有效改善复杂断块油藏资源控制状况的双线管理 z.docx
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有效改善复杂断块油藏资源控制状况的双线管理 z.docx
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有效改善复杂断块油藏资源控制状况的双线管理z
有效改善复杂断块油藏资源控制状况的“双线”管理
河口油区在构造上横跨义和庄、埕东、陈家庄三个凸起,车镇、沾化两个凹陷,多期构造运动造成断裂系统复杂,形成众多的断块圈闭,油气分布十分零散。
目前,共发现断块油藏45个,主要分布在义东断裂带、埕南断裂带、大王庄、英雄滩和渤南南部及罗家等地区,含油面积125km2,地质储量14492×104吨,全厂占比31.0%,标定采收率25.9%,可采储量3748×104吨,年产油69.7万吨,全厂占比30.5%。
因此,断块油藏在我厂储量、产量占比中均具有举足轻重的地位。
大王庄油田属于典型的复杂断块油藏,构造上位于济阳坳陷车镇凹陷东南部大王庄断鼻构造带,上报含油面积17.85平方公里,地质储量1566万吨,可采储量244.5万吨,标定采收率16%。
由大24、大25-2、大31-1、大101、大672、大古67、大古82、大古671等11个断块组成,以沙二段、沙四段、石炭系、二叠系砂岩油藏及奥陶系灰岩油藏为主。
大王庄油田资源广而分散、断裂系统复杂、油藏类型多样;含油层系多,不同层系储层物性、原油性质、开采特征等差异大。
在油藏开发管理上,长期以来依靠滚动建产及层系间接替开发,原油年产量保持在9万吨以上。
随着油田勘探方向由构造油气藏向隐蔽油气藏转变,新发现储量品位下降,新井产能低,可采储量少;另一方面,随着油层补孔上返,剩余接替潜力越来越小,油田完成产量难度加大,吨油完全成本上升,开发效益变差。
为了改变长期被动的局面,采油厂组织各科室、地质所、管理区等相关部门,以大王庄复杂断块为典型案例,开展了大王庄复杂断块油藏潜力大讨论,认为以前的油藏开发管理模式是不可持续的,要实现新的发展目标,必须创新思路、更新观念,在基于对目前问题及开发现状充分认识的基础上,探索实施了有效改善复杂断块油藏资源控制状况的“双线”管理模式,形成了一套协调有序卓有成效的管理体系,实现了储量的有效动用和原油产量的稳中有升,取得了产量和效益双赢的局面。
一、“双线”管理产生的背景
大王庄油田1972年钻探第一口探井大1井,钻遇沙一段油层11层31米,试油3.4吨/天,从而发现大王庄油田。
1976年6月钻探大24井,先后发现了大24块、大101块、大19块、大501块、大古82块、大古67、大古671、大31-1、大25-2等断块油藏。
随着油田不断开发,逐渐曝露出许多开发矛盾。
首先,随着勘探不断深入,新发现储量规模越来越小、品味越来越差,造成可采储量逐年减少;其次,已动用储量利用率不高,水驱储量动用程度只有43.5%,油水井利用率77.4%;另外,由于新常态、低油价的影响,吨油成本上升,油田甚至出现了亏损,这严重影响了采油厂的开发效益和可持续发展。
(一)油气资源接替不足,制约油藏发展
大王庄油田经过40多年的勘探开发,随着勘探程度的提高,在寻找油气资源上产生了保守意识,制约了勘探思路的解放,同时,找油的资料条件、技术和方法滞后,油气资源的增长态势日趋减缓。
2000以来,平均每年新增原油探明储量39.7万吨,折算年增可采储量仅为6.25万吨,按同期平均年产油8.13万吨计算,每年资源亏空近1.88万吨。
更加严峻的是,2014、2015连续两年未发现商业储量,导致油田发展的后备资源亏空日益扩大。
(二)油气资源利用率低,影响生产效益
随着大王庄油田整个区块单元相继进入中高含水开发阶段,受开发观念、技术条件和地面条件等限制,提高采收率的技术储备和资金投入不足,油气资源的有效利用程度较低。
如开发指标油水井综合利用率呈逐年降低的趋势,由十二五期间的86.5%下降至目前的77.4%,相当于储量控制程度损失9.1个百分点。
而前几年新投入开发的油藏规模较小、地质条件较复杂,受经济技术条件及地面条件的限制,设计方案的长远考虑不足,导致稳产基础不牢,原油产量递减过快,折算年递减在20%以上。
(三)低油价高成本加剧油藏开发矛盾
一是低油价带来的效益压力不断增大。
近年来,油田受低油价影响亏损逐年加大,给油田可持续发展带来前所未有的挑战。
二是高成本和成本结构不合理问题十分突出。
一方面,成本高造成油田亏损,同时也减少了经济可采储量;经济可采储量减少,折耗加快又推高了成本;另一方面,折旧折耗、人工等成本偏高,而生产运行成本较低,限制了老油田有效投入和油田持续发展的能力。
三是效益稳产的矛盾越来越大。
2016年我国原油产量同比下降了1600万吨,中石化下降878万吨,油田下降320万吨,胜利油田降产占全国的20%,占中石化的36%,河口厂下降62万吨,占胜利油田的19.4%。
原油产量下降的深层原因:
低油价造成产能块效益评价不过关,产能建设不足,又导致油田稳产压力增大。
为此,采油厂从勘探、开发、地质、工艺、管理、效益等方面着手,针对影响油藏开发效益的主要因素,有的放矢,逐项剖析,通过对勘探开发的再认识,对工艺技术不断摸索,大胆实践,勇于创新,提出了有效改善复杂断块油藏资源控制状况的“双线”管理的理念,经过两年来不断摸索和实践,进一步明确了相应的技术对策,闯出了一条适合复杂断块油藏精细管理的新路子。
二、“双线”管理的内涵
油藏经营管理的概念是指石油生产企业以地下油气资源为经营对象,按照市场规律,从油藏本质出发,通过优选科学管理方法,优化投资结构,正确应用各种措施对地下油气资源进行勘探、开发,以获得最大的经济效益和社会效益。
“油气资源”是指所有天然赋存于地表或地壳中的油气总量,包括已开发动用油气资源、未开发动用油气资源及未发现油气资源。
已开发动用油气资源属于“存量资源”,未开发动用油气资源及新发现油气资源属于“增量资源”,所谓复杂断块油藏资源控制状况的“双线”管理的内涵,就是把“油气资源”划分为“存量资源”和“增量资源”两大类,针对两类资源的投入产出特点、效益贡献差异,在企业经营管理上,牢固树立“存量资源”要保值增值、“增量资源”要有效接替的理念,实施存量、增量资源的“双线”并行管理,从而在低油价、新常态下实现企业效益开发及增强企业可持续发展能力。
存量、增量资源的“双线”并行管理并不是非此即彼,而是可以互相转换、相互促进的。
存量是增量的必要基础,“存量资源”已经形成资产,体量较大,投入少量成本即可见到收益,可以产生当期现金流,对存量的挖潜、盘活、优化,可以换来新的增量投入;增量则决定了存量的状态,今天的增量也就是明天的存量,“增量资源”动用需要新增投资,且受地面、地下资源条件限制,新增钻采、地面投资大,当期投入难以产生正的现金流,但当期投入长期收益。
在存量管理上,企业要提高存量资源利用效率,盘活油田存量资产,目的在于摊薄吨油固定成本,遏制吨油完全成本上升势头,实现存量资源保值增值和效益开发;而在增量管理上,企业要解放思想、大胆创新,运用新理论、新技术,不断寻找可供开发的高品位规模油气资源,遏制油气储量替代率下降的势头,并通过高效注采完善做优增量资源,进一步增强企业竞争力和可持续发展能力。
三、“双线”管理的主要做法
(一)“存量管理”重在实现企业资产保值增值
充分挖掘动用油气资源的开发潜力是石油开采企业实现企业资产保值增值的核心问题。
受经济、技术条件的限制,大王庄早期许多油气藏的开发方案预测采收率只有10-22%,标定采收率平均只有16%,为充分挖掘剩余油气资源潜力,我们从思想上打破原有的对油气资源采收率的保守认识,树立“持续提高经济采收率,充分利用有限资源”的观念,依靠技术进步,不断提高油气资源的利用效率,实现企业资产保值增值。
1.提升注采“三率”,减缓老井递减率
水驱油藏是持续开发的主要阵地,是低油价求生存的主战场。
提升注采“三率”是水驱油藏做实稳产基础,提高开发质量,控减保效的重要保障。
为打好低油价下水驱油藏控递减、增效益攻坚战,结合大王庄油田的油藏地质情况,积极转变观念,充分发挥动用油气资源潜力,以提高注采“三率”为主要抓手,依托单元目标管理平台,狠抓注采井网完善、水井细分升级、工艺配套攻关、一体化测调及动态监测,做实油藏稳产基础,强化配产配注,调转流线,努力实现控减增效的目标。
具体主要做法有以下四点:
一是为保障提升“三率”的实施效果,构建提高注采“三率”管理的组织构架和责任体系,建立地质、工艺、作业、监测、注采、财务“六位一体”的运行模式,全员参与、一体化决策,提高运行效率。
二是针对局部注采不完善,对井网“查漏补缺”,多措并举,优化实施老井转注、大修扶停、补孔对应等措施,完善注采井网。
三是纵向“优化细分”,依据实际吸水情况,优化细分、按需配注,均衡驱替,提高储量动用程度。
四是水井分类攻欠增注,提升单元整体治理效果。
2.提高单井产能,发挥油藏最大潜力
大王庄油田复杂断块单井液量整体较低,平均单井液量仅有8.2吨/天,液量低于5吨的井有39口,占开井数的40.6%,液量低于10吨的井67口,占总开井数的69.8%。
目前三次采油技术处于攻关阶段,大幅度提高采收率在一定时间内仍需依靠常规注水开发。
在注水开发的过程中,随着油田采出程度的提高,油田含水不断上升,油相渗透率降低,水相渗透率增加,导致采油指数下降,因此,进行对产液量进行优化是提高单井产能的重要措施。
(1)优化工作制度,提高单井液量
在分析制约单井能力影响因素的基础上,采取针对性的技术措施,以少量的成本投入,提高单井液量。
借用质量管理方法,根据单井泵效、动液面及注采对应情况,把油井细分为三类,I类井液面浅、泵效高,能量充足,注采井网完善,可通过换大泵直接提液;II类井液面较浅、泵效较低,能量较充足,可通过优化工作制度或者检泵提高单井产能;III类井能量不足,供液差,单井液量低,注采不完善或弹性开发,可适当降低工作参数,减少杆管磨损,延长检泵周期。
近两年,实施参数优化46井次,检泵频次降低5.1%,油井免修期由322天提高到368天
(2)改善渗流能力,解放油藏潜能
一是减少储层伤害,恢复渗流能力。
在钻井、射孔、防砂、作业、堵调等过程中,易对储层造成伤害,形成附加压差,降低了油藏渗流能力。
研究表明储层污染井不仅在低渗透油藏存在,在高渗透油藏也存在储层伤害,因此,加强油层保护是恢复渗流能力、提高单井产能的重要保障。
二是复杂断块油藏渗流能力。
大王庄复杂断块多属于中低渗断块,储层薄、物性差,注水见效慢,油井地产低能,含水低、采出程度低,具有通过压裂、酸化等方式,改善油藏渗流能力,发挥油藏潜能。
如在大古67、大31-1两区块,实施压裂改造5井次,单井日油由2.1吨/天提高至7.6吨/天,产量提高2.6倍。
3.低成本技术集成配套,降低运行成本
(1)区带差异周期调配、耦合注水
大24块油层平面、层间非均质强,小断块内井网完善程度差,单向注水井多,油井一旦水淹,含水上升速度很难控制。
针对这一特点,应用周期注水可有效得控制区块含水上升速度。
周期注水也称间歇注水或不稳定注水。
它是周期性地改变注水量和注入压力,在油层中形成不稳定的压力状态,引起不同渗透率层间或裂缝与基岩块间液体的相互交换。
同时促进毛管渗吸作用,并增大其渗吸深度。
各层间渗透率差异越大,在压力重新分布时,层间液体交换能力越强,周期注水效果越好。
因此,油层具有较强非均质性,尤其是纵向非均质性,是采用周期注水方法的必要条件。
大24-2小断块,目前有油井3口,水井2口,由于平面层间矛盾突出,油井水淹严重,2口井已在90%以上。
在该断块实施周期注水,使注入水量的波动幅度因数接近于1,即在增大注水量的半个周期内,将注水量增大一倍,而在降低注水量的半个周期内关井停注。
配注水量仍以注采平衡为前提。
确定合理的间注周期,既要保证停注后油水置换所需时间,又要保持一定的压力水平使产油量保持相对稳定。
(2)人工仿强边水驱,提高油藏波及系数
断块油藏开发的成功经验表明,具有强边水开发条件的油藏往往具有较高的油藏采收率,如东辛油田的辛151断块,水油体积比达100以上,天然能量充足,标定采收率达67.4%,开发效果较好。
由于大101块天然能量不足,水体倍数小于5,平面剩余油分布复杂、水驱控制程度低。
因此,本着尽量利用老井,提高经济性的原则,进行人工仿强边水驱优化,采用水井外迁,边外水井大101、大101-9、大101-斜更7强化注水,提高波及系数和驱油效率,从而提高采收率。
4.加强油藏理论研究,战略性技术储备
断块油藏纵向上具有层多、非均质性强的特点,造成主力厚层高含水、高采出程度,非主力薄层储量动用程度低,如何减缓层系内级差成为开发难点;平面上具有断层多、断块小的特点,造成储量控制和水驱动用程度低,如何实现高效储量控制和水驱动用成为开发难点。
目前国内外提高断块油田采收率的主要做法主要有:
复杂断块油藏剩余油描述技术、立体开发技术、注采耦合、人工仿强边水驱、微生物驱、化学驱等。
由于大王庄油田断块多为复杂小断块油藏,开发中存在如下注采矛盾:
一是不同方向物性、井距,水淹程度差异大;二是主流线区:
水淹程度高;三是非主流线区:
水淹程度低;四是断边带区:
夹角或边界区,含油饱和度高。
注采耦合技术具有成本低、操作简单等特点。
主要实施做法有:
油水井注采交替;关停主流线油井,注水升压,只注不采;非主流线油井生产,变流线。
(二)“增量管理”重在增强企业可持续发展能力
油气资源总量是石油开采企业生产与发展的物质基础,发现高品质油气储量、实现有效接替是企业实现可持续发展的关键。
剩余经济可采储量是公司的资产,其规模大小代表了公司的实力、竞争力和可持续发展能力,进一步影响着投资者信心。
除剩余经济可采储量总量外,储量替代率是另一个重要指标。
储量替代率反映公司的储量接替能力与发展前景,代表储量增加与储量消耗之间的比例关系。
1.运用新理论、新技术,发现优质商业储量
随着勘探的不断深入,滚动勘探目标日趋隐蔽,仍然按照老思路、老方法很难实现滚动发现,因此,不断探索新理论、运用新方法、运用新技术是发现优质商业储量的保障。
(1)构造解释“三步法”,重塑构造格局
大王庄鼻状构造带经过40多年的滚动勘探,整体构造格局三面环洼,具有多组主断裂交错切割、分层系构造格局差别大、断块小而碎等特征,在地震资料目标处理、构造解释、储层描述等工作中依然存在着诸多难点、疑点。
为适应复杂油气勘探需要和未来油气勘探方向的变化,技术人员依托大王庄高精度三维开发地震,以寻找商业开发储量为中心,积极开展技术调研,引进各种勘探新技术、新方法、新理论,并在实践中加以完善和提升,逐步形成横向到边、纵向到底、逐层梳理的立体解释模式。
创新总结并利用构造解释“三步法”,即断层优化解释、层位精细雕刻、精细速度校正及成图的的“三步法”流程。
精细化描述工作实施后,构造解释精度显著提高,共发现新断块30余个,为下步勘探研究打下了坚实的物质基础。
(2)“网毯式”成藏,明确成藏规律
通过多年的勘探找油实践,我们针对大王庄油田复杂断块的油气地质特点,逐步形成了地下油气从生成到聚集成为油气藏的全过程的认识体系。
在油气生成方面,确立了大王庄油气多套来源的新认识;在油气聚集成藏方面,形成和发展了“网毯式成藏”的全新认识。
在这些理论的指导下,结合原有油气成藏认识,将大王庄油区主要含油层系细分为两大类:
Ⅰ类含油层系主要包括奥陶系、石炭二叠系、沙四段,构造上,多体系断裂切割,控藏因素和模式多样化,勘探开发程度相对较低,油气富集规律为纵向贴近潜山顶富集,反向断层断距决定含油高度,在实际操作中,发现10余个地垒块、反向屋脊断块;Ⅱ类含油层系主要为沙二段,发育受构造主控的断块油藏,勘探开发程度相对较高,技术策略上,极大化运用地质地震手段,精细刻画低序级小断块。
2016年以来部署勘探和滚动勘探井20余口,落实地质储量660万吨。
完成新区方案编制3个区块。
在50美元条件下,上报商业地质储量182万吨,产能2.9万吨,新增经济可采储量36.4万吨。
2.钻井工程优化设计,降低发现储量成本
在滚评井钻井工程设计中,根据复杂断块油藏纵向分布特征,考虑到断块小而碎、储层分散而薄及单层储量小、产能风险大等不利因素,井位设计采用多类型结构井部署实施,实现立体滚动,多层兼探。
形成的主要优化设计思路有三方面,一是复式油藏以一井多探为目标,采用立体部署,优先部署落实层位为主探层;二是单层油藏以降本增效、增大油层厚度为目的,优化井型,降低成本;三是充分考虑利用老井、地面条件和工程可行性因素,如利用老井开窗侧钻,降低单井投资规模。
3.新老区一体化运作,降低发现储量风险
立足复杂断块油藏立体成藏的特点,推行“新区老区一体化”模式,井位设计新老区兼顾,降低了滚动勘探风险,同时节省了投资。
“一体化运作”涵盖了三方面内容,一是勘探开发一体化,提高区带滚评转产能效果;二是地质工艺一体化,突破产能关,提升开发效益;三是油藏地面一体化,保障实施,降低管理风险,加快建产步伐。
4.高效注采完善,提高新井单井产能
地质认识是永无止境的,高开发程度不等于高认识程度,如大庆油田建立长垣整体构造模型后,多发现断层1664条,新发现外扩储量区块21个,增加储量2537万吨;老区部署调整井1325口,增加可采储量987万吨。
目前,大王庄油田仍然有部分开发单元地质基础较为薄弱,11个开发单元做过精细油藏描述的只有3个。
深入分析研究大王庄油田地质情况,高效注采完善潜力方向有三方面。
一是大古671块高含水区仍有高效挖潜的潜力,在精细刻画储层内部差异、深化剩余油认识的基础上,实施高效注采完善井;二是高级别断层附近仍有大潜力,精细刻画断棱,实施高效侧钻深挖断棱高部位剩余油;三是高认识程度区仍有低动用区,精细描述低序级断层,挖掘低动用区储量。
四、实施过程及效果分析
河口厂通过对大王庄复杂断块油藏从勘探、开发、地质、工艺等多方面深入剖析,针对影响油藏开发的主要因素,有的放矢,运用有效改善资源控制状况的“双线”管理模式,实现了储量的有效动用和原油产量稳定,取得了产量和效益的双赢的局面。
(一)资源控制状况明显改善
“双线”管理模式在大王庄油田实施以来,取得了丰富的成果和巨大经济效益。
资源控制状况明显改善,储量动用程度、控制程度、水驱储量控制程度、动用程度等资源控制状况指标明显改善,其中,储量控制程度由“十二五”期间的98.3%提高到100%,储量动用程度由90.6%提高到93.8%,水驱储量控制程度由87.1%提高到90.4%,水驱储量动用程度由43.5%提高到64.2%,提高了20.7%。
(二)“存量”开发指标显著改善
2016年以来,在注采管理上共实施水井转注2口、增注5口、分注5口、冲换8口,注采调配40井次,进一步完善了注采井网,“三率”指标显著提高,其中,动态注采对应率由之前的68.3%提高到73.2%,分注率由30%提高到39.4%,层段合格率由46.6%提高到67.2%;在保证稳定注水的前提下,优化措施结构,实施油井措施19井次,年累计增油0.9118万吨,单井年增油480吨,实施长停井恢复10口,油水井利用率由77.4%提高到82.8%,年自然递减由12.1%下降至9%,年综合递减由的8.9%下降至3.6%;在作业管理上,检泵频次降低5.1%,油井免修期由322天提高到368天,作业有效率、方案符合率对比均有不同程度的提高;人员管理上,职工的责任意识和队伍管理水平均得到有效提升。
(三)“增量”资源品质大幅提高
两年多来,大王庄部署勘探和滚动勘探井20口,落实奥陶系、沙四段、沙二段、沙一段地质储量660万吨。
完成新区方案编制3个区块,在50美元条件下,上报商业地质储量182万吨,产能2.9万吨,新增可采储量36.4万吨,新增储量丰度121万吨/平方公里,对比“十二五”期间提高了24.1万吨/平方公里。
2016年以来,在大王庄潜山、大312-2块、大古671块投产新井24口,初期单井日油9.4吨/天,对比“十二五”期间提高了4.1吨/天,累增油4.82万吨。
(四)经济效益指标不断提升
1.经济效益
从经济财务指标上看,完全成本、操作成本、运行成本均不同程度下降,其中,完全成本由2015年的59.8美元/桶下降至目前的51美元/桶,操作成本下降1.7美元/桶,运行陈本下降2.2美元/桶,实现了扭亏为盈的目标。
一是通过实施水井转注,冲换、调配等措施,对应油井见效14口,累积增油2910吨,按吨油效益1500元/吨、输差0.9计算,创直接经济效益:
2910吨×1500元/吨×0.9=392.82万元
二是通过实施压裂、补孔、酸化、长停井恢复等措施29井次,累积增油11118吨,按吨油效益1500元/吨、输差0.9计算,创间接经济效益:
11118吨×1500元/吨×0.9=1500.93万元
三是投产新井24口,年累增油48200吨,按吨油效益1500元/吨、输差0.9计算,创间接经济效益:
48200吨×1500元/吨×0.9=6507万元
大王庄油田通过实施“双线”管理,累计增油6.22吨,创经济效益8400万元。
2.社会效益
目前,随着大王庄油田探索实施改善复杂断块油藏资源控制状况的“双线”管理模式,区块开发效果得到显著改善。
从“增量管理”上看,依靠新技术、新手段发现优质商业储量182万吨,新增可采储量36.4万吨,实现了储采平衡;从“存量管理”产上看,大王庄油田2017年年产油10.76万吨,对比增加2.16万吨,实现产量止跌回升;从经济财务指标上看,吨油完全成本由2015年的59.8美元/桶下降至目前的51美元/桶,油藏实现扭亏为盈。
总之,“双线”管理模式为同类型复杂断块油藏的有效开发积累了丰富的经验,为油田高效开发奠定了技术基础,为采油厂可持续稳定发展提供了科学依据。
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