大庆油田特高含水期开发技术的进步与展望

发布时间：2019-09-23 17:04所属平台：学报论文发表咨询网浏览： 次

摘要：全面回顾了大庆油田特高含水期开发技术的创新发展历程，系统总结了特高含水期储层精细描述、剩余油精细描述、长垣水驱开发调整、长垣外围油田开发、复杂断块油藏开发、聚合物驱、三元复合驱和难采储量有效动用等油田开发技术。 在客观分析大庆油田振兴

　　摘要：全面回顾了大庆油田特高含水期开发技术的创新发展历程，系统总结了特高含水期储层精细描述、剩余油精细描述、长垣水驱开发调整、长垣外围油田开发、复杂断块油藏开发、聚合物驱、三元复合驱和难采储量有效动用等油田开发技术。

　　在客观分析大庆油田振兴发展需求和特高含水后期面临矛盾问题的基础上，紧密结合油田开发技术现状，指明了油田开发核心技术主攻方向。围绕探索建立新一代提高采收率核心技术体系，对特高含水后期油气开发战略、油藏精细描述、长垣水驱精准开发、大幅度提高采收率和外围油田开发调整等技术的未来发展进行了展望。

　　关键词：大庆油田;特高含水期;开发技术;进步;展望

　　0引言

　　大庆油田为大型陆相多层非均质砂岩油田，1960年投入开发。油田发现60年来，以高水平、高效益开发为目标，以揭示并解决层间、层内、平面三大矛盾为核心，通过不断探索实践，形成了具有特色的以分层开采、加密调整、稳油控水、聚合物驱和低渗透油田开发为主要内容的开发理论和配套技术，为油田年产5000×104t以上持续高产稳产27年提供了技术支撑。2004年，油田进入特高含水开发阶段，油田开发面临的矛盾和问题更加尖锐复杂，油田开发难度也越来越大。

　　通过深化油藏研究，把握开发规律，坚持技术创新，形成了以水驱控水提效、聚驱提质提效、复合驱降本增效、难采储量有效动用为核心的特高含水油田开发技术系列，实现了年产油4000×104t以上持续稳产12年，到目前一直保持年产油气当量4000×104t以上。

　　1特高含水期开发技术进步

　　针对特高含水期储采失衡严重、剩余油高度分散、液油比急剧上升、挖潜难度加大等矛盾和问题，以控含水、控递减、大幅度提高采收率和提高难采储量动用程度为目标，创新发展了以水驱“四个精细”(精细油藏描述、精细注采系统调整、精细注采结构调整及精细生产管理)，化学驱“四最”(最小尺度的个性化设计、最及时有效的跟踪调整、最大限度的提高采收率、最佳的经济效果)为核心的特高含水油田开发技术系列，长垣主体油田采收率由2004年的46%提高到2018年的52%，三次采油年产量连续14年保持在1000×104t以上，外围油田年产量由420×104t上升到600×104t以上，继续保持了油田的高水平开发。

　　1.1储层精细描述技术

　　大庆油田自主创新发展的小层旋回对比、细分沉积微相、表外储层和细分单砂层等储层精细描述技术，以井点测井资料为基础。油田进入特高含水期以后，原有技术难以满足精细挖潜需要，为此围绕井间和断层边部挖潜，创新发展了以井震结合为核心的构造、储层精细描述技术，实现了储层精细描述技术的升级换代。

　　一是创新了以井断点引导的全三维断层精细识别与整体构造建模技术[1⁃2]，解决了大区域、多油层、多级序断层识别与同步建模的技术难题，首次建立了长垣2567.7km2、62596口井约束的油层组级整体构造模型，使断距3m以上的断点组合率由78.5%提高到95%以上。

　　二是以地震岩石物理分析为基础、以地震沉积学理论和沉积模式为指导，突破常规分辨地层厚度1/4地震波长的限制，创新了井震结合的井间砂体精细描述技术，解决了井间砂体接触关系、连通状况和连通质量的准确判别、井与河道边界距离的量化描述、井间窄小河道砂体的有效识别等问题，实现了喇、萨、杏油田918km2、71461口井约束的萨二组单元级沉积微相精细刻画[3]。

　　三是创新了地震反演约束储层三维表征[4]与厚油层内部构型表征技术，实现了辫状河与曲流河沉积储层5—3级构型模式的定量表征。使老油田精细地质描述由平面到三维、井点到井间、层间到层内，并向数字化、小尺度方向迈进。

　　实现了各级序断层空间展布的精准表征，研究成果已经在长垣油田全面推广，指导在断层边部部署高效井440口，投产初期平均单井日产油量8.2t，综合含水率77.7%，增加可采储量383.1×104t，建成产能10×104t/a;指导各类措施调整井3068口，为特高含水老油田个性化精细调整挖潜提供了有效的地质基础。

　　1.2剩余油精细描述技术

　　进入特高含水开发期，油田整体表现为井井高含水、层层高含水，剩余油分布高度零散，识别难度极大[5]。油田整体采出程度只有40.6%，仍有一半以上的剩余储量残留在地下。准确描述特高含水开发期宏观剩余油的分布部位、微观剩余油的赋存状态，并实现定量描述，是决定开发调整方向和开发效果的关键。

　　一是创新了千万节点油藏数值模拟技术。采用两步预处理方法重新构建了高效求解器，提出了新解耦矩阵，提高了对强非均质储层的适应性;采用新迭代求解方法，消除了饱和度的高频误差，模拟器求解效率得到明显提升[6]，实现了由百万节点向千万节点模拟的跨越。自主模拟器性能稳定，运算结果和速度与成熟商业软件相近，达到国际先进水平。

　　已在4个工业区块应用，网格节点规模超过1500万个节点，极大提高了剩余油描述精度。二是发展了小层剩余油动态定量评价技术。综合利用渗流理论、专家经验、生产动态数据和监测资料，发展了基于非均质储层两相渗流阻力的小层剩余油动态评价技术[7]，实现了由半定量到定量的跨越。完成了喇、萨、杏油田116个区块，长垣外围葡萄花油层32个区块单层剩余油的定量评价，满足了区块、单井、单层开发调整的需求。

　　三是发展了微观剩余油定量评价技术。在20世纪80年代荧光分析和90年代平板玻璃刻蚀技术的基础上，发展了冷冻薄片激光共聚焦微观剩余油表征技术，将微观剩余油按成因划分为孔喉差异型和颗粒吸附型两大类，束缚态、半束缚态和自由态3种形态，并进一步细分为团簇状、充填状、漂浮状、孤岛状、角隅状、吼道状、薄膜状、粒内状、粒表状、细缝状10种类型，实现了自动量化评价，使微观孔隙结构、剩余油赋存状态和启动机制研究进一步深入，为深化三次采油机理认识和新型驱油剂研制提供了可靠的理论依据。

　　1.3长垣油田水驱开发调整技术

　　油田经历层系井网调整、稳油控水以后，大规模的调整措施已经实施完毕，结构调整余地变小、井网加密潜力有限、措施效果变差、产量递减加快，剩余潜力的判别和挖潜难度越来越大，水驱开发调整必须向精细化方向发展。

　　一是以“四个精细”为核心的水驱挖潜技术。辩证地提出“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)，确立了“四个精细”挖潜思路。

　　发展完善以井震结合为主要手段的多学科油藏精细描述技术，实现了更小尺度构造、储层及剩余油的定量表征;创新形成基于有效控制理论的单砂体注采关系定量评价方法，实现区块、井网、单井、单层“四个层次”的注采关系精细评价及科学调整，促使水驱控制程度提高到90%以上;优化量化注水井层段细分和分类油层措施选井选层界限标准，实现油层动用厚度比例提高到80%以上。

　　2010年开辟了6个精细挖潜示范区，在综合含水率93%、不钻新井情况下，实现连续5年产量不降、含水不升。示范区的成功实践，引领了长垣油田水驱整体精细挖潜，自然递减率由“十一五”的8%控制到“十二五”的7%以下，增加可采储量1100×104t。

　　1.4长垣外围油田开发技术

　　长垣外围油田是大庆油田的重要组成部分，先后经历了开发试验、快速上产、持续上产和稳产4个开发阶段，开发对象逐步由中渗透低丰度的萨、葡油层向特低渗致密的扶、杨油层转变，通过攻关实践，探索形成了适合低—特低渗透油田的有效开发技术[10⁃11]，实现了年产量连续12年在500×104t以上。

　　1.5复杂断块油藏开发技术

　　海塔油田是大庆油田产量的重要接替领域。针对断块油藏多物源、短流程、断块破碎、油水关系复杂等特点，创新形成了适合断块油藏的有效开发技术，支撑了海塔油田快速上产。

　　1.6聚合物驱油技术

　　随着聚驱规模的不断扩大，开采对象由一类油层转向开采难度更大的二类油层，注入参数匹配难、受效不均衡。污水稀释导致聚合物用量大幅度增加，原有技术无法完全满足开发需要，技术经济指标下滑。因此，以“最小尺度个性化设计、最及时有效跟踪调整、最大限度提高采收率、最佳经济效果”为目标，研究了以“注入参数与储层物性匹配理论”为核心的聚驱精细高效开发配套技术。

　　1.7三元复合驱提高采收率技术

　　为更大幅度提高采收率，研究了以“自主研发高效驱油体系”为核心的复合驱油技术，实验室和现场试验结果表明，提高采收率18个百分点以上，2014年开始工业化推广应用，连续3年年产油量超400×104t。

　　1.8难采储量有效动用技术

　　针对难采储量分布零散、油水关系复杂、丰度低、流度低、难以有效动用等问题，创新了难采储量精细识别及动用技术，建立了规模动用开发模式。“十二五”以来，累计动用难采储量4.13×108t，年均建成产能60×104t以上。

　　1.9油田开发规划编制技术

　　油田进入特高含水阶段以来，不同类型油藏、不同驱替方式并存，影响产量变化因素日趋复杂化、多元化且相互叠加。为确保规划方案的科学性、前瞻性和可操作性，创新发展了开发规律预测、规划优化、储量评价及经济评价等规划主体技术，充分发挥了油田决策参谋作用。

　　2特高含水后期开发技术展望

　　特高含水后期大庆油田面临的问题主要有3个方面：一是资源问题，大庆油田经过长期高速高效开发，后备优质资源接替不足，储采失衡日趋严重，剩余可采储量越来越少;二是主力油田开发进入后油藏阶段，综合含水上升，开采对象品位变差，控制产量递减的压力越来越大;三是特高含水后期开发理论和技术要进一步创新完善。上述问题，都需要通过技术创新来解决。因此，必须要锁定主攻方向，加强制约油田发展瓶颈技术攻关，尽快形成特高含水后期新一代提高采收率核心技术系列，支撑大庆油田振兴发展。

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