学习资料大庆油田开发“五个不等于”潜力认识观

1从“精细注水”看大庆油田解题低成本开发编者按：大庆油田的“五个不等于”潜力认识观：油田高含水不等于每口井都高含水，油井高含水不等于每个层都高含水，油层高含水不等于每个部位、每个方向都高含水，地质工作精细不等于认清了地下所有潜力，开发调整精细不等于每个区块、每口井和每个层都已调整到位。从会战时期的“注水三年，水淹一半”到如今的特高含水期、“水淹至脖”，大庆油田的开发一直在与水较量。目前，大庆油田综合含水率达91%以上。含水量达90%以上的油田，被石油专家形容为人被淹过了脖子，岌岌可危。按照水驱油田的一般开发规律，可采储量采出程度超过50%就将进入产量递减期。目前，大庆油田喇萨杏等主力油田的可采储量采出度高达80%以上，且剩余油分布复杂，水驱开发面临诸多挑战。像抓原油产量一样抓注水，像重视原油产量一样重视注水，使精细注水成为提高油田开发水平、实现可持续发展的必由之路。大庆油田解题低成本开发，离不开精细水驱。水驱如何精细“逆袭”水中找油、水中捞油，以“控递减、控含水”为核心，大庆油田提出“四个精细”，即精细油藏描述、精细注采关系调整、精细注水系统挖潜和精细日常生产管理，进一步增加水驱动用程度，深挖剩余油潜力，稳定并提高单井日产量，从而使含水上升和产量递减得到有效控制。“四个精细”中的精细油藏描述，有助于擦亮看清地下的眼睛。精细油藏描述掌控地下的精细程度好比医学检查从“B超”发展到“核磁”。利用精细化、数字化和可视化技术，能精准地找到剩余油在哪里、有多少。以精细地质建模和油藏模拟为主要手段的多学科油藏研究，使大庆油田对剩余油描述精度超过80%，技术总体上达到世界先进水平。以分层注水为例，传统的模拟只能模拟笼统注水，分层注水要设置大量虚拟井，模拟不准确。目前，大庆油田实现了多层砂岩油田分层注水模拟功能，大大提高了模拟精度。利器在手。2013年，大庆油田水驱油藏模拟已在长垣150个区块应用，占长垣面积的86.2%，同时，在外围油田45个区块实施，覆盖外围油田面积的34.8%。哪些油井要转成水井，需要一个层系一个层系对比，既要考虑增油效果，又要考虑成本等因素。2013年，大庆油田推进注采系统调整，精心编制调整方案，规模调整8个区块，实施转注、补孔、补钻等配套措施1768口井，工作量是2012年的1.3倍。调整区块水驱控制程度提高近5个百分点，多向连通比例提高近11个百分点。注水，重在注好水、注够水。如果注水不当，会造成“旱涝不均”，有的层段让水给“撑着”了，2有的层段却“渴”得要命。2013年，大庆油田逐井逐层分析动用状况，逐井逐段优化配注水量，使调整注水方案更加科学合理。据悉，大庆油田去年全年细分注水1600口井，平均单井注水层段增加1.6个，使全油田2.3万口分注井的平均注水层段数首次达到4个，其中5段及以上井占1/3。一口井打到底，在800米至1200米之间，通常有100多个含油砂岩层，最厚的20米，最薄的0.2米。在地下迷宫中，配套工艺技术的完善为细分注水层段提供了保障。大庆油田研制的井下全自动智能配注工艺，实现层段注水量的自动调整，无需人工干预。依靠精细“治水”，大庆油田在实践中逐步完善了国际一流的以精细注水为核心的系列开发技术。“大庆油田高含水后期4000万吨以上持续稳产高效勘探开发技术”于2011年获得国家科技进步特别奖。钟情水驱奥妙何在历经半个多世纪的水驱开发，面对含水高和更为零散、难采的剩余油，大庆油田控递减和控含水的难度可想而知。为什么大庆油田迎难而上，选择在“水”路中突围？水驱一直是大庆油田的看家本领。即使是在聚合物驱油形成工业化格局、三元复合驱技术日臻完善的今天，水驱仍是大庆油田用着最“顺手”的开采手段。对于长垣老区来说，水驱控制储量高、产量比例大、技术相对成熟，仍是大庆油田高效开发的主体。从现实成本考量，水驱是最经济的技术。水驱的投入产出比与注聚合物、注蒸汽、注二氧化碳、二元复合驱、三元复合驱等其他三采技术相比，具有不可替代的经济优势。即使在特高含水阶段水驱开发成本有所变化，三采技术在效益攻关上有所突破，水驱开发的“性价比”仍然高出许多。从技术接替考虑，在当下大庆外围油田难采储量有效动用技术还需进一步成熟、三元复合驱技术加快成熟配套的背景下，突出水驱的支撑作用，增加低成本产量比重，在保证持续稳产总体经济效益的前提下，能为大庆油田整体发展赢得时间。创新不一定非得是理论或者技术的完全更新，老技术的发展和完善同样是创新。没有完全过时的技术，只有不够解放的思想。大庆油田的“五个不等于”潜力认识观朴实而深刻：油田高含水不等于每口井都高含水，油井高含水不等于每个层都高含水，油层高含水不等于每个部位、每个方向都高含水，地质工作精细不等于认清了地下所有潜力，开发调整精细不等于每个区块、每口井和每个层都已调整到位。5年来，大庆油田靠精细功夫，做精水文章，加强精细注水的技术集成和管理模式创新，探索出老油田精细开发的有效途径。水驱主角能唱多久3在大庆油田2013年的稳产答卷上，水驱开发保持良好态势，全年产油2577万吨，超产21万吨。水驱自然递减率6.85%，综合递减率4.19%，全油田综合含水率控制在91.84%。近年来，经过精细挖潜，大庆油田各项开发指标持续向好，但进一步“控递减、控含水”的难度明显增大。近5年，长垣水驱共实施细分注水7101口井，细分井数已占注水井数的1/2。按照细分标准调查，目前潜力较大的井已经不多。同时，长垣水驱开发对象转向剩余的二类油层和物性更差、厚度更薄的三类油层，储量品质逐渐变差且进一步增储的潜力变小。立足实际，着眼长远，大庆油田提出水驱精细挖潜要一以贯之，不断丰富“四个精细”的内涵，精细了还要更精细，确保地下形势可控，开发形势平稳。今年年初以来，大庆油田持续精细挖潜，规模调整8个区块注采系统，不断提高油层动用程度，持续强化细分注水。跳出大庆看水驱，精细注水是油田开发的长效之策、根本之策。从开发规律看，精细注水意味着尊重开发规律，是强化开发基础工作的表现。如果精细注水工作抓得不好，递减则很难控制。一旦产量压力大，正常的开发秩序、合理的开发指标都无从谈起，反过来又会进一步加剧开发的不合理性，进而影响基础工作的落实。从效益评价看，精细注水是最具潜力的技术。中国石油80%的原油产量来自水驱，注水开发的油田是生产原油的主体。根据中国石油水驱开发涉及的地质储量，采收率每提高1个百分点，增加的可采储量就是上亿吨。水驱大戏，精细注水，大有可为。大庆油田水驱精细挖潜，成于技术，始于理念。油田开发，越往后难度越大，剩下的都是难啃的“硬骨头”。这是正常开发规律。企业发展，必须诠释两个关键词——质量与效益。这是经济运行的规律。大庆油田面临的现状，也是其他油田正在突破的“两难”。实事求是地说，大庆油田实现原油持续稳产，归根结底要靠重大核心技术的革命性突破。技术进步的目的不仅在于提高采收率，而且要注重效益等综合评价。大庆油田以精细注水做实开发的基础性工作，夯实持续稳产的根基，也迎来了核心主导技术攻关的“春暖花开”。尊重规律，把握开发节奏；尊重实际，推动有效开发。大庆油田疏通了“水路”，更“疏通”了一个理念：立足有质量、有效益，才能可持续。（记者刘波）技术展台4大庆油田开发50多年来，发展形成了分层开采、加密调整、精细挖潜等水驱开采技术，逐步完善了“多次布井、多次调整、接替稳产”的开发模式，实现高水平、高效益开发。第一阶段：内部切割注水、保持地层压力的开发技术大庆油田开发初期，针对天然能量不足的矛盾，首创内部切割注水、保持地层压力的开发技术。第二阶段：以“六分四清”为核心的细分注水技术“六分”指分层注水、分层采油、分层改造、分层测试、分层研究、分层管理。“四清”指经过“六分”工作后，要达到油水井四项技术指标清楚，即分层压力清、分层产量清、分层注水量清、分层出水情况清。以“六分四清”为核心的细分注水技术，使大庆原油产量以每年递增28%的速度上产，并于1976年攀上5000万吨。第三阶段：长期高产稳产的注水开发技术“五五”至“六五”期间，大庆油田自主研发的井网加密接替稳产技术和长期高产稳产的注水开发技术支撑了第一个十年稳产。第四阶段：“稳油控水”系统工程“七五”至“八五”期间，大庆油田综合含水率达70%以上。大庆油田立足油田基本地质特征和注水开发特点，推出“稳油控水”系统工程。第五阶段：水驱精细挖潜技术进入“双特高”总体递减阶段后，大庆油田面对“资源接替、技术瓶颈、投资回报”三大挑战，加大低成本产量比重，突出长垣主体地位，突出水驱精细挖潜，形成“四个精细”系列，即精细油藏描述、精细注采关系调整、精细注水系统挖潜和精细日常生产管理，从而使含水上升和产量递减得到有效控制。图表新闻2011年以来，大庆油田共实施细分5031口井，年均工作量是“十一五”期间的2.2倍。2013年，细分井数达到1600口，细分井平均注水层段达到4.9段。52001年以来注水井细分工作量变化情况大庆油田推广“一井一工程”模式，强化措施前培养、措施中监督、措施后保护的全过程管理。专家视点6水驱仍是效益开发首选——访勘探开发研究院油气田开发研究所总工程师叶继根如何进一步改善水驱效果，对于油田效益开发意义重大。近期，记者就水驱优势、目前发展面临的难题和今后的发展方向等，采访了中国石油勘探开发研究院油气田开发研究所总工程师叶继根。水驱是我国油田的主体开发方式。目前，除大庆喇嘛甸、萨尔图和杏树岗等油田的一类储集层采用聚合物驱以外，注水开发仍是大庆油田二三类储集层、表外储集层和其他油田经济有效的开发方式。尽管近年来我国油田老区高含水、新区资源低品位化趋势日渐明显，但在众多开发方式中，水驱仍是效益开发的首选。水驱具有多项优势。首先，水驱成本相对较低。其次，注水系统、分层注水及测调工艺、作业工具等都比较成熟。与此同时，化学驱作为水驱的重要接替技术，虽然在大庆喇萨杏油田的一类储层等优质储层中得到推广应用，但应用于二三类储层和其他油田，期望实现理想的采收率增量仍有一系列问题需要解决。而将气驱等开发方式应用于高含水油田，以期大幅提高采收率，在技术可操作性、气源问题和效益问题上都尚不成熟。在新的开发形势下，水驱也正面临全新挑战。我国主力油田经过几十年开采，绝大多数都已迈入或者接近特高含水开发阶段，综合含水率普遍达80%以上。含水不断上升，导致单井产量逐年下降，措施效果呈下降趋势；老井套损严重，开井率低，导致注采井网不完善，损失部分水驱储量。目前，高含水老油田仍然是储量、产量的主体。其产量占我国国内原油总产量70%左右，分散的未水洗油层段厚度占油层厚度的20%以上。因此，如何进一步挖掘水驱潜力、经济有效地提高水驱采收率至关重要。要提高水驱采收率，关键在于抓好精细注水和有效注水。首先，准确认识油藏剩余油潜力是改善水驱开发效果的基础，必须进一步提高精细油藏描述、剩余油定量化表征等技术水平；其次，着力调整注采结构，优化潜力层段的注采对应关系，扩大水驱波及体积，对动用程度较低的薄差油层进行有效压裂改造，同时进一步提高分层注水工艺及测调技术，实现精细注水；最后，根据油藏潜力筛选综合治理重点区块，因地制宜地着力调整注采系统，开展层系井网重组调整，以满足精细注水和有效注水的要求，提高水驱储量控制程度和薄差油层的动用程度，使采油速度恢复到理想水平，并能较大幅度地提高水驱采收率。