动用地质储量 08t,储量动用率达到 其中动用储量采收率 尤其是胜利整装主力单元的采收率达到了 40%。胜利油田在复杂油藏条件下,储量动用率和采收率都保持了较高的水平 。 二、油田“十一五”开发工作主要做法 “十一五”以来, 油田 围绕“东部硬稳定 ”目标, 超前谋划、超前部署,全面 实施“三大调整、两大接替”开发战略, 以 “强基础、抓四率、推进三个一体化” 为开发工作主抓手 ,科学开发,精细开发,优化开发,大力培育新的产量接替阵地,实现油田 可 持续稳定发展。 (一)解放思想,更新理念,引领油田持续稳定发展 1、强化 “大幅度提高采收率 ”理念,坚定发展信心 胜利 油田整体进入 “三高 ”阶段 (综合 含水 可采 储量采出 程 6 度 77%、剩余 可采储量采油速度 10%),但仍 有 地质储 量滞留地下, 油田具有有效的发展潜力空间, “大幅度提高采收率 ”事关油田长期稳定发展。在 这种形势下, 在油田开发过程中进一步强化 了 “大幅度提高采收率 ”理念 。 ( 1)科学论证潜力,明确 “大幅度提高采收率 ”目标 为了进一步明确目前开发阶段胜利油田 “大幅度提高采收率 ”的远景潜力 与目标 , 在 2007 年开展 了 提高采收率潜力大调查。通过调查,明确了胜利油 田 2007 年底不同开发方式、不同类型油藏提高采收率潜力 。 2007 年底 油田 动用 地质 储量 08t,采收率 经深化潜力评价, 预计可新钻井 34294 口,08t,提高采收率 远景采收率达到 其中水 驱油藏 动用 地质 储量 08t,采收率 通过深化水驱油藏特高含水期开发潜力认识,发展完善调整技术, 预计可新钻井 25086 口,预计可增加可采储量 08t,提高采收率 稠油热采油藏 动用 地质 储量 08t,采收率 通过转变开发方式,攻关应用热采新技术, 预计可新钻井 2610 口,可增加可采储量 08t,提高采收率 远景采收率达到 化学驱油藏 动用 地质 储量 08t,采收率 通过发展不同化学 驱油技术, 预计可新钻井 6598 口,可增加可采储量 08t,提高采收率 远景采收率达到 胜利油田仍然具有大幅度提高采收率潜力空间,具备持续稳定发展的 储量 资源基础。 ( 2)转变开发思路,贯彻 “大幅度提高采收率 ”理念 7 把 “大幅度提高采收率 ”理念落实到开发全过程,做到 “开发部署围绕采收率、投资成本支持采收率、生产运行保障采收率、考核评价依据采收率 ”。 新区 部署 突出 “极致开发 ”。 一是 强化层系井网部署,做到 层系井网一步到位,新区 平均 单 井 控 制地质 储量由 2005 年的 13×104t /口降低到 2010 年的 04t /口 ,进一步提高了储量控制程度; 二是 发挥水平井技术优势, 优先 应用 水平井 , 新区 水平 井 占新井 比例由 2005年的 加到 2010 年的 三是优先采用提高采收率 幅度大的 开发方式 , 包括 优先采用热采开发方式 等 , “十一五 ”新区中热采比例达到 而 “九五 ”期间热采比例仅为 通过以上工作,在新区储量品位变差的情况下, 新区 采收率基本 保持 稳定( 19%)。 老区调整突出 “整体性 ”。 一是以示范单元为引领, 注重层系细分重组、水平井单层开发、矢量化井网调整等 提高采收率幅度大的导向性 方向,加强地质与工艺技术结合,实现油田开发工作与提高采收率的有机结合。 2009 年以来将 6 个区块列为示范单元,覆盖 地质 储量5311×104t,预计实施后平均提高采收率 百分点,二是工作量集中实施,治理一块,成功一块,到位一块。老区调整单元单块储量越来越小,但单块钻井工作量 加 大,由 2001 年的单块 8 口井增加到目前的 15 口井, 单块 新增 产能也由 2001 04t 增加到 2010 年的 04t, 区块提高采收率幅度也不断增大,2010 年区块提高采收率 比 2001 年提高 了 百分点。 ( 3)加大先导试验力度,打造 “大幅度提高采收率 ”杀手锏技术 8 为了攻关大幅度提高采收率技术,探索提高采收率新途径,针对不同类型油藏,先后开展了 15 项先导试验研究 。 其中,集团公司级重大先导试验 4 项: 孤岛中一区 驱后井网调整非均相复合驱先导试验(挑战采收率 60%); 永安永 3杂断块油藏立体开发先导试验(挑战采收率 50%);孤岛中二北 油热化学蒸汽驱先导试验(挑战采收率 50%);孤东七区西 Ⅳ 类油藏化学驱先导试验(挑战采收率 50%)。另外,分公司还组织开展了先导试验 10 余项, 力争通过先导试验,集成配套形成大幅度提高采收率的技术系列。 “十一五 ”期间, 老区 采收率得到大幅提高,分公司 “十五 ”老区(动用储 08t,可采储量 08t)采收率由 2000 年底的 加到 2010 年的 “十一五 ”期间年均提高采收率 含 2008年以来的核减 可采 储量 728×104t),比 “十五 ”提高了 百分点。目前采收率大于 单元已有 117 个,覆盖 地质 储 量 08t,占“十五”老区动用储量的 大于 50%的单元 53 个,覆盖 地质 储量 08t, 占“十五”老区动用储量的 2、强化 “一体化开发 ”理念,提高运行效率和开发质量 针对新区储量品位变差、老区开发系统老化、投资成本大幅度上升的形势, 在开发部署上 强化 “一体化开发 ”理念 ,应对油田发展的不利形势 。 一是 新区产能建设强化 “勘探开发工程一体化 ”。 区带勘探密切跟踪勘探新发现,开发提前介入,加强资料信息共享,优化产能部署,发挥储量规模优势, 加快资源有效动用, “十一五 ”期间动用 地质 储量 9 08t,建产能 416×104t;滚动勘探采用 “滚评建 ”一体化运作模式,发挥建产周期短、见效快的优势,扩大产能接替空间, “十一五 ”期间动用储量 08t,建产能 360×104t;未动 用 储量通过加强开发技术政策论证,合理优化井网井距,优选开发方式,强化油藏与工程技术结合,提高储量动用率, “十一五 ”期间动用 “十五 ”08t。通过不断强化新区工作,分公司储量动用率由 2005 提高到 2010 年的 老 168 块是实施勘探、开发、工程一体化,加快产能建设步伐 提高储量动用率的典型实例。老 168 块 位于滩海地区,水深 2m 左右,距海岸线 2~ 4质条件复杂,薄互层(单层平均厚度 砂体小(单砂体平均 含油 面积 河道窄 (仅有 200油水关系复杂。 针对老 168 块的复杂地质特征、特殊的地理环境和进海路结合人工岛的开发模式,采用勘探开发工程一体化模式加快产能建设步伐,提高储量动用率。 初始 区块仅有 4 口探井,其储量落实程度难以满足进海路 +人工岛开发模式需求,为加快产能建设步伐,保证钻井成功率,采用 滚动 勘探开发一体化模式,风险较大的滚动井、 控制井与风险较小的开发井配对实施,先打风险井了解地质情况,落实储层分布、砂体边界及油水关系后,继续实施可靠井位,如果风险井失利则侧钻至配对的可靠井位,勘探开发一体化模式有效降低了地质风险,缩短产能建设周期。由于地面条件的限制及油藏 认识的 不断变化,钻井防碰和轨迹优化难度随随井位的增加愈来愈突出,因此井位部署与井网 10 优化、钻井工程设计始终贯穿于方案的实施全过程。地面工程一体化进一步 缩短了建设周期,同步修路、同步打井、同步投产,大大加快了储量向产量转化的步伐。 老 168 块 探明 地质 储量 968×104t, 新钻井67 口 , 新建产能 04t,百万吨投资 元,收益率 油价 50$/建设时间比原运行模式缩短一年。 二是 老区治理强调 “地下、井筒、地面一体化 ”。 “十一五 ”以来,分公 司本着 “抓源头,控过程,保效果 ”的原则,以夯实稳产基础、提高水驱油藏采收率为目标,继续开展水井和水质专项治理的同时,进一步深化以水为主线的稳产基础工作,开展了老油田一体化治理。 一体化治理思路是加强油藏与工程结合, 分析 油藏问题, 油藏、工艺、 工程 、地面等 找 出解决问题的 方法,将 区块 面临的问题如水质不达标,腐蚀堵塞问题严重、地 面管网老化,达不到配注压力、油水井井况差,注采井网不完善等问题及时反馈给工程,工程上根据油藏要求实施 层系井网优化、 水质升级改造、地面管网更新、升压改造、工艺技术集成治理问题井等,达到油藏、工艺、地面一体化协调运行,夯实稳产基础。 2009 年以来按照一体化治理与老区调整结合、油藏与地面工艺结合、区域水质治理与区块具体要求结合、投资与成本结合的原则,在 2006~2007 年广利油田一体化治理成功的基础上进一步推广,集中治理 12 个单元,覆盖 地质 储量 9439×104t, 水驱控制程度由 高到 水驱动用 程度由 高到 采收率由 高到 一体化治理可辐射 地质 储量 2×108t。 11 3、强化 “水驱是现实有效主导开发方式 ”理念,夯实油田发展基础 水驱 动用 储量及产量分别占 到 油区的 是油田开发 的 主战场。水驱油藏相对稠油、化学驱油藏来说,成本相对较低,对比目前三类油藏的操作成本,稠油 热采 平均 756 元 / t,化学驱平均799 元 / t,而陆上稀油平均 636 元 / t,均低于稠油 热采 和化学驱油藏。水驱开发相对技术成熟,增加可采储量比例高, “十一五 ”期间胜利东部水驱增加可采 储量占到 水驱仍是现实有效 的 主导开发方式。 “十一五 ”以来,水驱油藏不断加大长效投入,夯实油田发展基础。一是加强水质精细处理 。 2006 年 以来 ,股份公司开展了为期三年的 “污水水质综合治理工程 ”, 2006 年以来改造 32 座污水 站 ,已投产运行29 座。水质治理效果显著, 平均 水质达标率由 2005 年的 高到 2010 年的 二是加大注水井投转注力度 。 “十 一 五 ”期间年均 投转注井 495 口, 比 “十五 ”年均 增加 173 口 。 三是加强 注 水井更新治理 。 “十五 ”年均更新侧钻井 61 口,大修井 90 口, “十一五 ”年均 更新侧钻井 106 口,大修井 217 口, 平均每年 比“十五” 增加 45、 127口。通过以上工作, 注水井开井数及注水量稳步增加, 水驱储量及注采对应率不断提高, 注水井开井数由 2005 年的 4923 口上升到 2010年的 6282 口,油水井数比由 2005 年的 降到 2010 年的 年注水量由 2005 年的 21239×104升至 2010 年的 23065×104注水 覆盖地质 储量 由 2005年的 08 2010年的 108t,注采对应率 由 2005 年的 高 到 2010 年的 12 4、强化 “优化开发 ”理念,提高产能建设效益 针对新增 储量构成复杂、开发难度加大、投入上升的状况, 为 在给定的投资成本下实现效益最大化 ,在开发工作中,强化了“优化开发”的理念 。 ( 1)产能阵地优化 “十一五 ”以来 ,为提高产能效益,压减了一些投资高、建产周期长的深层 特 低渗透、薄层、特超稠油的新区, 新区产能比例由“十五”的 降到“十一五”的 加大了老区调整规模, 产能比例由“十五”的 加到 “十一五 ”的 比“十五”增加了 其中 海上和稠油调整规模大幅加大,海上 “十一五 ”期 间调整 地质 储量 4889×104t,而 “十五 ”期间没有 进行老区 调整;稠油调整 地质 储量由 “十五 ”的 11635×104t 增加到 “十一五 ”的 19070×104t,增加 7435×104t。通过新老区产能结构优化, 保证了总体产能高质量、高效益的运行。 ( 2) 储量 阵地 优化 针对区带勘探建产周期长、产能转化率低 的 形势, “十一五 ”期间加大了滚动勘探力度。年均滚动 动用 储量由 “十五 ”的 2854×104t 增加到 “十一五 ”的 3150×104t,年均增加了 296×104t,年均滚动井数由 “十五 ”的 113 口增加到 “十一五 ”的 133 口;年 均建产能及 占新区 比例由“十五 ”的 63×104t、 46% 增加到 “十一五 ”的 72×104t、 52%。 ( 3)工作量结构优化 一是加大水平井应用力度。 为发挥 水平井单井产能高的优势(水 13 平井初产 10~ 15t/d,是直井的 2~ 3 倍),“ 十一五 ”期间加大了水平井应用规模, 阶段 钻井 1709 口, 比 “十五 ”多 1370 口。比规划多了 1209口。 二是优化泵径构成。 2005 年电泵和大泵井数 4232 口,04m/d, 2010 年 5307 口,日产液 04m/d,虽然总井数和日产 液量上升,但由于 “十一五 ”期间 油田总井数比 “十五 ”呈大规模上升趋势( 2010 年比 2005 年增加 4956 口),电泵和大泵井数及 日产 液量所占比例 下降,井数比例由 “十五 ”的 降到 “十一五 ” 日产液比例由 “十五 ”的 降到 “十一五 ”的 “十一五”期间通过不断强化“优化开发”,新老区百万吨产能投资趋于稳定 。 “十一五” 前三年 新老区 百万吨产能投资呈递增趋势,2008 年以来 趋于 稳定,由 元 /×104t 下降到 2010 年的 47 亿元/×104t。 (二)深化理论,攻关技术,支撑油田持续稳定发展 1、创新特高含 水水驱油理论,完善开发调整技术 ( 1)明晰特高含水潜力和特征 室内及矿场实践表明, 水驱驱油效率可超过 70%,水驱采收率能达到 50%。胜坨 2 空气 渗透率 790×10始含油饱和度 残余油饱和度 从室内实验结果来看,注入倍数达到 1000 倍时,驱油效率可以达到 从胜利油田孤东小井距、大庆 511 小井距以及胜利矿场统计来看,水驱采收率能达到 50%,目前胜利油田采收率 50%以上的单元有 53 个,地质储量 08t,平 14 均采收率达到 胜利油田整装、断块水驱 提高采收率潜力空间大。 特高含水 期 是重要开发阶段。室内试验结果表明: 含水 90%以后的阶段可 提高驱油效率 16百分点,占开发期总驱油效率的25%理论及矿场实践均表明,特高含水阶段呈现 以下四个方面的新特征。一是 含水上升慢 。 室内四注一采大模型实验结果显示,在含水 60%、 80%、 90%、 95%、 98%时含水上升率分别为 二是 产量递减缓 。 从 断块油藏 利用相渗曲线求得的含水与产量递减率变化曲线上可以看出,在含水 60%、 80%、90%、 95%、 98%时产量递减率分别为 15%、 三是 产液能力增。整装四个油田平均无 因次 采液指数曲线显示 :在含水 60%、 80%、 90%、 95%、 98%时无因 次 采液指数分别为 四是 水驱曲线发生偏转的 。 从中高渗透油藏甲型水驱特征曲线上可以看出,甲型曲线在含水 96%左右发生 “上翘 ”现象。 ( 2)深化认识陆相水驱剩 余油分布 特征 随着开发技术的不断深化、开发理念的不断更新,剩余油分布特点及认识也不断深化, “九五 ”期 间,剩余油呈现 “水淹严重、高度分散 ”的特点,主要以 “零散挖潜、局部完善 ”为主; “十五 ”期间,剩余油呈现 “总体分散、局部集中 ”的特点,主要以挖潜厚油层顶部剩余油为主; “十一五 ”期间,剩余油认识进一步得到加强及深化,认为具有“普遍分布、局部富集 ”的特点。 15 孤岛 油田 中一区 驱后井网调整非均相复合驱 中心试验区,含油面积 质储量 396×104t,采出程度 2008 年 8 月在油井间、油水井间、水井间等不同流线完成了3 口密闭取心井的取心及分析化验工作,分析 436 块岩心样品的 水淹及含油饱和 度结果 表明 ,水淹级别主要以见水~水洗为主,平均含油饱和度 累积 50%的含油饱和度为 当 ,认为 剩余油 富集。 从样品统计结果来看,含油饱和 度小于 20%的样品 24 块,占 含油饱和度在 20间的样品 382 块,占 含油饱和度大于 50%的样品 27 块,占 从这些统计可以看出,特高含水期剩余油呈 “普遍分布 ”特 征。 数值模拟结果也表明剩余油具有类似的分布特征。 断块油藏与整装油藏剩余油分布的差别 在于 层间存在 动用差的油层。 例如永 3块,分沙二 2二 5二 7套开发层系,含水 采出程度 2008 年完钻的密闭取心井永 3 井位于构造腰部靠上,离 已 停注水井永 3东北 30m 左右,设计井位穿过不同层的主流线、水层、及水井排井间滞流区,从该井的水淹状况分析 来看 ,主力层 51、 52 呈现 “水洗 ”状态,下部的 71、 72小层水淹情况呈现 “弱见水 ”状态, 71 剩余油饱和度 72 剩余油饱和度 层间 剩余油差 异 大, 潜力明显。 ( 3)完善特高含水开发调整技术 ① 整装油藏实现 “三个推广、两个发展、一个探索 ”。 “三个推广 ”是指层系井 网重组技术、韵律层细分挖潜技术、厚油 16 层顶 部 剩余油 水平井整体调整技术进一步推广 。 “十一五”期间 , 层系井网重组技术 在整装油藏应用 3 个区块,覆盖 地质 储量 08t,提高采收率 韵律层细分挖潜技术 已在整装油藏应用 5 个区块,覆盖 地质 储量 3072×104t,提高采收率 厚油层顶部 剩余油 水平井整体调整技术 已在整装油藏应用 8 个区块,覆盖 地质 储量 08t。 “两个发展 ”是指夹层精细描述与预测技术、单砂体注采完善技术进一步发展 。 夹层精细描述 与预测技术主要是通过构型分析,建立不同层次夹层分布模式,预测井间夹层空间分布。在单井夹层识别方面,利用高分辨率测井解释技术实现夹层厚度描述精度 达到 单砂体注采完善技术 可针对不同面积 大小 的砂体实施不同的开发 调整 策略,如对于含油面积小于 单 砂体,实施单井吞吐, 补充地层能量, 对 含油 面积在 单 砂体,实施一注一采 ,完善注采关系 。 “一个探索 ”是指探索了矢量化 细分 调整技术。矢量化细分调整技术主要 是 对于高含水、高采出程度的主力层,合理抽稀井网,改变液流方向、封堵高渗层,有效提高 分流线波及程度;对于非主力层 (低含水、低采出程度) 等相对低渗透层 ,主要以细分加密、完善 注采 井网为主,有效提高水驱动用程度。 例如 胜坨油田 胜二区沙二 9元,地质储量 355×104t,采收率 油层平均有效厚度 元共有 2 个砂层组, 8 个含油小层,其中主力层沙二 10 地质储量 216×104t, 空气 渗透率 1100~3480×10主力层沙二 9 地质储量 139×104t, 空气 渗透率 160~ 17 290×10单元边水水体小、不活跃。经过四十六年的注水开发,胜二区沙二 9合含水 高达 d,采油速度 采出程度 由于长期开发剩余油分布越来越复杂,油水井井况 变差,套坏、套损、带病生产注水井多,井网适应性差;层间干扰严重,特别是主力层 10 砂组小层严重干扰非主力层 9 砂组,造成小层间水驱开发效果差异大,目前主力层 10 砂组采出程度 综合含水 非主力层 9 砂组采出程度仅 综合含水 在开展精细油藏描述和数值模拟基础上,通过分析研究单元的动静态数据、监测资料,明确了剩余油分布 规律,并结合细分层系技术经济界限研究,确定将 9系细分为 9、 10 两套开发层系,其中沙二 9 砂层组主要以利用老井为主,通过沙二 10 砂层组老井上返加密井网;沙二 10 砂层组主要以钻新井为主,抽稀井网,形成行列式大井距井网。方案部署设计总井 35 口(油井 20 口、 注 水井 15 口),钻新井 9 口( 5 口油井、 4 口 注 水井),其中沙二 10 井距由 300×260m 抽稀到 380×300m,提高 采液强度;沙二 9 井距由 350×260m 加密到 200×250m, 控制 采液强度。预计新增产能 04t,增加可采储量 17×104t,可提高采 收率 预计达到 。 ② 断块油藏实现 “一个推广、两个发展、一个探索 ”。 “一个推广 ”是指复杂结构井优化设计技术不断推广,断块油藏“十一五 ”期间推广应用 水平井 310 口 ,占到断块油藏水平井的 67%,至 2010 年底 已累 产 油 141×104t。 18 “两个发展 ”是指低序级断层描述组合技术、层系细分重组技术得到进一步发展,低序级断层描述组合技术可识别落差 5断层 ;层系细分重组技术已经 推广 应用到 15 个单元,覆盖 地质 08t,已提高采收率 。 “一个探索 ”是指探索了立体开发技术。 复杂断 块油藏的立体开发技术是针对断裂系统复杂、断块小、油层多、非均质强、油水关系复杂的地质体,在精细油藏描述和剩余油分布研究基础上,综合运用先进的复杂结构井和采油工艺技术,实现层系、井网的立体优化,最大程度地提高水驱控制和动用程度,形成不同类型油藏大幅度提高水驱采收率的技术系列,达到大幅度提高采收率和经济效益最大化的目的,是多学科技术和多种开发方式的集成及优化。 永 3块区位于永安油田南部,含油面积 质储量439×104t,分为永 3单断块及永 3杂断块。 1969 年投入开发,先导试验实 施前分沙二 257套层系,综合含水 采出程度 该块断层多、断块小,构造较复杂;纵向上砂体数量多、沉积类型多;含油小层厚度、渗透率差异大,层间非均质性较强;油水关系复杂,天然能量差异大;储量主要集中在少数主力层,油藏类型多,地质条件及开发特点具有代表性。 通过 对 永 3块逐层块 开展 井网设计、立体组合、矢量开发,同时配合 应用 钻井采油工艺技术 ,实现均衡水驱,提高水驱动用程度,探索断块油藏采收率突破 50%配套技术。 先导试验实施前, I 类厚层简单断块采出程度 综合含水 开油井 2 口,基本处于 19 技术废弃状态。针对油层厚度大、层内非均质强,断块呈现高含水、高采出程度,基本处于技术废弃状态的现状, 主要采取的技术 措施 是单层设计近断层水平井,绕水锥、绕水舌水平井,拉大注采井距,防止水舌,扩大水驱波及等技术 手段 进一步提高采收率 。 Ⅱ 类多薄层简单断块采出程度 含水 层间矛盾突出。针对储层非均质强,层间干扰严重的特点, 主要采取的技术措施是 设计通过逐级细分、矢量井网、实现纵向平面均衡水驱。即通过层系重组、分采分注、变密度射孔,实现细分 。 Ⅲ 类复杂断块采出程度 开油井 2 口,许多小块无井控制。针对断块小、叠合性差,储量控制程度低特点, 主要采取的技术措施是 先通过逐自然断块潜力分析及井点设计,再进行跨块跨层立体井网组合优化,最大程度提高储量(水驱)控制程度。 实施 调整后, 永 3块 开发效果明显, 到 2011 年 1 月底 开油井达到 27 口,日油水平由调整前的 18t/d 增加到 185t/d,增加了 167t/d,含水由 降到 下降了 27 个百分点,预计 采收率从 高到 提高 通过深化特高含水水驱油理论及配套开发调整技术 ,整装、断块油藏老区 采收率均得到较大幅度提高。其中整装油藏 “十五 ”老区采收率由 “十五 ”末的 高到 “十一五 ”末的 “十一五 ”年均提高 断块油藏 “十五 ”老区采收率由 “十五 ”末的 高到 “十一五 ”末的 “十一五 ”年均提高 20 2、深化聚合物加合增效理论,攻关化学驱技术 ( 1)深化聚合物加合增效理论 理论认识上明晰了二元复合驱致效机理,丰富了聚合物加合增效理论。 聚合物 加合增效理论的内涵是:以驱油化学剂与原油之间的作用机制、驱油化学剂之间的相互作用机制、驱油化学剂与 油藏岩石之间的相互作用机制和驱油化学剂在多孔介质中的渗流机制作为化学驱配方体系的设计原则,以聚合物和加合增效驱油剂的设计作为配方设计的两大基础,以聚合物加合增效为中心,开展能够充分发挥各类驱油剂或驱油体系技术优势的多元组合式化学驱油体系设计,获得最佳的加合增效效果和驱油效果(即 “四种机制、两个基础、一个核心 ”)。 围绕 “四种机制 ”,借助理论计算、实验技术与分子模拟技术相结合的方法,阐明了 “油剂结构相似,阴非加合增效,吸附调控分离 ”的理论基础,提出 “阴离子、非离子复配表面活性剂 /聚合物 ” 二元复合驱油体系配方 设计方法;在此基础上,选择石油磺酸盐作为主表面活性剂,非离子型表面活性剂与石油磺酸盐复配,选择部分水解聚丙烯酰胺聚合物,形成 “两个基
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