石油開發(fā)地質(zhì)學(xué)課程設(shè)計(jì)報告 孤島油田

中國石化勝利油田孤島采油廠開發(fā)調(diào)整方案石油開發(fā)地質(zhì)學(xué)課程設(shè)計(jì)報告姓名：學(xué)號：班級：指導(dǎo)教師：中國地質(zhì)大學(xué)（武漢）資源學(xué)院刖言孤島采油廠位于山東省東營市河口區(qū)孤島鎮(zhèn)。是中石化產(chǎn)量最高的采油廠，隸屬于中石化集團(tuán)勝利油田有限公司。孤島采油廠隸屬于勝利油田有限公司，是以油氣勘探開發(fā)生產(chǎn)為主的二級骨干企業(yè)。孤島油田是一個典型的稠油疏松砂巖油藏,1971年投入開發(fā)以來，經(jīng)歷了細(xì)分層系、加密井網(wǎng)、強(qiáng)化提液、低品位儲量動用、擴(kuò)大聚合物驅(qū)和稠油熱采等開發(fā)階段自1983年以來年產(chǎn)油量已在400x104t以上連續(xù)穩(wěn)產(chǎn)了20年。隨著油田的深度開發(fā)，長期水驅(qū)造成油藏儲層物性發(fā)生了顯著變化，非均質(zhì)性增強(qiáng)，主要表現(xiàn)在高滲透帶竄流嚴(yán)重,水驅(qū)油效率降低，油井高含水增多，原有的堵水工藝適應(yīng)性變差；聚合物驅(qū)造成地層細(xì)砂和粘土大量運(yùn)移，至使部分注聚井注入困難，油井近井地帶和防砂工具堵塞嚴(yán)重，導(dǎo)致油井液量降低或不供液；稠油熱采井受邊底水影響，多輪次吞吐后含水升高，效果變差。本文將針對以上突出問題提出在孤島油田特高含水期提高采收率的措施方案調(diào)整。

孤島油田歷年開發(fā)曲線E產(chǎn)油量一?一含水率0.30.21990IIIIIIIIIEl!|i<!!jii19701975198019851400012000100008000600040000.30.21990IIIIIIIIIEl!|i<!!jii1970197519801985140001200010000800060004000孤島油田為大型整裝稠油油藏，自1971年11月投入開發(fā)以來，針對不同開發(fā)階段的特點(diǎn)和需要，研究并實(shí)施了相應(yīng)的開發(fā)政策和措施。20世紀(jì)70年代，針對天然能量弱的特點(diǎn)，實(shí)施了早期面積注水、周期性注采凋配措施，使油田采收率由彈性溶解氣驅(qū)的5%提高到19.4%。在中高含水期，針對層間干擾日趨嚴(yán)重，實(shí)施了細(xì)分層系和強(qiáng)化完善注采系統(tǒng)等調(diào)整技術(shù)，使油田水驅(qū)采收率達(dá)到29.6%。20世紀(jì)90年代，油田進(jìn)入特高含水期，針對采收率低的問題，通過應(yīng)用化學(xué)驅(qū)和稠油熱采技術(shù)"J,加快了油田驅(qū)替方式的轉(zhuǎn)變，強(qiáng)化儲層精細(xì)描述，使油田采收率在水驅(qū)的基礎(chǔ)上大幅度提高，形成了砂巖稠油油藏長期高效開發(fā)的技術(shù)系列，到2008年12月，整體采收率達(dá)到了37.5%,其中主體化學(xué)驅(qū)單元采收率達(dá)到55%~60%,穩(wěn)產(chǎn)期比預(yù)測值延長了8~9a。對同類油藏提高采收率具有較大參考意義和推廣應(yīng)用價值。孤島油田進(jìn)入特高含水期后，面臨產(chǎn)量遞減大、含水上升快和剩余油挖潛難度大等難題，通過應(yīng)用化學(xué)驅(qū)和稠油熱采技術(shù),使油田采收率大幅度提高,形成了砂巖稠油油藏長期高效開發(fā)的技術(shù)系列。針對二類油藏油層發(fā)育差、原油粘度高的特點(diǎn)，通過深化儲層認(rèn)識、優(yōu)化注聚合物參數(shù)、強(qiáng)化注聚合物全過程動態(tài)跟蹤治理等措施，單元采收率提高了6%-12%,而且降水增油達(dá)到一類油藏效果。針對油水過渡帶的稠油油藏，根據(jù)其井間剩余油富集、水驅(qū)效率低和水侵影響大的特點(diǎn)，實(shí)施井網(wǎng)加密、低效水驅(qū)轉(zhuǎn)熱采和水侵治理等技術(shù)，使采收率提高了13.8%。同時，發(fā)展了河道砂儲層構(gòu)型和空間剩余油描述技術(shù)，配套形成了水平井挖潛提高采收率技術(shù)，在后續(xù)水驅(qū)階段又提高單元采收率3%-5%,使單元采收率達(dá)到55%-60%。含水率變化從常規(guī)單元?dú)v年特高含水井?dāng)?shù)的變化曲線來看，在注聚工程擴(kuò)大實(shí)施以前，特高含水井?dāng)?shù)呈大幅度上升趨勢，且隨著單元含水率也越來越高。1997年以后隨著第二批注聚工程的全面實(shí)施，特高含水井?dāng)?shù)有所下降。當(dāng)注聚區(qū)油井?dāng)?shù)從1996年的76口上升到1998年的345口時，含水大于95%的井?dāng)?shù)從573口下降到511口。但是隨著注聚單元相繼轉(zhuǎn)入后續(xù)水驅(qū)，高含水井?dāng)?shù)又呈現(xiàn)上升的趨勢。截至到現(xiàn)在，已經(jīng)有11個注聚單元轉(zhuǎn)后續(xù)水驅(qū)，含水大于95%的井?dāng)?shù)達(dá)到了629口，占油井總開井?dāng)?shù)的48%。其中含水大于98%的低效井134口，平均單井日產(chǎn)液98.8m3，日油1.5t，含水達(dá)98.5%,動液面177.2m?？傊S著孤島油田進(jìn)入開發(fā)后期，低效井逐年增加，僅靠開發(fā)方式的轉(zhuǎn)換和區(qū)塊調(diào)整增油難度越來越大，這就給油層改造工藝提出更大的挑戰(zhàn)。油層改造工藝面臨的突出問題隨著孤島油田進(jìn)入高含水期，剩余油高度分散，油井堵水工作物質(zhì)基礎(chǔ)變差。截至2006年12月底，非熱采單元已經(jīng)有17個區(qū)塊注聚，涉及油井999口，占常規(guī)油藏開井?dāng)?shù)的76.2%以上。通過對孤島油田剩余油分布的綜合研究表明：注聚提高了儲量的動用程度，剩余油呈零散分布。河流相儲層的結(jié)構(gòu)差異，流動單元的不同成為影響剩余油分布的重要因素。主要表現(xiàn)在：①層內(nèi)正韻律厚油層頂部剩余油相對富集，夾層對剩余油起著控制作用；②平面上儲層非均質(zhì)嚴(yán)重、流動單元變化比較大、聚合物波及程度低的邊、角區(qū)域和低滲區(qū)域剩余油相對富集；由于壓力遞度和正韻律沉積特征決定正韻律厚油層油水井井間油層上部剩余油相對富集。③層間：注聚后中、高滲透的厚層儲量動用程度好，低滲透的薄層儲量動用程度差。從總量上來看，由于厚油層儲量所占比重大，剩余油整體分散但局部富集仍主要存在于厚油層中，薄油層雖然剩余油飽和度較高有一定的潛力，但總量相對較少。見于以上剩余油的分布特點(diǎn)，傳統(tǒng)的機(jī)械卡封、炮眼封堵等工藝已不能適應(yīng)油田深度挖潛的需要，隨著孤島油田進(jìn)入特高含水期和聚驅(qū)后開發(fā)，層內(nèi)、層間、平面三大矛盾更加突出，油井普遍含水較高，且油層層層見水，僅僅通過卡封改層、簡單的籠統(tǒng)堵水很難有效調(diào)整產(chǎn)液剖面，取得好的堵水效果。堵水工作的重點(diǎn)已轉(zhuǎn)移到解決層內(nèi)矛盾上來，原有的機(jī)械卡封工藝被迫放棄了高含水層段的剩余地質(zhì)儲量，干灰砂又因封堵半徑小，措施效果差，無法最大限度的發(fā)揮油層層內(nèi)潛力。孤島油田在長期的注水開發(fā)過程中，隨著注入倍數(shù)的增加，儲層的孔隙結(jié)構(gòu)和物性參數(shù)均發(fā)生了較大的變化，注入水沿高滲透層段竄流嚴(yán)重，水驅(qū)油效率較低，在注水井和見水快、含水率高的開發(fā)井之間形成具有方向性的高孔高滲的〃竄流通道”針對于油層改造工作面臨的突出問題，近年來，通過對各類工藝不斷的完善和改進(jìn)，增強(qiáng)了油層改造的針對性，取得顯著的效果。從歷年孤島油田產(chǎn)量構(gòu)成圖來看，油層改造工藝在措施增油中的比例逐年升高。油層改造工藝的發(fā)展及前景油熱采配套技術(shù)孤島油田稠油環(huán)位于孤島背斜構(gòu)造側(cè)翼，分為館3一館4、館5和館6共3個稠油環(huán)；具有油層厚度薄、原油粘度分布廣、儲層埋藏深、泥質(zhì)含量高、出砂嚴(yán)重、受邊底水和注入水影響大的特點(diǎn)，屬河道砂稠油油藏。經(jīng)過〃九?五”的強(qiáng)化開采，孤島油田稠油熱采老區(qū)已進(jìn)人中高含水、多輪次吞吐階段，稠油產(chǎn)量由上升態(tài)勢轉(zhuǎn)換為下滑趨勢。在精細(xì)油藏描述和剩余油研究的基礎(chǔ)上，綜合評價稠油熱采生產(chǎn)動態(tài)，根據(jù)不同類型的剩余油，實(shí)施了井網(wǎng)加密、低效水驅(qū)轉(zhuǎn)熱采、水侵治理等技術(shù)，提高了稠油采收率。油井深部堵水為了提高油井堵水的增產(chǎn)幅度、延長堵水有效期，應(yīng)進(jìn)行油井深部堵水，通過擴(kuò)大波及體積提高工藝效果。油井深部堵水可得到更高的波及系數(shù)和采收率，油井深部堵水有兩個關(guān)鍵：一個是有能在地層深部產(chǎn)生封堵的堵劑；另一個是堵劑深部放置方法。針對孤島油田的條件，選用有機(jī)凍膠作為堵水劑，工藝方法為向地層注入不同成凍時間的水基凍膠型堵水劑，堵劑將優(yōu)先進(jìn)入高滲透層的不同位置，用過頂替液將堵水劑過頂替至離井眼4m以外，保證本井的產(chǎn)液量，或以高強(qiáng)度堵劑封口，防止堵劑反吐。水平井挖潛提高采收率配套技術(shù)2002年，首先在孤島中一區(qū)館53層中9一平9井獲得突破之后，在中一區(qū)館53層整體部署15口水平井的基礎(chǔ)上，2008年又在中二中館5單元部署水平井10口，獲初期單并產(chǎn)油量為21t/d，含水率為65.3%的好效果，單元采收率達(dá)56.1%,提高了3.8%。正韻律厚油層水平井受剩余油分布的影響，主要包括受隔夾層控制的正韻律厚油層頂部、受射開方式影響的厚油層下部和受流體非均質(zhì)性影響的層問3種類型HJ。中二北館5單元稠油邊部自1994年投入開發(fā)以來一直采用直井開發(fā)，受邊底水影響劇烈，加劇了底水錐進(jìn)，采出程度低(13.2%),形成高含水(97.5%)、高剩余油區(qū)(剩余儲量豐度為150x104t/km2),預(yù)測采收率僅為14%。中二北館5單元通過儲層構(gòu)型與隔夾層展布研究結(jié)果,充分利用隔夾層抑制底水錐進(jìn)作用和廢棄河道及邊緣相帶抑制邊水推進(jìn)作用，2008年整體部署水淹層頂部水平井25口，新增產(chǎn)能為7.0X104t,已投產(chǎn)了8口井，平均單井產(chǎn)油量為9.3t/d，含水率為78。5%,預(yù)計(jì)采收率提高到22.5%,實(shí)現(xiàn)了稠油水淹層頂部水平井挖潛的突破。結(jié)束語隨著孤島油田進(jìn)入開發(fā)后期，低效井逐年增加，僅靠開發(fā)方式的轉(zhuǎn)換和區(qū)塊調(diào)整增油難度越來越大，這就給油層改造工藝提出更大的挑戰(zhàn)。見于剩余油的分布特點(diǎn)，傳統(tǒng)的機(jī)械卡封、炮眼封堵等工藝已不能適應(yīng)油田深度挖潛的需要，隨著孤島油田進(jìn)入特高含水期和聚驅(qū)后開發(fā)，層內(nèi)、層間、平面三大矛盾更加突出，油井普遍含水較高，且油層層層見水，僅僅通過卡封改層、簡單的籠統(tǒng)堵水很難有效調(diào)整產(chǎn)液剖面，取得好的堵水效果。堵水工作的重點(diǎn)已轉(zhuǎn)移到解決層內(nèi)矛盾上來，原有的機(jī)械卡封工藝被迫放棄了高含水層段的剩余地質(zhì)儲量，干灰砂又因封堵半徑小，措施效果差，無法最大限度的發(fā)揮油層層內(nèi)潛力。孤島油田開發(fā)實(shí)踐表明：老油田進(jìn)入特高含水期開發(fā)期后，必須不斷創(chuàng)新，采取聚合物驅(qū)、稠油熱采、儲層刻畫等多種技術(shù)能夠大幅度提高老油田采收率。今后，要綜合運(yùn)用多種技術(shù)手段，充分挖掘油藏潛力，積極開展復(fù)合化學(xué)驅(qū)、蒸汽驅(qū)、空間儲層刻畫等新技術(shù)