改善油田區(qū)塊和單井效益狀況的治理措施

朱彩云

中原石油勘探局公共事業(yè)管理處，河南 濮陽 457001

油田開發(fā)后期單井開發(fā)經(jīng)濟(jì)界限研究屬于石油技術(shù)經(jīng)濟(jì)學(xué)的范疇，為油田開發(fā)和經(jīng)濟(jì)評價(jià)決策技術(shù)的綜合應(yīng)用技術(shù)[1]。從微觀上講，油田開發(fā)后期單井開發(fā)經(jīng)濟(jì)界限主要研究油井的經(jīng)濟(jì)生產(chǎn)運(yùn)行與相應(yīng)的措施。油田開發(fā)后期單井開發(fā)經(jīng)濟(jì)界限研究不僅要實(shí)現(xiàn)油田產(chǎn)量與經(jīng)濟(jì)的最佳結(jié)合，而且也要適應(yīng)油田生產(chǎn)經(jīng)濟(jì)規(guī)律本身，從而使產(chǎn)量和效益配置日趨合理與科學(xué)。

1 某油田的操作成本特點(diǎn)

2008年，某油田操作成本大于8美元/桶的低效區(qū)塊有35個(gè)，平均單位操作成本11.16美元/桶，拉動(dòng)油田總操作成本上升1.78美元/桶[2]。低效區(qū)塊產(chǎn)量60.44×10氣，占評價(jià)區(qū)塊總產(chǎn)量的15.1%；油水井總數(shù)1005口，占評價(jià)區(qū)塊總井?dāng)?shù)的29.1%。

1.1 高成本區(qū)塊大部分位于外圍油田的低效成因

1）西部零散小區(qū)塊的低效原因：一是區(qū)塊含水高，剩余油主要分布在水驅(qū)難以控制的砂體邊部和油層內(nèi)，挖潛難度大，油田產(chǎn)量遞減快，如敖古拉油田和杏西油田；二是油田滲透率低，常規(guī)的壓裂措施難以見效，注水受效差，單井產(chǎn)能低，如布木格扶楊油層和龍虎泡高臺子單采高臺子井區(qū)；三是油田規(guī)模小，砂體發(fā)育零散，水驅(qū)控制程度低，油水分布復(fù)雜，如葡西油田和高西油田。

2）已進(jìn)入中高含水期的外圍老油田低效原因：一是油田進(jìn)入高含水期開采，可采儲(chǔ)量采出程度高，有效厚度層數(shù)減少、厚度變薄、油水分布更加復(fù)雜，產(chǎn)量接替能力逐漸降低，油田剩余可采儲(chǔ)量采油速度高，穩(wěn)產(chǎn)難度大。宏觀上水驅(qū)挖潛的余地小，低產(chǎn)井、高含水井?dāng)?shù)多；二是油田經(jīng)過多年注水開發(fā)，系統(tǒng)設(shè)備老化嚴(yán)重，工藝復(fù)雜，自動(dòng)化程度低，能耗高，注水壓力高，注水單耗高；三是油田機(jī)型及管桿老化，偏磨嚴(yán)重，能耗高，同時(shí)維護(hù)費(fèi)用高；四是扶余油層具有特低滲透、特低流度、裂縫不發(fā)育等特點(diǎn)，在較高的注采壓差下，仍難以建立起有效的驅(qū)動(dòng)體系，導(dǎo)致很難經(jīng)濟(jì)有效動(dòng)用。如肇州油田、升平油田、龍虎泡油田、宋芳屯油田。

3）朝陽溝油田區(qū)塊原油物性、儲(chǔ)層發(fā)育較差，造成油水井間憋壓嚴(yán)重，套變井多且修復(fù)難度大，老井壓裂挖潛余地小，措施效果較差，且有效期短。新開發(fā)區(qū)塊儲(chǔ)層物性差，油水井間難以建立有效驅(qū)動(dòng)體系，油井注水受效效果不明顯。如朝陽溝背斜翼部、朝陽溝背斜軸部、翻身屯油田、肇源油田等地區(qū)。

1.2 高成本區(qū)塊的低效成因

1）進(jìn)入聚驅(qū)后續(xù)水驅(qū)或含水回升后期高成本開發(fā)階段，控水難度大，存在低效無效循環(huán)。如中區(qū)西部聚合物驅(qū)、北一區(qū)斷西聚合物驅(qū)、北一區(qū)斷東東塊聚合物驅(qū)；2）進(jìn)入特高含水期開采的水驅(qū)區(qū)塊，控制遞減難度加大，而且油層非均質(zhì)程度比較嚴(yán)重，各套井網(wǎng)之間的含水差別較小，調(diào)整余地不大。油井壓裂選井選層余地減小，壓裂等各項(xiàng)措施效果逐年變差。如喇北東塊；3）水驅(qū)過渡帶地區(qū)：一是油層發(fā)育差，與水驅(qū)老井相比，射開厚度小、滲透率低、射開程度差；二是原油物性差、其含蠟量高、密度高、粘度高；三是開發(fā)效果差、產(chǎn)能低、含水低、地層壓力高；四是剩余油分布零散。大部分層段砂體在平面上分布零散，連通性差，動(dòng)用程度低。新投井單井初期產(chǎn)量較低，未能達(dá)到設(shè)計(jì)產(chǎn)能。如薩北開發(fā)區(qū)東部過渡帶水驅(qū)和北部過渡帶水驅(qū)。

綜上所述，2008年新增操作成本高于8美元/桶的區(qū)塊進(jìn)入高成本的原因：一方面是由于區(qū)塊地質(zhì)、動(dòng)態(tài)特征影響；另一方面是由于原材料漲價(jià)等因素影響。受區(qū)塊地質(zhì)、動(dòng)態(tài)特征影響的區(qū)塊分兩種情況，一種是由于低效、無效循環(huán)場的存在，引起能耗增加，導(dǎo)致操作成本上升。另一種是經(jīng)過多年注水開發(fā)的區(qū)塊，系統(tǒng)設(shè)備老化嚴(yán)重，工藝復(fù)雜，自動(dòng)化程度低，能耗高，注水壓力高，注水單耗高；而缺乏扶余油層具有特低滲透、特低流度、裂縫不發(fā)育等特點(diǎn)，在較高的注采壓差下，仍難以建立起有效的驅(qū)動(dòng)體系。受原材料漲價(jià)等因素影響，11個(gè)區(qū)塊中有9個(gè)在2007年操作成本已經(jīng)超過7美元/桶的區(qū)塊在2008年升至8美元/桶以上[3]。在2008年由于匯率因素、電價(jià)以及原材料價(jià)格上漲等因素影響引起區(qū)塊操作成本總額增加，另外2008年與2007年相比人員工資平均上漲40.8元/t，這勢必導(dǎo)致2007年大于7美元/桶的區(qū)塊在2008年進(jìn)入操作成本高于8美元/桶區(qū)塊范圍。由于作業(yè)區(qū)費(fèi)用分?jǐn)偛煌?007年龍虎泡油田和龍虎泡高臺子層油田分屬兩個(gè)不同作業(yè)區(qū)，2007年下半年兩個(gè)油田合并為一個(gè)作業(yè)區(qū)，使兩年費(fèi)用分?jǐn)偟姆绞桨l(fā)生變化，導(dǎo)致龍虎泡高臺子層費(fèi)用上升。另外，像敖包塔、肇州這兩個(gè)區(qū)塊在2008年均新投產(chǎn)了部分井，這些新井投產(chǎn)時(shí)間短，見效不明顯，初期費(fèi)用需求大，引起了區(qū)塊操作成本的上升，隨著新井投產(chǎn)時(shí)間的延長，生產(chǎn)趨于穩(wěn)定，區(qū)塊的整體經(jīng)濟(jì)效益將會(huì)提高。

2 低效無效區(qū)塊治理有效途徑

在對高成本、低產(chǎn)低效區(qū)塊及低產(chǎn)低效井的治理方面，此油田樹立了“資源有限、科技無限”，“規(guī)律不可逆轉(zhuǎn)、趨勢可以把握”等辯證思維，在進(jìn)一步認(rèn)識規(guī)律、把握規(guī)律、利用規(guī)律的基礎(chǔ)上知難而進(jìn)、迎難人上，積極主動(dòng)地研究、把握油田開發(fā)趨勢，研究特高含水和特低滲透油藏開發(fā)基礎(chǔ)理論[4]，加快科技成果轉(zhuǎn)化；多學(xué)科集成化油藏研究技術(shù)日趨完善，提高了剩余油描述精度，建立了“系統(tǒng)分析、兩級優(yōu)化”的措施優(yōu)化方法。油田對效益評價(jià)工作于分重視，由計(jì)劃規(guī)劃部牽頭，開發(fā)、采油、地面各個(gè)部門，包括基層礦建管理干部各個(gè)專業(yè)聚到一起，研究綜合治理方案，對比分析投入產(chǎn)出比是否合適，效益狀況是否改善，操作成本是否降低，經(jīng)綜合評價(jià)后確定實(shí)施具體方案，成本控制取得了顯著成效。2008年新增的高成本區(qū)塊多數(shù)為特高含水區(qū)塊，因此油田對特高含水區(qū)塊低效無效循環(huán)治理方法進(jìn)行了大膽的探索。經(jīng)過近年來的綜合治理，長垣外圍積累了一定的治理經(jīng)驗(yàn)。初步形成了高成本低滲透油田從地質(zhì)開發(fā)、地面系統(tǒng)到經(jīng)營管理的三位一體的綜合治理方法，有效地控制了成本的上升。

2.1 剩余油挖潛研究，控制低效無效循環(huán)

到2008年底，喇薩杏油田水驅(qū)綜合含水已高達(dá)91%，但產(chǎn)油量仍占全油田總產(chǎn)量的60%以上，是油田持續(xù)發(fā)展的重要基礎(chǔ)?！笆濉币詠?，由于綜合含水高，液油比高，能耗大，嚴(yán)重影響了油田開發(fā)效益。綜合含水達(dá)到90%以后，水油比急劇增長，含水每上升1個(gè)百分點(diǎn)，產(chǎn)液量將增加8000×104m3，地面設(shè)備負(fù)荷增加，能耗增加，噸油成本增加。2008年新增操作成本大于8美元/桶的區(qū)塊，多數(shù)為特高含水區(qū)塊。為了控制產(chǎn)量遞減、控制低效無效循環(huán)，實(shí)現(xiàn)高水平、高效益開發(fā)，油田依靠多學(xué)科研究剩余油，創(chuàng)新科研，摸索特高含水區(qū)塊低效無效循環(huán)的有效治理方法，科學(xué)合理界定特高含水井層的關(guān)停界限，指導(dǎo)特高含水期的開發(fā)調(diào)整挖潛。以含水率98%為界限，確定低效無效循環(huán)層的驅(qū)油效率為66%。辮狀河、曲流河、分流河道三類河道砂體中有9.2%的油層厚度進(jìn)入低效無效循環(huán)狀態(tài)。對進(jìn)入低效無效循環(huán)狀態(tài)厚油層剩余油立足于常規(guī)調(diào)整措施精細(xì)化，挖掘不同河流相儲(chǔ)層層內(nèi)剩余油潛力。一是采取井網(wǎng)加密和注采系統(tǒng)調(diào)整挖潛分流河道剩余油。油田南部三次加密后水下窄小河道三向以上水驅(qū)控制程度仍然偏低，需結(jié)合薄差油層井網(wǎng)加密或注采系統(tǒng)調(diào)整進(jìn)一步提高多向受效比例。針對基礎(chǔ)井網(wǎng)對窄小河道控制程度差的狀況，2007年以來杏九區(qū)實(shí)施調(diào)整井油井補(bǔ)孔22口，截至2008年6月累計(jì)增油0.36 ×104t，預(yù)測平均單井增加可采儲(chǔ)量3352t；二是底部堵水或改變注水方向挖潛曲流河剩余油。近幾年在油田北部開展了利用常規(guī)措施挖掘曲流河側(cè)積火層頂部剩余油的探索性工作，取得了一定的效果。措施后試驗(yàn)井口產(chǎn)油普遍提高（提高0.8t/d～2.7t/d，含水也有所降低（降低1.8%～4% ）；二是利用水平井挖潛厚油層剩余油。在厚度為6m以上的泛濫平原的曲流河砂體、三角洲分流平原的高彎曲分流河道砂體，結(jié)合井網(wǎng)和層系，可以優(yōu)選水平井區(qū)塊和層位，鉆水平井。通過幾年試驗(yàn)研究，提出了“三個(gè)部位、一個(gè)結(jié)合”的水平井挖潛方向，設(shè)計(jì)厚油層頂部水平井11口，目前已完鉆6口，其中南1-2-平25井口產(chǎn)百噸，杏6-1-平35取心井初期產(chǎn)量較高，在厚油層挖潛中初見成效，例如對薩南過渡帶350m區(qū)塊綜合治理。從地質(zhì)方面分析，進(jìn)入特高含水開發(fā)期的區(qū)塊主要有以下特點(diǎn)：1）單砂體注采關(guān)系完善程度差，多方向連通比例低；2）井網(wǎng)相互利用程度低，單方向受效比例高，含水上升速度快；3）油層條件差，水井吸水能力差，區(qū)塊供液能力差，地層壓力系統(tǒng)不合理；4）井網(wǎng)間含水差異小，措施潛力小，采油速度低。

針對高含水后期注水負(fù)擔(dān)重，區(qū)塊電費(fèi)過高，且產(chǎn)量低的原因，在多學(xué)科研究剩余油的基礎(chǔ)上編制綜合治理方案：1）依靠精細(xì)研究，分析儲(chǔ)層沉積特征：綜合治理區(qū)塊薩、葡油層屬于河流-三角洲內(nèi)、外前緣相沉積，按照油層沉積特征和砂體的發(fā)育狀況，將薩、葡油層細(xì)分為73個(gè)沉積單元，平面上形成了兩類共6種類型的砂體；3）利用數(shù)值模擬技術(shù)分析:剩余油平面分布零散，剩余油在縱向上分布不集中，主要以注采不完善和吸水差為主；3）在精細(xì)分析剩余油的基礎(chǔ)上，編制綜合治理方案：優(yōu)選緩注井補(bǔ)孔轉(zhuǎn)注，進(jìn)一步強(qiáng)化線狀注水，轉(zhuǎn)注3口井，其中基礎(chǔ)井1口，一次加密井2口；針對不同成因形成的剩余油，采取補(bǔ)孔14口，其中注水井3口，轉(zhuǎn)注井2口，采油井9口；利用加密井網(wǎng)注采系統(tǒng)調(diào)整的有利時(shí)機(jī)，加強(qiáng)注水井方案的調(diào)整。綜合治理區(qū)塊砂巖和有效水驅(qū)控制程度分別提高了3.9%和3.1%，二向及以上砂巖和有效水驅(qū)控制程度分別提高了4.1%和2.6%。

2.2 精細(xì)油藏研究，向新技術(shù)、新工藝要效益

長垣外圍區(qū)塊為低滲透油田，由于油層物性差等天然地質(zhì)條件，區(qū)塊操作成本一直處于較高水平，油田“以經(jīng)濟(jì)效益為中心，技術(shù)上可行、經(jīng)濟(jì)上有效”的宏觀思路，采取“分析原因、明確潛力、分類治理、提高效益”的做法，初步形成高成本低滲透油田綜合治理方法。2008年，油田加強(qiáng)低滲透油田精細(xì)調(diào)整，通過壓裂、三換、注采系統(tǒng)調(diào)整等措施，改善開發(fā)效果；以控制含水上升、提高低產(chǎn)能井產(chǎn)量為目的，采取結(jié)構(gòu)調(diào)整、高含水關(guān)井、堵水、加大周期注水的調(diào)整力度等綜合性措施，減少產(chǎn)液量和注水量，控制油田產(chǎn)液量的增長幅度。優(yōu)化綜合調(diào)整方案，加大分層注水、周期注水等措施的實(shí)施力度，精細(xì)實(shí)施結(jié)構(gòu)調(diào)整，注夠水、注好水。他拉哈油田根據(jù)儲(chǔ)層物性、砂體展布和邊水能量等情況確定合理的工作制度，開展合理流壓調(diào)整工作。泵況合理率由61.2%提高到78.9%，實(shí)現(xiàn)天然能量開發(fā)油田開發(fā)水平的提高，自然遞減率由20.69%下降到18.01%，下降了2.68個(gè)百分點(diǎn)。

2.3 深化增產(chǎn)措施方法研究

措施增油是實(shí)現(xiàn)油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)、彌補(bǔ)產(chǎn)量遞減的重要組成部分。深化增產(chǎn)措施方法研究和應(yīng)用，開展個(gè)性化設(shè)計(jì)，發(fā)展配套跟蹤調(diào)整技術(shù)，是完善窄薄砂體油田增產(chǎn)措施技術(shù)的重要手段。一是油井壓裂。2008年壓裂28口低產(chǎn)低效井，平均單井年增油270t，累計(jì)增產(chǎn)原油0.15×104t；二是換泵。統(tǒng)計(jì)換泵井沉沒度、含水與累積增油量之間關(guān)系，研究認(rèn)為沉沒度大于300m時(shí)，增油效果較好。對156口含水在90%以下，沉沒度大于300m以上的低產(chǎn)低效油井分析油層發(fā)育及連通狀況，確定可實(shí)施換泵80口井，單井年增油120t左右，累計(jì)增產(chǎn)原油0.26×104t；三是堵水。通過具體分析這部分井的主產(chǎn)層、接替層條件，確定堵水潛力井l00口，預(yù)計(jì)平均單井年降水0.2×104m3左右，累積降水21.3×104m3；四是裂縫油田實(shí)施整體堵縫調(diào)剖，改善層間平面矛后，提高低效井產(chǎn)量。實(shí)施10口水井，目前已有13口低效油井受效，累積增油2010t。

3 結(jié)論

當(dāng)油田進(jìn)入中含水期以后，原油產(chǎn)量迅速遞減，標(biāo)志著油田進(jìn)入開發(fā)中后期。隨著油田進(jìn)入中后期開發(fā)，地下情況變得復(fù)雜，工藝措施效果逐漸變差，投入產(chǎn)出效益下降，導(dǎo)致成本上升。本文從油田開發(fā)中研究問題及對象的不同出發(fā)，分析單井運(yùn)行成本和分?jǐn)偝杀荆⒖紤]了采油時(shí)率、含水率、商品率、成本等一系列影響經(jīng)濟(jì)界限的開發(fā)和經(jīng)濟(jì)因素，提出了改善油田和單井效益狀況的治理措施。

[1]童小光，等.21世紀(jì)初中國跨國油氣勘探開發(fā)戰(zhàn)略研究，北京：石油工業(yè)出版社，2003.

[2]呂建中，馮連勇，等.加強(qiáng)石油石化企業(yè)國際競爭力研究的幾點(diǎn)認(rèn)識，石油科技論壇，2003，8：12-13.

[3]高立勛.石油企業(yè)競爭力評價(jià)指標(biāo)探討.石油大學(xué)學(xué)報(bào)：社會(huì)科學(xué)版，2003，6：27-30.

[4]陳江之.勝利油田降本增效的實(shí)踐與思考.國際石油經(jīng)濟(jì)，2000，1.