综述老油田改善开发效果及提高采收率技术

综述老油田改善开发效果及提高采收率技术岳登台Ξ(中国石油天然气总公司)摘　要　中国陆上老油田已进入高含水后期开发,随着开采程度加深,地下油水关系越来越复杂,剩余油分散,给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大。

但目前老油田储量和产量的比例,仍占陆上总开发储量和产量的70%以上,是生产上的主力,其潜力也最大,仍然是今后调整挖潜的主要对象。

鉴于中国陆上油田绝大多数为陆相储层,构造复杂,非均质严重,原油粘度偏高,石油地质特点决定了水驱油的不均匀性及剩余油分布的复杂性,潜力就存在于这种复杂之中。

根据中国陆上石油地质特点和老油田开发现状,围绕改善开发效果及提高采收率着重阐述了四个方面的配套技术:即认识油藏的配套技术,主要包括油藏动态监测技术、油藏精细描述技术、油藏数值模拟技术;完善注水开发配套技术,主要包括注水结构调整、产液结构及含水结构调整、钻取高效调整井、改造“双低”单元、配套工艺技术等;热力采油配套技术;化学驱采油配套技术。

经过多年来的努力,我国陆上油田提高采收率技术有了明显进步,针对不同类型油藏潜力分布特点,采用各种有效方法及其配套技术,为挖潜增储、增产提供了很大的余地。

主题词　老油田　开发　调整　提高采收率　配套技术1　前　言根据“八五”末313个油田按开采程度分类来看,采出可采储量大于60%,综合含水大于80%的老油田118个,开发动用地质储量9712×108t ,占总开发储量的7419%,年产油10100×104t ,占陆上年产油量的7310%,平均采出可采储量的74111%(图1),剩余可采储量的采油速度9192%。

大部分老油田已进入开发的图1　1996年底陆上已开发油田开采程度分类图　F ig .1　C lassificati on of recovery on sho re developed o ilfields in the end of 1996后期,产量普遍出现总递减。

贯彻中国石油天然气总公司以效益求发展的精神,对于油藏管理来讲,就是如何从我国油田开发的实际情况出发,合理利用人才、技术、财力资源和知识经验,使用各种有效方法和手段,以获得最大的经济采收率。

据统计表明,到目前,已开发油田的总采收率33%,是不高的。

处于高含水后期开发的老油田,仍然是当前生产上的主力,产量多,剩余可采储量多,潜力也大。

随着工艺技术的进步,新的采油方法的应用,采收率还会不断提高,可采储量还会有较大的增长。

因此,改善老油田开发效果及提高采收率仍然是我国陆上,尤其是东部各油田工作的重点。

长期以来的开发实践证明,要不断改善陆相油田的开发效果及提高采收率,只有依靠先进、适用、经济的配套技术,才能取得好效果。

2　认识油藏的配套技术我国陆上油藏类型多而复杂,陆相储层的特点是非均质十分严重,导致注水开发过程中水驱油的不均匀石油学报　1998年7月A CTA PETROL E I S I N I CA第19卷　第3期Ξ岳登台,1967年毕业于西南石油学院。

现任中国石油天然气总公司开发生产局油藏管理处处长、高级工程师。

通讯处:北京市六铺炕。

邮政编码:100724。

性,尤其是进入中高含水期后,见水层数多,地下油水关系复杂,水淹程度差异很大。

能够不断取得综合调整的好效果,在很大程度上依赖于对油藏的认识程度。

各油田几年来结合新老资料,对油层进行复查,对以前确定的砂层、油层、水层、干层、隔层及连通情况重新认识,增加了不少新油层。

大庆油田对储层的研究早已深入到以油斑产状为主的泥质粉砂岩、钙质粉砂岩等表外储层。

胜利油田对剩余油分布的研究,已从层间深入到层内的韵律段。

孤岛油田虽然综合含水超过90%,可采储量采出程度高达80%,分析主力油层注入水平面和纵向波及系数均超过90%,但据几口密闭取心井资料分析,层内不同韵律段水淹程度差异仍很大,实际波及厚度还不到80%,剩余油仍有较大潜力。

据孤东油田1991年钻的密闭取心井资料分析,剩余油主要分布在油层上部,上下部驱油效率相差近一倍。

而且储层经过长期水冲洗,油层孔隙度及渗透率发生变化。

孤岛油田中一区馆3组,在含水88%时密闭取心测定的空气渗透率为13124×10-3Λm 2,为开发初期的十几倍,孔隙度比原来增大5%,从而加大了油层的非均质程度。

因此在研究堵水、调剖或三次采油时,应当考虑储层的变化。

据取样分析,普遍存在岩石表面性质由亲油向亲水转变,剩余原油粘度及密度增大的趋势。

随着时间的推移,油田地下情况将变得更加复杂,必须不断地对地下情况进行再认识,这是正确进行决策的基础和依据。

这就需要不断发展认识油藏、搞准地下情况的配套技术。

211　油藏动态监测技术除了广泛应用国内已有的动态监测技术外,推广应用好引进的高精度电子压力计、C O 、R FT 、热采高温测试仪、双介电、CBL 等先进测井装备与测试技术,同时围绕搞清油藏的剩余油分布状况,要发展井间地震及电磁波监测技术;井间化学示踪和放射性同位素示踪技术;在分阶段钻取密闭取心资料的前提下,发展油田地球化学分析技术;裸眼井除常规的测井项目外,还应发展介电、激发极化电位、核磁等测井技术;在套管井中发展双探头C O (R ST )、中子寿命(测—注—测)、氯能谱、R FT 、过钢套管和玻璃钢套管电阻率测井技术;发展高精度、高分辨率“找水仪”,以及利用注、采剖面测井资料求油层剩余油饱和度的技术[1]。

212　油藏精细描述技术应用三维地震精细解释、高分辨率测井定量解释进行精细地层对比;岩心分析;细分沉积相与水淹特征研究;密闭取心资料分析层内不同韵律段水淹程度差异;油层物性变化及层内物性夹层描述;流体性质描述;地质统计等多种资料信息,与计算机等先进手段密切结合,建立三维、立体、定量、动态地质模型,通过精细描述,重新认识储层和油水分布状况。

胜利油田1996年应用油藏描述成果,钻的50多口调整井,平均初产20t d 以上,含水比老井低30%～50%。

东部地区一些老油田,通过开展油藏精细描述,已经把挖潜对象深入到层内的韵律段、起伏不到2m 的微构造、渗透性极差的表外油层以及沉积微相带。

213　油藏数值模拟技术几年来,我国油藏数值模拟技术有了较大发展,并随着大批油藏数值模拟工作站的引进和投入运行,一些重点单位已具备了进行工业化应用数值模拟的能力。

但与国外一些大公司相比,还有较大差距,必须下决心发展这项技术。

通过加强组织,集中力量攻关,在吸收国外先进软件的基础上,研究适合我国油藏特点的软件系列,在油藏精细描述的基础上,充分应用监测资料进行历史拟合,由定性直观描述进入定量的三维空间的预测描述,搞清剩余油分布,优化调整挖潜方案部署。

这样,我们可以综合应用动态监测及剩余油测井技术[2]、油藏描述新技术[3]、非均质储层随机建模技术、油藏数值模拟技术[4]、确定剩余油分布技术[5]等多项技术进行剩余油分布规律研究,为进一步提高采收率奠定基础。

74第3期综述老油田改善开发效果及提高采收率技术84石 油 学 报第19卷3　完善注水开发配套技术全国陆上特别是东部地区老油田,已普遍进入高含水后期开发,并随着开采程度的进一步加深,给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大。

老油田靠成批层系细分、加密井新增生产能力的时期已经过去,采用加强注水、大幅度提液和较为简单的注采调整措施的效果也愈来愈差。

实际上,近几年来老油田调整挖潜对象及工作重点已经发生了明显转移,油藏研究开展精细描述与各种新方法相结合,以搞清剩余油分布为重点;措施依靠新工艺新技术,以增加可采储量和提高效益为主,已经见到明显效果。

虽然其工作难度和技术含量大大增加,但仍然离不开注好水这个基础。

据各类油田储量动用状况及水驱程度分析,提高水驱采收率的潜力仍比较大,需要进一步完善注水开发配套技术。

311　搞好注水结构调整,提高注水有效率注水开发的老油田,到了高含水后期,在保持注采平衡的条件下,要搞好注水结构调整,扩大注水波及体积和波及效率,降低无效、低效注水。

主要是做好三方面工作。

31111　进一步完善注采系统,搞好分层注水高含水后期,注采系统要进一步强化,提高注采井数比,一般应达到115左右,增加注采连通厚度的比例和受效方向,应落实到每一个区块和单元上。

为扩大纵向波及程度,要进一步搞好分层注水,增加分注井,提高注水合格率,充分发挥分层注水的调整作用。

31112　开展各种形式的不稳定注水为发挥毛细管力,提高注入水在微小孔隙中的驱油作用,增加波及体积及波及效率,降低油井含水,各油田几年来都在不同规模地开展不稳定注水,都见到了改善开发效果的作用。

胜利油田近几年先后在26个区块上实施不稳定注水,在没钻新井及不采取增产措施的情况下,累积增油31×104t,少产水341×104t,少注水661×104m3,增加可采储量309×104t,提高采收率313%,取得了很好的经济效益。

31113　采用多种做法改换液流方向为使地下含油饱和度重新分布,油井周围含水饱和度下降,可以通过增加注水井点、转注改层换向驱油、改造油层引效、周期性转换注水井排方向等取得好效果。

吉林扶余油田西十块利用换向驱油,周期注水,八年含水稳定,产油量递减减缓,提高采收率4116%。

312　搞好产液结构及含水结构调整产液结构和含水结构的调整,主要是提高相对低含水、低采出程度地区、井和层的产液量,限制高含水、高采出程度地区、井和层的产液量、产水量,减少无效提液量,实现其有效注水和有效提液,增加储量动用,控制含水上升速度,减缓油井产量递减的目的。

各油田几年来根据本地区老油田的油藏地质特点和开发状况,按区块、层系和油井分类制定产液结构和含水结构调整目标。

一般划分为基础井网井和不同时期的调整井,通过各类井、层的调整,尤其是优化堵水和调剖措施,是实现注、堵、采、转协调,改善平面、层间水驱效果,增加波及体积的关键技术。

大庆油田几年来,根据注水开发过程中平面、层间和层内水淹动用状况的不均匀性,以及面积大、井数多、不同类型井含水差异大的情况,开展以细分沉积相与水淹特征为重点的精细地质研究工作,发展监测技术和分层注水工艺,提高分层注水质量和积极进行难采储量挖潜,为产液结构和含水结构的调整创造良好条件,采用以注采结构调整为主的综合调整技术,取得了良好的开发效果(图2)和巨大的经济效益。

除原油产量保持(5500～5600)×104t外,到1995年底的实际综合含水80123%,与1990年相比仅上升1127%,比同期规划指标少上升6113%,五年累积比同期规划指标少产液2151×108t,少注水8340×104m3。

图2　喇萨杏油田含水与采出程度关系曲线F ig .2　T he cu rve of w ater cu t and recovery in L asax in o ilfield 313　优选调整井,挖掘剩余油富集部位的潜力一般来说,老油田进入高含水后期开发,尤其是主力油田,经过前面多次层系井网调整、强化提液等措施,不仅注采井网已比较完善,不再有成片或区块均匀钻加密调整井了。