中国陆相砂岩油田特高含水期开发现状及对策

王玉普,刘义坤,邓庆军,3

(1.中国工程院,北京 100088; 2.东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室,黑龙江 大庆 163318; 3.大庆油田有限责任公司 第一采油厂,黑龙江 大庆 163111)

中国陆相砂岩油田特高含水期开发现状及对策

王玉普1,刘义坤2,邓庆军2,3

(1.中国工程院,北京 100088; 2.东北石油大学 提高油气采收率教育部重点实验室,黑龙江 大庆 163318; 3.大庆油田有限责任公司 第一采油厂,黑龙江 大庆 163111)

在调研我国陆相砂岩油田开发现状的基础上,从中高渗透油田、低渗透油田及断块油田角度出发,总结并归纳不同类型油田面临的开发现状,制定有效开发战略对策.结果表明:中高渗透油田开发应立足于井网加密与三次采油相结合;低渗透油田应以CO2驱油,辅助微生物驱油的开发对策;断块油田应开展气驱、微生物驱和热采研究与试验的战略对策.该研究成果对中国陆相砂岩油田特高含水期的有效开发具有指导意义和借鉴价值.

陆相砂岩油田;特高含水期;开发对策;三次采油;提高采收率

0 引言

在陆相砂岩油气资源全面开发的今天,充分利用不可再生的有限石油资源,提高探明地质储量的采收率,是油田高效合理开发的永恒课题.

中国油田大多数属于陆相沉积,具有非均质性严重、油品密度较大等特点,通常情况下水驱效率较低,采用常规方式开采,约有三分之二储量未被采出.陆上已开发油田的主力油区大多数已进入高含水开发阶段,面临储采失衡、稳产困难及经济效益差等问题,进一步提高特高含水期油田的原油采收率,增加可采储量,确保持续高产稳产、有效开发动用是当前我国各大油田面临的首要任务.目前主产油田,如大庆油田,历经50余年开发,已进入特高含水阶段,面临产量递减加快、生产成本加大、开发技术难度大等问题.

在调研我国陆相砂岩油田基本情况的基础上,分析陆相砂岩油田开采现状、存在问题、开发潜力与对策,从发展战略和科研规划角度,为陆相砂岩油田特高含水期高效开发提供决策咨询和参考建议.

1 陆相砂岩油田分类标准

中国油田大多数属于陆相沉积,具有非均质性严重、油稠等特点,水驱效率比较低,采取常规方式开发,约有三分之二的储量留在地下.我国有油气前景的陆相面积为669×104km2,占世界陆相总面积的83.6%[1-3].截至2012年底,我国亿吨级地质储量的大油田累计探明地质储量为256.28×108t,其中储集层属于陆相沉积的油田占探明储量的91.2%,约为233.73×108t;累计产油119.15×108t,采出程度为50.98%.我国以陆相砂岩储集层为主的油田主要有大庆油田、胜利油田、延长油矿、辽河油田、新疆油田和长庆油田等13个.中渗透、高渗透砂岩油田的产量,以及目前已投入开采的外围低渗透、特低渗透砂岩油田的产量是我国石油开采总量的重要组成部分.

1.1 按照渗透性划分

按照渗透性划分的油田分类结果见表1.

1.2 按照含水率划分

按照含水率划分标准将油田开发分为4个时期(见表2).

1.3 按照综合评价划分

根据我国陆相砂岩油田状况,综合油田储层物性、开采特点划分为3种类型(见表3).高渗透 ＞500 大庆、胜利、

表1 按照渗透性划分的油田分类结果Table 1 The classification result according to the permeability of oil field

表2 按照含水率划分的油田开发阶段分类结果Table 2 The classification result of the oilfield development stage according to the water cut

表3 我国陆相砂岩油田综合评价分类结果Table 3 The classification result of the Chinese continental sandstone oilfield comprehensive evaluation

2 陆相砂岩油田开发现状

2.1 中高渗透油田

(1)我国陆相油田原油生产保持稳定增长,是历史上最好的发展阶段之一.针对国家对原油的需要,制定大庆油田重新上产5 000×104t原油等稳产规划,有利地支撑中国石油原油产量稳定增长、天然气快速发展.在油田开发难度越来越大的情况下,加大技术创新的力度,克服自然灾害和经济危机的影响,原油产量保持稳定上升的良好势头[4-5].

(2)勘探处于储量增长高峰,为油田开发提供了资源基础.近10年来,中国石油每年提交陆相砂岩探明储量均在5×108t以上.在高含水老区传统领域精细勘探基础上,新探区、新领域也是重大发现不断.勘探成果的取得为油田开发提供后备资源,也为开发技术的发展指明方向.2010年,全年完成探明储量763.00×108t、可采储量1.57×108t,分别为年度计划的127%和131%.勘探取得突破的地区主要是辽河兴隆台潜山、大庆海拉尔、青海昆北、新疆西北缘和吐哈三塘湖等.

(3)中高渗透油田高含水期产量递减率、含水上升率得到控制,开发指标不断好转;水驱开发形势持续变好,创近年来最好水平.针对层系组合不合理、注采井网不完善、单砂体注采不对应等问题,通过细分注水技术,注采系统优化调整,规模实施压裂、酸化、调驱、调剖等措施,优化开发调整和生产措施,有效地控制含水率上升速度[6-7].

(4)按照“三重”技术路线,二次开发已见到明显效果.稳步推进辽河、新疆、大庆、吐哈和玉门等8个试点工程,强化专项资料录取,加强方案管理,实现管理制度化、工作程序化.二次开发规模不断扩大,试点工程基本实现提高单井产量和大幅度提高采收率的目标.以单砂体为单元,在老油田二次开发中开展井网层系重组技术的广泛应用,在新疆、玉门等二次开发试点区块已见成效:

①二次开发加密调整技术.针对大庆油田开发中存在的开采井距大、油层层间矛盾突出、单砂体注采关系不完善等问题,研究形成特高含水期二次开发井网加密调整技术[8].

②精细调整挖潜技术.根据剩余油潜力、井况和生产动态,按照“完善注采关系、提高动用程度、保持注采平衡、实现控水稳油”的原则,形成水驱特高含水期精细调整技术,示范区实现“产量不降、含水不升”的双控目标.

③示范区建设成效显著,探索出老油田高效开发之路.大庆长垣6个示范区实现“三年产量不降、含水不升”的目标.

(5)中高渗透油田特高含水期关键技术取得重大突破,为油田开发向深度和广度发展提供保证.以我国对原油的迫切需求为导向,按照推广成熟技术、攻关瓶颈技术、发展储备技术3个层次,围绕特高含水油田深度开发的总体要求,加大科研力度,推进技术发展.在砂体内部构型及剩余油描述、聚合物驱、三元复合驱、注气、细分注水、水平井、深部液流转向与调驱等技术领域取得突破性进展,为我国石油产量稳定提高,油气开发的快速发展提供强有力的技术支撑.

2.2 低渗透油田

(1)低渗透油田开发成为产量接替的主要领域.在新增原油探明储量中,低渗透原油储量所占比例逐年增加.低渗透油气资源开发下限从1.0×10-3μm2发展到0.5×10-3μm2,储层改造技术应用范围由1.0×10-3μm2向0.3×10-3μm2超低渗透油田拓展,在长庆油田0.3×10-3μm2储层试验形成工业化生产规模,成为低渗透油田原油产量新的增长点,为我国陆相砂岩油田低渗透储层的有效动用开发,提供强有力的技术支撑.在油价持续走高的支持下,油田开发创新思路,加大投入,长庆、吉林等低渗透油田的规模有效开发使低渗透油田产量较快增长.

(2)特高含水期,低渗透砂岩油田原油产量持续攀升,开发指标持续变好,丰富和发展低渗透油田注水方式,提高低渗透油田注水的有效性和针对性.我国低渗透油田一般天然能量小,弹性采收率和溶解气驱采收率也非常低,而且在地层中黏土矿物含量高,应力敏感性强[9].这些导致如果一个区块滞后注水;那么该油田不仅地层压力很快下降,油井产量急剧递减,而且采油指数也大幅度缩小,严重影响其开发效果[10-11].创建以提高地层能量、减少压敏效应、建立有效驱动压力系统的超前注水技术,在油层中建立有效的注水驱替系统后防止快速水淹的温和注水技术、同步注水技术,以及不同储层的差异注水技术等,形成针对长庆、吉林等低渗透油田的注水补充能量技术,有效地补充地层能量,提高低渗透油田的开发效果,从根本上改变低渗透油田采油、采液指数下降快的世界性难题,对低渗透油田保持稳产和提高采收率具有重要的指导意义.

(3)CO2驱先导试验区见到较好效果,使CO2驱成为低渗透储层提高采收率的主导技术,并且有望成为低渗透油田有效开发的主体技术.低渗透、特低渗透油田储量品位越来越低,储层中黏土含量较高,导致注水比较困难,地层能量补充不足.由于压力低,注气油层吸气能力强,能够在一定程度上解决低渗透油田和水敏性低渗透油田注水补充能量难的问题,因此CO2驱是低渗油田补充地层能量和提高采收率的重要手段[12].现已成功地完成吉林油田黑59和黑79试验区的矿场试验,建立最小混相压力预测数学模型,基本形成以地层压力保持和流度控制为特色的CO2驱参数优化方法、形成CO2驱注采工艺与防腐一体化技术,以及集成CO2驱监测跟踪技术,并在CO2的减排方面作了有益的尝试.

吉林油田黑59区块建成我国第一个含CO2气藏开发—CO2驱油与埋存一体化系统,形成CO2驱提高采收率配套技术.以物理模拟实验研究和零星现场试验为主的注CO2驱技术发展成为比较全面系统地研究CO2驱各个过程的开发关键技术,为进行CO2驱大规模工业试验区和使CO2驱成为提高采收率主导技术奠定基础.

(4)低渗透油田有效开采技术发展迅速.针对制约低渗透油田开发的瓶颈技术问题,以提高单井产量与稳产期、动用程度及采收率为核心,在低渗透储层评价、井网优化、能量补充、储层改造等主体技术取得长足进步,现场应用取得显著效果.

①深化特低渗透油田非线性渗流理论研究,形成特低渗透油田井网设计及调整技术,提高特低渗透油田储量动用率.形成的特低渗透油田井网设计及调整技术,在长庆、吉林、江汉、延长四大油区应用初见成效,覆盖储量4.70×108t.长庆、吉林等低渗透油田普遍存在多层和薄互层存在的情况,通过技术攻关和现场应用,特低渗透油田非线性渗流理论有了较大的发展,特低渗透油田井网设计及调整技术取得重大进展,深化人们对特低渗透油田开发规律的认识,丰富不同类型特低渗透油田井网形式,提高储层的动用效果[13].

②提高增产改造有效期的压裂技术,为解决低渗透油气藏产量递减快、稳产难度大的难题提供技术保障.低渗透油气藏普遍存在压裂后初产量高,产量递减快、稳产难度大的特点,提高增产改造有效期的压裂技术在低渗透油气藏经济有效开发中发挥越来越重要的作用,储层增产改造有效期影响因素分析表明,保持裂缝长期导流能力、降低液体对储层的伤害是提高储层增产改造有效期的关键因素,日益成为人们关注的重点.提高增产改造有效期的压裂技术,能够解决低渗透油田产量递减快、稳产难度大的难题[14-15].

③其他特色技术不断推进.通过加强基础研究,完善超低渗透油田超低渗储层分类评价标准、超前注水区地应力变化规律等基础理论,形成储层快速评价、有效驱替系统优化、多级压裂改造、地面优化简化、低成本钻采配套等五大技术系列、14项特色技术.

2.3 断块油田

(1)复杂断块油田开发全面进入高含水期.胜利油田东辛油区是我国最早发现的断块油田,此后在全国大油区均找到一些复杂断块油田.我国断块油田的开发利用,基本采用注水开采方式,并且由于其地质构造、流体性质、油水系统非常复杂,主要遵循“总体部署、分批实施、及时调整、逐步完善”的原则进行“滚动勘探开发”[16].此类油田的开发形势已进入高含水期和高采出程度开发期,剩余油分布零散,有效挖潜难度不断加大,应加强断块油田特高含水期挖潜措施研究,依次拓宽断块油田的开发区域和有效挖潜措施.

(2)断块油田精细注水的效果显著.以“注好水、注够水、精细注水、有效注水”为指引,贯彻复杂断块精细挖潜原则,推广小断块油田注水专项治理“五个精细”做法,实施三级治理分类管理模式,夯实油田注水开发基础.2012年,胜利油田复杂断块油田精细注水效果显著,水驱控制程度由65.1%提高到70.0%;油层动用程度由59.1%提高到60.4%.

(3)规模化推广水平井,探索并推广各种水平井与水平井工艺技术应用.应用水平井技术,大港油田解决问题:①边底水油田含水率上升快;②新区尝试水平井开发提高产能;③开展油田水平井开发试验,如叶三拔油田叶21断块,先期注水培植,过程中精细注水扶植,保持地层能量,确保高产稳产.

(4)断块油田精细油田描述,为“双高”阶段进一步提高采收率奠定基础,初步形成复杂断块油田二次开发配套技术.为进一步提高采收率,特高含水期应考虑综合利用各种精细描述技术,通过分辨率精度较高的三维地震资料,利用井震、动静相结合等手段,对于断裂系统的真实情况应该有全新的认识.对于影响剩余油整体分布情况的地质因素和开发因素,应重点研究储层的有效动用情况和剩余油的分布规律,重新对地层实际油层情况进行全面的认识.在此基础上,重新构造有效注采井网,精细划分层系及层系重组;垂向上水驱控制程度得到提升.对于不规则井网,平面上增加水驱控制程度,采取单一小砂体注采、不规则点状注水、三角形四点法面积井网、排状注采井网、断块内部切割注采井网等多种井网形式;同时应用复杂结构井和丛式井技术,提高油层钻遇率和单井产量,建立新的井网结构[17-18].

3 陆相砂岩油田特高含水期存在问题

3.1 中高渗透油田

我国大部分陆相砂岩中高渗透油田已进入高含水率、高采出程度的“双高”开发期,部分油田甚至已经进入开发的中后期,油井产液量大、含水率高,面临液油比急剧增长、产液量大幅度上升、稳油控水难度加大等问题.

(1)特高含水期油田整体进入“双高”阶段.陆相砂岩油田进入特高含水期,含水率和采出程度不断升高.综合含水率上升幅度的加大给油田开采带来巨大的挑战,迫切需要攻关“双高”阶段综合调整技术、提高单井产量技术、三次采油和稠油开发方式有效转换技术,大幅度提高原油采收率.面对大部分油田进入高含水期或特高含水期的现状,必须重视稳油控水,力争产液不降、含水率不升,尽力争取陆相砂岩大油田的可持续发展.

(2)中高渗透油田特高含水期开发矛盾加剧.进入特高含水期后,陆相砂岩油田出现与以往开发阶段不同的状况和特征:

①含水率上升过快、产量下降导致液油比增幅越来越大,经济效益变差.大庆油田萨中水驱含水率上升和产量递减指标呈现下降趋势,而且含水上升率和产量递减率始终较高,影响区块乃至整个水驱的开发效果.

②注入水低效、无效循环加剧.目前,至少有10%的油层进入低效、无效循环,占注入水比例的30%以上.进入特高含水期开发阶段,大庆油田萨葡油层低产低效井增多,注采矛盾日益突出,油层动用状况不均衡,随着含水率升高,日产油水平不断降低,油田开发效益变差.

③由于高压注水开采,井组间、区块间压力差异逐渐变大,局部区域油水井成片套损,导致现阶段油田面临一些问题和矛盾.

④过渡带开发效果差.大庆油田过渡带整体开采效果较差.过渡带标定水驱采收率比纯油区低7%～8%,目前还没有一套改善过渡带开发效果的有效办法.

(3)大庆油田一类油层基本全面进入聚合物驱开发,后续接替技术不明确.大庆油田8×108t以上地质储量的一类油层全面进入聚合物驱开发,部分区块已进入后续水驱.聚合物驱后油层中仍有大量的剩余油存在,剩余油分布更加零散,纵向及平面矛盾进一步加剧,有待加强剩余油分布的规律性认识;进一步提高采收率新技术面临理论、技术和工程方面亟需解决的问题,经过近10年的研究和探索,仍然没有找到有效技术方向.

3.2 低渗透油田

特高含水期,低渗透油田产能为实现原油产量稳中有升做出重要贡献.低渗透油田开发面临着储层物性越来越差,开发对象越来越复杂的局面,主要存在储层评价标准不能满足现有储层渗流特征及科学分类要求,沿用中高渗透储层的开发井网不能有效建立驱动压力系统,油井开井数越来越多但单井产量下降趋势严重,增产改造有效期短造成重复压裂成本上升,直井分层压裂手段少和水平井笼统压裂限制小层和薄层的动用,致密储层使得油田有效能量补充难度加大等问题.

(1)地层压力和注入压力上升速度快.低渗透油田启动压力一般较高,需要更大的注入压力才可使地层吸水,给开发带来很大难度.启动压力高导致生产井注水难等问题,甚至有些低渗透油层可能不吸水,此种情况增加注入压力,在注入井附近形成异常高压区,注水压力将很快达到并超过地层破裂压力,从而给油田开发带来困难.由于注入井附近存在高压区,使该区域地层压力远远超过原始地层压力,降低有效注采压差,使注入量无法满足需求.除此之外,若注入压力超过地层破裂压力,还对许多设备造成变形损害,给油田开发造成大量的损失.

(2)注水前缘突破后,产液指数大幅降低,产油量递减率增加.低渗透油田油水黏度比一般小于5[19],注水前缘突破后,采油指数大幅降低,采液指数加速下降,在高含水期,虽然采液指数有所回升,但不能恢复至原始采液指数.由于低渗透储层渗流阻力较大,一般应用大生产压差投产,注水前缘突破后,利用增加生产压差的方式提高产量的可能性很小.对于中高渗透油田,油井见水后产液指数上升,可通过提液措施控制平稳的产量或降低产量递减速度.然而,低渗透油田见水后油井采液指数大幅降低,产液量难以提升,导致低渗透油田见水后产量加速降低.尤其是油田进入高含水期后,油井产液含水率非常高,给油井的提液和稳产带来极大困难.

(3)进入高含水期,裂缝性低渗透砂岩油田水窜现象严重.由于渗透率低,该类油田通常需要压裂投产,因此天然裂缝与人工压裂裂缝并存,注入压力增加至地层破裂压力或者裂缝的开启压力后,注入井的吸水能力迅速加大.若井网与裂缝延伸方向及规律不适应时,注入水主流线方向发生严重的水窜现象,生产井甚至发生暴性水淹.

(4)水平井注采开发井网需要进一步优化.水平井技术已经在延长油矿逐步推广,但在利用水平井井网规划部署方面存在问题,没有形成一套完整的适合低渗透油田水平井注采井网布置方法,缺少井网系统参数与储层参数合理匹配的研究,如水平段方向与裂缝方向的合理匹配、直井与水平井注采井网形式的合理匹配、注采排距与水平段长度的合理匹配等,从而严重影响水平井技术进一步的规模应用.

(5)低品位资源有效开发技术储备不足.低品位储量的开发动用面临的困难是效益差和技术难度大,重点是提高单井产量,需要在储层改造、水平井规模开发、注采系统优化等方面进行攻关.

3.3 断块油田

断块油田断层发育,含油层系相对较多但含油面积较小,物性变化和埋深范围较大.在衰竭式开采情况下,油井产量递减很快,原油采收率低,所以注水补充地层能量是断块油田普遍采用的开发方式.断块油田进入高含水采油阶段时间较早[20],该时期特点为:水驱油方式发生变化,水油比增长快,采液指数增加,采油指数下降,产量递减加剧,剩余油分布越发复杂等;与中低含水期相比,断块油田特高含水期的最显著特点是油水分布的复杂性.

(1)复杂断块油田注采对应差、井况差、层系粗放、分注率低,含水率上升快、产量递减快等状况没有得到有效遏制.以胜利、大港为代表的复杂断块油田,进入特高含水期后,含水率上升和产量递减仍然很快,自然递减居高不下,主要原因是目前的井网对油层没有实现较为有效地控制.平面矛盾是复杂断块油田开发的主要矛盾,大砂体注采井网完善部位的剩余油潜力一部分是层间矛盾造成的剩余油,另一部分是层内矛盾造成的剩余油.在相同含水率情况下,由于复杂断块油田井网储量控制程度低、注采关系以单向连通为主,低效、无效循环比大型构造油田更为严重,层内挖潜的难度更大.我国陆相砂岩断块油田的开采已面临“多井低产”的现实.

(2)水驱储量偏低.断块油田往往水驱储量较小,通常水驱储量较整装油田低.其主要原因为断块面积小,而且形状不规则,所以断块油田的注采系统调整受到地质构造的限制,完善程度一般较低,油井很难多向受效.油水流动前缘一旦突破,含水率将快速上升,并且难以有效抑制,注入水的利用率也随之降低.

(3)地质储量动用不均衡,非均质矛盾突出.断块油田中往往为小块含油砂体,由于开发起始时间存在差异,含水率及采出程度有所不同,最终导致地质储量的动用不均衡.该类油田含油层系多,非均质性严重,层间矛盾更为突出.除油田固有的物性条件外,主要是因为:①为使油井获得高产量,总射开厚度高;②合理划分油田开发层系难度大,由于层间非均质性差异大导致低渗透储层难以得到有效动用;③分层注水难见效,虽然采用分层注水方式,但存在吸水比例失衡等问题.针对断块油田,特高含水期有效开采低渗透储层是提高最终采收率的关键所在.

(4)水油比、耗水率增长速度快,加速产量递减.进入高含水期后,虽然含水上升率有所控制,但随着含水率的增加,水油比加速增长,提液是该阶段的首要任务.为保证注采均衡,注入量也需要随之加大,进而导致耗水率的上升.断块油田通常注采完善程度不高,导致地层压力无法保持在较高水平.随着产量的下降,油相渗透率降低,渗流阻力增加,采油指数下降,造成产量递减加快[21].

4 陆相砂岩油田特高含水期开发对策

4.1 中高渗透油田

我国大部分中高渗透陆相砂岩油田已进入高含水、高采出程度的“双高”开发期,面临油井产液量大、含水率高、层间矛盾严重和开发矛盾加剧等问题.根据目前中高渗透油田开发形势,建议采用二三结合方式开采.对于主产油田如大庆油田,应转变加密井单一水驱的观念,确立加密井网与三次采油井网相结合的开发思路,并结合细分层系技术,先期实施水驱挖潜,提高水驱采收率;后期实施聚合物驱或三元复合驱等三次采油技术,进一步提高采收率,最大限度增加老油田可采储量.

对于满足适用条件的油区,如高含水后期厚油层中下部已严重水淹,只有上部存在低含水率剩余油,若具有一定单层厚度且埋深大于1 000 m的油层,应钻水平井生产,并考虑水平井与三次采油、热采结合的开发实践.加强油田精细注水,持续实施复杂油田多元化注水,减缓产量递减,改善稀油油藏开发效果.加强水平井分层开发,应用双分支多级压裂完井和水力喷射压裂技术,实现投资有效控制,水平井产量大幅提升.加强新技术创新应用,开展SAGD辅助技术应用、注空气保压开采组合式吞吐试验、蒸汽驱、氮气驱、氮气泡沫驱、二氧化碳泡沫驱及开发方式转换矿场试验,加快深层化学驱、非烃类气体驱的方案研究、室内实验及矿场试验实施进程,为长远稳产、调整结构提供技术储备.

推进油田二次开发示范工程,积极探索特高含水期持续有效开发的新模式,加强井震结合精细油藏描述技术攻关及成果应用,充分挖掘老油田开发潜力;强化油田注采系统调整,加大细分注水力度,强化水质综合治理,实现控水稳油;大力开展提效率工作,实施聚合物驱个性化调整,不断改善聚合物驱开发效果;加快重大开发试验推进,重点对三元复合驱、无碱二元复合驱、聚合物驱后聚表剂驱等提高采收率技术加快攻关,为油田持续稳产提供有力技术支撑.

4.2 低渗透油田

低渗透油田进入特高含水开发阶段,地下油水分布复杂,剩余油高度分散,“三大矛盾”突出.特高含水阶段,产液量上升加快,液油比高,注入水低效、无效循环严重.首要任务是在油水井中采取技术措施,控制注水量和产液量的增长速度、含水率上升和产量递减及成本上升,以最大限度地延长油田的有效生命期,提高油田最终采收率.特高含水阶段是油田开发的后期,是低产低效漫长的开发阶段,建议:采用周期注水技术实现控水稳油;有条件的区块开展井距加密调整,进行井网加密,缩小井距,提高储层动用程度;对于“三大矛盾”突出的油层进行细分注水和层系重组,并结合压裂措施改造,为后期的三次采油做好准备.建议采用注气技术(如CO2)提高采收率.

对于低渗透、超低渗透油田的开发,按照“精细水驱挖潜、老油田二次开发、低品位资源有效动用、重大开发试验”,提高老区稳产水平和新区低品位资源动用水平,实现油田有效可持续发展.强化老区精细水驱挖潜,开展层系细分与井网重构调整,有效减缓产量递减.积极开展水平井技术攻关与试验,开展水平井规模应用和体积压裂技术措施,有效动用低品位资源.加强以随钻测井(LWD)轨迹控制为核心的丛式水平井钻完井技术研究与应用.积极推进重大试验,重点开展二元复合驱试验、CO2驱试验、“二三”结合试验,加大试验推广应用力度,提高低渗透油田的开发效果.加强提高采收率试验研究与实践,加强气驱(主攻方向是CO2)、表面活性剂驱和辅助微生物驱等.

4.3 断块油田

特高含水期,复杂断块油田面临的注采对应差、井况差、层系粗放、分注率低,含水率上升快、产量递减快等问题,需要与精细油藏描述、细分层系及井网加密技术结合.断块油田含油砂体面积小、层间非均质现象严重,故不应采用常规化学方法提高采收率.由于微生物菌液注入简单、投资省、有调剖、驱油、降黏和解堵等综合作用[22],适合该类油田提高采收率,对我国断块油田特高含水期提高采收率具有重要意义.

对于含油层系多、含油井段长、层间非均质严重的断块油田,应进一步完善注采系统.抓好老油田二次开发,深化地下认识体系研究,开展油田开发后期层系和井网优化组合研究,进一步优化注采井网与层系,提高水驱控制程度,控制含水率上升和产量递减.抓好大幅度提高采收率技术现场试验,开展复杂结构井注采试验、空气泡沫驱先导试验、污水聚合物驱,以及气驱、聚合物表面活性剂驱先导试验,探索高温高盐、注水开发转变开发方式的技术新途径.

复杂断块油田高效开发以油藏精细地质研究为基础,加强油田开发综合调整,深化剩余油规律分析与认识,加强精细注水开发,进一步发挥水驱在油田稳产过程中的技术作用.加快三次采油步伐,在聚合物驱的基础上,开展无碱二元复合驱为重点的提高采收率技术攻关和推广应用,使三次采油在油田稳产中发挥革命性的作用.加强低品位的难动用储量技术攻关,建议开展气驱、微生物驱和热采研究与试验,提高低品位储量的有效动用程度.

5 结论

(1)中高渗透陆相砂岩油田特高含水期开采,应打破单一水驱的常规理念,确立井网加密与三次采油井网相结合的开发思路;细分层系与精细注入工艺相结合,重点对三元复合驱、无碱二元复合驱、聚合物驱后聚表性剂驱等提高采收率技术加快技术攻关,为油田持续稳产提供有力技术支撑.

(2)裂缝性低渗透油田特高含水期首要任务是在油水井中采取技术措施,控制注水量和产液量的增长速度、含水率上升和产量递减速度,最大限度延长油田的有效生命期,降低无效循环,提高油田最终采收率.建议加强提高采收率试验研究与实践,加大试验推广应用力度,提高低渗透油田的开发效果;加强气驱(主攻方向是CO2)、表面活性剂驱和辅助微生物驱等.

(3)特高含水期断块油田含油砂体面积小、层间非均质现象严重,不应大规模采用常规化学方法提高采收率.建议进一步完善注采系统,加强精细注水开发;开展气驱、微生物驱和热采研究与试验,提高低品位储量的有效动用程度.

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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;编辑:任志平

中国工程院院士咨询类项目(29130004)

王玉普(1956-),男,博士,中国工程院院士,教授级高级工程师,主要从事油气田开发工程方面的研究.