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

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 年内我国必需依靠科技进步，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，开发过程中奢侈严峻。我国陆上油田采纳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剧烈。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”的开发冲突突出，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，假如世界上全部油田的采收率提高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。国内外状况 tIV{uVM[|D .C5uW5-R rWHYhD ,fTC}s4 _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、剩余油分布越来越困难，非均质性更严峻，给油田稳产和调整挖潜带来的难度越来越大。目前我国东部很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探讨的基础上，除实行强化采油措施外，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始终是国外油气开采领域的探讨重点，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 VrO
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变更注水量、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起先工业应用，俄罗斯对于相关应用基础的探讨居世界领先地位。我国对该技术已有小规模的现场试验和有限的机理探讨，在技术上和应用规模上与国外有较大差距。我国成功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 ]WG\ 直至目前，钻加密井、调整注采结构仍旧是国外高含水期油田开采剩余油、改善水驱效果的主导技术。其发展趋势是基于油藏精细描述，实现加密井的优化布置加密调整井网的对象，一是断块面积小，井距过大，连通状况差的油藏；二是开发对象转移到Ⅱ、Ⅲ类油层，物性差、须要缩小井距的油藏；三是原井网井距偏大，不利于储量动用的油藏。 W np[8IEU KyDd i 水平井技术1.5～2.0倍，而水平井的产量和单井增加可采储量可达直井的4～8倍。除可显著提高油田产量外，水平井还可有效地提高油田采收率。如美国 Elk-Hills 26R油藏从19881995年共钻14口水平井，获得良好经济效益（扣除成本，这些井在寿命期间获纯收入2.37亿美元），成功地限制了储量递减，并使该油藏最大可采储量提高18.7％。在我国的大庆和长庆油田的一些低渗透砂岩油藏中已经起先了水平井的试验，结果表明，水平井加上压裂改造，可以取得比直井更好的开发效果。 qPUACuF 1.3 Bd;EIJ
T Rdi]]Bv 在提高高含水油田采收率方面我国今后须要进一步发展的技术有侧钻水平井、困难结构井技术、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\- 2 低渗透油田开发技术 ;8kKR 通常认为油层平均渗透率K 10～5010-3μm2的油藏为一般低渗透油田；K1～1010-3μm2的油藏为特低渗透油田；K0.110 - 3μm2 的油藏为超低渗油田。Low permeability reservoir，Low permeability pool资源特别丰富，分布范围特别广泛，在美国、俄罗斯和加拿大等都有广泛的分布。随着时间的延长，小而困难的低渗透油田的比例越来越大。例如，俄罗斯近几年来在西西伯利亚地区新发觉的低渗透、薄层等低效储量已占探明储量的50％以上。 fKG 6 eUgKwu; 目前世界上低渗透油田 eSMno_Gt3 *_Pkb
.3R 在我国，低渗透油气田广泛分布在全国的各个油气区，探明储量为63亿t，约占探明总储量的28％。近5年探明储量中低渗透油储量的比重已增至50％～60％，剩余石油资源中低渗透油田储量也占到 76.5％，其中松辽、鄂尔多斯、柴达木、准噶尔四大盆地低渗透储量比例均在85％以上。在低渗透油气资源中，探明储量大于2亿t的油区有大庆、吉林、辽河、大港、新疆、长庆、吐哈、成功、中原等9个油区。低渗透油田最基本的特点就是流体渗透实力差、产能低，通常须要进行油藏改造才能维持正常生产。如何经济高效开发低渗透油藏是当前世界油田开发中的一个难题。国内外状况 {-tRm xFp9Hj{ 2.1 vDcm
g JdN 单项采油技术方面，我国和国外相比，各有优劣。其中在油藏精细描述、富集区