公司新闻

从精细到精准
老油田水驱采收率持续提升的新动力
发布日期:2017-06-19 浏览次数: 信息来源:中国海洋石油报 字号:[ ]

据统计,我国石油80%的产量来自于水驱开发,水驱技术因油田开发而生,更为油田高效开发而战。纵观油田开发历程,水驱技术的不断进步,直接推动了我国油田开发水平的提升,油田水驱采收率大幅度提升的背后,其实质是水驱理念以及技术的变革,由最初的粗放到精细,再到精准,是六十余年水驱采收率提升最具代表的缩影。

从粗放到精细,水驱油田的首次革命

1954年,玉门老君庙油田开始注水,标志着国内注水开发步入正式实施阶段。但受技术以及认识的影响,很长一段时间内,虽然开发对象是多层油藏,人们仍采用了多层笼统注水的粗放式水驱模式。

直至上世纪七十年代,为了解决粗放式水驱带来的一系列问题,“精细开发”一词逐步被国内外油田开发工作者所提及。以大庆油田“六分四清”为代表的开发理念更是将精细开发推向了新的高度,依靠精细开发理念以及配套精细开发技术,国内诸多主力油田实现了长期持续稳产,水驱采收率得到大幅度提高,部分油田增幅高达10%~15%以上。可以说,由粗放到精细开发的转变,推动了水驱油田首次采收率革命。

什么是精准?为什么要精准?

精准开发,是研究尺度和精度在精细开发基础上的再一次升级,主要体现在地质研究尺度的进一步细化,剩余油研究精度的进一步提高,措施手段成功率的进一步提升以及管理手段的进一步优化。一言以蔽之,就是手段要“细”,但更强调成果要“准”。由于主力油田经过多年水驱后,地下油水分布已呈现高度“碎片化”状态,如果没有更精准的油田开发措施,不仅无益于改善油田开发效果,而且会因开发老油田形成巨大的成本负担。

油田实现稳产上产,无非得益于两个战场,一是勘探新增储量转化为产量,二是老油田进一步提高采收率。虽然随着勘探技术的进步,新发现石油储量不断增长,但新油田的地质油藏条件也已经越来越复杂。同时,在近年来国际油价持续低迷的背景下,国内外石油公司对于寻找新的优质储量并进行开发的动力已稍显不足。可以看出,在国内外石油舞台上,老油田继续唱主角是必然的选择。

单从开发方式来看,即使在三次采油技术已经全面推广的今天,从投入与产出上来看,水驱开发的投入产出比与注聚、蒸汽驱、复合驱等三次采油手段相比,成本优势仍十分明显,加之水驱开发技术发展已经超过六十年,技术成熟度已经达到了较高的水平。因此,从目前来看,水驱开发技术依然是成本最低、技术基础最完善、目前应用最广的开发主打技术。以渤海油田为例,只要渤海老油田水驱采收率能够提高1%,其增加的可采储量就达到2000万吨以上,在开发投资未大幅增加的条件下,这相当于新发现一个亿吨级大型油田。因此,实现精准水驱开发、提高老油田水驱采收率的重要性和经济性不言而喻。

油与水的博弈,精准开发必成利器

老油田提高水驱采收率的过程,其实质是油与水的博弈。

对于综合含水已经达到80%甚至90%的老油田而言,井口的高含水意味着地下原油的富集状态如同汪洋之中的一座座孤岛,准确找到这些“孤岛”并准确“治水”,是这场油与水的博弈中精准开发的价值所在。

从精准的角度看注水

注水是老油田开发的看家本领,重在注好水、注够水,即使在已经全面推广分层注水的局面下,如果注水不当,依然会造成“旱涝不均”,有的层段水太多,有的层段则水太少。因此,能否在目前分层注水的基础上进一步细分注水层位,并结合精细地质油藏研究成果,逐井逐层分析动用状况,逐井逐段优化配注水量,做到按需注水、精准注水,这对提高驱油效果至关重要。

近些年,渤海油田依靠“知其所往、注其所需、驱其所向、遏其所纵”的精准注水研究方针,部分主力油田成功实现了“含水不升、油量不降”的可喜局面。

从精准的角度看剩余油挖潜

随着油田含水的上升,剩余油分布的“孤岛”状态越来越明显。经过多年多学科联合攻关,目前国内外关于剩余油预测精度可达到80%以上。但在实际工作中,20%的预测误差,往往成为制约老油田挖潜手段的达摩克利斯之剑。

因此,想要全面推动老油田的剩余油挖潜,必须捅破80%的天花板,即剩余油研究必须达到精准的级别,才能够彻底释放老油田剩余油潜力。而精准的剩余油预测,更加依赖于精细油藏描述技术的进一步升级,就像人体医疗检查的“B超”升级为“核磁共振检测”一样,利用数字化、可视化手段提供更高的精度。目前,渤海油田正在开展储层构型研究和以此为基础的千万网格级的剩余油预测技术,有望进一步提升高含水老油田的剩余油预测精度。

精准开发,始于理念成于技术

老油田开发往往被形象地称为“水中找油、水中捞油”,其进一步提升采收率的难度可想而知。同时,长期以来,老油田特别是海上老油田的治理措施、挖潜手段仍然面临着单井成本高、油田增产慢的压力。但即便如此,老油田仍能撑起油田上产稳产的半壁江山。例如,渤海的绥中36-1油田在开发20年后依靠立体挖潜和优化注水,产量超过投产峰值已达五年之久;1952年投入工业开发的罗马什金油田,是世界上首个大规模注水开采石油的油田,现在仍在通过水驱持续提高采收率,其采收率已经逼近50%。因此,相对于国内30%的采收率水平,依靠精准开发继续提升老油田采收率仍大有可为。

与此同时,各项新技术的出现,也为精准开发提供了重要支撑。基于多学科联动的高精度油藏精细描述技术为所有工作的开展奠定了重要基础。在此基础上,注水井智能配注技术、堵水调剖、深部液流转向技术、智能水驱技术已经陆续得到了推广和应用,同时作为提高采收率的另一个有力武器——三次采油技术已经日臻完善,多种提高采收率技术的优化组合必然使得精准开发在推动采收率再次提升过程中扮演更重要的角色。

提升采收率是油田开发所有工作的核心,而改善水驱效果更是重中之重。纵观六十余年的水驱开发历史,每个阶段的辉煌都饱含了油田开发工作者的聪明智慧和艰苦卓绝的努力。山高水长,老油田开发之路虽不易但光明仍在,随着开发理念的解放和技术、管理的进步,水驱的未来更加令人期待与憧憬。(通讯员 刘英宪)




【打印】 【关闭】

目的地搜索
返回
从精细到精准
老油田水驱采收率持续提升的新动力
发布日期:2017-06-19 信息来源:中国海洋石油报

据统计,我国石油80%的产量来自于水驱开发,水驱技术因油田开发而生,更为油田高效开发而战。纵观油田开发历程,水驱技术的不断进步,直接推动了我国油田开发水平的提升,油田水驱采收率大幅度提升的背后,其实质是水驱理念以及技术的变革,由最初的粗放到精细,再到精准,是六十余年水驱采收率提升最具代表的缩影。

从粗放到精细,水驱油田的首次革命

1954年,玉门老君庙油田开始注水,标志着国内注水开发步入正式实施阶段。但受技术以及认识的影响,很长一段时间内,虽然开发对象是多层油藏,人们仍采用了多层笼统注水的粗放式水驱模式。

直至上世纪七十年代,为了解决粗放式水驱带来的一系列问题,“精细开发”一词逐步被国内外油田开发工作者所提及。以大庆油田“六分四清”为代表的开发理念更是将精细开发推向了新的高度,依靠精细开发理念以及配套精细开发技术,国内诸多主力油田实现了长期持续稳产,水驱采收率得到大幅度提高,部分油田增幅高达10%~15%以上。可以说,由粗放到精细开发的转变,推动了水驱油田首次采收率革命。

什么是精准?为什么要精准?

精准开发,是研究尺度和精度在精细开发基础上的再一次升级,主要体现在地质研究尺度的进一步细化,剩余油研究精度的进一步提高,措施手段成功率的进一步提升以及管理手段的进一步优化。一言以蔽之,就是手段要“细”,但更强调成果要“准”。由于主力油田经过多年水驱后,地下油水分布已呈现高度“碎片化”状态,如果没有更精准的油田开发措施,不仅无益于改善油田开发效果,而且会因开发老油田形成巨大的成本负担。

油田实现稳产上产,无非得益于两个战场,一是勘探新增储量转化为产量,二是老油田进一步提高采收率。虽然随着勘探技术的进步,新发现石油储量不断增长,但新油田的地质油藏条件也已经越来越复杂。同时,在近年来国际油价持续低迷的背景下,国内外石油公司对于寻找新的优质储量并进行开发的动力已稍显不足。可以看出,在国内外石油舞台上,老油田继续唱主角是必然的选择。

单从开发方式来看,即使在三次采油技术已经全面推广的今天,从投入与产出上来看,水驱开发的投入产出比与注聚、蒸汽驱、复合驱等三次采油手段相比,成本优势仍十分明显,加之水驱开发技术发展已经超过六十年,技术成熟度已经达到了较高的水平。因此,从目前来看,水驱开发技术依然是成本最低、技术基础最完善、目前应用最广的开发主打技术。以渤海油田为例,只要渤海老油田水驱采收率能够提高1%,其增加的可采储量就达到2000万吨以上,在开发投资未大幅增加的条件下,这相当于新发现一个亿吨级大型油田。因此,实现精准水驱开发、提高老油田水驱采收率的重要性和经济性不言而喻。

油与水的博弈,精准开发必成利器

老油田提高水驱采收率的过程,其实质是油与水的博弈。

对于综合含水已经达到80%甚至90%的老油田而言,井口的高含水意味着地下原油的富集状态如同汪洋之中的一座座孤岛,准确找到这些“孤岛”并准确“治水”,是这场油与水的博弈中精准开发的价值所在。

从精准的角度看注水

注水是老油田开发的看家本领,重在注好水、注够水,即使在已经全面推广分层注水的局面下,如果注水不当,依然会造成“旱涝不均”,有的层段水太多,有的层段则水太少。因此,能否在目前分层注水的基础上进一步细分注水层位,并结合精细地质油藏研究成果,逐井逐层分析动用状况,逐井逐段优化配注水量,做到按需注水、精准注水,这对提高驱油效果至关重要。

近些年,渤海油田依靠“知其所往、注其所需、驱其所向、遏其所纵”的精准注水研究方针,部分主力油田成功实现了“含水不升、油量不降”的可喜局面。

从精准的角度看剩余油挖潜

随着油田含水的上升,剩余油分布的“孤岛”状态越来越明显。经过多年多学科联合攻关,目前国内外关于剩余油预测精度可达到80%以上。但在实际工作中,20%的预测误差,往往成为制约老油田挖潜手段的达摩克利斯之剑。

因此,想要全面推动老油田的剩余油挖潜,必须捅破80%的天花板,即剩余油研究必须达到精准的级别,才能够彻底释放老油田剩余油潜力。而精准的剩余油预测,更加依赖于精细油藏描述技术的进一步升级,就像人体医疗检查的“B超”升级为“核磁共振检测”一样,利用数字化、可视化手段提供更高的精度。目前,渤海油田正在开展储层构型研究和以此为基础的千万网格级的剩余油预测技术,有望进一步提升高含水老油田的剩余油预测精度。

精准开发,始于理念成于技术

老油田开发往往被形象地称为“水中找油、水中捞油”,其进一步提升采收率的难度可想而知。同时,长期以来,老油田特别是海上老油田的治理措施、挖潜手段仍然面临着单井成本高、油田增产慢的压力。但即便如此,老油田仍能撑起油田上产稳产的半壁江山。例如,渤海的绥中36-1油田在开发20年后依靠立体挖潜和优化注水,产量超过投产峰值已达五年之久;1952年投入工业开发的罗马什金油田,是世界上首个大规模注水开采石油的油田,现在仍在通过水驱持续提高采收率,其采收率已经逼近50%。因此,相对于国内30%的采收率水平,依靠精准开发继续提升老油田采收率仍大有可为。

与此同时,各项新技术的出现,也为精准开发提供了重要支撑。基于多学科联动的高精度油藏精细描述技术为所有工作的开展奠定了重要基础。在此基础上,注水井智能配注技术、堵水调剖、深部液流转向技术、智能水驱技术已经陆续得到了推广和应用,同时作为提高采收率的另一个有力武器——三次采油技术已经日臻完善,多种提高采收率技术的优化组合必然使得精准开发在推动采收率再次提升过程中扮演更重要的角色。

提升采收率是油田开发所有工作的核心,而改善水驱效果更是重中之重。纵观六十余年的水驱开发历史,每个阶段的辉煌都饱含了油田开发工作者的聪明智慧和艰苦卓绝的努力。山高水长,老油田开发之路虽不易但光明仍在,随着开发理念的解放和技术、管理的进步,水驱的未来更加令人期待与憧憬。(通讯员 刘英宪)

分享到:
Produced By 大汉网络 大汉版通发布系统