提高老油田采收率战略研究

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1、提高老油田采收率战略研究中国石油天然气集团公司咨询中心2013年5月提高老油田采收率战略研究是在2008年“高含水油田开发战略”研究的基础上展开的，2009年项目组围绕高含水老油田提高水驱采收率在油田地质、油藏工程、采油工程等方面探索方法，同时对稠油热采和化学驱进行调研。2010年重点对水驱采收率和潜力评价方法、二三结合现场试验、老油田二次开发试验、采油工程技术系列等方面进行了系统的分析研究，到玉门、辽河等油田现场调研并与油田开发部和研究院有关人员进行了充分的沟通和交流，针对老油田目前开发中存在的瓶颈技术问题和下步开发调整策略提出了具体的意见，同时调研了国外

2、有关老油田提高采收率的大量文献资料。前言2010年底，股份公司已开发油田272个，动用石油地质储量153.4亿吨，动用可采储量49.4亿吨，采收率32.22%；采出程度23.88%，年末综合含水已达到86.97%。股份公司各油区含水与可采储量采出程度关系图提纲一、提高采收率基础研究二、“二三结合”模式显著提高特高含水期开发效果三、老君庙油田二次开发展示了水驱开发具有广阔的前景四、高含水油田提高采收率采油工程技术五、国外高含水油田调研一、提高采收率基础研究1、高含水油田提高水驱采收率仍有较大的潜力喇萨杏油田2000年以来密闭取心井水洗程度数据喇萨杏油田2000

3、年以来密闭取心井资料表明未水洗、未见水层的厚度比例为32.34%，扩大未水洗段和未见水层的波及体积仍有一定的潜力中、弱水洗段的驱油效率平均只有43.3%和29.79%，厚度比例达到54.56%一、提高采收率基础研究2、主力油层全部见水，剩余油主要分布在主力层内喇萨杏油田各类油层中剩余地质储量的分布喇萨杏油田1m以上油层控制了74.4%的剩余地质储量其中大于2米的油层控制了45.7%的剩余地质储量一、提高采收率基础研究3、加强中弱水洗段水洗程度，提高驱油效率大庆不同岩样驱油效率与注水倍数关系图大庆高注水倍数的水驱油实验表明：随着注水倍数的增加，驱油效率是增加的

4、。一、提高采收率基础研究4、建立层内建筑结构模式，为挖掘厚油层潜力打下基础①②③④⑤——结构单元级序界面曲流河砂体内部建筑结构概念模型①②③④⑤——结构单元级序界面辫状河砂体内部建筑结构概念模型通过大量现代沉积、露头调查及油田实例的解剖，建立完善了曲流河、辫状河砂体两类主要河流砂体的建筑结构沉积模式，划分了各层次的结构单元，特别是注重了层内不连续的薄层泥质夹层的分布。一、提高采收率基础研究5、高度重视水驱油效率大庆北2-6-检512井相渗平均含水饱和度计算的水驱油效率变化曲线随着含水的增加，水驱油效率总体增加；当平均含水达到80%以后，水驱油效率开始明显增加

5、，当含水超过90%以后，水驱油效率增加速度增大含水98%以后，原油的采出主要靠水洗程度的增加来提高驱替系数二、“二三结合”模式显著提高特高含水期开发效果1、有效提高水驱采油速度，减缓含水上升喇嘛甸油田试验区新老井综合含水分布图喇嘛甸油田试验区新老井采油速度分布图二、“二三结合”模式显著提高特高含水期开发效果2、有效减少无效循环的产水量和注水量项目井数（口）产液（t/d）产油（t/d）含水（%）“二三结合”试验区12326.14.084.5同期注聚区块萨Ⅲ4-10油层全射21560.03.095.0差值-34.91.0-10.5喇嘛甸油田试验区与同期注聚区块初

6、期产能对比表喇嘛甸油田试验区与同期注聚区块初期产能对比，平均单井日产液下降35吨，日产油增加1吨，含水下降10.5%个百分点二、“二三结合”模式显著提高特高含水期开发效果3、“二三结合”开发模式水驱采收率提高5-6个百分点喇嘛甸油田水驱采收率预测图喇嘛甸油田试验区水驱采收率从39.12%提高到44.22%北一区断东试验区水驱采收率从40.53%提高到47.0%二、“二三结合”模式显著提高特高含水期开发效果4、试验区有较好的经济效益喇嘛甸试验区：累积生产原油27.82×104t，销售收入10.93×108元累积生产伴生气0.11×104m3，销售收入0.21×

7、108元投入产出比1:5.6将试验区与油田水驱区块对比，试验区单位成本687.3元，较水驱区块低13.3%，利润3021.1元/吨，较水驱区块高13.5%。北—断东试验区二三结合：全过程按7年预算，累积生产原油48.3×104t，投入产出比1:7.7二、“二三结合”模式显著提高特高含水期开发效果5、形成了可供推广的配套技术研究油层内部结构界面、划分流动单元技术剩余油分布精细描述技术优化“二三结合”井网部署技术选择性射孔技术特高含水期综合调整技术三、老君庙油田二次开发展示了水驱开发具有广阔的前景老君庙油田M油藏顶部区二次开发效果对比曲线与2007年底相比，顶部

8、区产油量由105t/d上升至143.5t/d，上升3