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高兴军---老油田二次开发及其在复杂断块油藏地质精细研

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高兴 油田 二次开发 及其 复杂 油藏 地质 精细
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老油田二次开发及其在复杂断块油藏地质精细研究中的应用老油田二次开发及其在复杂断块老油田二次开发及其在复杂断块油藏地质精细研究中的应用油藏地质精细研究中的应用中国石油勘探开发研究院中国石油勘探开发研究院大港油田公司大港油田公司(二次开发课题组二次开发课题组)二二〇〇〇〇九年六月十六日九年六月十六日前言目前中石油产量的70%仍然来自老油田,老油田的作用不容低估,其剩余可采储量依然相当可观。而且随着地下油气资源的不断开采,老油田数量越来越多,开发难度越来越大。面对油田日益老化、潜力巨大、三次采油适用范围有限且成本相对较高的现实,老油田 “二次开发 ”成了必然选择提纲一、涵义及应用条件二、国外调研三、工作基础四、潜力及规划五、主要做法六、大港复杂断块油田研究实例当老油田采用传统的一次开发基本达到极限状态或已达到弃置的条件,采用全新的理念,应用新二次采油技术,重新构建老油田新的开发体系,大幅度提高油田最终采收率,最大限度地获取地下石油资源,实现安全、环保、节能、高效地开发1、%无因次产 量喇萨杏扶余欢喜岭兴隆台曙光北大港任丘克拉玛依老君庙马岭胜坨东辛孤岛孤东濮城文留双河王场无因次产 量 无因次产 量(1)可采储量采出程度大于60-70%时进入产量快速递减阶段,目前主力油田可采储量采出程度平均达到74%。此时需开展二次开发,否则开发效果难以提高。2、0 6000095含水,%采油速度,%已动用储量的含水与采油速度现状(2)当综合含水大于70, 水驱开发采油速度大幅度降低,含水大于80%目前主力油田含水平均达到83%。2、二次开发的应用条件(3)九五 ”末的60%下降到目前的25%,目前老区每年新增可采储量在2500万吨左右按照目前常规做法,老油田大幅度增加可采储量和提高采收率的可能性不大,须采取革命性的措施。02000400060008000100001200014000160001996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010新增可采储量(万吨)历年新老区新增可采储量变化曲线新区二次开发原规划老区2、二次开发的应用条件二次开发的对象是老油田,它必须同时具备以下三个特征:2、二次开发的应用条件二次开发的应用条件油田服役年限大于 20年综合含水率大于 80%可采储量采出程度大于 70%提纲一、涵义及应用条件二、国外调研三、工作基础四、潜力及规划五、主要做法六、大港复杂断块油田研究实例根据油气杂志 到2050年, 其中二次采油所占比例不断增加。000 2020 2037 2050采收率(%)000 2020 2037 2050采 收率(%)世界石油开发采收率的历史及预测二、国外调研先进二次采油技术 利用高密度的三维地震数据、层序地层学和油藏精 细描述研究,进行多学科的油藏管理。从示范区到工业化技术推广分三个阶段:广泛收集地震、地质和工程等数据,组成多学科团队,进行分析研究、优化设计加密井位、制定油藏规划部署方案根据目标和规划部署方案,开辟示范区,进行油井加密、增产措施、优化注水、注气、二次完井、侧钻和钻水平井,并利用油藏模拟和生产试井、油藏监测来评价生产效果在经济前提下进行从示范区到工业化的技术推广美国能源部提出的 330亿桶剩余可采250亿桶占 可采储量2380亿桶,过常规方法采油,1) 多学科协作是国外大石油公司提高老油田采收率的普遍做法通过地质、地球物理、测井、油藏、钻井和地面工程专家的相互配合和协作,智能化的油藏监测和油井动态实时分析处理技术对老油田进行再评价,确定剩余油的储量及其分布,不断调整老油田开发政策,利用水平井、分支井、大位移井和注水、注气新技术,提高老油田的采收率,延长老油田开采寿命。(2)构建新的地下认识体系向动态油藏描述方向发展综合运用老油田已有的地质、地震、岩心、测井、油藏、数值模拟等动静态资料,结合四维地震解释处理结果,实现油藏的动态管理。四维地震是在目的层进行重复三维地震测量来描绘油气运移, 作为一种未来监控油藏动态和使产量最大化的手段正日益受到石油公司的关注。)二次开发使老油田焕发青春在对老油田开展潜力评价的基础上,对潜力大的油田重新部署井网、转变开发方式、规模应用新技术新方法,实现二次开发(4)先进的二次采油技术是老油田获得新生的强有力手段¾不稳定注水是提高水驱采收率的低成本措施¾高含水老油田采用机械封堵及化学凝胶来降低油藏产水¾水平井及复杂结构井技术是老油田挖潜提高采收率技术¾油地质储量接近8亿吨。¾从1973年发现至今,已经钻井280口,1985年原油产量进入高峰期达到3400万吨,目前含水大于80%,估计最终采收率可达70%1)挪威的 吨)0332114821753051214415711057846338333223383574010002000300040001979 1984 1989 1994 1999 2004主要做法¾运用四维地震,多学科协作进行动态油藏管理¾水气交注(技术:1997年主力油藏收率由56%提高到65%¾水平井和大位移井技术¾晚期降压开发:原油采收率增加到68%,气采收率从53%增加到74%,并可使油田寿命延长到2018年( 1)挪威的 学科协作动态油藏描述,动态揭示了剩余油分布,指导了加密井部署和开发调整威 历经多次三维地震覆盖,通过烃类检测和储层反演,有效指出了剩余油分布的控制因素;¾在局部构造顶部,动态揭示了油层采出程度与时间推移的关系;¾四维地震资料显示已有井网未能有效控制储量,从维地震)三维地震多次覆盖,描述了孔隙压力和剩余油变化规律,有效指导了开发调整,从而大幅度提高采收率高分辨率三维地震(四维地震)995 003003 ¾三维地震多次覆盖,清楚地揭示了注入剂的驱替前缘¾有效指导了孔隙压力和剩余油变化规律挪威 义及应用条件二、国外调研三、工作基础四、潜力及规划五、主要做法六、大港复杂断块油田研究实例我国油田开发已经走过了五十多年的辉煌历程,积累了雄厚的技术和丰富的管理经验。中国石油上市以来,加大了对老油田的研究与试验工作力度目前,砂岩油田注水开发技术具有世界先进水平,聚合物驱技术世界领先,深层稠油油田热力开采技术跨入世界先进行列,低渗透开发配套技术处于世界前沿。辽河、玉门、吉林扶余、克拉玛依等油田在二次开发的探索与尝试中,不仅使原油产量稳中有升,而且还积累了一批特色技术这些使二次开发在理论、技术、实践等方面具备了一定的基础三、工作基础1、理论基础(1)高含水期仍是重要的开发阶段虽然大多数油田已进入 “双高 ”阶段,但 “双高 ”油田对产量和储量的贡献仍非常大。目前,中国石油79%的产量仍由 “双高 ”油田生产,其剩余可采储量占总剩余可采储量的73%07320810年以上占2006年原油总产量比例%产10吨1、理论基础(1)高含水期仍是重要的开发阶段¾生产实践表明, 我国主力油田的油水粘度比大多在15以上,低产时间短、采出程度低,高含水期大约采出50可采储量,其中特高含水期采出量要占可采储量的46分主力油田含水与可采储量采出程度关系图010203040506070809010010203040506070809010可采储量采出程度%综合含水%喇萨杏 扶余欢喜岭 兴隆台曙光 北大港克拉玛依 老君庙马岭 胜坨东辛 孤岛孤东 濮城文留 双河王场1、理论基础(2)水驱驱油效率可以达到70%以上,波及系数可以进一步提高¾ 平均驱油效率为56%,平均波及系数为60%¾ 波及系数的主要影响因素有平面非均质性、层间非均质性和流度比等。据统计,目前中国石油油田平均波及系数为60%,其中平面波及系数为90%,厚度波及系数仅为67%,通过水平井等方式进一步提高波及系数的潜力很大采收率仍有较大幅度的提高空间=‹20年前东检3井相比,断块综合含水由84%增加到92%,矿场实践已经证明,水驱驱油效率可以达到较高水平,为进一步大幅度提高采收率提供了理论依据‹大庆杏6油层顶部存在剩余油,油层中部强水洗的驱油效率60~70%,油层下部驱油效率平均在75~80%01020304050比例 (%)>80 805060驱油效率(%) 710 13 16 19 222528 31 34 37 40 43 4649 52 55 58 61 64 6770 73 76 79 8285 889194 97驱油效率样品序号990大港油田东检5井驱油效率图1、理论基础(3)采收率与技术水平紧密相关油田采收率除受油藏地质特点及流体性质影响之外,更与油藏认识程度和所采取的技术手段密切相关。近些年来,随着石油科学技术的快速发展,油藏认识手段和开发技术水平有了长足的进步,可以更好的适应油藏的地质特点和油水关系的变化,有效挖掘潜力,进一步提高水驱采收率。“十一五 ”以来,中国石油在油藏研究、钻采工艺、地面系统等方面,形成了一批具有特色的油田开发配套技术。近几年重大开发试验的成功为二次开发提供工作基础2、技术基础( 1)油藏精细描述与数字化油藏模型2004年以来,利用地震、钻井、测井、动态监测和生产数据,借助计算机平台和专业软件,规模开展了精细油藏描述,共描述地质储量81亿吨,占已开发储量的62%,形成了数字化油藏模型( 2) 套技术¾成了物模、数模、钻完井、高干度注气及分配计量、大排量举升、动态调控、数据实时采集等配套技术;¾蒸汽驱形成了油藏工程优化设计与调控、 低压油层油藏保护、分层配注、高温测试、高温产出液处理等配套技术。¾通过蒸汽驱、水平井技术,基本实现了辽河油田的稳产注汽井射孔井段水平生产井汽液界面蒸汽腔水平注汽井水平生产井蒸汽腔扩展方向3)水平井开发技术发展了常规水平井、侧钻水平井、鱼骨刺井、多底井、多分枝井、阶梯状水平井等,初步形成了水平井地质设计、工程设计、井眼轨迹控制、储层保护、举升工艺、后期生产检测、装备仪器、稠油盖了稠油、边底水、薄层、低渗透、裂缝性等油藏类型¾发展形成了一级布站、常温密闭输送、单井在线计量、自动控制等技术,实现了节能降耗、提高效率的目的,基本形成了适合老油田开发的地面工艺技术。注水系统简化流程集油系统简化流程( 4)地面 “优化简化 ”工艺技术( 4)地面 “优化简化 ”工艺技术¾大港实现了单井在线计量,为优化、简化和数字化油田的建立奠定了基础;大港港西集输系统改造后,吨油能耗由2040兆焦下降到1830兆焦,¾新疆应用单井两相流量计量技术,取消了计量站,实现了一级半布站¾长庆西峰油田和大港港西以及大庆喇嘛甸油田、辽河兴隆台油田积累了宝贵老油田优化简化的经验和做法。3、实践基础(1)一批高水平开发单元水驱采收率已超过50%,充分说明了二次开发提高采收率的潜力巨大克拉玛依油田已开发了50多年的老油田,采用二次开发的思路,对西北缘老油田重新认识,仅完善井网加上其他配套技术,就可以建设400多万吨的生产能力,油田水驱采收率将提高8% ,新增可采储量4000万吨以上,“十一五 ”吨)2006 2007 2008 2009 2010年份西北缘稀油老区产量预测老区新井2006年老井整体调整三维地震、精细油藏描述转换井网形式,完善注采关系加强注水,提高动态分注率加大调剖堵水措施工作力度一级半到二级布站和常温密闭输送吉林扶余油田是开发了 40多年的老油田,面临井网不完善、井况差、注水状况差、地面不适应等四大开发主要矛盾, 1987年产油低于 100万吨, 2003年降到 65万吨¾ 新增探明储量 6193万吨¾ 年产量 100万吨以上¾ 采收率提高 5~8个百分点¾ 吨油能耗由 4029降低到 1548兆焦(2)吉林扶余油田整体调整效果显著3、实践基础提纲一、涵义及应用条件二、国外调研三、工作基础四、潜力及规划五、主要做法六、大港复杂断块油田研究实例新二次采油技术的内容根据新二次采油技术的定义,与老二次采油技术相比,在以下几个方面有所发展和创新:z 重构新的地下认识体系z 重建井网结构z 重组地面工艺流程1、重构新的地下认识体系在分析原有资料的基础上,补充录取新的高分辨率三维地震(四维地震)、密闭取芯、过套管测井和高分辨动态监测资料,采用叠前偏移、井震结合、单砂体及其内部结构刻画、水淹层解释、三维可视化及虚拟表征等技术,实现油藏动态描述,形成剩余油分布新模板,建立数字化油田关键技术:维地震))高分辨率三维地震(四维地震)林扶余油田¾吉林扶余油田是已开发40多年的老油田,通过在城区部署三维地震,成功解决了浅层地震处理解释问题;¾精细刻画了低级序断层对剩余油分布的控制作用;理清了储层展布规律和油水分布关系;指导了滚动评价部署。¾重新建立新的地下认识体系,储量、产量均有大幅度增长,新增探明储量6200万吨,控制储量1500万吨,年产油重上100万吨通过在老油田重新采集高精度三维地震资料,利用叠前偏移处理解释和井震结合等技术,精细刻画构造、储层展布和剩余油变化规律。部署部署部署部署开发地质储层层内非均质性研究砂体沉积建筑结构含水阶段层内剩余油分布各种开发技术挖潜提高采收率各种开发技术挖潜提高采收率(2) 单砂体及其内部结构的精细刻画和工业化制图现行挖掘层内剩余油 • 细分层段、对应注采( 调驱、调剖( 水平井(同技术关注的层内非均质性地质属性侧重点不同 !(直井)细分层段、对应注采• 井组范围内有相对稳定层内夹层 ——控制人工底水快速锥进• 河流砂体上部单元夹层的识别和预测~~~~~注 采调驱、调剖(凝胶 ……)• 封堵强水洗段大孔道• 使注入水主要冲洗中水洗段,加大水洗强度重点关注:◎ 大孔道的识别和平面分布延展预测◎ 大孔道的特点◎ 大孔道的形成机理◎ 河流砂体下部单元的夹层识别和预测近顶部钻水平井挖潜• 利用人工底水脊进全面挖潜重点关注:◎ 上部剩余油高饱和度段厚度◎ 强水洗段 ——人工底水顶与水平段距离◎ 层内全部不连续夹层分布(大小、频率、产状)对~~~流河点坝砂体• 层内夹层 — 侧积泥岩,斜列产状• 侧积泥岩走向 ——确定水平井轨迹• 侧积泥岩倾角重于密度• 侧积层控制~ ~水平井钻遇侧积夹层位置示意图油层上部油层中上部油层中部态断续, 砂 泥交界不清,角度平缓。油层中上部:形态连续 ,砂泥交界清晰,厚度2层中部:测井曲线 有反映,角度大,砂泥界限清晰352米处油层中部油层中上部油层上部大庆油田成功完钻了国内第一口连续水平取芯井,直观地表征了储层内部侧夹层分布,为储层内部结构识别、剩余油分布和挖潜提供了基础。侧积夹层辫状河砂体重点关注:◎ 层内夹层:心滩上落淤层、废弃河道充填,近水平产状◎ 夹层大小,频率,空间叠置都重要◎ 夹层控制~~ ~ ~~流河道砂叠置成厚砂层◎ 单一河道砂体的识别和预测◎ 叠置过程对下伏砂体上部的切割程度◎ 分流河道迁移频繁, “单一河道的识别和预测是关键 ”111+ 22212(2) 单砂体及其内部结构的精细刻画和工业化制图单砂体及其内部结构刻画是制定剩余油模版的重要基础,我国陆相碎屑岩沉积砂体及单砂体内部结构变化较大,强非均质性控制着油水运动规律,为了充分认识剩余油分布,需要对单砂体及其内部结构进行精细刻画,并达到工业化制图标准。单砂体工业化制图在单砂体识别方法和单井及井组研究地基础上,编制单砂体工业化图件,可进一步理清井网的适应性和注采层系的对应性,从微观上辩识流体流动单元和剩余油的分布规律。单砂体及其内部结构的精细刻画和工业化制图1812151416614 16844413 16784242剖面图 例泥 岩 砂 岩对比线自然电位视电阻率单砂体识别的基本模式废弃河道标志 河道间砂体标志河道砂顶面高程标志 厚度变化标志吉林扶余油田建立了不同沉积微相的单砂体识别模式,绘制了不同单砂体的平面分布,为剩余油分布的认识奠定了基础,并指导了加密井部署和开发调整。单砂体之间具有相对低渗透的隔档层,每个单砂体 形成一个相对独立的开发单元,在单元内部进行注采井网的调整,可以充分地动用单砂体内部的资源,从而提高 ”二次开发 ” 吉林扶余油田不同的单砂体组合模式对应不同的剩余油挖潜策略间隔型 ——相邻的结构单元间局部存在泥岩隔层界面,结构单元基本以独立分开的形式组合在一起。剩余油主要存在与岩性变差和注采不完善部位,可以对全层进行选择普通补孔、压裂等技术挖潜剩余油。叠加型 ——结构单元间局部存在较薄的泥质粉砂岩界面,一般也称夹层,结构单元通过夹层组合在一起。井组范围内可以具有较明显的遮挡作用,岩性变差和井网注采不完善部位是剩余油富集部位,可以优选水力割缝技术进行选择性补孔挖层内潜剩余油。国内实例-- 大庆喇嘛甸油田切叠型: 上下单元之间的接触面没有渗流遮挡作用,主要由于重力分异作用在上部存在少量剩余油。可以选择调剖或下入长胶筒封隔器技术封堵下部结构单元,进行挖潜上部驱替剂波及不到的剩余油。楔状: 在两个相邻的结构单元间出现骑墙结构单元,属于单独发育的一个成因结构单元,一般规模较小,分布面积只有1~2口井。如果骑墙单元与周围单元之间的界面发育好,则可进行选择普通补孔、压裂等技术挖潜剩余油 ;如果骑墙单元与周围单元之间的界面发育不好,则靠三次采油技术进行扩大波及体积进行挖潜剩余油。不同的单砂体组合模式对应不同的剩余油挖潜策略迷宫: 成因单元或结构单元由于层位的不稳定性 ,导致沉积体接触关系复杂,砂体之间的界面极其不稳定,似迷宫一样的 组合类型。这类组合的砂体具有一定的独立性,可以根据实际动用程度状况,选择 补孔或压裂等技术进行挖潜剩余油。不同的单砂体组合模式对应不同的剩余油挖潜策略提纲一、涵义及应用条件二、国外调研三、工作基础四、潜力及规划五、主要做法六、大港复杂断块油田研究实例六、大港复杂断块油田研究实例六、大港复杂断块油田研究实例六、大港复杂断块油田研究实例(一)基本地质特点(二)生产特征(二)生产特征(三)北东东走向为主。构造切割成43个断块。明下段较馆陶组断裂复杂809号)805号)馆陶组明下段明上段断距 ( m)延伸长度( 别性质断层(一)港西油田基本地质特点(一)港西油田基本地质特点87086010825780840 182924128179112030611951321124951541463 205 24 205 25 205 26 205 27 205 28 205 29 205 30 205 31 205 32 205 33 205 34205 23 205 24 205 25 205 26 205 27 205 28 205 29 205 30 205 31 205 32 205 33 205 344283428242814280427942784277427642834282428142804279427842774276 油 田 构 造 井 位 图(组底界)图 例工程报废井地面、地下井位 构造等深线级断层二级断层断层编号⑤含油面积沙井子断层沙井子断层港西断层港西断层沙井子沙井子断层断层港西断层gⅡmⅡgⅠ5 8 港 147 西 35 西 35馆陶组为辫状河沉积馆陶组为辫状河沉积单砂体厚度一般为单砂体厚度一般为 3~~ 8m,最厚可达,最厚可达 25m。。平面上仅有馆陶及明平面上仅有馆陶及明 ⅡⅡ 、、 ⅢⅢ 部分砂体河道宽部分砂体河道宽度度 1500它大部分时期河道相对较左右,其它大部分时期河道相对较窄,一般在窄,一般在 120~~ 300m。。组沉积微相剖面图(北西一)港西油田基本地质特点(一)港西油田基本地质特点
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