老油田高质量开发建设研究--中国期刊网

字体：大中小

首页> 原创作品> 正文

老油田高质量开发建设研究

发表时间：2021/3/16 来源：《中国科技信息》2021年2月作者：卢超1 张玲玉2 毕巍2 张坤2 徐瑞超3

[导读] 老油田在油气开发过程中应聚焦突出问题，抓住主要矛盾，以创新为引领，突出理论与实践的结合，提升油气开发建设成果。本文主要是针对老油田开发中存在的问题，探讨相关解决方法。

山东东营胜利油田鲁胜石油开发有限责任公司1 卢超1 257000
山东东营胜利油田技术检测中心2 张玲玉2 毕巍2 张坤2 257000
山东东营山东广域科技有限责任公司3 徐瑞超3 257000

摘要：老油田在油气开发过程中应聚焦突出问题，抓住主要矛盾，以创新为引领，突出理论与实践的结合，提升油气开发建设成果。本文主要是针对老油田开发中存在的问题，探讨相关解决方法。
关键词：老油田；开发；数字化建设
        随着国际油价大幅下跌，石油勘探开发板块整体效益大幅下滑，低效益、负效益成为石油开发近年的“热词”。如何实现长期的可持续、高质量发展，是全球各大石油公司面临的巨大挑战。同时受低油价影响，科技研发投入降低，世界范围内除美国页岩油外，近年来油田开发技术，尤其是老油田提高采收率技术没有大的突破与创新。
        1、老油田高质量发展的难点
        低油价已经成为新常态。受世界经济增长放慢、可再生清洁能源发展、美国页岩油开采技术的突破和石油供给结构性变化等因素的影响，世界石油价格将持续低迷。
        油田用地难度越来越大。可供工业用的土地资源量少，加之新环保法要求在自然保护区、生态保护区、水源保护区的开发建设逐步退出等，导致油田勘探开发建设用地越来越难。
        老油田定量化精细认识难度大。随着原油可采储量采出程度不断增长，剩余油分布日趋零散，依靠传统的、静态的、线性的认识手段，很难定量化描述开发后期油藏压力、渗透率、饱和度等随开采出程度逐步提高的变化情况。
        老油田进一步提高采收率成熟有效技术少。目前主力油田均已进入二次开发阶段，再依靠大规模的打新井来提高采收率，效果越来越差，边际效应明显；而三次采油在油田实施规模很小，技术适应性差，还远远不到大规模推广的时候。
        老井产油成本上升。随着综合含水的上升，每采出1 吨油所需要的产液量大幅度增加，用于补充地层能量的注水量也相应增加，导致举升成本、处理成本、注入成本增加，单位生产成本上升。
部分未动储量难以效益开发。随着勘探程度的提高（60% 以上），新的优质资源发现难度加大，而部分已探明储量受制于建设成本的高昂，一直无法效益动用。
        2.老油田开发的模式与理念
        2.1创新油藏渗流重构方法研究
        油田注水开发到高含水期后，油藏压力的变化、注采井网的变化和不同区域不同方向注采程度的变化，导致油藏储层物性和油气水三相流体饱和度发生变化，剩余原油分布呈现总体零散局部富集的特征；油田开发表现为单井产量逐步降低，含水快速升高，开发成本上升，效益下降。为解决油藏潜力认识难的问题，对长期注水开发油藏的油、气、水三相流体在储层孔隙介质中的分布变化规律进行精细研究与定量刻画，提出以油藏为单元的渗流重构。把油藏看作一个整体，应用流线模拟描述油藏的压力分布、含油饱和度和流线分布，根据流线强度指标判断油藏驱替状况，对未实现均衡驱替的油藏，采用重建注采层系、层系内井网调整、改变驱替介质或分注等措施来实现整体的重构，以此达到均衡驱替、实现油藏稳产的目的。油藏渗流重构改变传统依靠单井点增产措施在高含水期不增产甚至负增产的局面，有效地解决了油藏整体高递减的难题。

期刊文章分类查询,尽在期刊图书馆

        2.2创建难采储量合作建产管理模式
        油田长年积压的难采未动用储量数量较大，由于存在区块小、分布零散、埋藏深、低渗低产的特点，在低油价环境下采用常规开发模式均不能达到效益标准。如何盘活这些难采资源，使之成为新的产量增长点，以此减缓油田产量下滑的趋势，一直是困扰油田开发建设的难题。通过反复思考，创新性地提出效益倒逼建产模式和市场化风险合作承包模式，解决产量接替问题，实现油田企业和油田工程技术服务企业在难采储量开发上的互惠双赢。
        2.3开展井丛式绿色布井钻井
        如何实现与地方共同发展、协调发展和绿色发展是摆在大港油田面前的难题。可采取规模开展井丛式绿色布井钻井的思路，打破原来“一井一钻”的建井方式，创建清洁钻井新模式，实行整装区块整体部署，地质工程一体化设计，整体统一规划平台和井丛场采用国家电网电力。
        根据已经探明油气藏的分布特点，落实国家、省市自然保护区和环境敏感区的环保要求，整体研究未来油藏中长期开发计划，整体部署油气藏开发钻井方案，确定钻井区域和钻井平台分布。搭建地质工程一体化协同研究云平台，集成油藏工程、钻井工程、采油工程、地面工程、效益评价等专业软件，互通各专业软件基础数据，开展目的层位靶点－井身轨迹－井口平台可视化交互设计，实现防碰、绕障、靶点地质工程协同优化。以最大程度钻遇目的油气层为目标，以最少占用土地为重点，分类开展平台模板设计。在钻井平台上，科学安排钻机和动力设备，利用轨道式移运装置，实现钻机在井口间的快速移动。
        2.4把提高采收率作为油气开发的核心
        资源型企业可持续发展的基础是可采储量保持稳定增长。在新区新增可采储量逐步劣质化的情况下，老区通过创新技术改变开发方式、增加可采储量成为当务之急。坚持把提高老油田采收率作为油气开发的核心，通过自主攻关创新、现场先导试验、规模推广，实现可采储量持续增长。
自主研发三次采油二元驱油体系。为节约地下淡水资源，改变传统的采用清水配制聚合物溶液的做法，开展地下采出水配制聚合物驱油体系研究。自主研发模块化注入工艺。以实用、高效、绿色、环保为目标，开展三次采油注入工艺模块化、标准化研究。
        2.5全面开展数字化建设
        经过多年的开发，老油田积累了大量的地震、钻井、测井、录井、修井、分析化验、开发动态数据，并且仍呈规模增长，油藏综合研究和管理的工作量大幅度增加。可从油田开发的实际出发，全面开展数字化建设，实现油藏－井筒－地面数据的一体化采集、分析和决策。
        应用物联网技术自动采集传输油水井生产信息、管道压力信息、站库容量信息和环境信息，实现地表各类开发管理数据的实时在线监测、工况诊断、自动报警和远程调控。建立油藏地质工程一体化研究平台，集成钻井、录井、测井、试油、分析化验和开发动态等基础数据库；整合地震处理解释、测井评价、储层反演、地质建模、数值模拟、方案编制、钻井设计、工业制图、效益评价等专业软件云。以项目工区为单元，在平台上开展油藏模型研究、方案部署、指标预测、效益评价和方案比选。
        通过开展数字化建设，实现开发数据的自动实时采集，地质模型的自我更新，开发趋势的自我判断和预警，开发方案的自动比选和智能决策；大幅减少了管网场站配套建设规模，创建了中小型场站无人值守、大型场站少人值守模式。
参考文献
[1]杨华,刘新社,黄道军,兰义飞,王少飞.长庆油田天然气勘探开发进展与“十三五”发展方向[J].天然气工业,2016,36(05):1-14.
[2]范坤,朱文卿,周代余,高树生,邵光强,胡志明.隔夹层对巨厚砂岩油藏注气开发的影响——以塔里木盆地东河1油田石炭系油藏为例[J].石油学报,2015,36(04):475-481.
[3]郭太现,苏彦春.渤海油田稠油油藏开发现状和技术发展方向[J].中国海上油气,2013,25(04):26-30+35.