提质增效谋发展

冲破低效瓶颈 唤醒“沉睡资源”
发布日期:2017-12-04 浏览次数: 信息来源:中国海洋石油报 字号:[ ]
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“当渤海油田进入中高含水期后,低效井的井数占总井数的10%以上。对于平台井槽数量有限、开发成本高的海上油田而言,意味着不少资源仍处于‘沉睡’状态,”渤海石油研究院党委书记、院长田立新说:“唯有找出低效井的‘病症’,做到精准‘扶贫’,才能有效挖掘潜力,找出相应的治理方案。”

把握潜力,精准“扶贫”

若要精准把握低效井潜力,关键在于正确认识地下油水运移及分布规律。有别于陆上油田常用的依靠小井距、密井网的开发模式,海上油田无法通过这种方式描述储层,因此,需在精准认知储层方面另辟蹊径。

近年来,以复合砂体为研究对象进行油田开发的方法已无法满足油田中后期高效开发的需要。通过不断创新研究思路、融合技术方法,渤海石油研究院开展砂体内部构型和地层格架研究,以动静结合的方法,实现储层表征的精细描述。随着海上水平井日益增多,水平井井网下的储层精细表征技术将成为下一步的重点攻关方向。

其实,储层精细描述仅为认识地下千米之深“旖旎风光”的第一步,真正认清油水运移规律才是潜力评估的目标。对于频现低效井的老油田而言,精准描述出剩余油的分布规律意义十分重大。

目前,渤海石油研究院已采用可视化、数字化等多种手段,通过百万节点模型的精细数值模拟、储层构型等技术,有效提高了剩余油预测精度。此外,反褶积试井解释、储层优势通道识别与预测、聚堵井堵塞位置判别等一系列诊断技术的出现,更为研究人员拿出科学的治理方案和保证措施提供了支撑。

着眼整体,发挥合力

在精准评估油井潜力的基础上,科研人员乘胜追击,针对低效井含水高、产量低的弱点,结合油田剩余油富集规律及注水突破模式,推出酸化、解堵、卡水、提液、调驱等方案,积极推动更换管柱、大修等工程作业,取得了稳油控水的良好效果。今年,渤南油田群共实施各类措施26井次,全年累计增油量约占油田群当年产量的5%;渤西油田群实施各类措施6井次,年内增油近3万立方米。

油田开发工作具有整体性,而非孤立割裂的。在部署低效井治理时,要从服务整个油田着眼,将低效井治理切实与油田的整体挖潜与提高采收率相结合,做到“不以单井论英雄”。

“老油田上产之路要想走得远需做到‘内外兼修’。一是做好油田内部工作,完善注采,挖潜剩余油;二是做好油田外部工作,开发评价,滚动扩边。”渤海石油研究院油藏总师苏彦春说。

进一步拓宽布井界限,深化联合井网开发模式,将调整井、开发评价井研究与低效井综合治理密切结合在一起,油田开发人员充分利用低效井井槽侧钻挖潜局部剩余油,全力唤醒老油田活力。

当前,在渤海油田,滚动开发与低效井治理相结合的模式有了一定规模的成功应用。今年,秦皇岛32-6油田利用原井位同层侧钻、小筛管防砂等各类技术,成功治理17口低效井;绥中36-1油田通过滚动扩边,边开发边评价,已完成15口低效井的侧钻作业,增油效果显著。

技术升级,多管齐下

成本问题是影响海上低效井治理的一个关键因素。若要实现降低成本,还需多专业之间的协调、治理措施的优化及新工艺技术的开发应用。

多年来,渤海石油研究院针对低效井成因开展技术攻关:升级常规堵调驱技术,整合各类动态监测技术,形成适用于渤海油田的组合调驱工艺技术,促进识别精度、封堵深度与强度的显著提高。在治理高含水水平井方面,采用中心管控堵水技术及AICD智能控水技术,有效攻克了低效井高含水这一“顽疾”。同时,渤海油田还实现了疏松砂岩压裂充填等关键技术的突破与应用,为低效井治理保驾护航。

除了专注技术研究和创新突破之外,渤海油田还在管理模式上实现了从“低产后补救型”到“低产前预防型”的转变,建立起完善的生产井动态监测制度及产量责任清单制度,密切关注油井动态资料和工艺流程,对每口井建立“健康档案”,为可能出现的低产低效情况备好“预案”。(记者 王晓蕾 通讯员 何逸凡 张博)




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冲破低效瓶颈 唤醒“沉睡资源”
发布日期:2017-12-04 信息来源:中国海洋石油报

“当渤海油田进入中高含水期后,低效井的井数占总井数的10%以上。对于平台井槽数量有限、开发成本高的海上油田而言,意味着不少资源仍处于‘沉睡’状态,”渤海石油研究院党委书记、院长田立新说:“唯有找出低效井的‘病症’,做到精准‘扶贫’,才能有效挖掘潜力,找出相应的治理方案。”

把握潜力,精准“扶贫”

若要精准把握低效井潜力,关键在于正确认识地下油水运移及分布规律。有别于陆上油田常用的依靠小井距、密井网的开发模式,海上油田无法通过这种方式描述储层,因此,需在精准认知储层方面另辟蹊径。

近年来,以复合砂体为研究对象进行油田开发的方法已无法满足油田中后期高效开发的需要。通过不断创新研究思路、融合技术方法,渤海石油研究院开展砂体内部构型和地层格架研究,以动静结合的方法,实现储层表征的精细描述。随着海上水平井日益增多,水平井井网下的储层精细表征技术将成为下一步的重点攻关方向。

其实,储层精细描述仅为认识地下千米之深“旖旎风光”的第一步,真正认清油水运移规律才是潜力评估的目标。对于频现低效井的老油田而言,精准描述出剩余油的分布规律意义十分重大。

目前,渤海石油研究院已采用可视化、数字化等多种手段,通过百万节点模型的精细数值模拟、储层构型等技术,有效提高了剩余油预测精度。此外,反褶积试井解释、储层优势通道识别与预测、聚堵井堵塞位置判别等一系列诊断技术的出现,更为研究人员拿出科学的治理方案和保证措施提供了支撑。

着眼整体,发挥合力

在精准评估油井潜力的基础上,科研人员乘胜追击,针对低效井含水高、产量低的弱点,结合油田剩余油富集规律及注水突破模式,推出酸化、解堵、卡水、提液、调驱等方案,积极推动更换管柱、大修等工程作业,取得了稳油控水的良好效果。今年,渤南油田群共实施各类措施26井次,全年累计增油量约占油田群当年产量的5%;渤西油田群实施各类措施6井次,年内增油近3万立方米。

油田开发工作具有整体性,而非孤立割裂的。在部署低效井治理时,要从服务整个油田着眼,将低效井治理切实与油田的整体挖潜与提高采收率相结合,做到“不以单井论英雄”。

“老油田上产之路要想走得远需做到‘内外兼修’。一是做好油田内部工作,完善注采,挖潜剩余油;二是做好油田外部工作,开发评价,滚动扩边。”渤海石油研究院油藏总师苏彦春说。

进一步拓宽布井界限,深化联合井网开发模式,将调整井、开发评价井研究与低效井综合治理密切结合在一起,油田开发人员充分利用低效井井槽侧钻挖潜局部剩余油,全力唤醒老油田活力。

当前,在渤海油田,滚动开发与低效井治理相结合的模式有了一定规模的成功应用。今年,秦皇岛32-6油田利用原井位同层侧钻、小筛管防砂等各类技术,成功治理17口低效井;绥中36-1油田通过滚动扩边,边开发边评价,已完成15口低效井的侧钻作业,增油效果显著。

技术升级,多管齐下

成本问题是影响海上低效井治理的一个关键因素。若要实现降低成本,还需多专业之间的协调、治理措施的优化及新工艺技术的开发应用。

多年来,渤海石油研究院针对低效井成因开展技术攻关:升级常规堵调驱技术,整合各类动态监测技术,形成适用于渤海油田的组合调驱工艺技术,促进识别精度、封堵深度与强度的显著提高。在治理高含水水平井方面,采用中心管控堵水技术及AICD智能控水技术,有效攻克了低效井高含水这一“顽疾”。同时,渤海油田还实现了疏松砂岩压裂充填等关键技术的突破与应用,为低效井治理保驾护航。

除了专注技术研究和创新突破之外,渤海油田还在管理模式上实现了从“低产后补救型”到“低产前预防型”的转变,建立起完善的生产井动态监测制度及产量责任清单制度,密切关注油井动态资料和工艺流程,对每口井建立“健康档案”,为可能出现的低产低效情况备好“预案”。(记者 王晓蕾 通讯员 何逸凡 张博)

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