中石化油田开发现状及发展对策ppt课件.pptx

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1、中国石化油田开发现状及发展对策,中国石油化工股份公司,提 纲,一、国内外油田开发概述二、中石化油田开发现状及对策三、创新管理思考,美国地质调查局（USGS） 2000年评价的世界石油可采资源量95%概率为3571亿吨，50%概率为4285亿吨，5%概率为5714亿吨。,世界石油可采资源量是持续增加的,待发现石油资源量超过100108bbl（14.3 108t)的国家（15个）,未来石油勘探开发仍有广阔的前景，当然也包括中国,截至2013年,世界上已发现油田约41000个, 原油年产41.3亿吨，2000年以来，剩余可采储量平均年增38亿吨，平均年增长2.5%。,探明剩余可采（亿吨）,世界探明剩

2、余可采储量增长趋势图（BP网站数据）,石油储采比,世界石油储采比持续增加，近年保持稳定，为58左右。中东为86，北美41。,我国2014年原油产量2.1亿吨，占世界产量的5.1%，国家排名居第四位,前三位分别是俄罗斯、沙特、美国，产量分别为5.2、4.9、4.3亿吨。,全球原油产量稳步增长，“十一五”以来年均增长0.3%。,中石化在国际（国家）大石油公司原油产量中排名第25位，与世界“三超”（埃克森美孚、BP、壳牌）“三大”（雪佛龙、康菲、道达尔）还存在着较大差距。排名前50的石油公司占全球原油产量的79.1，而排名前20的石油公司占全球产量的55.9(2013年美国情报周刊，产量数据为201

3、3年)。,全球排名前20的石油公司原油产量(2013年),加拿大油砂和致密油产量已超过常规油。2013年油砂年产量9768万吨,致密油年产1780万吨，两者合计产量占总产量的59.6%。,美国2008年以来产量快速增长。据美国能源信息署(EIA)发布，2013年致密油产量1.8亿吨，占美国当年总产量的41%。,非常规油为全球原油产量的增长发挥了重要作用。2013年美国和加拿大的致密油产量已经达到1.98亿吨。,热采、气驱、化学驱是主要的EOR技术。据2012年油气杂志（Oil and Gas Journal）数据统计，全球实施EOR项目329个，主要类型为热采、气驱，年增油量8167万吨，占世

4、界产量的2.04%（不包含中国的EOR项目）。化学驱主要在中国，占世界化学驱产量的92%。加上中国的EOR项目，世界EOR产量达到1.12亿吨，占世界产量的2.8%。,（据OGJ，不含中国）,陆上及近海115个沉积盆地，总资源量1086亿吨,中石化石油资源量266.7亿吨，占全国资源量(1086)的24.6% 。,我国原油储量、产量稳步增长,我国原油储量稳步增长,截止到2014年底全国探明储量356.2亿吨，动用储量272.5亿吨。,我国油田开发实现了从常规到低渗,从浅到深,从简单到复杂,由陆上到海上的发展，保障了原油产量持续攀升，2014年产量2.1亿吨。,我国原油产量稳步增长，“十一五”以

5、来年均增长2.1%。,提高采收率技术的大规模应用为我国保持产量的持续增长做出了巨大贡献。2014年我国稠油热采产量1634万吨，三采增油量1587万吨，两者达到3221万吨，占我国总产量的15.4%。,中石油原油产量自1998年以来基本保持在1亿吨以上的规模，2014年产量1.13亿吨。其中，三采、热采规模略有增加，占产比例由1998年的16%增加到2014年21.5%。,中海油自1998年以来发展迅速，产量年平均增长率达到6.3%，2010年产量达到4168万吨，由于漏油事件的影响2011年开始生产放缓节奏。中石化自1998年以来一直保持平稳增长态势，年均增长率1.3%。,中海油、中石化原油

6、产量趋势图,中石油原油产量构成图,我国新增储量品位低，开发难度大，难以支撑规模上产,中石油近些年新增探明储量以渗透性差、流度低的致密砂岩储量为主，比例从“十五”期间的不到50%上升到目前的90%以上；特/超低渗占低渗透的比例上升到81%。,2001年以来新增探明储量构成,2001年以来新增低渗透探明储量构成,中石化2012年新增探明储量分类（按渗透率分类）,中石化新增储量以低渗透、特殊岩性、特超稠油等低品位油藏为主。按渗透率进行分类，2012年新增探明储量低渗透占79%，其中特低渗透储量占70%。,裂缝描述 溶洞分布 储量估算 流动机理 油藏模拟 开发策略钻完井技术(井深超过6200米并伴有盐

7、岩层),开发难点:,西北塔河油田：,缝洞型碳酸盐岩油藏仍是西北油田稳产增产的主要阵地，但储集体预测难度大、有效开发难度大。缝洞储集体表征技术及能量补充方式还需技术攻关。,老油田水平井挖潜,新老油田都需要新的工程工艺技术和管理技术,井型发展,水平井挖掘剩余油,钻完井技术智能钻井技术大位移井钻井技术水平井准确射孔技术水平井分段压裂技术微地震监测,非常规油气开发,降低成本，提高效率,大牛地气田DP43“井工厂”苏里格、须家河致密气：丛式井组，实施交叉作业,中石油丛式井组改造,减少征地同步施工集约生产统一管理,“工厂化”作业管理,资源量发现成本,全球常规油气三年连续激增的发现成本可能使2013年每桶油

8、当量的新增储量发现成本接近4美元。,油气勘探开发成本持续增高,2012年中石化单位发现成本为中石油的2.9倍，是“三超三大”石油公司平均的2倍。,发现成本（美元/桶）,2012年中石化单位勘探开发成本为中石油的1.8倍，是“三超”石油公司平均的2倍，是“三大”石油公司平均的1.5倍。,勘探开发成本（美元/桶）,成本元/吨,含水,胜坨油田成本（操作）随含水变化曲线,特高含水期是老油田重要的开发阶段，潜力巨大。目前，我国水驱开发油田整体进入特高含水期，平均综合含水率达90.5%。但在特高含水阶段生产成本大幅度增加。,我国原油产量进入长期稳定阶段，对外依存度不断增加,我国原油产量由2001年的1.6

9、3亿吨增长到2013年的2.1亿吨，年均增长2.2%。根据工程院“油气资源安全供给保障战略研究”项目研究成果，未来我国原油产量将长期保持2.2亿吨左右的规模，但消费需求不断增加，对外依存度不断增加，预计2020年将达到63%。, “十三五”期间国际油价将处于相对低位,2014年下半年-2015年，国际油价整体呈现下降趋势。,与国外大石油公司对比，中石化还存在一定的差距,备注：中石油、中石化各项指标均为上游油气业务，其中经营利润和操作成本指标含海外业务。,国内外大石油公司主要经营指标对比(2013年),提 纲,一、国内外油田开发概述二、中石化油田开发现状及对策三、创新管理思考,（一）中石化油田开

10、发基本情况,截至2014年底，中国石化在全国拥有探矿权286个，面积95.7万平方公里；采矿权198个，面积2.5万平方公里。,中国石化油气勘察、开采登记区块区块分布图,中石化油田开发历程图,2000年以来，实施“东部硬稳定、西部快上产”发展战略,整体产量由1999年的3611万吨上升到2014年的4378万吨，增加767万吨，保持了稳定增长态势。东部依靠精细勘探，加大滚动、扩大三采、稠油、海上上产以及老区调整挖潜，实现了3400万吨以上的硬稳定；西部随着塔河油田，准西、鄂南等油田开发上产，实现了快上产（150万吨到996万吨、增长846万吨）。,胜利、江汉、河南、江苏、中原等东部油田投入开发

11、，迅速上产。,2014年底原油开发现状,总井数：66163口开井数：55461口/开井率84.8%年产油：4378万吨平均单井日产油：2.9吨平均单井日注水：67.8方剩余采速：11.1%采出程度：21.1%年均含水：89.2%剩余可采储量：3.87亿吨SEC剩余经济可采储量：3.8亿吨储采比：9.0,中国石化各分公司2014年原油产量（万吨）,东部油区：以胜利东部油田为代表，开发对象以常规油藏为主，目前已进入特高含水开发后期。西部油区：塔河油田为代表，开发对象为缝洞型碳酸盐岩油藏、致密、稠油等特殊类型油藏，仍处于开发早期。,2014年已开发油田按开发方式分类统计,2014年不同开发方式产量,

12、2014年不同类型油田产量,特高含水油田改善水驱开发稠油热采 三次采油致密油开发,（二）四类主力油藏开发状况和对策,特高含水油田改善水驱开发,在特高含水后期水驱油理论新认识的指导下，整装油藏重点开展流场优化，断块油藏推进立体开发、完善注采，同时抓好高效调整与精细注水，从“十一五”期间产量年递减50-60万吨降到“十二五”期间年递减30万吨左右，阶段年递减率降低1.2个百分点。,十一五：阶段年均递减率2.8%,2202,1962,1839,特高含水期是重要开发阶段 含水90%以后可提高驱油效率1625，占开发期总驱油效率的2540%，水驱极限驱油效率能达到70%以上。,特高含水期油田开发认识发生

13、了“三个转变”： 油藏描述从着重地质研究向剩余油分布研究转变 挖潜对象由层间向层内韵律段转变 挖潜工艺从单项技术向集成技术转变 改善了水驱状况，提高了采收率,陆相非均质油藏高含水期剩余油“普遍分布、局部富集”，改变了以前剩余油“高度分散”的观点；,深化了剩余油分布认识,1、精细油藏描述技术,断层分割控油,低级序断层、层内夹层、优势通道对油藏起分割作用，油藏的分割性控制着剩余油的富集；描述重点、挖潜方向更加明确。,夹层分割控油,优势通道控油,夹层精细描述与预测技术,裂缝描述预测技术,低级序断层精细描述技术,形成了剩余油描述关键技术,剩余油描述数字化系统软件,细分为两套层系，矢量开发 主力层沙二1

14、大网、少井提高单井液量 非主力层沙二2-3小网、多井提高层系液量,效 果,开发对策,地质储量3740万吨，综合含水95.6%，采出程度32.8%,剩余油富集区流线增加，受效方向增加，更均衡,新钻井80口(油井43口，水井37口)，新增产能5.7万，提高采收率5.0%,2、整装油田特高含水后期矢量开发调整技术,胜利油田已推广14个单元，覆盖储量1.4亿吨，提高采收率5.1%。,复杂断块立体组合开发,多油层断块三级细分开发,厚层边底水断块单层开发,断棱精细刻画技术 剩余油“二次富集”描述技术 人工边水驱技术,五级以下低序级断层描述组合技术 复杂结构井优化设计技术 复杂结构井轨迹跟踪控制技术 复杂结

15、构井钻完井配套技术,三级细分开发技术 矢量化井网优化技术,3、复杂断块油藏立体开发技术,边内注水/边外注水对比物理模拟实验,边内注水突进严重，边外注水波及系数高,边外注水，阻力均匀、泄压均衡，水线均匀推进,边内100m注水,边外100m注水,均阻同进,升压扩容,变驱为汇,边内注水/边外注水数值模拟流场与压力场分布,人工边水驱提高采收率机理,边外注水,4、人工强边水驱技术,胜利油田已推广12个单元，覆盖储量2235万吨，提高采收率4.8%，有效减少污水外排。,辛1断块X1-12井-X3井南北向油藏剖面,美国水平井主要应用于气顶、底水和裂缝性油藏的开发 我国高含水油田水平井改善水驱主要应用于正韵律

16、厚油层顶部和断块油藏的开发,5、水平井韵律层挖潜技术,80年代以来，水平井技术得到高速发展。,2003年以来，胜利油田相继在孤岛、埕东、孤东等整装油田推广应用，平均单井初期日产油是直井25倍。,胜利油田整装厚油层水平井整体调整,孤岛油田中一区Ng53水平井部署图,胜利油田断块油藏水平井挖潜,剩余油分布特点：富集于断块高点，沿断层呈条带状分布。 辛151断块，按照直井与水平井联合开发，部署水平井10口，直井9口，平均采油速度5.3%，采收率60，其中水平井累油73.2万吨，占断块70，实现高速高效开发。,利用水平井生产压差小，采液强度低的优势，有效抑制边底水推进速度，减缓含水上升率，提高油田采收

17、率。,大庆油田开展1000井组周期注水工作，提高采收率近1%。胜利、江汉等油田也都开展了周期注水。,西西伯利亚、古比雪夫和罗马什金3个油田取得了较好的开发效果。罗马什金油田共在 80 个层系， 80%的注水井运用了周期注水方法，19731994年周期注水共累计增产原油1801万吨，少产水5700万吨，减少无效和低效注水量21300万吨。,50年代末，前苏联提出周期注水开发方式,60年代全面推广。,前苏联,6.周期注水技术,国内,地震三维资料目标处理有待进一步加强,五级以下低序级断层识别技术需继续攻关,井间夹层的预测精度有待提高,长期水驱和聚驱后的储层测井解释方法有待攻关,储层构型研究难以定量化

18、，准确性和可推广性有待提高,深化油藏开发地质研究,存在问题与发展对策,油水井配套注采工艺技术有待进一步加强,改善水驱开发配套技术,初期井网主要以面积井网为主，未考虑平面物性差异，后期调整井网考虑变井距和变流线的也较少。缺乏针对特高含水期的层系井网优化调控技术。,已有的堵水调剖主要用于单井稳油控水，主要以近井封堵为主（封堵深度20m），适合特高含水期大孔道深部封堵的体系很少。,大压差细分注水工艺有待进一步完善；高温高压深井长效分层注水工艺无法满足油田开发的要求,层系井网优化调控技术方面还不能满足精细调整的需要,堵水调驱技术还不能满足特高含水期油田开发的需要,注蒸汽采油以美国、委内瑞拉、加拿大、中

19、国和印尼为主,美国1988年以来热采技术以蒸汽吞吐、蒸汽驱为主，对EOR贡献最大。,稠油热采,中国陆上稠油油田分布图,中国陆上稠油油田主要分布在渤海盆地，其他盆地分布较少。,中国陆上稠油探明储量分布,中国陆上稠油动用储量分类,50%,吞吐先导试验突破,底水油藏推广应用,油价低迷；蒸汽驱试验,超稠油、敏感性稠油、薄层热采技术应用（HDCS技术）,产量上升,产量递减,产量大幅上升,先导试验突破,2014,HDCS强化热采技术-解决了粘度大于10万的特超稠油开发,降粘剂与原油粘温关系对比,水平井（Horizontal well)+油溶降粘剂（Dissolver)+CO2(Carbon dioxide

20、)+亚临界蒸汽(Steam),在郑411等区块应用HDCS共设计水平井43口，动用399万吨，新建产能12.4万吨。,1、水平井蒸汽吞吐,机理H(水平井): 降低注入压力，提高注汽质量D(降粘剂): 降低原油粘度，降低注汽压力C(二氧化碳): 萃取，降粘，增能，隔热S (蒸汽): 加热降粘，提高驱油效率,HDNS强化热采技术-解决了浅薄层特超稠油开发,水平井（Horizontal well)+油溶降粘剂（Dissolver)+N2(Nitrogen)+亚临界蒸汽(Steam),注氮气隔热保温蒸汽、油溶降粘剂、注采一体化管柱水平井、斜井泵工艺,截至到2014年底，春风油田累计动用储量2923万吨

21、，累计建产能92万吨，2014年产量80万吨。,2、蒸汽驱,蒸汽驱以Kern River, Duri为代表,蒸汽驱技术近年发展现状：,蒸汽泡沫、凝胶调驱技术 分注选注技术 水平裂缝辅助蒸汽驱(FAST) 多层薄互层油藏利用热板效应的上返技术,Kern River油田2010年蒸汽驱产能达到320,000桶/天,Duri油田2010年蒸汽驱产能达到190,000桶/天,中石化“十二五”期间推广蒸汽驱，攻关热化学驱，新增蒸汽驱井组86个，转驱储量3110万吨，新增可采储量518万吨。2014年产量38万吨。,大规模实施火烧油层技术的国家主要有罗马尼亚、美国、前苏联、加拿大和中国。项目总数上百个，预

22、计采收率平均达到50%以上。,3、火烧油层,火烧油层技术是一种具有明显技术优势和潜力的热力采油方法，是稠油开采的第二大技术。它综合了热驱、气驱、混相驱、非混相驱的驱油机理，具有驱油效率高（8090%）、单位热成本与蒸汽相当、油藏适应广的特点。,以富氧、过氧化氢(H2O2)等为代表的燃烧物注入多样化；水平井辅助火烧油层(THAI)重力辅助火烧油层技术(COSH)火烧油层与蒸汽驱等开采方式的复合应用,燃烧前缘难于控制，需要高性能空气压缩机， 腐蚀与出砂严重， 产出液乳化严重,适用条件：深度：3500m；原油粘度：5000mPas,我国1959年在新疆黑油山矿区首次开展试验，至今已在14个区块开展了

23、122个井组试验。目前正在实施8个区块106个井组，年产油21.5万吨，预期的采收率可以达到50-60%。其中，辽河油田6个区块93个井组，年产油19.7万吨。 辽河油田2012年的火驱的产量占到了世界总产量的四分之一。辽河油田火驱使中国火驱技术规模应用走在世界前列。,4、 SAGD,蒸汽辅助重力泄油技术（SAGD）是利用水平井技术开采特超稠油或沥青的一种特殊的蒸汽驱技术。主要应用于加拿大、委内瑞拉，我国辽河油田已经进行规模化应用。,加拿大主要热采技术提高采收率,10多个SAGD试验区,7个商业化油田,最终采收率50%,最高采收率70%,蒸汽压力,重力,驱油动力,A,B,C,重力法向分解力,蒸

24、汽压力,重力（驱油动力）,蒸汽压力,重力,驱油动力,重力法向分解力,注汽井,生产井,油流,GASD,示意图,驱油动力分析图,蒸汽腔,GASD划分了四个阶段：吞吐预热、驱替、驱替重力泄油、重力泄油,复合阶段,预热阶段,驱替阶段,泄油阶段,馆陶油层剖面图,辽河油田杜84块馆陶组超稠油油藏 埋深： 530-570 m 有效厚度: 106 m 孔隙度: 36.3 渗透率: 5.54m2 50原油粘度: 23104 mPa.s高孔、高渗，巨厚块状边、顶、底水,辽河油田杜84块：,直井,水平井,研究了直井与水平井组合的布井完井方式、注采工艺参数，提出了保证SAGD成功实施的关键操作条件：SAGD阶段的注汽

25、干度大于70；采注比为1.21.4。,直井水平井组合示意图,2005年2月转入SAGD。产量持续上升。目前处于稳定的泄油阶段。,压裂防砂，扩大蒸汽和油层接触面积，降低注汽压力,近热远防，降低敏感性伤害,近热：近井地带通过高温注汽使粘土转型，降低水敏程度。 井底蒸汽干度大于40%，温度超过280，注汽量逐周期增加5% 远防：远井地带采用深部防膨技术抑制储层水敏伤害。 采用耐高温高效防膨剂,低渗,敏感,完善推广压裂防砂、防膨热采开发技术,5、低渗敏感稠油油藏开发,油层物性变差：必须通过加大储层改造规模才能经济动用,敏感性强：油层保护要求越来越高,原油粘度高：井筒保温要求高,注采一体化管柱电热杆加热

26、,深层特稠油,全过程油层保护,钻井：MEG钻井液体系固井：抗高温水泥浆体系作业：入井液无机盐类防膨剂热采：伴注高温防膨剂,注汽压力高：亚、超临界锅炉注汽,1、稠油新区以敏感性、特超稠油、深层稠油为主，开发技术要求高、开发成本高，亟待研发绿色高效技术。,存在问题与发展对策,费用：3-5万元,费用：10-20万元,费用：30-60万元,2、稠油老区进入高轮次、高含水开发阶段, 开发效果变差，亟待攻关高转驱压力下的热化学驱提高采收率技术。,活跃边底水特稠油油藏开发数据表,胜利油田早期投产活跃边底水特稠油油藏地质储量1.23亿吨，占稠油热采储量的29%，开井率低、含水高、采出程度低、采出程度15，采收

27、率低，仅17.5。,中石化化学驱历年增油曲线,国外规模三次采油以气驱为主，我国以化学驱为主,三次采油,化学驱资源评价分类,形成了适合高温（地层温度大于65）、高矿化度（地层水矿化度5000-18000mg/L）、高含水（93%-97%）、高采出程度、高原油粘度（50-300 mPa.s）、油层非均质严重及常规井网污水配注条件下的聚合物驱油配套技术。,驱油剂加合增效理论,化学驱理论研究进一步完善：,矿化度上升：10000mg/L上升到18000mg/L二价离子：400mg/L上升到700mg/L,见效井生产曲线,预计采收率达到45.5%化学驱提高6.1%,日油能力t/d,含水%,聚合物驱技术拓展

28、到低温高盐类油藏,矿场已实施胜二区东三4等2个项目，预计2015年年增油13.5万吨。,1、聚合物驱,复合驱可大幅度提高采收率：1020,2、复合驱,孤岛东区南二元先导试验提高采收率9.3%。矿场已实施孤岛东区复合驱等3个项目，预计2015年年增油39万吨。,胜利油田二元复合驱技术拓展到普通稠油类,孤岛东区南二元先导试验,2012年美国CO2项目分布,美国EOR项目数变化,美国EOR产量变化,CO2驱作为提高采收率的有效技术，在国际上已经得到广泛应用，特别是美国，技术发展成熟，应用规模大，且呈现逐年增加的趋势。,美国EOR项目数变化,3、二氧化碳驱油,气驱是继水驱、聚合物驱、蒸汽驱之后迅速发展

29、起来的提高采收率方法，目前，在国外仅次于热采成为第二大提高采收率的方法。,国内CO2驱油技术发展状况,近年国内中石油、中石化先后针对中高渗透高含水开发后期及低渗透油藏开展了多个CO2驱先导试验,国内CO2驱实施情况,通过室内研究和矿场先导试验，中石化已基本掌握了CO2驱油技术，主要包括：,CO2驱油潜力及区块筛选评价CO2驱油机理及室内实验评价技术CO2驱油藏工程优化设计关键技术CO2驱注入、生产工艺工程技术CO2驱地面工程配套技术CO2驱产出气循环利用技术CO2驱腐蚀监测及防腐技术CO2驱油动态跟踪分析与调整技术,4、注氮气驱油,注入气体依靠非混相机理，进行重力分异置换出注水未波及的顶部剩余

30、油，有效提高单井采出程度。,注气替油已成为碳酸盐岩油藏提高采收率的主要方式。经过2012年的前期攻关，2013年先导试验及2014年的扩大，累计实施注气井185口，2014年增油23万吨，2015年预计42万吨。 单元气驱取得实质性突破。截止2014年11月实施氮气驱11个单元，累增油3.78万吨。,孤岛中一区Ng3先导试验：地质储量：312万吨，提高采收率：8.6%，孤岛中一区Ng3扩大区： 地质储量，1650万吨，提高采收率：8.6%，孤东二区53-5 推广区： 地质储量：430万吨，提高采收率：7.8%,这项技术的突破，为5亿吨聚驱后储量进一步提高采收率提供了技术手段。,通过井网调整改变

31、液流方向进行流场重整、PPG+聚合物的组合扩大波及体积、表面活性剂提高洗油效率，挑战采收率60%目标。,5、聚驱后非均相复合驱技术,B-PPG在各级别渗透率条带中均匀推进,孤岛中一区Ng3聚驱后井网调整非均相复合驱先导试验见到好效果,井网调整非均相复合驱（W-GSP）,地质储量：221万吨综合含水：98.3%采出程度：52.3%,孤岛中一区Ng3先导试验井网图, I、II类已经基本动用，聚合物驱后进一步提高采收率技术尚待攻关； III类高温高盐油藏化学驱油剂、类油藏强封堵驱油体系的研制尚未取得实质性突破；适应于滩海油藏海水配置的速溶抗盐高效驱油体系尚未突破。,1、化学驱面临更复杂、更苛刻的油藏

32、条件和开采状况,存在问题与发展对策,大力发展聚合物驱后和高温高盐油藏化学驱新技术,（1）核心技术成熟度有待提高 国内CO2驱油技术仍处于先导试验阶段，其基础理论、机理研究及矿场注采输工艺工程、腐蚀机理及防腐技术等都有待深入研究。（2）低成本气源缺乏 国内CO2气源主要来自工业废气的捕集处理，成本高。（3）有效的CO2分注及高气油比井采油工艺有待加强。（4）系统防腐及气窜控制技术不能满足CO2驱需求。（5）油藏条件差、断层多、非均质性强，需解决提高采收率经济性和长周期埋存安全性问题。（6）国家政策支持及跨行业合作研发力度不够。,2、CO2驱大规模实施还面临许多问题,混相条件研究气驱高压注入技术和

33、泡沫调剖技术研究高效的气驱防腐技术研究烟道气CO2提纯技术CO2捕集、封存与利用技术,对于吸水能力差、注不进水的低渗透油藏，CO2驱是其主要技术发展方向：,致密油一般从三个方面来界定：一是产能，一般无自然产能，不采取特殊的增产措施，不具备经济开发价值；二是储层物性，把储层基质渗透率1md或者3md作为致密油的上限标准；三是岩性，包括致密砂岩和页岩。,1980年，美国政府第一次提出致密砂岩气的概念，定义致密砂岩气的流动渗透率小于0.110-32。这个概念在二十世纪八十年代后期引入中国，中国学者结合北美和我国特点，将致密砂岩气储层划分为4类：,致密油相对于致密气开采难度更大，其有效开采的储层物性条

34、件应该更好一些，但目前没有界定标准。,致密油开发,国外致密油分布状况美国致密油主要集中在Bakken、EagleFord、Barnett三个储集层中；加拿大主要的致密区块分布在马尼托巴省、萨斯喀彻温省，艾伯塔省和不列颠哥伦比亚省； 其他地区的致密油主要分布在俄罗斯等国，包括： 叙利亚的Mah Formation、 波斯湾北部的Sargelu Formation、 阿曼的Athel Formation、 西西伯利亚的Bazhenov Formation and Achimov Formation 墨西哥的Chicontepec Formation等。,（一）北美致密油开发情况,威利斯顿盆地及巴肯

35、组分布范围,发现时间： 1953年面积： 大于4104km2埋深： 2500-3500m油层厚度： 3-15m孔隙度： 5%-15%渗透率： 0.0003-3.36含油饱和度：20-60%油质轻： API为41-44;密度0.806-0.825气油比： 103-372m3/m3采收率： 8-16%,Bakken是世界首个实现成功开采的致密油田。巴肯储集层跨美国与加拿大两国。其中美国境内的覆盖范围包含了蒙大拿州局部和达科他州北部。,威利斯盆地已开发层位剖面图,上Bakken中Bakken下Bakken,Three Forks,1、Bakken油田,Bakken组,美国Bakken油田生产井数与年

36、产量变化曲线,自1953年发现以来，历经直井、水平井未压裂、水平井笼统压裂等开发试验与实践，一直没有实现规模有效开发；2006年，随着水平井多段压裂技术突破，钻井及产量大幅度上升。攻关研究历时近60年，到2013年产量达到近4000万吨，累计产油1.2亿吨。,1953-1986直井,2001-2005单支多支水平井笼统压裂,2006-至今长水平井多段压裂,1987-2000水平井未压裂,2、 Cardium油田,致密主要油藏特点：沉积相：临滨-浅海陆棚岩性：泥质粉砂、细砂岩和砾岩裂缝发育程度：不发育埋深：12002800 m地层厚度：100m有效厚度：1020m渗透率： 0.05-5 mD孔隙

37、度： 3-15%，平均9%So：6085%，平均80%压力系数：常压系统原油粘度：0.6-1.5mPa.s油气比：178 m3/m3,西加拿大盆地Cardium组分布图,西加拿大盆地Cardium组储层划分图,Cardium位于加拿大阿尔伯塔省西部，目前是除加拿大Bakken外的第二大致密油开发区，包括了佩姆比纳、威尔斯登格林等油田，其致密油主要分布油田外围及油藏底部。,上部一般低渗储层：K:50mD,底部、边部致密储层：K:0.05-5 mD,1953年投入开发，主体部位Cardium组常规油藏预测可采储量仅为0.3108m3，资源已近枯竭。2006 年Cardium组第1口多段压裂水平井成

38、功投产，油气勘探开始从常规资源向非常规资源转型，2012年底已投产多段压裂水平井1000多口，日产量达到70000b/d（10000t/d），压裂水平井主要部署在老油田周边致密储层中。,西加盆地Cardium组生产井数与年产量变化曲线,西加盆地Cardium组East Pembina井位图,1、中石化致密油资源状况,中石化渗透率小于1毫达西致密油储量状况（2012年底）,中石化渗透率小于3毫达西致密油储量状况（2012年底）,（二）中石化致密油开发情况,中石化致密油藏更加复杂：陆相沉积、规模小，裂缝不发育，原油性质差,国内外致密油藏地质特征对比表,2、中石化致密油藏特征,（1） 储层特征,储层

39、分布特点,滨444,滩坝砂体,浊积砂体,砂砾岩体,储层类型多样,红河油田是鄂南致密砂岩油首个规模开发的油藏，主力产层为三叠系延长组长8油层组。长7为生油岩，长8依靠断裂疏导近源成藏，形成非连续性断缝体致密砂岩油藏。,鄂南红河油田长8为非连续断缝体致密油藏,油藏特点（1）沉积类型：辫状河三角洲前缘水下分流河道（2）油藏埋深：20002350m（3）储层致密：渗透率一般小于0.5mD（4）含油饱和度低:3050%（5）异常低压：压力系数0.83-0.9（6）储量丰度低:平均40104t/km2,鄂南致密油成藏模式图（断源疏导，近源成藏）,剖 面 位 置 图,鄂南红河油田致密油油藏剖面图,（2）构造

40、特征,受岩石脆性矿物含量及构造应力作用强度控制，裂缝发育规模与程度不同鄂南致密油藏天然裂缝发育，渤海湾致密油裂缝不发育,鄂南红河油田长8岩心裂缝特征,红河长8断缝分布图,中石化主要盆地致密油So统计,含油饱和度差异大，含油非均质性强受源储配置、烃源岩热演化、裂缝发育程度及储层微观孔隙结构控制，含油饱和度差异大，多表现为低饱和度特征（40%-65%）；储层物性控制含油性，物性非均质性强决定了含油非均质性也强。,WB48井密闭取芯段So剖面,HH37P11井储层物性、含油性分布特征,（3）含油性特征,中石化致密油藏原油性质表,原油粘度高，流动性差,（4）流体性质特征,（5）压力特征,中石化主要盆地

41、致密油藏压力系数对比表,构造稳定区，油层压力系数1.1-1.8，以高压为主；构造活动区，油层压力系数0.65-0.9，以低压为主。,3、中石化致密油开发历程,致密油生产井数变化图,致密油年产油量,致密油月产油量变化图,中石化致密油产量分布图,多段压裂水平井应用,水平井分段压裂技术是中石化致密油开发取得突破的关键因素，“十二五”期间形成了水平井分段压裂开发技术系列：,分段压裂水平井优化部署及设计技术水平井优快钻完井技术水平井分段压裂技术分段压裂水平井优化管理,主体技术基本实现了国产化、自产化,自主研发多级分段压裂完井工具可压裂段数15段，性能指标与国外同类工具相当。创国内陆上水平井水平段最长（2

42、015米）、压裂段数最多（20段）纪录,4、中石化致密油开发技术,1、致密油藏本身的特点给开发带来了挑战,存在问题与发展对策,2、配套技术尚需加强攻关,储层预测及有效评价难度大，经济有效的开发方式及政策未形成； 补充能量方式尚不配套。,3、适应不同地质条件的钻完井技术及水平井分段压裂技术尚需攻关研究,（1）致密油注水补充能量开发试验跟踪（2）致密油CO2驱（吞吐）先导试验及跟踪（3）致密油工程技术及低成本模式研究（4）中石化致密油规模开发可行性,4、下一步工作计划,以获得经济产量为目标，攻关优化工程技术；以详细油藏数据为基础，设计工程技术方案；以集约化为措施，降低工程投资。,提 纲,一、国内外

43、油田开发概述二、中石化油田开发现状及对策三、创新管理思考,“十二五”以来，油田开发创新管理按照“133”的总体思路逐步推进和完善：突出一个中心：以效益为中心。抓住三个着力点：完善机制建设；存量管理方面推进和深化区块目标管理；增量管理方面推进完善项目管理。建立三项基础体系：技术经济评价指标新体系；存量、增量分开的数据支持体系；落实责任制的制度体系。,存量创效，增量增效,建立了股份公司开发项目统一筛选平台，按效益高低进行项目筛选和部署优化方案编制实行技术首席师负责制，逐步完善了增量效益考核完善了项目决策分级审查流程,构建了以效益最大化为核心的开发投资决策管理体系,实现三个转变：由偏重追求上产速度向

44、更加注重上产效益转变；由以项目争投资向以效益定项目转变；由偏重技术指标管理向技术经济指标并重转变。,资源不断减少，发现和开采资源难度增大。技术不断发展，生产率提高。,影响石油成本的主要因素,成本上升成本下降,国外石油公司成本构成分类,勘探（获取）成本：通过并购获取的矿区内地租、钻井、地球物理等费用与相应的可采资源量比值。开发成本：为了形成生产能力相关的钻井、处理、集输等费用与相应的预期可采储量比值。生产成本：采油生产过程中产生的劳务、修理、维护及耗材等费用与当期产量比值。,1、中石化2000年以来增量投资对应产量变化,矿场实际生产数据拟合分析,随着投产井数的增加，开发成本呈明显上升趋势。,2、2000年以来开发成本的变化趋势,单位为$/B,汇率取6.3，吨桶比取7.1。,谢谢,