海域典型油气田增产措施技术研究 项目技术标书.docx

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海域典型油气田增产措施技术研究项目技术标书

《海域典型油气田增产措施技术研究》

项目技术标书

一项目背景

1．项目研究的目的、意义及必要性

海域现有31个油田（含LF22-1）、7个气田。

多数油田含油井段长，油藏层数多；层状或块状边底水油藏占绝大部分。

地层天然能量充足，仅在局部短期试注。

大多数砂层发育稳定，含油层段砂岩百分含量达31-42%。

储层发育以三角洲体系碎屑岩沉积，沉积微相以分流河道、河口坝和远砂坝为主；储层岩性主要为中--粗粒长石石英砂岩，个别为礁灰岩；储层孔隙发育，以粒间孔为主，个别油田裂缝发育；总体上储层物性好，属于中高孔隙度、中高渗透率储层；部分油田为致密砂岩储层，孔渗物性较差，埋藏较深，属低渗透储层。

目前油田重质油油藏46个，占总油藏数17.3%；储量比重大，储量2.96亿方，占东部油田动用储量的38.5%。

重质油在HZ25-3；XJ30-2；PY4-2；PY5-1；PY10-2；LH11-1和LH4-1油田有分布。

目前油田综合含水91.9％，累积产油2.46亿方，采出程度31.4%；部分低渗储层如陆丰油田群低渗储层，由于储层条件和工艺技术制约，单井产量低，生产成本高，采出程度较中高渗储层油田明显偏低。

油田随着开发的不断深入，部分油田问题突出，导致油井的产量压力较大。

近年来，油田实施了多井次的增产措施作业，取得了较好的效果，为油田的增产稳产做出了一定贡献。

然而油田未正式开展过整体的增产措施技术研究，一般都是针对单井开展尝试性的工作，虽然多数井措施效果较好，但也有个别井油藏认识不清，导致措施效果不理想。

为解决典型油田存在的问题，科学选择合适的增产措施技术，形成适合各自油田的综合措施治理方案，特针对以下两个问题突出且对措施技术需求较为迫切的典型油田开展研究。

1、恩平18-1疏松砂岩稠油油田开发工艺研究；

2、流花11-1礁灰岩油田堵水增油工艺研究。

1、恩平18-1疏松砂岩稠油油田开发增产工艺研究；

恩平18-1油田位于中国南海珠江口盆地北部坳陷带西南缘恩平凹陷南部隆起断裂带，距香港西南约200km，所在海域水深约90～95m。

该油田为2016年新投产的疏松砂岩稠油油田，主要油层位于韩江组，油层埋深-1101.7～-1407.1m，储层岩性主要为长石石英砂岩，以细砂岩为主，砂岩成份主要为石英（平均占76.1%），胶结类型以孔隙式胶结为主。

主要油层属于中孔隙度、中～高渗透率储集层，主要油层的测井解释孔隙23.7～33.7%，渗透率130.3～1243.1mD。

原油性质较差，为高密度、高粘度和低含硫的重质稠油。

该油田投产后，大部分油井产能无法满足ODP设计要求，为了实现该油田的正常开发生产，急需对该油田开发方式进行研究。

经过前期综合分析判断，目前该油田主要存在三类问题进行生产性科研研究。

（1）完井防砂：

恩平18-1油田为疏松砂岩储层，目前完井方式主要以简易防砂和ICD控水筛管为主，设计主要基于勘探期钻井资料，由于开发阶段钻遇储层物性较勘探期差异较大，需要重新评估。

恩平18-1油田从取芯和储层物性等资料判断，储层胶结疏松，在DST2、DST3测试以及单井投产时，均发现储层有出砂迹象，且油藏为稠油油藏。

目前恩平18-1油田完井方式主要以简易防砂和ICD控水筛管为主，目前恩平18-1油田钻后泥质含量与前期探井分析数据存在较大差异，未来补充开发井及修井，防砂方案需要重新评估，优化完井防砂方案，以满足补充开发井需要及后期油藏增加生产压差的需求。

表1恩平18-1油田探井DST测试出砂情况

测试层号

开发层位

生产压差MPa

产液量

含水率

含砂量

DST2

HJ2-21

2.5

32.2

0

0.5%

3.465

55.7

0

DST3

HJ2-15/16

1.693

48.9

20%

微量

HJ2-17

1.885

53

20%

微量

表2恩平18-1油田各井实际生产生产压差与配产设计对比

井号

泵挂深度

油层垂深

液体密度

液柱压力

原始地

层压力

泵入口

压力

实际生

产压差

配产设计

生产压差

A01井

885

1426

949.438

5.034

13.975

4.520

3.32

2.56

A02井

1017

1410

949.067

3.655

13.818

5.540

3.77

1.04

A06井

909

1408

949.650

4.644

13.798

5.390

3.59

1.07

（2）地层问题：

恩平18-1油田储层能量不足，地层压力下降快

以恩平18-1油田主力油藏HJ2-21为例，A2H、A3H、A6H井投产后产量下降快，实际产量远小于ODP配产产量，增大生产压差后，提液困难且产量呈下降趋势，供液存在问题。

表3恩平18-1油田生产数据

依据SYT6167-1995油藏天然能量评价方法，主力层HJ2-21层每采出1%的地质储量，整体地层压力下降0.8638MPa，具有一定的天然能量，属于地层能量不足的油藏；高部位的A3H井钻遇夹层，压力下降大于2MPa，局部地层能量弱。

油藏能量补充不足是油田增产面临最大问题，油藏部门计划做注水方案，本次科研紧跟油藏注水方案研究，开展油藏注水配套工艺方案。

（3）电加热改善流体流动性需进一步评价：

恩平18-1油田采用电泵生产，原油粘度高，流动性差，目前提出电加热方案改善流体流动性及增产效果需要进一步评估。

以恩平18-1油田A1井为例，泵挂深度885m，距离储层段接近800m，泵挂较浅，目前井口压力和井口温度均相对偏低，通过软件预测，加深泵挂情况下，产液量可大幅度提升。

目前提出电加热方案，但该方案改善流体流动性效果多好，增效效果多大，需要进一步评估。

表4恩平18-1油田地面原油物性

油层

密度g/cm3

粘度mPa.s

含硫

含蜡

胶质

沥青质

凝固点

15℃

20℃

50℃

80℃

HJ2-15~

HJ2-17

0.957

0.954

411.5

83.32

0.18

-

-

-

0℃

HJ2-21

0.953

0.950

339.7

73.21

0.18

-

-

-

0℃

0.952

0.948

334.0

74.11

0.18

-

-

-

0℃

HJ2-11

0.959

0.956

-

-

0.19

-

-

-

0℃

HJ2-15

0.956

0.953

-

-

0.18

-

-

-

-10℃

HJ2-17

0.957

0.953

-

-

0.18

-

-

-

0℃

HJ2-23

0.956

0.953

364.4

79.32

0.19

2.23

12.71

5.58

-8℃

表5恩平18-1油田举升参数

井号

生产方式

井口温度

（℃）

泵入口温度

（℃）

井口压力

（MPa）

日产液

（m³）

油层温度

（℃）

A1

ESP

49

69

0.7

86.5

76

A2

ESP

50

71

0.69

70.3

76

A3

ESP

47

65

0.7

38.2

76

针对恩平18-1油田开发过程中面临的问题，对油田的高效开发生产具有重要意义，从恩平18-1油田油藏特征入手，以问题为导向，通过研究，解决恩平18-1油田突出问题，有利于增产增效。

2、流花11-1礁灰岩油田堵水控水工艺研究

流花油田是珠江口盆地最大的生物礁灰岩油藏。

礁灰岩作为一种特殊类型的储层，油藏地质情况十分复杂，岩石结构及成因特征多种多样，非均质性强，断层、裂缝发育。

储集空间主要以溶洞、溶孔和裂隙为主，孔喉配合度低，连通性差。

开发难度大，导致油田生产效果长期不理想。

随着油田开发进入中后期阶段，流花油田水平井的含水率普遍较高，低产低效井的比例逐步增加。

考虑到油田的采出程度仍很低，进一步加密井网的余地较小，且相当规模的储量将难以在油田设计的开发寿命期内采出。

因此寻求高效经济的增产措施对流花油田显得十分迫切。

目前流花油田主要存在如下问题：

（1）油藏精细描述难度大，礁灰岩储层渗流机理复杂，剩余油潜力区难以预判

流花油田为大型生物礁滩稠油油田，地层原油粘度46.5~129.8mPa.s，背斜构造呈西高东低的趋势，目前整体采收程度较低。

油田内部断层、裂缝、溶洞发育，目前裂缝预测手段单一且精度低，裂缝分布认识严重不足。

由于储层非均质性强，油水粘度比大，相对低渗层在平面分布上存在不连续性，导致不同开发区水淹程度差异大，油田整体采出程度较低，剩余油分布复杂，井网完善调整难度大。

（2）油田特高含水井比例大，采油速度、采出程度较低

随着流花油田开发的不断深入，尤其是进入油田开发中后期，由于裂缝型油藏非均质强，油水粘度比大以及底水锥进等因素，流花油田出现了含水上升快，产油量递减大等问题，目前，油田共有油井29口，其中16口井含水超过95%。

油田

含水分级

井数

井号

LH11-1

油田

中低含水

＜40%

1

A02H3

中高含水

60-80%

2

C03ST2、C05T21、

高含水

80-95%

3

A01ST4、D03T04、D05ERW2

特高含水

＞95%

15

A05T09、A06ST2、B01T06、B02T03、B03ERW4、B04ST1、B05ST1、C01ERW5、C04T16、C06T23、C07ST2、D01T02、D02T05、D04ST3、D06T15

小计

21

LH4-1

油田

中低含水

＜40%

0

/

中高含水

60-80%

0

/

高含水

80-95%

7

A1h、A3h、A4h、A5h、A6h、A7h、A8m

特高含水

＞95%

1

A2h

小计

/　

8

　/

（3）平台生产设施受限

平台生产设施逐步老化、液处理能力瓶颈，井槽数有限；LH4-1油田产出液通过一条混输管道输至LH11-1油田管汇，然后与LH11-1油田（包括ABCD四个系列）产出液通过生产海管混输至FPSO。

目前油轮液处理能力接近上限，多数井提液困难，产液结构有待调整。

（4）增产措施技术手段单一，高含水期挖潜有限

油田高含水期尝试采用化学堵水、ICD控水、酸化、MRC储层改造等增产技术，其中化学堵水、酸化效果欠佳；ICD控水效果不明显；MRC储层改造增一定的液、油，因试验井受井区沉积微相、储层物性、地层能量、剩余油分布等多种因素影响导致效果不明显。

以流花油田高含水井为攻关目标，重点解决目前裂缝型礁灰岩油藏在开发生产过程中存在的系列难题，对油田的高效开发生产具有重要意义。

结合裂缝型油藏实际情况，认为目前流花油田堵水技术亟需解决以下问题：

一是要分析流花礁灰岩油藏特征及开发动态，明确裂缝型油藏特征、高含水原因及堵水潜力评价；二是统计、分析历次堵水增油措施，找出效果不理想的原因，为后续针对性开展堵水增油工艺适应性评价提供依据；三是以上述研究为前提，对症下药，探索礁灰岩油田高含水井增产措施新工艺新技术，开展相关配套工艺技术适应性研究；四是要在上述研究成果基础上，针对目标井，开展增产措施工艺方案设计与优化研究，最终形成一套适合流花11-1礁灰岩油田的堵水方式，解决目标油田开发生产难题。

2.主要目标

针对恩平18-1油田和流花11-1油田存在的主要问题，在广泛技术调研成果基础上，结合油田地质油藏特征，开发生产动态，开展针对性的研究，解决该类油田开发生产中的难题，形成适油田的增产措施技术，增产增效，为油田带来较大经济效益，同时也为类似油田的开发生产提供借鉴和指导。

3．预期研究内容

（1）基于恩平18-1油田勘探期与开发阶段储层物性差异的完井防砂工艺重评估研究；

（2）恩平18-1油田注水配套工艺研究；

（3）恩平18-1油田电加热工艺改善地层井筒流体流动性及增产效果评价研究；

（4）流花11-1油田历次堵水控水增油措施分析；

（5）流花11-1油田堵水控水增油工艺技术适应性研究。

4.考核指标

（1）推荐的防砂方案满足恩平18-1油田油藏增产稳产需求，根据成果，甲方自行实施1-2口井，应用后防砂有效期0.5～1年；

（2）注水开发工艺方案能够满足油藏需求，工艺技术至少应用1口井，考核注水有效期在3～6个月；

（3）至少提交1口井AICD控水技术工艺方案及1口井的封隔体控水改进技术工艺方案，根据成果，现场实施应用后产油量增加达到油藏增产预期，具有较好经济性；

（4）联合发表论文2篇。

5.提交成果

（1）提交恩平18-1油田防砂方案及配套的增产工艺技术研究成果报告；

（2）提交适合恩平18-1油田开发的注水配套工艺技术成果报告；

（3）提交恩平18-1油田电加热工艺改善流体流动性及增产效果评估成果报告；

（4）形成一套适合流花油田AICD控水设计选井、工艺技术方案；

（5）形成适合流花11-1油田一套封隔体控水选井、工艺改进技术方案。

二研究方案及工作计划

1．研究方案

课题

（一）：

恩平18-1疏松砂岩稠油油田开发增产工艺研究

（1）基于恩平18-1油田勘探期与开发期钻遇储层物性差异的完井防砂工艺重评估研究

首先，对恩平18－1疏松砂岩稠油油田进行油藏特征分析及同类油藏开发现状进行调研。

在前期研究成果的基础上，结合恩平18-1油田实际完井方式，对不同完井方式、防砂效果和产能动态变化进行对比分析。

其次，结合油田生产实际存在的问题，以实验手段对防砂工艺重新评估，优化完井防砂方案，开展防砂方式优选评价相关模拟实验。

主要包括：

筛管抗堵塞研究、砾石尺寸与模拟地层砂的挡砂效果评价实验、筛管挡砂精度与模拟地层砂匹配性实验、不同类型筛管与模拟地层砂防砂适应性评价实验、ICD控水筛管与模拟地层砂挡砂效果评价实验，优选出适合恩平18-1疏松砂岩稠油油田开发的防砂方式，最终推荐新增开发井完井防砂工艺方案。

（2）恩平18-1油田注水配套工艺研究

通过该项目的开展，对目标油田地质特征进行描述，分析油田开发现状及开发特征，结合平台现有条件研究目标油藏通过自流/助流注水工艺补充地层能量的可行性。

通过能量补充技术的研究完善注采井网，通过设计适宜的自流注水、助流注水工艺方案合理补充地层能量，达到减缓压降，提高油井产量的目的，进一步提高油藏的采出程度。

通过井下数据监测及调控工艺设计合理监测调节井下注水量，完成注水效果评价，实现精细化注水，并为油田油藏动态开发提供数据支持。

通过能量补充技术研究对类似油气田的开发调整具有重要的现实指导意义。

（3）恩平18-1油田电加热工艺改善地层井筒流体流动性及增产效果评价研究

通过调研井筒热措施工艺技术发展现状，建立井筒电加热改善井筒流体流动性理论模型，主要包括泵上、泵下电加热单一增产工艺和隔热油管+井下电加热复合增产工艺井筒温度场预测模型，进一步对比分析电加热工艺前后井筒流体流动性的改善情况同时开展井下电加热增产效果预测与评价，主要包括单一电加热增产工艺和隔热油管+电加热复合增产工艺产能预测与增产效果评价。

课题

（二）：

流花11-1礁灰岩油田堵水控水增油工艺研究

（1）AICD控水技术适应性研究

本项目拟采用的研究方法主要分为两部分，其中堵水增油措施分析为一部分，控水技术调研及评价为一部分。

堵水增油措施分析方面，通过收集流花11-1油田实施过ICD、化学堵水等堵水增油措施的井次相关资料，进行堵水增油措施效果分析，从而进行AICD目标选井技术研究；控水技术调研方面，通过调研分析礁灰岩特点及堵水难点，并结合对现有堵水增油工艺的工作原理、优缺点及适用性分析，明确历史作业井次控水效果不理想的原因，并针对流花油田开发特点，采用“理论研究+试验验证”的思路进行堵水增油技术优选和适应性研究，包括AICD控水工具研究、AICD控水工具试验、连续封隔体堵水技术研究及控水筛管改进技术研究等。

结合两方面的研究成果，最终形成一套适合LH11-1油田的AICD控水增油工艺技术，并针对流花11-1油田的1～2口目标井进行控水堵水工艺方案设计。

（2）连续封隔体堵水选井及工艺改进技术研究

分析油藏及生产情况，评价优选粘土稳定剂及酸化解堵剂，对地层进行预处理。

针对不同完井方式，确定井筒清洁及井身结构完善措施。

再对连续封隔体堵水控水技术的选井条件进行适应性分析，包括见水时间、含水上升速度、水源出处选井条件。

通过室内实验，对连续封隔体充填材料的物理性能及封隔性能指标进行检测评价。

分析现有ICD控水筛管存在的技术问题，从已有技术着手，对AICD+连续封隔体堵水控水工艺管柱进行改进，满足AICD+连续封隔体分段控水工艺技术要求，最终形成一套AICD分段控水配套技术。

技术路线如下：

（1）恩平18-1疏松砂岩稠油油田开发增产工艺研究

（2）流花11-1礁灰岩油田堵水控水增油工艺研究

项目详细研究方案如下：

课题

（一）：

恩平18-1疏松砂岩稠油油田开发增产工艺研究

1、基于恩平18-1油田勘探期与开发期钻遇储层物性差异的完井防砂工艺重评估研究

（1）恩平18-1油田防砂方案重评估分析

1）油藏特征分析及同类油藏开发现状调研

2）恩平18-1油田前期防砂效果评价

3）筛管抗堵塞性能评价实验研究

4）不同完井方式对比优选评价研究

通过防砂实验评价不同防砂筛管及防砂方式的防砂效果及适应性。

（2）新增开发井完井方案推荐及老井增产措施研究

2、恩平18-1油田注水配套工艺研究

（1）自流/助流注水工艺应用可行性研究

（2）水源配伍性研究

注水水质指标及水源配伍性研究

（3）井下注水流量监测及调节工艺研究

井下注水流量测调工艺管柱研究设计

3、恩平18-1油田电加热工艺改善地层井筒流体流动性及增产效果评价研究

（1）井筒热措施工艺流体流动性改善技术调研

（2）井下电加热改善井筒流体流动性研究

井下电加热工艺井筒流体温度场预测及井筒流体流动性分析

（3）井下电加热增产效果预测与评价

1）井下电加热增产工艺产能预测及增产效果评价

课题

（二）：

流花11-1礁灰岩油田堵水控水增油工艺研究

1、历次控水增油措施分析

2、流花11-1礁灰岩油田控水增油工艺技术适应性研究

（1）其它礁灰岩油藏增产措施技术评价

（2）堵水控水增油技术适应性研究

AICD控水技术、连续封隔体堵水在礁灰岩油田应用的适应性研究。

（3）适用于礁灰岩油田其它控水工艺技术研究

3、控水增油工艺方案设计

2.工作计划进度表

课题

（一）：

恩平18-1疏松砂岩稠油油田开发增产工艺研究

课题

（二）：

流花11-1礁灰岩油田堵水控水增油工艺研究