中國(guó)陸相砂巖油田特高含水期開發(fā)現(xiàn)狀及對(duì)策

王玉普,劉義坤,鄧慶軍,3

(1.中國(guó)工程院,北京 100088; 2.東北石油大學(xué) 提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,黑龍江 大慶 163318; 3.大慶油田有限責(zé)任公司 第一采油廠,黑龍江 大慶 163111)

中國(guó)陸相砂巖油田特高含水期開發(fā)現(xiàn)狀及對(duì)策

王玉普1,劉義坤2,鄧慶軍2,3

(1.中國(guó)工程院,北京 100088; 2.東北石油大學(xué) 提高油氣采收率教育部重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室,黑龍江 大慶 163318; 3.大慶油田有限責(zé)任公司 第一采油廠,黑龍江 大慶 163111)

在調(diào)研我國(guó)陸相砂巖油田開發(fā)現(xiàn)狀的基礎(chǔ)上,從中高滲透油田、低滲透油田及斷塊油田角度出發(fā),總結(jié)并歸納不同類型油田面臨的開發(fā)現(xiàn)狀,制定有效開發(fā)戰(zhàn)略對(duì)策.結(jié)果表明:中高滲透油田開發(fā)應(yīng)立足于井網(wǎng)加密與三次采油相結(jié)合;低滲透油田應(yīng)以CO2驅(qū)油,輔助微生物驅(qū)油的開發(fā)對(duì)策;斷塊油田應(yīng)開展氣驅(qū)、微生物驅(qū)和熱采研究與試驗(yàn)的戰(zhàn)略對(duì)策.該研究成果對(duì)中國(guó)陸相砂巖油田特高含水期的有效開發(fā)具有指導(dǎo)意義和借鑒價(jià)值.

陸相砂巖油田;特高含水期;開發(fā)對(duì)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(fā)的今天,充分利用不可再生的有限石油資源,提高探明地質(zhì)儲(chǔ)量的采收率,是油田高效合理開發(fā)的永恒課題.

中國(guó)油田大多數(shù)屬于陸相沉積,具有非均質(zhì)性嚴(yán)重、油品密度較大等特點(diǎn),通常情況下水驅(qū)效率較低,采用常規(guī)方式開采,約有三分之二儲(chǔ)量未被采出.陸上已開發(fā)油田的主力油區(qū)大多數(shù)已進(jìn)入高含水開發(fā)階段,面臨儲(chǔ)采失衡、穩(wěn)產(chǎn)困難及經(jīng)濟(jì)效益差等問題,進(jìn)一步提高特高含水期油田的原油采收率,增加可采儲(chǔ)量,確保持續(xù)高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn)、有效開發(fā)動(dòng)用是當(dāng)前我國(guó)各大油田面臨的首要任務(wù).目前主產(chǎn)油田,如大慶油田,歷經(jīng)50余年開發(fā),已進(jìn)入特高含水階段,面臨產(chǎn)量遞減加快、生產(chǎn)成本加大、開發(fā)技術(shù)難度大等問題.

在調(diào)研我國(guó)陸相砂巖油田基本情況的基礎(chǔ)上,分析陸相砂巖油田開采現(xiàn)狀、存在問題、開發(fā)潛力與對(duì)策,從發(fā)展戰(zhàn)略和科研規(guī)劃角度,為陸相砂巖油田特高含水期高效開發(fā)提供決策咨詢和參考建議.

1 陸相砂巖油田分類標(biāo)準(zhǔn)

中國(guó)油田大多數(shù)屬于陸相沉積,具有非均質(zhì)性嚴(yán)重、油稠等特點(diǎn),水驅(qū)效率比較低,采取常規(guī)方式開發(fā),約有三分之二的儲(chǔ)量留在地下.我國(guó)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(guó)億噸級(jí)地質(zhì)儲(chǔ)量的大油田累計(jì)探明地質(zhì)儲(chǔ)量為256.28×108t,其中儲(chǔ)集層屬于陸相沉積的油田占探明儲(chǔ)量的91.2%,約為233.73×108t;累計(jì)產(chǎn)油119.15×108t,采出程度為50.98%.我國(guó)以陸相砂巖儲(chǔ)集層為主的油田主要有大慶油田、勝利油田、延長(zhǎng)油礦、遼河油田、新疆油田和長(zhǎng)慶油田等13個(gè).中滲透、高滲透砂巖油田的產(chǎn)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(chǎn)量是我國(guó)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(jié)果見表1.

1.2 按照含水率劃分

按照含水率劃分標(biāo)準(zhǔn)將油田開發(fā)分為4個(gè)時(shí)期(見表2).

1.3 按照綜合評(píng)價(jià)劃分

根據(jù)我國(guó)陸相砂巖油田狀況,綜合油田儲(chǔ)層物性、開采特點(diǎn)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(jié)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(fā)階段分類結(jié)果Table 2 The classification result of the oilfield development stage according to the water cut

表3 我國(guó)陸相砂巖油田綜合評(píng)價(jià)分類結(jié)果Table 3 The classification result of the Chinese continental sandstone oilfield comprehensive evaluation

2 陸相砂巖油田開發(fā)現(xiàn)狀

2.1 中高滲透油田

(1)我國(guó)陸相油田原油生產(chǎn)保持穩(wěn)定增長(zhǎng),是歷史上最好的發(fā)展階段之一.針對(duì)國(guó)家對(duì)原油的需要,制定大慶油田重新上產(chǎn)5 000×104t原油等穩(wěn)產(chǎn)規(guī)劃,有利地支撐中國(guó)石油原油產(chǎn)量穩(wěn)定增長(zhǎng)、天然氣快速發(fā)展.在油田開發(fā)難度越來越大的情況下,加大技術(shù)創(chuàng)新的力度,克服自然災(zāi)害和經(jīng)濟(jì)危機(jī)的影響,原油產(chǎn)量保持穩(wěn)定上升的良好勢(shì)頭[4-5].

(2)勘探處于儲(chǔ)量增長(zhǎng)高峰,為油田開發(fā)提供了資源基礎(chǔ).近10年來,中國(guó)石油每年提交陸相砂巖探明儲(chǔ)量均在5×108t以上.在高含水老區(qū)傳統(tǒng)領(lǐng)域精細(xì)勘探基礎(chǔ)上,新探區(qū)、新領(lǐng)域也是重大發(fā)現(xiàn)不斷.勘探成果的取得為油田開發(fā)提供后備資源,也為開發(fā)技術(shù)的發(fā)展指明方向.2010年,全年完成探明儲(chǔ)量763.00×108t、可采儲(chǔ)量1.57×108t,分別為年度計(jì)劃的127%和131%.勘探取得突破的地區(qū)主要是遼河興隆臺(tái)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(chǎn)量遞減率、含水上升率得到控制,開發(fā)指標(biāo)不斷好轉(zhuǎn);水驅(qū)開發(fā)形勢(shì)持續(xù)變好,創(chuàng)近年來最好水平.針對(duì)層系組合不合理、注采井網(wǎng)不完善、單砂體注采不對(duì)應(yīng)等問題,通過細(xì)分注水技術(shù),注采系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)整,規(guī)模實(shí)施壓裂、酸化、調(diào)驅(qū)、調(diào)剖等措施,優(yōu)化開發(fā)調(diào)整和生產(chǎn)措施,有效地控制含水率上升速度[6-7].

(4)按照“三重”技術(shù)路線,二次開發(fā)已見到明顯效果.穩(wěn)步推進(jìn)遼河、新疆、大慶、吐哈和玉門等8個(gè)試點(diǎn)工程,強(qiáng)化專項(xiàng)資料錄取,加強(qiáng)方案管理,實(shí)現(xiàn)管理制度化、工作程序化.二次開發(fā)規(guī)模不斷擴(kuò)大,試點(diǎn)工程基本實(shí)現(xiàn)提高單井產(chǎn)量和大幅度提高采收率的目標(biāo).以單砂體為單元,在老油田二次開發(fā)中開展井網(wǎng)層系重組技術(shù)的廣泛應(yīng)用,在新疆、玉門等二次開發(fā)試點(diǎn)區(qū)塊已見成效:

①二次開發(fā)加密調(diào)整技術(shù).針對(duì)大慶油田開發(fā)中存在的開采井距大、油層層間矛盾突出、單砂體注采關(guān)系不完善等問題,研究形成特高含水期二次開發(fā)井網(wǎng)加密調(diào)整技術(shù)[8].

②精細(xì)調(diào)整挖潛技術(shù).根據(jù)剩余油潛力、井況和生產(chǎn)動(dòng)態(tài),按照“完善注采關(guān)系、提高動(dòng)用程度、保持注采平衡、實(shí)現(xiàn)控水穩(wěn)油”的原則,形成水驅(qū)特高含水期精細(xì)調(diào)整技術(shù),示范區(qū)實(shí)現(xiàn)“產(chǎn)量不降、含水不升”的雙控目標(biāo).

③示范區(qū)建設(shè)成效顯著,探索出老油田高效開發(fā)之路.大慶長(zhǎng)垣6個(gè)示范區(qū)實(shí)現(xiàn)“三年產(chǎn)量不降、含水不升”的目標(biāo).

(5)中高滲透油田特高含水期關(guān)鍵技術(shù)取得重大突破,為油田開發(fā)向深度和廣度發(fā)展提供保證.以我國(guó)對(duì)原油的迫切需求為導(dǎo)向,按照推廣成熟技術(shù)、攻關(guān)瓶頸技術(shù)、發(fā)展儲(chǔ)備技術(shù)3個(gè)層次,圍繞特高含水油田深度開發(fā)的總體要求,加大科研力度,推進(jìn)技術(shù)發(fā)展.在砂體內(nèi)部構(gòu)型及剩余油描述、聚合物驅(qū)、三元復(fù)合驅(qū)、注氣、細(xì)分注水、水平井、深部液流轉(zhuǎn)向與調(diào)驅(qū)等技術(shù)領(lǐng)域取得突破性進(jìn)展,為我國(guó)石油產(chǎn)量穩(wěn)定提高,油氣開發(fā)的快速發(fā)展提供強(qiáng)有力的技術(shù)支撐.

2.2 低滲透油田

(1)低滲透油田開發(fā)成為產(chǎn)量接替的主要領(lǐng)域.在新增原油探明儲(chǔ)量中,低滲透原油儲(chǔ)量所占比例逐年增加.低滲透油氣資源開發(fā)下限從1.0×10-3μm2發(fā)展到0.5×10-3μm2,儲(chǔ)層改造技術(shù)應(yīng)用范圍由1.0×10-3μm2向0.3×10-3μm2超低滲透油田拓展,在長(zhǎng)慶油田0.3×10-3μm2儲(chǔ)層試驗(yàn)形成工業(yè)化生產(chǎn)規(guī)模,成為低滲透油田原油產(chǎn)量新的增長(zhǎng)點(diǎn),為我國(guó)陸相砂巖油田低滲透儲(chǔ)層的有效動(dòng)用開發(fā),提供強(qiáng)有力的技術(shù)支撐.在油價(jià)持續(xù)走高的支持下,油田開發(fā)創(chuàng)新思路,加大投入,長(zhǎng)慶、吉林等低滲透油田的規(guī)模有效開發(fā)使低滲透油田產(chǎn)量較快增長(zhǎng).

(2)特高含水期,低滲透砂巖油田原油產(chǎn)量持續(xù)攀升,開發(fā)指標(biāo)持續(xù)變好,豐富和發(fā)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(duì)性.我國(guó)低滲透油田一般天然能量小,彈性采收率和溶解氣驅(qū)采收率也非常低,而且在地層中黏土礦物含量高,應(yīng)力敏感性強(qiáng)[9].這些導(dǎo)致如果一個(gè)區(qū)塊滯后注水;那么該油田不僅地層壓力很快下降,油井產(chǎn)量急劇遞減,而且采油指數(shù)也大幅度縮小,嚴(yán)重影響其開發(fā)效果[10-11].創(chuàng)建以提高地層能量、減少壓敏效應(yīng)、建立有效驅(qū)動(dòng)壓力系統(tǒng)的超前注水技術(shù),在油層中建立有效的注水驅(qū)替系統(tǒng)后防止快速水淹的溫和注水技術(shù)、同步注水技術(shù),以及不同儲(chǔ)層的差異注水技術(shù)等,形成針對(duì)長(zhǎng)慶、吉林等低滲透油田的注水補(bǔ)充能量技術(shù),有效地補(bǔ)充地層能量,提高低滲透油田的開發(fā)效果,從根本上改變低滲透油田采油、采液指數(shù)下降快的世界性難題,對(duì)低滲透油田保持穩(wěn)產(chǎn)和提高采收率具有重要的指導(dǎo)意義.

(3)CO2驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)區(qū)見到較好效果,使CO2驅(qū)成為低滲透儲(chǔ)層提高采收率的主導(dǎo)技術(shù),并且有望成為低滲透油田有效開發(fā)的主體技術(shù).低滲透、特低滲透油田儲(chǔ)量品位越來越低,儲(chǔ)層中黏土含量較高,導(dǎo)致注水比較困難,地層能量補(bǔ)充不足.由于壓力低,注氣油層吸氣能力強(qiáng),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(bǔ)充能量難的問題,因此CO2驅(qū)是低滲油田補(bǔ)充地層能量和提高采收率的重要手段[12].現(xiàn)已成功地完成吉林油田黑59和黑79試驗(yàn)區(qū)的礦場(chǎng)試驗(yàn),建立最小混相壓力預(yù)測(cè)數(shù)學(xué)模型,基本形成以地層壓力保持和流度控制為特色的CO2驅(qū)參數(shù)優(yōu)化方法、形成CO2驅(qū)注采工藝與防腐一體化技術(shù),以及集成CO2驅(qū)監(jiān)測(cè)跟蹤技術(shù),并在CO2的減排方面作了有益的嘗試.

吉林油田黑59區(qū)塊建成我國(guó)第一個(gè)含CO2氣藏開發(fā)—CO2驅(qū)油與埋存一體化系統(tǒng),形成CO2驅(qū)提高采收率配套技術(shù).以物理模擬實(shí)驗(yàn)研究和零星現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)為主的注CO2驅(qū)技術(shù)發(fā)展成為比較全面系統(tǒng)地研究CO2驅(qū)各個(gè)過程的開發(fā)關(guān)鍵技術(shù),為進(jìn)行CO2驅(qū)大規(guī)模工業(yè)試驗(yàn)區(qū)和使CO2驅(qū)成為提高采收率主導(dǎo)技術(shù)奠定基礎(chǔ).

(4)低滲透油田有效開采技術(shù)發(fā)展迅速.針對(duì)制約低滲透油田開發(fā)的瓶頸技術(shù)問題,以提高單井產(chǎn)量與穩(wěn)產(chǎn)期、動(dòng)用程度及采收率為核心,在低滲透儲(chǔ)層評(píng)價(jià)、井網(wǎng)優(yōu)化、能量補(bǔ)充、儲(chǔ)層改造等主體技術(shù)取得長(zhǎng)足進(jìn)步,現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)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(wǎng)設(shè)計(jì)及調(diào)整技術(shù),提高特低滲透油田儲(chǔ)量動(dòng)用率.形成的特低滲透油田井網(wǎng)設(shè)計(jì)及調(diào)整技術(shù),在長(zhǎng)慶、吉林、江漢、延長(zhǎng)四大油區(qū)應(yīng)用初見成效,覆蓋儲(chǔ)量4.70×108t.長(zhǎng)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(shù)攻關(guān)和現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用,特低滲透油田非線性滲流理論有了較大的發(fā)展,特低滲透油田井網(wǎng)設(shè)計(jì)及調(diào)整技術(shù)取得重大進(jìn)展,深化人們對(duì)特低滲透油田開發(fā)規(guī)律的認(rèn)識(shí),豐富不同類型特低滲透油田井網(wǎng)形式,提高儲(chǔ)層的動(dòng)用效果[13].

②提高增產(chǎn)改造有效期的壓裂技術(shù),為解決低滲透油氣藏產(chǎn)量遞減快、穩(wěn)產(chǎn)難度大的難題提供技術(shù)保障.低滲透油氣藏普遍存在壓裂后初產(chǎn)量高,產(chǎn)量遞減快、穩(wěn)產(chǎn)難度大的特點(diǎn),提高增產(chǎn)改造有效期的壓裂技術(shù)在低滲透油氣藏經(jīng)濟(jì)有效開發(fā)中發(fā)揮越來越重要的作用,儲(chǔ)層增產(chǎn)改造有效期影響因素分析表明,保持裂縫長(zhǎng)期導(dǎo)流能力、降低液體對(duì)儲(chǔ)層的傷害是提高儲(chǔ)層增產(chǎn)改造有效期的關(guān)鍵因素,日益成為人們關(guān)注的重點(diǎn).提高增產(chǎn)改造有效期的壓裂技術(shù),能夠解決低滲透油田產(chǎn)量遞減快、穩(wěn)產(chǎn)難度大的難題[14-15].

③其他特色技術(shù)不斷推進(jìn).通過加強(qiáng)基礎(chǔ)研究,完善超低滲透油田超低滲儲(chǔ)層分類評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)、超前注水區(qū)地應(yīng)力變化規(guī)律等基礎(chǔ)理論,形成儲(chǔ)層快速評(píng)價(jià)、有效驅(qū)替系統(tǒng)優(yōu)化、多級(jí)壓裂改造、地面優(yōu)化簡(jiǎn)化、低成本鉆采配套等五大技術(shù)系列、14項(xiàng)特色技術(shù).

2.3 斷塊油田

(1)復(fù)雜斷塊油田開發(fā)全面進(jìn)入高含水期.勝利油田東辛油區(qū)是我國(guó)最早發(fā)現(xiàn)的斷塊油田,此后在全國(guó)大油區(qū)均找到一些復(fù)雜斷塊油田.我國(guó)斷塊油田的開發(fā)利用,基本采用注水開采方式,并且由于其地質(zhì)構(gòu)造、流體性質(zhì)、油水系統(tǒng)非常復(fù)雜,主要遵循“總體部署、分批實(shí)施、及時(shí)調(diào)整、逐步完善”的原則進(jìn)行“滾動(dòng)勘探開發(fā)”[16].此類油田的開發(fā)形勢(shì)已進(jìn)入高含水期和高采出程度開發(fā)期,剩余油分布零散,有效挖潛難度不斷加大,應(yīng)加強(qiáng)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(fā)區(qū)域和有效挖潛措施.

(2)斷塊油田精細(xì)注水的效果顯著.以“注好水、注夠水、精細(xì)注水、有效注水”為指引,貫徹復(fù)雜斷塊精細(xì)挖潛原則,推廣小斷塊油田注水專項(xiàng)治理“五個(gè)精細(xì)”做法,實(shí)施三級(jí)治理分類管理模式,夯實(shí)油田注水開發(fā)基礎(chǔ).2012年,勝利油田復(fù)雜斷塊油田精細(xì)注水效果顯著,水驅(qū)控制程度由65.1%提高到70.0%;油層動(dòng)用程度由59.1%提高到60.4%.

(3)規(guī)?；茝V水平井,探索并推廣各種水平井與水平井工藝技術(shù)應(yīng)用.應(yīng)用水平井技術(shù),大港油田解決問題:①邊底水油田含水率上升快;②新區(qū)嘗試水平井開發(fā)提高產(chǎn)能;③開展油田水平井開發(fā)試驗(yàn),如葉三拔油田葉21斷塊,先期注水培植,過程中精細(xì)注水扶植,保持地層能量,確保高產(chǎn)穩(wěn)產(chǎn).

(4)斷塊油田精細(xì)油田描述,為“雙高”階段進(jìn)一步提高采收率奠定基礎(chǔ),初步形成復(fù)雜斷塊油田二次開發(fā)配套技術(shù).為進(jìn)一步提高采收率,特高含水期應(yīng)考慮綜合利用各種精細(xì)描述技術(shù),通過分辨率精度較高的三維地震資料,利用井震、動(dòng)靜相結(jié)合等手段,對(duì)于斷裂系統(tǒng)的真實(shí)情況應(yīng)該有全新的認(rèn)識(shí).對(duì)于影響剩余油整體分布情況的地質(zhì)因素和開發(fā)因素,應(yīng)重點(diǎn)研究?jī)?chǔ)層的有效動(dòng)用情況和剩余油的分布規(guī)律,重新對(duì)地層實(shí)際油層情況進(jìn)行全面的認(rèn)識(shí).在此基礎(chǔ)上,重新構(gòu)造有效注采井網(wǎng),精細(xì)劃分層系及層系重組;垂向上水驅(qū)控制程度得到提升.對(duì)于不規(guī)則井網(wǎng),平面上增加水驅(qū)控制程度,采取單一小砂體注采、不規(guī)則點(diǎn)狀注水、三角形四點(diǎn)法面積井網(wǎng)、排狀注采井網(wǎng)、斷塊內(nèi)部切割注采井網(wǎng)等多種井網(wǎng)形式;同時(shí)應(yīng)用復(fù)雜結(jié)構(gòu)井和叢式井技術(shù),提高油層鉆遇率和單井產(chǎn)量,建立新的井網(wǎng)結(jié)構(gòu)[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(guó)大部分陸相砂巖中高滲透油田已進(jìn)入高含水率、高采出程度的“雙高”開發(fā)期,部分油田甚至已經(jīng)進(jìn)入開發(fā)的中后期,油井產(chǎn)液量大、含水率高,面臨液油比急劇增長(zhǎng)、產(chǎn)液量大幅度上升、穩(wěn)油控水難度加大等問題.

(1)特高含水期油田整體進(jìn)入“雙高”階段.陸相砂巖油田進(jìn)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(zhàn),迫切需要攻關(guān)“雙高”階段綜合調(diào)整技術(shù)、提高單井產(chǎn)量技術(shù)、三次采油和稠油開發(fā)方式有效轉(zhuǎn)換技術(shù),大幅度提高原油采收率.面對(duì)大部分油田進(jìn)入高含水期或特高含水期的現(xiàn)狀,必須重視穩(wěn)油控水,力爭(zhēng)產(chǎn)液不降、含水率不升,盡力爭(zhēng)取陸相砂巖大油田的可持續(xù)發(fā)展.

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

①含水率上升過快、產(chǎn)量下降導(dǎo)致液油比增幅越來越大,經(jīng)濟(jì)效益變差.大慶油田薩中水驅(qū)含水率上升和產(chǎn)量遞減指標(biāo)呈現(xiàn)下降趨勢(shì),而且含水上升率和產(chǎn)量遞減率始終較高,影響區(qū)塊乃至整個(gè)水驅(qū)的開發(fā)效果.

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

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

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

(3)大慶油田一類油層基本全面進(jìn)入聚合物驅(qū)開發(fā),后續(xù)接替技術(shù)不明確.大慶油田8×108t以上地質(zhì)儲(chǔ)量的一類油層全面進(jìn)入聚合物驅(qū)開發(fā),部分區(qū)塊已進(jìn)入后續(xù)水驅(qū).聚合物驅(qū)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(jìn)一步加劇,有待加強(qiáng)剩余油分布的規(guī)律性認(rèn)識(shí);進(jìn)一步提高采收率新技術(shù)面臨理論、技術(shù)和工程方面亟需解決的問題,經(jīng)過近10年的研究和探索,仍然沒有找到有效技術(shù)方向.

3.2 低滲透油田

特高含水期,低滲透油田產(chǎn)能為實(shí)現(xiàn)原油產(chǎn)量穩(wěn)中有升做出重要貢獻(xiàn).低滲透油田開發(fā)面臨著儲(chǔ)層物性越來越差,開發(fā)對(duì)象越來越復(fù)雜的局面,主要存在儲(chǔ)層評(píng)價(jià)標(biāo)準(zhǔn)不能滿足現(xiàn)有儲(chǔ)層滲流特征及科學(xué)分類要求,沿用中高滲透儲(chǔ)層的開發(fā)井網(wǎng)不能有效建立驅(qū)動(dòng)壓力系統(tǒng),油井開井?dāng)?shù)越來越多但單井產(chǎn)量下降趨勢(shì)嚴(yán)重,增產(chǎn)改造有效期短造成重復(fù)壓裂成本上升,直井分層壓裂手段少和水平井籠統(tǒng)壓裂限制小層和薄層的動(dòng)用,致密儲(chǔ)層使得油田有效能量補(bǔ)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(dòng)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(fā)帶來很大難度.啟動(dòng)壓力高導(dǎo)致生產(chǎn)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(qū),注水壓力將很快達(dá)到并超過地層破裂壓力,從而給油田開發(fā)帶來困難.由于注入井附近存在高壓區(qū),使該區(qū)域地層壓力遠(yuǎn)遠(yuǎn)超過原始地層壓力,降低有效注采壓差,使注入量無(wú)法滿足需求.除此之外,若注入壓力超過地層破裂壓力,還對(duì)許多設(shè)備造成變形損害,給油田開發(fā)造成大量的損失.

(2)注水前緣突破后,產(chǎn)液指數(shù)大幅降低,產(chǎn)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(shù)大幅降低,采液指數(shù)加速下降,在高含水期,雖然采液指數(shù)有所回升,但不能恢復(fù)至原始采液指數(shù).由于低滲透儲(chǔ)層滲流阻力較大,一般應(yīng)用大生產(chǎn)壓差投產(chǎn),注水前緣突破后,利用增加生產(chǎn)壓差的方式提高產(chǎn)量的可能性很小.對(duì)于中高滲透油田,油井見水后產(chǎn)液指數(shù)上升,可通過提液措施控制平穩(wěn)的產(chǎn)量或降低產(chǎn)量遞減速度.然而,低滲透油田見水后油井采液指數(shù)大幅降低,產(chǎn)液量難以提升,導(dǎo)致低滲透油田見水后產(chǎn)量加速降低.尤其是油田進(jìn)入高含水期后,油井產(chǎn)液含水率非常高,給油井的提液和穩(wěn)產(chǎn)帶來極大困難.

(3)進(jìn)入高含水期,裂縫性低滲透砂巖油田水竄現(xiàn)象嚴(yán)重.由于滲透率低,該類油田通常需要壓裂投產(chǎn),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(wǎng)與裂縫延伸方向及規(guī)律不適應(yīng)時(shí),注入水主流線方向發(fā)生嚴(yán)重的水竄現(xiàn)象,生產(chǎn)井甚至發(fā)生暴性水淹.

(4)水平井注采開發(fā)井網(wǎng)需要進(jìn)一步優(yōu)化.水平井技術(shù)已經(jīng)在延長(zhǎng)油礦逐步推廣,但在利用水平井井網(wǎng)規(guī)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(wǎng)布置方法,缺少井網(wǎng)系統(tǒng)參數(shù)與儲(chǔ)層參數(shù)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(wǎng)形式的合理匹配、注采排距與水平段長(zhǎng)度的合理匹配等,從而嚴(yán)重影響水平井技術(shù)進(jìn)一步的規(guī)模應(yīng)用.

(5)低品位資源有效開發(fā)技術(shù)儲(chǔ)備不足.低品位儲(chǔ)量的開發(fā)動(dòng)用面臨的困難是效益差和技術(shù)難度大,重點(diǎn)是提高單井產(chǎn)量,需要在儲(chǔ)層改造、水平井規(guī)模開發(fā)、注采系統(tǒng)優(yōu)化等方面進(jìn)行攻關(guān).

3.3 斷塊油田

斷塊油田斷層發(fā)育,含油層系相對(duì)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(chǎn)量遞減很快,原油采收率低,所以注水補(bǔ)充地層能量是斷塊油田普遍采用的開發(fā)方式.斷塊油田進(jìn)入高含水采油階段時(shí)間較早[20],該時(shí)期特點(diǎn)為:水驅(qū)油方式發(fā)生變化,水油比增長(zhǎng)快,采液指數(shù)增加,采油指數(shù)下降,產(chǎn)量遞減加劇,剩余油分布越發(fā)復(fù)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(diǎn)是油水分布的復(fù)雜性.

(1)復(fù)雜斷塊油田注采對(duì)應(yīng)差、井況差、層系粗放、分注率低,含水率上升快、產(chǎn)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(fù)雜斷塊油田,進(jìn)入特高含水期后,含水率上升和產(chǎn)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(wǎng)對(duì)油層沒有實(shí)現(xiàn)較為有效地控制.平面矛盾是復(fù)雜斷塊油田開發(fā)的主要矛盾,大砂體注采井網(wǎng)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(nèi)矛盾造成的剩余油.在相同含水率情況下,由于復(fù)雜斷塊油田井網(wǎng)儲(chǔ)量控制程度低、注采關(guān)系以單向連通為主,低效、無(wú)效循環(huán)比大型構(gòu)造油田更為嚴(yán)重,層內(nèi)挖潛的難度更大.我國(guó)陸相砂巖斷塊油田的開采已面臨“多井低產(chǎn)”的現(xiàn)實(shí).

(2)水驅(qū)儲(chǔ)量偏低.斷塊油田往往水驅(qū)儲(chǔ)量較小,通常水驅(qū)儲(chǔ)量較整裝油田低.其主要原因?yàn)閿鄩K面積小,而且形狀不規(guī)則,所以斷塊油田的注采系統(tǒng)調(diào)整受到地質(zhì)構(gòu)造的限制,完善程度一般較低,油井很難多向受效.油水流動(dòng)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(zhì)儲(chǔ)量動(dòng)用不均衡,非均質(zhì)矛盾突出.斷塊油田中往往為小塊含油砂體,由于開發(fā)起始時(shí)間存在差異,含水率及采出程度有所不同,最終導(dǎo)致地質(zhì)儲(chǔ)量的動(dòng)用不均衡.該類油田含油層系多,非均質(zhì)性嚴(yán)重,層間矛盾更為突出.除油田固有的物性條件外,主要是因?yàn)?①為使油井獲得高產(chǎn)量,總射開厚度高;②合理劃分油田開發(fā)層系難度大,由于層間非均質(zhì)性差異大導(dǎo)致低滲透儲(chǔ)層難以得到有效動(dòng)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(duì)斷塊油田,特高含水期有效開采低滲透儲(chǔ)層是提高最終采收率的關(guān)鍵所在.

(4)水油比、耗水率增長(zhǎng)速度快,加速產(chǎn)量遞減.進(jìn)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(zhǎng),提液是該階段的首要任務(wù).為保證注采均衡,注入量也需要隨之加大,進(jìn)而導(dǎo)致耗水率的上升.斷塊油田通常注采完善程度不高,導(dǎo)致地層壓力無(wú)法保持在較高水平.隨著產(chǎn)量的下降,油相滲透率降低,滲流阻力增加,采油指數(shù)下降,造成產(chǎn)量遞減加快[21].

4 陸相砂巖油田特高含水期開發(fā)對(duì)策

4.1 中高滲透油田

我國(guó)大部分中高滲透陸相砂巖油田已進(jìn)入高含水、高采出程度的“雙高”開發(fā)期,面臨油井產(chǎn)液量大、含水率高、層間矛盾嚴(yán)重和開發(fā)矛盾加劇等問題.根據(jù)目前中高滲透油田開發(fā)形勢(shì),建議采用二三結(jié)合方式開采.對(duì)于主產(chǎn)油田如大慶油田,應(yīng)轉(zhuǎn)變加密井單一水驅(qū)的觀念,確立加密井網(wǎng)與三次采油井網(wǎng)相結(jié)合的開發(fā)思路,并結(jié)合細(xì)分層系技術(shù),先期實(shí)施水驅(qū)挖潛,提高水驅(qū)采收率;后期實(shí)施聚合物驅(qū)或三元復(fù)合驅(qū)等三次采油技術(shù),進(jìn)一步提高采收率,最大限度增加老油田可采儲(chǔ)量.

對(duì)于滿足適用條件的油區(qū),如高含水后期厚油層中下部已嚴(yán)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(yīng)鉆水平井生產(chǎn),并考慮水平井與三次采油、熱采結(jié)合的開發(fā)實(shí)踐.加強(qiáng)油田精細(xì)注水,持續(xù)實(shí)施復(fù)雜油田多元化注水,減緩產(chǎn)量遞減,改善稀油油藏開發(fā)效果.加強(qiáng)水平井分層開發(fā),應(yīng)用雙分支多級(jí)壓裂完井和水力噴射壓裂技術(shù),實(shí)現(xiàn)投資有效控制,水平井產(chǎn)量大幅提升.加強(qiáng)新技術(shù)創(chuàng)新應(yīng)用,開展SAGD輔助技術(shù)應(yīng)用、注空氣保壓開采組合式吞吐試驗(yàn)、蒸汽驅(qū)、氮?dú)怛?qū)、氮?dú)馀菽?qū)、二氧化碳泡沫驅(qū)及開發(fā)方式轉(zhuǎn)換礦場(chǎng)試驗(yàn),加快深層化學(xué)驅(qū)、非烴類氣體驅(qū)的方案研究、室內(nèi)實(shí)驗(yàn)及礦場(chǎng)試驗(yàn)實(shí)施進(jìn)程,為長(zhǎng)遠(yuǎn)穩(wěn)產(chǎn)、調(diào)整結(jié)構(gòu)提供技術(shù)儲(chǔ)備.

推進(jìn)油田二次開發(fā)示范工程,積極探索特高含水期持續(xù)有效開發(fā)的新模式,加強(qiáng)井震結(jié)合精細(xì)油藏描述技術(shù)攻關(guān)及成果應(yīng)用,充分挖掘老油田開發(fā)潛力;強(qiáng)化油田注采系統(tǒng)調(diào)整,加大細(xì)分注水力度,強(qiáng)化水質(zhì)綜合治理,實(shí)現(xiàn)控水穩(wěn)油;大力開展提效率工作,實(shí)施聚合物驅(qū)個(gè)性化調(diào)整,不斷改善聚合物驅(qū)開發(fā)效果;加快重大開發(fā)試驗(yàn)推進(jìn),重點(diǎn)對(duì)三元復(fù)合驅(qū)、無(wú)堿二元復(fù)合驅(qū)、聚合物驅(qū)后聚表劑驅(qū)等提高采收率技術(shù)加快攻關(guān),為油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)提供有力技術(shù)支撐.

4.2 低滲透油田

低滲透油田進(jìn)入特高含水開發(fā)階段,地下油水分布復(fù)雜,剩余油高度分散,“三大矛盾”突出.特高含水階段,產(chǎn)液量上升加快,液油比高,注入水低效、無(wú)效循環(huán)嚴(yán)重.首要任務(wù)是在油水井中采取技術(shù)措施,控制注水量和產(chǎn)液量的增長(zhǎng)速度、含水率上升和產(chǎn)量遞減及成本上升,以最大限度地延長(zhǎng)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(fā)的后期,是低產(chǎn)低效漫長(zhǎng)的開發(fā)階段,建議:采用周期注水技術(shù)實(shí)現(xiàn)控水穩(wěn)油;有條件的區(qū)塊開展井距加密調(diào)整,進(jìn)行井網(wǎng)加密,縮小井距,提高儲(chǔ)層動(dòng)用程度;對(duì)于“三大矛盾”突出的油層進(jìn)行細(xì)分注水和層系重組,并結(jié)合壓裂措施改造,為后期的三次采油做好準(zhǔn)備.建議采用注氣技術(shù)(如CO2)提高采收率.

對(duì)于低滲透、超低滲透油田的開發(fā),按照“精細(xì)水驅(qū)挖潛、老油田二次開發(fā)、低品位資源有效動(dòng)用、重大開發(fā)試驗(yàn)”,提高老區(qū)穩(wěn)產(chǎn)水平和新區(qū)低品位資源動(dòng)用水平,實(shí)現(xiàn)油田有效可持續(xù)發(fā)展.強(qiáng)化老區(qū)精細(xì)水驅(qū)挖潛,開展層系細(xì)分與井網(wǎng)重構(gòu)調(diào)整,有效減緩產(chǎn)量遞減.積極開展水平井技術(shù)攻關(guān)與試驗(yàn),開展水平井規(guī)模應(yīng)用和體積壓裂技術(shù)措施,有效動(dòng)用低品位資源.加強(qiáng)以隨鉆測(cè)井(LWD)軌跡控制為核心的叢式水平井鉆完井技術(shù)研究與應(yīng)用.積極推進(jìn)重大試驗(yàn),重點(diǎn)開展二元復(fù)合驅(qū)試驗(yàn)、CO2驅(qū)試驗(yàn)、“二三”結(jié)合試驗(yàn),加大試驗(yàn)推廣應(yīng)用力度,提高低滲透油田的開發(fā)效果.加強(qiáng)提高采收率試驗(yàn)研究與實(shí)踐,加強(qiáng)氣驅(qū)(主攻方向是CO2)、表面活性劑驅(qū)和輔助微生物驅(qū)等.

4.3 斷塊油田

特高含水期,復(fù)雜斷塊油田面臨的注采對(duì)應(yīng)差、井況差、層系粗放、分注率低,含水率上升快、產(chǎn)量遞減快等問題,需要與精細(xì)油藏描述、細(xì)分層系及井網(wǎng)加密技術(shù)結(jié)合.斷塊油田含油砂體面積小、層間非均質(zhì)現(xiàn)象嚴(yán)重,故不應(yīng)采用常規(guī)化學(xué)方法提高采收率.由于微生物菌液注入簡(jiǎn)單、投資省、有調(diào)剖、驅(qū)油、降黏和解堵等綜合作用[22],適合該類油田提高采收率,對(duì)我國(guó)斷塊油田特高含水期提高采收率具有重要意義.

對(duì)于含油層系多、含油井段長(zhǎng)、層間非均質(zhì)嚴(yán)重的斷塊油田,應(yīng)進(jìn)一步完善注采系統(tǒng).抓好老油田二次開發(fā),深化地下認(rèn)識(shí)體系研究,開展油田開發(fā)后期層系和井網(wǎng)優(yōu)化組合研究,進(jìn)一步優(yōu)化注采井網(wǎng)與層系,提高水驅(qū)控制程度,控制含水率上升和產(chǎn)量遞減.抓好大幅度提高采收率技術(shù)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn),開展復(fù)雜結(jié)構(gòu)井注采試驗(yàn)、空氣泡沫驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn)、污水聚合物驅(qū),以及氣驅(qū)、聚合物表面活性劑驅(qū)先導(dǎo)試驗(yàn),探索高溫高鹽、注水開發(fā)轉(zhuǎn)變開發(fā)方式的技術(shù)新途徑.

復(fù)雜斷塊油田高效開發(fā)以油藏精細(xì)地質(zhì)研究為基礎(chǔ),加強(qiáng)油田開發(fā)綜合調(diào)整,深化剩余油規(guī)律分析與認(rèn)識(shí),加強(qiáng)精細(xì)注水開發(fā),進(jìn)一步發(fā)揮水驅(qū)在油田穩(wěn)產(chǎn)過程中的技術(shù)作用.加快三次采油步伐,在聚合物驅(qū)的基礎(chǔ)上,開展無(wú)堿二元復(fù)合驅(qū)為重點(diǎn)的提高采收率技術(shù)攻關(guān)和推廣應(yīng)用,使三次采油在油田穩(wěn)產(chǎn)中發(fā)揮革命性的作用.加強(qiáng)低品位的難動(dòng)用儲(chǔ)量技術(shù)攻關(guān),建議開展氣驅(qū)、微生物驅(qū)和熱采研究與試驗(yàn),提高低品位儲(chǔ)量的有效動(dòng)用程度.

5 結(jié)論

(1)中高滲透陸相砂巖油田特高含水期開采,應(yīng)打破單一水驅(qū)的常規(guī)理念,確立井網(wǎng)加密與三次采油井網(wǎng)相結(jié)合的開發(fā)思路;細(xì)分層系與精細(xì)注入工藝相結(jié)合,重點(diǎn)對(duì)三元復(fù)合驅(qū)、無(wú)堿二元復(fù)合驅(qū)、聚合物驅(qū)后聚表性劑驅(qū)等提高采收率技術(shù)加快技術(shù)攻關(guān),為油田持續(xù)穩(wěn)產(chǎn)提供有力技術(shù)支撐.

(2)裂縫性低滲透油田特高含水期首要任務(wù)是在油水井中采取技術(shù)措施,控制注水量和產(chǎn)液量的增長(zhǎng)速度、含水率上升和產(chǎn)量遞減速度,最大限度延長(zhǎng)油田的有效生命期,降低無(wú)效循環(huán),提高油田最終采收率.建議加強(qiáng)提高采收率試驗(yàn)研究與實(shí)踐,加大試驗(yàn)推廣應(yīng)用力度,提高低滲透油田的開發(fā)效果;加強(qiáng)氣驅(qū)(主攻方向是CO2)、表面活性劑驅(qū)和輔助微生物驅(qū)等.

(3)特高含水期斷塊油田含油砂體面積小、層間非均質(zhì)現(xiàn)象嚴(yán)重,不應(yīng)大規(guī)模采用常規(guī)化學(xué)方法提高采收率.建議進(jìn)一步完善注采系統(tǒng),加強(qiáng)精細(xì)注水開發(fā);開展氣驅(qū)、微生物驅(qū)和熱采研究與試驗(yàn),提高低品位儲(chǔ)量的有效動(dòng)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(guó)工程院院士咨詢類項(xiàng)目(29130004)

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