国内外高含水油田低渗透油田以及稠油开采技术发展趋势.doc

我国公布的国家“十一五”国民经济发展规划中将“单位国内生产总值能源消耗降低20％左右”作为一项重要任务指标，这一目标要求今后5 年内我国必须依靠科技进步，在能源开发、转化、利用等各环节提高效率、节约资源。我国一方面石油资源短缺，而石油需求量逐年大幅增加，另一方面石油采收率不高，开发过程中浪费严重。我国陆上油田采用常规的注水方式开发，平均采收率只有33％左右，大约有2/3 的储量仍留在地下，而对那些低渗透油田、断块油田、稠油油田等来说采收率还要更低些，因而提高原油采收率是一项不容忽视的工作，也是我国从源头节约石油资源的最有效途径之一。由此产生的对石油高效开采技术的需求也将更为强烈。分析国内外石油开采技术的发展态势，将有助于我国发挥优势，弥补不足。 xWqVNnE 1 高含水油田开发特色技术30％左右，“三高二低”的开发矛盾突出，即综合含水率高、采出程度高、采油速度高、储采比低、采收率低，仍有约较多的剩余石油残留在地下，这些残留在地下的剩余石油储量对于增加可采储量和提高采收率是一个巨大的潜力。据估计，如果世界上所有油田的采收率提高1％，就相当于增加全世界2～3年的石油消费量。因而通过技术手段提高高含水油田的采收率具有重要意义。国内外情况 tIV{uVM[|D .C5s4 _p 0wY 4-]NsV 已开发的油田进入高含水后期开发后，随着开采程度加深，地下油水关系、剩余油分布越来越复杂，非均质性更严重，给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大。目前我国东部许多主力油田已成为高含水油田，经过一次、二次采油后，仅能采出地下总储量的 hd0Uix xLLTp7b 1.1 9o6[4Q}� 8xO{B1 在油藏精细描述和剩余油分布研究的基础上，除采取强化采油措施外，国际高含水油田开发技术主要有井网优化技术（包括细分层系、加密调整井、井网重组）、注水调整技术（包括不稳定注水、选择性注水、优化注水压力、提高产液量、调整注采井网、注污调剖等）、特殊钻井技术（包括水平井技术、大位移多靶点定向井、侧钻井技术等）、油层深部调剖技术等。改善高含水期油田注水开发效果一直是国外油气开采领域的研究重点，国外在不稳定注水技术、水平井技术、油层深部调剖技术等方面具有明显优势。控水稳油及区块综合治理工作是实现老油田稳产、提高经济效益的重要手段。 “PWGtML8Y ;1x_ Cb 进入“八五”以来，我国在搞清地下油水分布的基础上，逐步发展了一套完善注采系统、细分注水、调整注采结构和产液结构、对应调堵的控水稳油配套技术。我国大庆油田、华北油田、新疆油田等主力油田实施的“稳油控水” 综合治理开发配套技术居世界领先水平。 ePl M Vr“O
6 1.2 VAjl\}6 fFhca 1.2.1 不稳定注水技术 lkIK xh CQ Rw 不稳定注水即通过不断改变注水量、注水方向及采出量、造成高渗透层与低渗透层之间以及同一层的高渗透部位与低渗透部位之间的波动压差，充分发挥毛细管吸渗作用，提高注入水波及系数，驱替出低渗透区的剩余油，从而提高采收率。不稳定注水的实施方法多样。该技术很早就在俄罗斯和美国开始工业应用，俄罗斯对于相关应用基础的研究居世界领先地位。我国对该技术已有小规模的现场试验和有限的机理研究，在技术上和应用规模上与国外有较大差距。我国胜利油田公司对大芦湖低渗透油田开采中就利用了该技术，增产效果比较明显。 FIJIKd7 特色技术 ]\MDH 1.2.2 水平井钻井成本只是直井的 ;“e55|d9I hH-3S2 1.2.3 加密调整井技术 w8 0y “Rdi]]Bv 在提高高含水油田采收率方面我国今后需要进一步发展的技术有侧钻水平井、复杂结构井技术、油层深部调剖技术、不稳定注水技术、注水后热采技术、物理法采油技术、套损治理技术等。 FOPmvlA\-C v\ ol 2.2.3 nfzKUJY j*}2AI 使用小井眼技术可以大幅度降低钻井投资，提高低渗透油田的经济效益使之得到有效发展。目前国外小井眼研究发展的先进技术研究和发展趋势有带顶部驱动的小井眼钻机、小尺寸大功率井下动力钻具、采用高灵敏度井控专家系统控制和预防井喷、采用连续取心钻机进行小井眼取心作业、采用高强度固定齿的新型钻头等，并朝着更小尺寸配套的方向发展，目前国外已有可用于 zv,Ue0.7m 采油速度1.83％，采出程度50％，综合含水88.9％。原方案预计的采收率为64％～65％，预计油田最终采收率可以达到80％。但从我国10多年若干先导试验区的开采实践来看，蒸气驱的采油效果还不十分理想，其主要开发指标尚达不到开发方案的预想值，因此蒸气驱技术应为我国今后重点关注和加强研究的提高采收率技术之一。蒸汽辅助重力泄油（SAGD）技术100对热采井应用这套技术。由一对井组进行，生产井在目标层底部，注入井在生产井上5m，连续向油藏注蒸汽，冷凝蒸汽在重力作用下向生产井泄油，适用于沥青质含量高、高粘厚层油藏，三个地区中 Athabasca地区最适合采用该技术。蒸汽辅助重力驱采收率高，预期采收率超过50％。我国则正在和加拿大的专家合作进行试验，尚未得出最终结果。稠油携砂冷采技术10％～15％的稠油产量靠这种技术。稠油携砂冷采技术成功地应用于加拿大的许多稠油油田（粘度为300～55000cP）。典型的稠油携砂冷采油井以5～25m3/d30～150bbl/d的速度采油。在应用稠油携砂冷采技术采油的过程中，通过高质量的修井作业，可以成功地解决机械问题和油藏问题，从而提高采油速度，减小采油成本。我国今后技术发展方向 q\[31i jkNZv. p 3.2.2 33\bF7b V |]{3W 自从加拿大提出后，技术上有了突破，至今已有 ;“ 3k64 iA ZtVVQ 3.2.3 [xQUf,p wRJ“TTt 该技术是加拿大提出的，现在加拿大已有 da6vEL4 JmYi 3.3 iCxH
nP TU. h 我国今后需要进一步发展的稠油开采技术有组合式改善蒸气吞吐技术；蒸气驱技术；蒸气辅助重力泄油（SAGD）技术；超稠油越泵加热技术；稠油携砂冷采技术；火烧油层技术；超临界流体萃取技术；热电联产技术。 nMc-kyl{  9WWBxS eB]ZnJ2 Ar“i OKA 热采技术20世纪70年代以来，国外一些油田开展了注水开发中后期转注蒸气开发的室内实验研究，提出了水驱后油藏蒸气驱筛选标准，并且在一些水驱中后期油藏开展了矿场试验，取得了较好的效果。目前，该技术已经成为一种比较成熟的提高采收率的技术。世纪80年代初，我国开始在油田运用蒸气吞吐热采工艺，实践证明该技术较适用于埋深800m以上的油层进行低周期开发，油层超过这一深度继续用该技术采油则会导致低于热采经济界限而被迫关井停产，因而今后还需要进一步改善蒸气吞吐的开发效果。蒸气驱油法是继蒸气吞吐后发展起来的一种热驱技术，主要是利用蒸气对油层中粘稠油藏的驱替作用，达到提高采油率的目的，目前，国际上蒸气驱技术可提高采收率22.1％左右。美国在此方面开展很早，也有很大成效，2004年美国热采产油量为34.55万桶/d。例如，美国克思河 Kervn油田于1898年投人开发，至1964年为冷采开发阶段，采出程度仅为6％。1964～1971年开始了注蒸汽试验。目前全面蒸汽驱开发 少数井蒸汽吞吐。油田共有油井5800口，注蒸汽井1600口，日注蒸汽32万桶5.1104t，日产油10万桶1.59104t，日产水80万桶12.72104t。