提高老油田采收率战略研究.ppt

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1、提高老油田采收率战略研究,中国石油天然气集团公司咨询中心2013年5月,提高老油田采收率战略研究是在2008年“高含水油田开发战略”研究的基础上展开的，2009年项目组围绕高含水老油田提高水驱采收率在油田地质、油藏工程、采油工程等方面探索方法，同时对稠油热采和化学驱进行调研。2010年重点对水驱采收率和潜力评价方法、二三结合现场试验、老油田二次开发试验、采油工程技术系列等方面进行了系统的分析研究，到玉门、辽河等油田现场调研并与油田开发部和研究院有关人员进行了充分的沟通和交流，针对老油田目前开发中存在的瓶颈技术问题和下步开发调整策略提出了具体的意见，同时调研了国外有关老油田提高采收率的大量文献资

2、料。,前 言,2010年底，股份公司已开发油田272个，动用石油地质储量153.4亿吨，动用可采储量49.4亿吨，采收率32.22%；采出程度23.88%，年末综合含水已达到86.97%。,股份公司各油区含水与可采储量采出程度关系图,提 纲,一、提高采收率基础研究二、“二三结合”模式显著提高特高含水期开发效果三、老君庙油田二次开发展示了水驱开发具有广阔的前景四、高含水油田提高采收率采油工程技术五、国外高含水油田调研,一、提高采收率基础研究,1、高含水油田提高水驱采收率仍有较大的潜力,喇萨杏油田2000年以来密闭取心井水洗程度数据,喇萨杏油田2000年以来密闭取心井资料表明未水洗、未见水层的厚度

3、比例为32.34%，扩大未水洗段和未见水层的波及体积仍有一定的潜力中、弱水洗段的驱油效率平均只有43.3%和29.79%，厚度比例达到54.56%,一、提高采收率基础研究,2、主力油层全部见水，剩余油主要分布在主力层内,喇萨杏油田各类油层中剩余地质储量的分布,喇萨杏油田1m以上油层控制了74.4%的剩余地质储量其中大于2米的油层控制了45.7%的剩余地质储量,一、提高采收率基础研究,3、加强中弱水洗段水洗程度，提高驱油效率,大庆不同岩样驱油效率与注水倍数关系图,大庆高注水倍数的水驱油实验表明：随着注水倍数的增加，驱油效率是增加的。,一、提高采收率基础研究,4、建立层内建筑结构模式，为挖掘厚油层

4、潜力打下基础,结构单元级序界面曲流河砂体内部建筑结构概念模型,结构单元级序界面辫状河砂体内部建筑结构概念模型,通过大量现代沉积、露头调查及油田实例的解剖，建立完善了曲流河、辫状河砂体两类主要河流砂体的建筑结构沉积模式，划分了各层次的结构单元，特别是注重了层内不连续的薄层泥质夹层的分布。,一、提高采收率基础研究,5、高度重视水驱油效率,大庆北2-6-检512井相渗平均含水饱和度计算的水驱油效率变化曲线,随着含水的增加，水驱油效率总体增加；当平均含水达到80%以后，水驱油效率开始明显增加，当含水超过90%以后，水驱油效率增加速度增大含水98%以后，原油的采出主要靠水洗程度的增加来提高驱替系数,二、

5、“二三结合”模式显著提高特高含水期开发效果,1、有效提高水驱采油速度，减缓含水上升,喇嘛甸油田试验区新老井综合含水分布图,喇嘛甸油田试验区新老井采油速度分布图,二、“二三结合”模式显著提高特高含水期开发效果,2、有效减少无效循环的产水量和注水量,喇嘛甸油田试验区与同期注聚区块初期产能对比表,喇嘛甸油田试验区与同期注聚区块初期产能对比，平均单井日产液下降35吨，日产油增加1吨，含水下降10.5%个百分点,二、“二三结合”模式显著提高特高含水期开发效果,3、“二三结合”开发模式水驱采收率提高5-6个百分点,喇嘛甸油田水驱采收率预测图,喇嘛甸油田试验区水驱采收率从39.12%提高到44.22%北一区

6、断东试验区水驱采收率从40.53%提高到47.0%,二、“二三结合”模式显著提高特高含水期开发效果,4、试验区有较好的经济效益,喇嘛甸试验区：累积生产原油27.82104t，销售收入10.93108元累积生产伴生气0.11104m3，销售收入0.21108元投入产出比1:5.6将试验区与油田水驱区块对比，试验区单位成本687.3元，较水驱区块低13.3%，利润3021.1元/吨，较水驱区块高13.5%。北断东试验区二三结合：全过程按7年预算，累积生产原油48.3104t，投入产出比1:7.7,二、“二三结合”模式显著提高特高含水期开发效果,5、形成了可供推广的配套技术,研究油层内部结构界面、划

7、分流动单元技术剩余油分布精细描述技术优化“二三结合”井网部署技术选择性射孔技术 特高含水期综合调整技术,三、老君庙油田二次开发展示了水驱开发具有广阔的前景,老君庙油田M油藏顶部区二次开发效果对比曲线,与2007年底相比，顶部区产油量由105t/d上升至143.5 t/d，上升38.5t/d，产油量上升了36.7%2010年投产新井19口，其中水平井12口、直井7口，建产能1.29104t,二次开发实施三年来，先后有大庆、辽河、新疆、吉林、大港、冀东、吐哈、玉门等八个试点工程进入现场实施阶段，已经累计钻井4240口，建产能317万吨，形成400万吨的年产油规模，为稳定老油田产量做出了重大贡献。玉

8、门老君庙油田为典型代表。,三、老君庙油田二次开发展示了水驱开发具有广阔的前景,1、细分开发层系，提高水驱储量控制程度,老君庙M油藏二次开发试验区调整前后水驱储量动用程度对比表,试验区主力油层M3注采层位对应率100%，水驱储量控制程度88%，水驱储量动用程度67.62%，较二次开发前分别提高了25.93和15.71个百分点，油田水驱效果得到改善。,三、老君庙油田二次开发展示了水驱开发具有广阔的前景,2、直注平采的开发方式，单井初期产量高，增油效果好,老君庙M油藏二次开发试验区调整前后水驱储量动用程度对比表,老君庙油田M油藏顶部（2008年2010年底）试验区新井投产51口，其中水平井投产38口

9、，平均单井初期日产液8.1吨，日产油3.4吨,三、老君庙油田二次开发展示了水驱开发具有广阔的前景,3、水平井挖掘上部高渗高水洗M1小层潜力效果明显,老君庙油田M油藏顶部区水平井生产情况统计表,2008年以来，水平井挖掘上部高渗高水洗M1小层潜力见到较好效果，投产水平井16口，平均投产水平段69.2米，平均单井初期产油量达到3.8t/d以上，目前单井平均产量2.2吨左右。,三、老君庙油田二次开发展示了水驱开发具有广阔的前景,4、改造技术取得进展，四种压裂工艺取得突破,根据老君庙油田水平井的特点，在11口水平井上研究试验了塑料球选压、砂塞预堵分段压裂、机械分隔器分段压裂和水力喷射分段压裂等四种新工

10、艺技术，均取得成功。其中与大庆采油工艺研究院合作研究应用分层压裂管柱以及与勘探院压裂酸化中心合作研究应用了水力喷砂工艺，试验分段压裂共四口井七井段，工艺成功率100%。,四、高含水油田提高采收率采油工程技术,1、对水洗程度不同的油层段分别采用不同的挖潜技术,对30%未水洗的层段厚度采用细分注水技术，针对未水洗段强化注水，形成水流优势通道，达到水驱油的目的。对10-15%的弱水洗段厚度应采用深部调剖、调驱技术，达到强化水洗程度、提高注入水波及体积的目的。对40%的中水洗段厚度采用深部调驱和液流转向技术。,四、高含水油田提高采收率采油工程技术,2、发展细分注水技术,各油田根据实际情况，推广应用，完

11、善配套“高效测调分层注水技术”，关键在于推广应用“注水井机电一体化高效智能测调工艺技术”。做到井下数据地面直读，边测边调，一次投捞，达到测调时间减半，分注合格率增加20%以上的目标。大庆油田：研究多层段细分注水配套工艺技术，实现小卡距、小隔层，达到“9178”的目标，即长垣水驱注水井分注率90%以上，每年细分注水1000口井，细分层达到7段和砂岩吸水厚度达到80%以上。大港油田：完善配套3000-4000米深井和深斜井分注技术。将桥式偏心分注工艺与智能测调技术结合配套使用，使测调成功率达到90%以上，完善推广深斜井高压封隔器并配套应用深斜井分注技术，有效期达到2年以上。塔里木油田：研究超深井分

12、注配套技术，目标是分注3层，井段深度达到5800m。克拉玛依油田：推广应用一体式高效分注管柱和同心集成式分注管柱，在原一级分注的基础上进行细分注水，分注率达到78%以上。,四、高含水油田提高采收率采油工程技术,3、发展油田堵水、调剖、调驱、深部液流转向技术,调剖、调驱评价表,四、高含水油田提高采收率采油工程技术,4、发展高含水油田水平井挖潜技术,分支井、复杂结构井含网状结构井钻井完井新技术多分支井、水平井油层改造技术水平井找水和选择性堵水技术多功能管柱水平井完井控水、分采、改造配套技术不同类型油藏水平井挖潜提高采收率的适应性筛选技术,四、高含水油田提高采收率采油工程技术,5、发展油层水力压裂新

13、技术,完善配套重复压裂技术，做好重复压裂的综合评价工作发展配套应用遇油遇水膨胀封隔器，水力喷砂，可遥控开关的井下滑套，多功能完井管柱等技术 研究并推广应用缝网压裂技术，包括施工裂缝净压力和端部脱砂及缝内封堵等关键技术，并做好机理研究,四、高含水油田提高采收率采油工程技术,6、发展三项新技术的研究试验,注空气和空气泡沫驱油和调剖、调驱提高采收率技术注氮氧泡沫提高采收率试验纳米技术在提高采收率方面的研究和应用,五、国外高含水油田调研,系统调研了大量的国外油田有关提高采收率方面的资料，重点讨论了三个问题：油田开发过程中划分阶段的必要性；油田开发晚期提高开发效果的途径；三采采油（EOR）在油田开发晚期中的应用和发展前景。,