中國陸相砂巖油田特高含水期開發現狀及對策

王玉普,劉義坤,鄧慶軍,3

(1.中國工程院,北京 100088; 2.東北石油大學 提高油氣采收率教育部重點實驗室,黑龍江 大慶 163318; 3.大慶油田有限責任公司 第一采油廠,黑龍江 大慶 163111)

中國陸相砂巖油田特高含水期開發現狀及對策

王玉普1,劉義坤2,鄧慶軍2,3

(1.中國工程院,北京 100088; 2.東北石油大學 提高油氣采收率教育部重點實驗室,黑龍江 大慶 163318; 3.大慶油田有限責任公司 第一采油廠,黑龍江 大慶 163111)

在調研我國陸相砂巖油田開發現狀的基礎上,從中高滲透油田、低滲透油田及斷塊油田角度出發,總結并歸納不同類型油田面臨的開發現狀,制定有效開發戰略對策.結果表明:中高滲透油田開發應立足于井網加密與三次采油相結合;低滲透油田應以CO2驅油,輔助微生物驅油的開發對策;斷塊油田應開展氣驅、微生物驅和熱采研究與試驗的戰略對策.該研究成果對中國陸相砂巖油田特高含水期的有效開發具有指導意義和借鑒價值.

陸相砂巖油田;特高含水期;開發對策;三次采油;提高采收率

0 引言

在陸相砂巖油氣資源全面開發的今天,充分利用不可再生的有限石油資源,提高探明地質儲量的采收率,是油田高效合理開發的永恒課題.

中國油田大多數屬于陸相沉積,具有非均質性嚴重、油品密度較大等特點,通常情況下水驅效率較低,采用常規方式開采,約有三分之二儲量未被采出.陸上已開發油田的主力油區大多數已進入高含水開發階段,面臨儲采失衡、穩產困難及經濟效益差等問題,進一步提高特高含水期油田的原油采收率,增加可采儲量,確保持續高產穩產、有效開發動用是當前我國各大油田面臨的首要任務.目前主產油田,如大慶油田,歷經50余年開發,已進入特高含水階段,面臨產量遞減加快、生產成本加大、開發技術難度大等問題.

在調研我國陸相砂巖油田基本情況的基礎上,分析陸相砂巖油田開采現狀、存在問題、開發潛力與對策,從發展戰略和科研規劃角度,為陸相砂巖油田特高含水期高效開發提供決策咨詢和參考建議.

1 陸相砂巖油田分類標準

中國油田大多數屬于陸相沉積,具有非均質性嚴重、油稠等特點,水驅效率比較低,采取常規方式開發,約有三分之二的儲量留在地下.我國有油氣前景的陸相面積為669×104km2,占世界陸相總面積的83.6%[1-3].截至2012年底,我國億噸級地質儲量的大油田累計探明地質儲量為256.28×108t,其中儲集層屬于陸相沉積的油田占探明儲量的91.2%,約為233.73×108t;累計產油119.15×108t,采出程度為50.98%.我國以陸相砂巖儲集層為主的油田主要有大慶油田、勝利油田、延長油礦、遼河油田、新疆油田和長慶油田等13個.中滲透、高滲透砂巖油田的產量,以及目前已投入開采的外圍低滲透、特低滲透砂巖油田的產量是我國石油開采總量的重要組成部分.

1.1 按照滲透性劃分

按照滲透性劃分的油田分類結果見表1.

1.2 按照含水率劃分

按照含水率劃分標準將油田開發分為4個時期(見表2).

1.3 按照綜合評價劃分

根據我國陸相砂巖油田狀況,綜合油田儲層物性、開采特點劃分為3種類型(見表3).高滲透 ＞500 大慶、勝利、

表1 按照滲透性劃分的油田分類結果Table 1 The classification result according to the permeability of oil field

表2 按照含水率劃分的油田開發階段分類結果Table 2 The classification result of the oilfield development stage according to the water cut

表3 我國陸相砂巖油田綜合評價分類結果Table 3 The classification result of the Chinese continental sandstone oilfield comprehensive evaluation

2 陸相砂巖油田開發現狀

2.1 中高滲透油田

(1)我國陸相油田原油生產保持穩定增長,是歷史上最好的發展階段之一.針對國家對原油的需要,制定大慶油田重新上產5 000×104t原油等穩產規劃,有利地支撐中國石油原油產量穩定增長、天然氣快速發展.在油田開發難度越來越大的情況下,加大技術創新的力度,克服自然災害和經濟危機的影響,原油產量保持穩定上升的良好勢頭[4-5].

(2)勘探處于儲量增長高峰,為油田開發提供了資源基礎.近10年來,中國石油每年提交陸相砂巖探明儲量均在5×108t以上.在高含水老區傳統領域精細勘探基礎上,新探區、新領域也是重大發現不斷.勘探成果的取得為油田開發提供后備資源,也為開發技術的發展指明方向.2010年,全年完成探明儲量763.00×108t、可采儲量1.57×108t,分別為年度計劃的127%和131%.勘探取得突破的地區主要是遼河興隆臺潛山、大慶海拉爾、青海昆北、新疆西北緣和吐哈三塘湖等.

(3)中高滲透油田高含水期產量遞減率、含水上升率得到控制,開發指標不斷好轉;水驅開發形勢持續變好,創近年來最好水平.針對層系組合不合理、注采井網不完善、單砂體注采不對應等問題,通過細分注水技術,注采系統優化調整,規模實施壓裂、酸化、調驅、調剖等措施,優化開發調整和生產措施,有效地控制含水率上升速度[6-7].

(4)按照“三重”技術路線,二次開發已見到明顯效果.穩步推進遼河、新疆、大慶、吐哈和玉門等8個試點工程,強化專項資料錄取,加強方案管理,實現管理制度化、工作程序化.二次開發規模不斷擴大,試點工程基本實現提高單井產量和大幅度提高采收率的目標.以單砂體為單元,在老油田二次開發中開展井網層系重組技術的廣泛應用,在新疆、玉門等二次開發試點區塊已見成效:

①二次開發加密調整技術.針對大慶油田開發中存在的開采井距大、油層層間矛盾突出、單砂體注采關系不完善等問題,研究形成特高含水期二次開發井網加密調整技術[8].

②精細調整挖潛技術.根據剩余油潛力、井況和生產動態,按照“完善注采關系、提高動用程度、保持注采平衡、實現控水穩油”的原則,形成水驅特高含水期精細調整技術,示范區實現“產量不降、含水不升”的雙控目標.

③示范區建設成效顯著,探索出老油田高效開發之路.大慶長垣6個示范區實現“三年產量不降、含水不升”的目標.

(5)中高滲透油田特高含水期關鍵技術取得重大突破,為油田開發向深度和廣度發展提供保證.以我國對原油的迫切需求為導向,按照推廣成熟技術、攻關瓶頸技術、發展儲備技術3個層次,圍繞特高含水油田深度開發的總體要求,加大科研力度,推進技術發展.在砂體內部構型及剩余油描述、聚合物驅、三元復合驅、注氣、細分注水、水平井、深部液流轉向與調驅等技術領域取得突破性進展,為我國石油產量穩定提高,油氣開發的快速發展提供強有力的技術支撐.

2.2 低滲透油田

(1)低滲透油田開發成為產量接替的主要領域.在新增原油探明儲量中,低滲透原油儲量所占比例逐年增加.低滲透油氣資源開發下限從1.0×10-3μm2發展到0.5×10-3μm2,儲層改造技術應用范圍由1.0×10-3μm2向0.3×10-3μm2超低滲透油田拓展,在長慶油田0.3×10-3μm2儲層試驗形成工業化生產規模,成為低滲透油田原油產量新的增長點,為我國陸相砂巖油田低滲透儲層的有效動用開發,提供強有力的技術支撐.在油價持續走高的支持下,油田開發創新思路,加大投入,長慶、吉林等低滲透油田的規模有效開發使低滲透油田產量較快增長.

(2)特高含水期,低滲透砂巖油田原油產量持續攀升,開發指標持續變好,豐富和發展低滲透油田注水方式,提高低滲透油田注水的有效性和針對性.我國低滲透油田一般天然能量小,彈性采收率和溶解氣驅采收率也非常低,而且在地層中黏土礦物含量高,應力敏感性強[9].這些導致如果一個區塊滯后注水;那么該油田不僅地層壓力很快下降,油井產量急劇遞減,而且采油指數也大幅度縮小,嚴重影響其開發效果[10-11].創建以提高地層能量、減少壓敏效應、建立有效驅動壓力系統的超前注水技術,在油層中建立有效的注水驅替系統后防止快速水淹的溫和注水技術、同步注水技術,以及不同儲層的差異注水技術等,形成針對長慶、吉林等低滲透油田的注水補充能量技術,有效地補充地層能量,提高低滲透油田的開發效果,從根本上改變低滲透油田采油、采液指數下降快的世界性難題,對低滲透油田保持穩產和提高采收率具有重要的指導意義.

(3)CO2驅先導試驗區見到較好效果,使CO2驅成為低滲透儲層提高采收率的主導技術,并且有望成為低滲透油田有效開發的主體技術.低滲透、特低滲透油田儲量品位越來越低,儲層中黏土含量較高,導致注水比較困難,地層能量補充不足.由于壓力低,注氣油層吸氣能力強,能夠在一定程度上解決低滲透油田和水敏性低滲透油田注水補充能量難的問題,因此CO2驅是低滲油田補充地層能量和提高采收率的重要手段[12].現已成功地完成吉林油田黑59和黑79試驗區的礦場試驗,建立最小混相壓力預測數學模型,基本形成以地層壓力保持和流度控制為特色的CO2驅參數優化方法、形成CO2驅注采工藝與防腐一體化技術,以及集成CO2驅監測跟蹤技術,并在CO2的減排方面作了有益的嘗試.

吉林油田黑59區塊建成我國第一個含CO2氣藏開發—CO2驅油與埋存一體化系統,形成CO2驅提高采收率配套技術.以物理模擬實驗研究和零星現場試驗為主的注CO2驅技術發展成為比較全面系統地研究CO2驅各個過程的開發關鍵技術,為進行CO2驅大規模工業試驗區和使CO2驅成為提高采收率主導技術奠定基礎.

(4)低滲透油田有效開采技術發展迅速.針對制約低滲透油田開發的瓶頸技術問題,以提高單井產量與穩產期、動用程度及采收率為核心,在低滲透儲層評價、井網優化、能量補充、儲層改造等主體技術取得長足進步,現場應用取得顯著效果.

①深化特低滲透油田非線性滲流理論研究,形成特低滲透油田井網設計及調整技術,提高特低滲透油田儲量動用率.形成的特低滲透油田井網設計及調整技術,在長慶、吉林、江漢、延長四大油區應用初見成效,覆蓋儲量4.70×108t.長慶、吉林等低滲透油田普遍存在多層和薄互層存在的情況,通過技術攻關和現場應用,特低滲透油田非線性滲流理論有了較大的發展,特低滲透油田井網設計及調整技術取得重大進展,深化人們對特低滲透油田開發規律的認識,豐富不同類型特低滲透油田井網形式,提高儲層的動用效果[13].

②提高增產改造有效期的壓裂技術,為解決低滲透油氣藏產量遞減快、穩產難度大的難題提供技術保障.低滲透油氣藏普遍存在壓裂后初產量高,產量遞減快、穩產難度大的特點,提高增產改造有效期的壓裂技術在低滲透油氣藏經濟有效開發中發揮越來越重要的作用,儲層增產改造有效期影響因素分析表明,保持裂縫長期導流能力、降低液體對儲層的傷害是提高儲層增產改造有效期的關鍵因素,日益成為人們關注的重點.提高增產改造有效期的壓裂技術,能夠解決低滲透油田產量遞減快、穩產難度大的難題[14-15].

③其他特色技術不斷推進.通過加強基礎研究,完善超低滲透油田超低滲儲層分類評價標準、超前注水區地應力變化規律等基礎理論,形成儲層快速評價、有效驅替系統優化、多級壓裂改造、地面優化簡化、低成本鉆采配套等五大技術系列、14項特色技術.

2.3 斷塊油田

(1)復雜斷塊油田開發全面進入高含水期.勝利油田東辛油區是我國最早發現的斷塊油田,此后在全國大油區均找到一些復雜斷塊油田.我國斷塊油田的開發利用,基本采用注水開采方式,并且由于其地質構造、流體性質、油水系統非常復雜,主要遵循“總體部署、分批實施、及時調整、逐步完善”的原則進行“滾動勘探開發”[16].此類油田的開發形勢已進入高含水期和高采出程度開發期,剩余油分布零散,有效挖潛難度不斷加大,應加強斷塊油田特高含水期挖潛措施研究,依次拓寬斷塊油田的開發區域和有效挖潛措施.

(2)斷塊油田精細注水的效果顯著.以“注好水、注夠水、精細注水、有效注水”為指引,貫徹復雜斷塊精細挖潛原則,推廣小斷塊油田注水專項治理“五個精細”做法,實施三級治理分類管理模式,夯實油田注水開發基礎.2012年,勝利油田復雜斷塊油田精細注水效果顯著,水驅控制程度由65.1%提高到70.0%;油層動用程度由59.1%提高到60.4%.

(3)規模化推廣水平井,探索并推廣各種水平井與水平井工藝技術應用.應用水平井技術,大港油田解決問題:①邊底水油田含水率上升快;②新區嘗試水平井開發提高產能;③開展油田水平井開發試驗,如葉三拔油田葉21斷塊,先期注水培植,過程中精細注水扶植,保持地層能量,確保高產穩產.

(4)斷塊油田精細油田描述,為“雙高”階段進一步提高采收率奠定基礎,初步形成復雜斷塊油田二次開發配套技術.為進一步提高采收率,特高含水期應考慮綜合利用各種精細描述技術,通過分辨率精度較高的三維地震資料,利用井震、動靜相結合等手段,對于斷裂系統的真實情況應該有全新的認識.對于影響剩余油整體分布情況的地質因素和開發因素,應重點研究儲層的有效動用情況和剩余油的分布規律,重新對地層實際油層情況進行全面的認識.在此基礎上,重新構造有效注采井網,精細劃分層系及層系重組;垂向上水驅控制程度得到提升.對于不規則井網,平面上增加水驅控制程度,采取單一小砂體注采、不規則點狀注水、三角形四點法面積井網、排狀注采井網、斷塊內部切割注采井網等多種井網形式;同時應用復雜結構井和叢式井技術,提高油層鉆遇率和單井產量,建立新的井網結構[17-18].

3 陸相砂巖油田特高含水期存在問題

3.1 中高滲透油田

我國大部分陸相砂巖中高滲透油田已進入高含水率、高采出程度的“雙高”開發期,部分油田甚至已經進入開發的中后期,油井產液量大、含水率高,面臨液油比急劇增長、產液量大幅度上升、穩油控水難度加大等問題.

(1)特高含水期油田整體進入“雙高”階段.陸相砂巖油田進入特高含水期,含水率和采出程度不斷升高.綜合含水率上升幅度的加大給油田開采帶來巨大的挑戰,迫切需要攻關“雙高”階段綜合調整技術、提高單井產量技術、三次采油和稠油開發方式有效轉換技術,大幅度提高原油采收率.面對大部分油田進入高含水期或特高含水期的現狀,必須重視穩油控水,力爭產液不降、含水率不升,盡力爭取陸相砂巖大油田的可持續發展.

(2)中高滲透油田特高含水期開發矛盾加劇.進入特高含水期后,陸相砂巖油田出現與以往開發階段不同的狀況和特征:

①含水率上升過快、產量下降導致液油比增幅越來越大,經濟效益變差.大慶油田薩中水驅含水率上升和產量遞減指標呈現下降趨勢,而且含水上升率和產量遞減率始終較高,影響區塊乃至整個水驅的開發效果.

②注入水低效、無效循環加劇.目前,至少有10%的油層進入低效、無效循環,占注入水比例的30%以上.進入特高含水期開發階段,大慶油田薩葡油層低產低效井增多,注采矛盾日益突出,油層動用狀況不均衡,隨著含水率升高,日產油水平不斷降低,油田開發效益變差.

③由于高壓注水開采,井組間、區塊間壓力差異逐漸變大,局部區域油水井成片套損,導致現階段油田面臨一些問題和矛盾.

④過渡帶開發效果差.大慶油田過渡帶整體開采效果較差.過渡帶標定水驅采收率比純油區低7%～8%,目前還沒有一套改善過渡帶開發效果的有效辦法.

(3)大慶油田一類油層基本全面進入聚合物驅開發,后續接替技術不明確.大慶油田8×108t以上地質儲量的一類油層全面進入聚合物驅開發,部分區塊已進入后續水驅.聚合物驅后油層中仍有大量的剩余油存在,剩余油分布更加零散,縱向及平面矛盾進一步加劇,有待加強剩余油分布的規律性認識;進一步提高采收率新技術面臨理論、技術和工程方面亟需解決的問題,經過近10年的研究和探索,仍然沒有找到有效技術方向.

3.2 低滲透油田

特高含水期,低滲透油田產能為實現原油產量穩中有升做出重要貢獻.低滲透油田開發面臨著儲層物性越來越差,開發對象越來越復雜的局面,主要存在儲層評價標準不能滿足現有儲層滲流特征及科學分類要求,沿用中高滲透儲層的開發井網不能有效建立驅動壓力系統,油井開井數越來越多但單井產量下降趨勢嚴重,增產改造有效期短造成重復壓裂成本上升,直井分層壓裂手段少和水平井籠統壓裂限制小層和薄層的動用,致密儲層使得油田有效能量補充難度加大等問題.

(1)地層壓力和注入壓力上升速度快.低滲透油田啟動壓力一般較高,需要更大的注入壓力才可使地層吸水,給開發帶來很大難度.啟動壓力高導致生產井注水難等問題,甚至有些低滲透油層可能不吸水,此種情況增加注入壓力,在注入井附近形成異常高壓區,注水壓力將很快達到并超過地層破裂壓力,從而給油田開發帶來困難.由于注入井附近存在高壓區,使該區域地層壓力遠遠超過原始地層壓力,降低有效注采壓差,使注入量無法滿足需求.除此之外,若注入壓力超過地層破裂壓力,還對許多設備造成變形損害,給油田開發造成大量的損失.

(2)注水前緣突破后,產液指數大幅降低,產油量遞減率增加.低滲透油田油水黏度比一般小于5[19],注水前緣突破后,采油指數大幅降低,采液指數加速下降,在高含水期,雖然采液指數有所回升,但不能恢復至原始采液指數.由于低滲透儲層滲流阻力較大,一般應用大生產壓差投產,注水前緣突破后,利用增加生產壓差的方式提高產量的可能性很小.對于中高滲透油田,油井見水后產液指數上升,可通過提液措施控制平穩的產量或降低產量遞減速度.然而,低滲透油田見水后油井采液指數大幅降低,產液量難以提升,導致低滲透油田見水后產量加速降低.尤其是油田進入高含水期后,油井產液含水率非常高,給油井的提液和穩產帶來極大困難.

(3)進入高含水期,裂縫性低滲透砂巖油田水竄現象嚴重.由于滲透率低,該類油田通常需要壓裂投產,因此天然裂縫與人工壓裂裂縫并存,注入壓力增加至地層破裂壓力或者裂縫的開啟壓力后,注入井的吸水能力迅速加大.若井網與裂縫延伸方向及規律不適應時,注入水主流線方向發生嚴重的水竄現象,生產井甚至發生暴性水淹.

(4)水平井注采開發井網需要進一步優化.水平井技術已經在延長油礦逐步推廣,但在利用水平井井網規劃部署方面存在問題,沒有形成一套完整的適合低滲透油田水平井注采井網布置方法,缺少井網系統參數與儲層參數合理匹配的研究,如水平段方向與裂縫方向的合理匹配、直井與水平井注采井網形式的合理匹配、注采排距與水平段長度的合理匹配等,從而嚴重影響水平井技術進一步的規模應用.

(5)低品位資源有效開發技術儲備不足.低品位儲量的開發動用面臨的困難是效益差和技術難度大,重點是提高單井產量,需要在儲層改造、水平井規模開發、注采系統優化等方面進行攻關.

3.3 斷塊油田

斷塊油田斷層發育,含油層系相對較多但含油面積較小,物性變化和埋深范圍較大.在衰竭式開采情況下,油井產量遞減很快,原油采收率低,所以注水補充地層能量是斷塊油田普遍采用的開發方式.斷塊油田進入高含水采油階段時間較早[20],該時期特點為:水驅油方式發生變化,水油比增長快,采液指數增加,采油指數下降,產量遞減加劇,剩余油分布越發復雜等;與中低含水期相比,斷塊油田特高含水期的最顯著特點是油水分布的復雜性.

(1)復雜斷塊油田注采對應差、井況差、層系粗放、分注率低,含水率上升快、產量遞減快等狀況沒有得到有效遏制.以勝利、大港為代表的復雜斷塊油田,進入特高含水期后,含水率上升和產量遞減仍然很快,自然遞減居高不下,主要原因是目前的井網對油層沒有實現較為有效地控制.平面矛盾是復雜斷塊油田開發的主要矛盾,大砂體注采井網完善部位的剩余油潛力一部分是層間矛盾造成的剩余油,另一部分是層內矛盾造成的剩余油.在相同含水率情況下,由于復雜斷塊油田井網儲量控制程度低、注采關系以單向連通為主,低效、無效循環比大型構造油田更為嚴重,層內挖潛的難度更大.我國陸相砂巖斷塊油田的開采已面臨“多井低產”的現實.

(2)水驅儲量偏低.斷塊油田往往水驅儲量較小,通常水驅儲量較整裝油田低.其主要原因為斷塊面積小,而且形狀不規則,所以斷塊油田的注采系統調整受到地質構造的限制,完善程度一般較低,油井很難多向受效.油水流動前緣一旦突破,含水率將快速上升,并且難以有效抑制,注入水的利用率也隨之降低.

(3)地質儲量動用不均衡,非均質矛盾突出.斷塊油田中往往為小塊含油砂體,由于開發起始時間存在差異,含水率及采出程度有所不同,最終導致地質儲量的動用不均衡.該類油田含油層系多,非均質性嚴重,層間矛盾更為突出.除油田固有的物性條件外,主要是因為:①為使油井獲得高產量,總射開厚度高;②合理劃分油田開發層系難度大,由于層間非均質性差異大導致低滲透儲層難以得到有效動用;③分層注水難見效,雖然采用分層注水方式,但存在吸水比例失衡等問題.針對斷塊油田,特高含水期有效開采低滲透儲層是提高最終采收率的關鍵所在.

(4)水油比、耗水率增長速度快,加速產量遞減.進入高含水期后,雖然含水上升率有所控制,但隨著含水率的增加,水油比加速增長,提液是該階段的首要任務.為保證注采均衡,注入量也需要隨之加大,進而導致耗水率的上升.斷塊油田通常注采完善程度不高,導致地層壓力無法保持在較高水平.隨著產量的下降,油相滲透率降低,滲流阻力增加,采油指數下降,造成產量遞減加快[21].

4 陸相砂巖油田特高含水期開發對策

4.1 中高滲透油田

我國大部分中高滲透陸相砂巖油田已進入高含水、高采出程度的“雙高”開發期,面臨油井產液量大、含水率高、層間矛盾嚴重和開發矛盾加劇等問題.根據目前中高滲透油田開發形勢,建議采用二三結合方式開采.對于主產油田如大慶油田,應轉變加密井單一水驅的觀念,確立加密井網與三次采油井網相結合的開發思路,并結合細分層系技術,先期實施水驅挖潛,提高水驅采收率;后期實施聚合物驅或三元復合驅等三次采油技術,進一步提高采收率,最大限度增加老油田可采儲量.

對于滿足適用條件的油區,如高含水后期厚油層中下部已嚴重水淹,只有上部存在低含水率剩余油,若具有一定單層厚度且埋深大于1 000 m的油層,應鉆水平井生產,并考慮水平井與三次采油、熱采結合的開發實踐.加強油田精細注水,持續實施復雜油田多元化注水,減緩產量遞減,改善稀油油藏開發效果.加強水平井分層開發,應用雙分支多級壓裂完井和水力噴射壓裂技術,實現投資有效控制,水平井產量大幅提升.加強新技術創新應用,開展SAGD輔助技術應用、注空氣保壓開采組合式吞吐試驗、蒸汽驅、氮氣驅、氮氣泡沫驅、二氧化碳泡沫驅及開發方式轉換礦場試驗,加快深層化學驅、非烴類氣體驅的方案研究、室內實驗及礦場試驗實施進程,為長遠穩產、調整結構提供技術儲備.

推進油田二次開發示范工程,積極探索特高含水期持續有效開發的新模式,加強井震結合精細油藏描述技術攻關及成果應用,充分挖掘老油田開發潛力;強化油田注采系統調整,加大細分注水力度,強化水質綜合治理,實現控水穩油;大力開展提效率工作,實施聚合物驅個性化調整,不斷改善聚合物驅開發效果;加快重大開發試驗推進,重點對三元復合驅、無堿二元復合驅、聚合物驅后聚表劑驅等提高采收率技術加快攻關,為油田持續穩產提供有力技術支撐.

4.2 低滲透油田

低滲透油田進入特高含水開發階段,地下油水分布復雜,剩余油高度分散,“三大矛盾”突出.特高含水階段,產液量上升加快,液油比高,注入水低效、無效循環嚴重.首要任務是在油水井中采取技術措施,控制注水量和產液量的增長速度、含水率上升和產量遞減及成本上升,以最大限度地延長油田的有效生命期,提高油田最終采收率.特高含水階段是油田開發的后期,是低產低效漫長的開發階段,建議:采用周期注水技術實現控水穩油;有條件的區塊開展井距加密調整,進行井網加密,縮小井距,提高儲層動用程度;對于“三大矛盾”突出的油層進行細分注水和層系重組,并結合壓裂措施改造,為后期的三次采油做好準備.建議采用注氣技術(如CO2)提高采收率.

對于低滲透、超低滲透油田的開發,按照“精細水驅挖潛、老油田二次開發、低品位資源有效動用、重大開發試驗”,提高老區穩產水平和新區低品位資源動用水平,實現油田有效可持續發展.強化老區精細水驅挖潛,開展層系細分與井網重構調整,有效減緩產量遞減.積極開展水平井技術攻關與試驗,開展水平井規模應用和體積壓裂技術措施,有效動用低品位資源.加強以隨鉆測井(LWD)軌跡控制為核心的叢式水平井鉆完井技術研究與應用.積極推進重大試驗,重點開展二元復合驅試驗、CO2驅試驗、“二三”結合試驗,加大試驗推廣應用力度,提高低滲透油田的開發效果.加強提高采收率試驗研究與實踐,加強氣驅(主攻方向是CO2)、表面活性劑驅和輔助微生物驅等.

4.3 斷塊油田

特高含水期,復雜斷塊油田面臨的注采對應差、井況差、層系粗放、分注率低,含水率上升快、產量遞減快等問題,需要與精細油藏描述、細分層系及井網加密技術結合.斷塊油田含油砂體面積小、層間非均質現象嚴重,故不應采用常規化學方法提高采收率.由于微生物菌液注入簡單、投資省、有調剖、驅油、降黏和解堵等綜合作用[22],適合該類油田提高采收率,對我國斷塊油田特高含水期提高采收率具有重要意義.

對于含油層系多、含油井段長、層間非均質嚴重的斷塊油田,應進一步完善注采系統.抓好老油田二次開發,深化地下認識體系研究,開展油田開發后期層系和井網優化組合研究,進一步優化注采井網與層系,提高水驅控制程度,控制含水率上升和產量遞減.抓好大幅度提高采收率技術現場試驗,開展復雜結構井注采試驗、空氣泡沫驅先導試驗、污水聚合物驅,以及氣驅、聚合物表面活性劑驅先導試驗,探索高溫高鹽、注水開發轉變開發方式的技術新途徑.

復雜斷塊油田高效開發以油藏精細地質研究為基礎,加強油田開發綜合調整,深化剩余油規律分析與認識,加強精細注水開發,進一步發揮水驅在油田穩產過程中的技術作用.加快三次采油步伐,在聚合物驅的基礎上,開展無堿二元復合驅為重點的提高采收率技術攻關和推廣應用,使三次采油在油田穩產中發揮革命性的作用.加強低品位的難動用儲量技術攻關,建議開展氣驅、微生物驅和熱采研究與試驗,提高低品位儲量的有效動用程度.

5 結論

(1)中高滲透陸相砂巖油田特高含水期開采,應打破單一水驅的常規理念,確立井網加密與三次采油井網相結合的開發思路;細分層系與精細注入工藝相結合,重點對三元復合驅、無堿二元復合驅、聚合物驅后聚表性劑驅等提高采收率技術加快技術攻關,為油田持續穩產提供有力技術支撐.

(2)裂縫性低滲透油田特高含水期首要任務是在油水井中采取技術措施,控制注水量和產液量的增長速度、含水率上升和產量遞減速度,最大限度延長油田的有效生命期,降低無效循環,提高油田最終采收率.建議加強提高采收率試驗研究與實踐,加大試驗推廣應用力度,提高低滲透油田的開發效果;加強氣驅(主攻方向是CO2)、表面活性劑驅和輔助微生物驅等.

(3)特高含水期斷塊油田含油砂體面積小、層間非均質現象嚴重,不應大規模采用常規化學方法提高采收率.建議進一步完善注采系統,加強精細注水開發;開展氣驅、微生物驅和熱采研究與試驗,提高低品位儲量的有效動用程度.

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TE343

A

2095-4107(2014)01-0001-09

DOI 10.3969/j.issn.2095-4107.2014.01.001

2013-12-23;編輯:任志平

中國工程院院士咨詢類項目(29130004)

王玉普(1956-),男,博士,中國工程院院士,教授級高級工程師,主要從事油氣田開發工程方面的研究.