01解放思想创新理论攻关技术推动.docx
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01解放思想创新理论攻关技术推动
内部资料
注意保密
胜利油田2011年
开发技术座谈会发言材料
解放思想创新理论攻关技术
推动油田开发持续稳定发展
胜利油田分公司地质科学研究院
2011年2月
解放思想创新理论攻关技术
推动油田开发持续稳定发展
编写:
邴绍献肖武王滨颜子聂振霞
侯春华张孝天丁利张金铸元福卿
吕琦刘利韦涛张世明
初审:
李振泉杨勇
审核:
刘显太
胜利油田分公司地质科学研究院
2011年2月
目录
一、油田“十一五”开发规划执行情况0
二、油田“十一五”开发工作主要做法3
(一)解放思想,更新理念,引领油田持续稳定发展3
(二)深化理论,攻关技术,支撑油田持续稳定发展11
(三)优化论证,增加投入,保障油田持续稳定发展28
三、油田“十二五”开发面临的形势30
(一)陆上水驱32
(二)稠油油藏41
(三)化学驱油藏44
(四)海上46
(五)西部47
四、油田“十二五”开发目标及部署建议49
(一)指导思想49
(二)开发目标49
(三)部署建议49
一、油田“十一五”开发规划执行情况
在中石化股份公司“十一五”上游发展战略目标“东部硬稳定、西部快上产、天然气大发展”的指导下,胜利油田深入分析油田内外发展形势,深刻剖析油田开发潜力和阶段开发规律,充分论证油田发展的基础和条件,提出了“一稳、一控、一平衡”的硬稳定发展规划目标,即“一稳”:
胜利东部油区“十一五”年均产油量稳定在2700×104t以上;“一控”:
胜利东部稀油自然递减率阶段末控制在13.0%以内;“一平衡”:
胜利东部油区实现“十一五”阶段储采平衡,实现油田的持续稳定发展。
油田“十一五”规划目标圆满完成。
◆原油产量稳中有增,超规划完成硬稳定目标。
“十一五”以来,胜利油区东部原油产量在特高含水条件下稳中有增,从2005年的2693×104t增长到2010年的2729×104t,实现了东部“十一五”硬稳定。
年均产油2733×104t,比“十五”阶段超289×104t,比“十一五”规划超265×104t,扭转了自“九五”以来产量持续下降的局面,已连续十年实现了产油量稳中有增,为股份公司“东部硬稳定”目标的实现做出了重大贡献,创造了东部老油田特高含水期持续稳产的开发奇迹。
◆油田发展根基进一步夯实,自然递减得到有效控制
“十一五”期间,大力加强油田稳产基础,胜利东部稀油自然递减率持续下降,从2005年的13.9%下降到2010年的12.3%,是近十年来自然递减率最低的。
◆实现储采平衡有余,剩余可采储量保有量持续增长
“十一五”期间年均新增可采储量2880×104t,阶段储采平衡系数1.05,高于“十五”(2784×104t、1.04)和“九五”(2796×104t、1.01),是“九五”以来储采形势最好的开发阶段,已连续14年实现了储采平衡。
胜利东部剩余可采储量保有量持续增长,由“九五”末的26138×104t,增加到“十五”末的26677×104t,“十一五”末增长到27411×104t,比“十五”末增加了734×104t,油田可持续发展能力进一步增强。
从油田开发形势来看,“十一五”油区主要开发指标趋于好转,整体呈良好开发态势。
表现为:
阶段累油最高,“十一五”阶段累产油13803×104t,比“九五”增加了18×104t,比“十五”增加了429×104t。
阶段可采储量增加最多,“十一五”阶段增加可采储量15130×104t,比“九五”阶段多增加277×104t,比“十五”阶段多增加1211×104t。
阶段末东部稀油自然递减控制最低,“十一五”以来,通过优化新井措施工作量构成,阶段末自然递减控制在12.3%比“十五”末低1.6个百分点。
油水井利用率和注采对应率提高,分别由“九五”末的74.8%、83.8%提高到“十一五”末的82.0%和80.6%。
储量动用率不断提升。
由“九五”末的83.8%、“十五”末的86.0%提升到“十一五”末的87.7%。
“十五”以来,阶段老区提高采收率幅度增大,“十五”老区在“十五”期间阶段提高采收率1.62%,“十一五”老区在“十一五”期间阶段提高采收率1.70%,比“十五”提高了0.08个百分点。
阶段老区年均递减率减小,由“九五”的7.20%下降到“十一五”的3.52%。
与国内外油田对比,胜利油田在较高的剩余速度下保持了稳产。
在开发阶段、综合含水基本一致的条件下,与大庆油田、东德克萨斯油田对比,胜利油田产量保持稳中有升,剩余可采储量采油速度基本稳定在10.0%左右。
大庆油田产量自1999年以来呈持续下降趋势,年产油由1999年的5450×104t下降到2010年的4000×104t,综合含水已达92.1%;东德克萨斯油田产量呈大幅度的下降,由1979年的833×104t,下降到1990年的482×104t,综合含水已达91.3%。
与国内其它油田对比,胜利储量动用率和采收率保持较高水平。
截止到2010年底,胜利分公司东部(扣清河)累计探明地质储量48.71×108t,累计动用地质储量42.72×108t,储量动用率达到87.7%,其中动用储量采收率28.2%,尤其是胜利整装主力单元的采收率达到了40%。
胜利油田在复杂油藏条件下,储量动用率和采收率都保持了较高的水平。
二、油田“十一五”开发工作主要做法
“十一五”以来,油田围绕“东部硬稳定”目标,超前谋划、超前部署,全面实施“三大调整、两大接替”开发战略,以“强基础、抓四率、推进三个一体化”为开发工作主抓手,科学开发,精细开发,优化开发,大力培育新的产量接替阵地,实现油田可持续稳定发展。
(一)解放思想,更新理念,引领油田持续稳定发展
1、强化“大幅度提高采收率”理念,坚定发展信心
胜利油田整体进入“三高”阶段(综合含水90.5%、可采储量采出程度77%、剩余可采储量采油速度10%),但仍有71.1%的地质储量滞留地下,油田具有有效的发展潜力空间,“大幅度提高采收率”事关油田长期稳定发展。
在这种形势下,在油田开发过程中进一步强化了“大幅度提高采收率”理念。
(1)科学论证潜力,明确“大幅度提高采收率”目标
为了进一步明确目前开发阶段胜利油田“大幅度提高采收率”的远景潜力与目标,在2007年开展了提高采收率潜力大调查。
通过调查,明确了胜利油田2007年底不同开发方式、不同类型油藏提高采收率潜力。
2007年底油田动用地质储量39.72×108t,采收率28.9%,经深化潜力评价,预计可新钻井34294口,预计可增加可采储量5.45×108t,提高采收率13.7%,远景采收率达到42.6%。
其中水驱油藏动用地质储量22.83×108t,采收率27.8%,通过深化水驱油藏特高含水期开发潜力认识,发展完善调整技术,预计可新钻井25086口,预计可增加可采储量2.66×108t,提高采收率11.7%,远景采收率达到39.5%;稠油热采油藏动用地质储量4.76×108t,采收率17.2%,通过转变开发方式,攻关应用热采新技术,预计可新钻井2610口,可增加可采储量1.09×108t,提高采收率22.8%,远景采收率达到40.0%;化学驱油藏动用地质储量12.13×108t,采收率35.4%,通过发展不同化学驱油技术,预计可新钻井6598口,可增加可采储量1.7×108t,提高采收率14.0%,远景采收率达到49.5%。
胜利油田仍然具有大幅度提高采收率潜力空间,具备持续稳定发展的储量资源基础。
(2)转变开发思路,贯彻“大幅度提高采收率”理念
把“大幅度提高采收率”理念落实到开发全过程,做到“开发部署围绕采收率、投资成本支持采收率、生产运行保障采收率、考核评价依据采收率”。
新区部署突出“极致开发”。
一是强化层系井网部署,做到层系井网一步到位,新区平均单井控制地质储量由2005年的13×104t/口降低到2010年的9.5×104t/口,进一步提高了储量控制程度;二是发挥水平井技术优势,优先应用水平井,新区水平井占新井比例由2005年的3.0%增加到2010年的25.7%;三是优先采用提高采收率幅度大的开发方式,包括优先采用热采开发方式等,“十一五”新区中热采比例达到25.5%,而“九五”期间热采比例仅为8.7%。
通过以上工作,在新区储量品位变差的情况下,新区采收率基本保持稳定(19%)。
老区调整突出“整体性”。
一是以示范单元为引领,注重层系细分重组、水平井单层开发、矢量化井网调整等提高采收率幅度大的导向性方向,加强地质与工艺技术结合,实现油田开发工作与提高采收率的有机结合。
2009年以来将6个区块列为示范单元,覆盖地质储量5311×104t,预计实施后平均提高采收率8.0个百分点,采收率达到37.4%;二是工作量集中实施,治理一块,成功一块,到位一块。
老区调整单元单块储量越来越小,但单块钻井工作量加大,由2001年的单块8口井增加到目前的15口井,单块新增产能也由2001年的2.0×104t增加到2010年的4.0×104t,区块提高采收率幅度也不断增大,2010年区块提高采收率5.9%,比2001年提高了4.9个百分点。
(3)加大先导试验力度,打造“大幅度提高采收率”杀手锏技术
为了攻关大幅度提高采收率技术,探索提高采收率新途径,针对不同类型油藏,先后开展了15项先导试验研究。
其中,集团公司级重大先导试验4项:
孤岛中一区Ng3聚驱后井网调整非均相复合驱先导试验(挑战采收率60%);永安永3-1复杂断块油藏立体开发先导试验(挑战采收率50%);孤岛中二北Ng5稠油热化学蒸汽驱先导试验(挑战采收率50%);孤东七区西Ng63+4Ⅳ类油藏化学驱先导试验(挑战采收率50%)。
另外,分公司还组织开展了先导试验10余项,力争通过先导试验,集成配套形成大幅度提高采收率的技术系列。
“十一五”期间,老区采收率得到大幅提高,分公司“十五”老区(动用储32.5×108t,可采储量9.39×108t)采收率由2000年底的28.9%增加到2010年的32.3%,“十一五”期间年均提高采收率0.365%(含2008年以来的核减可采储量728×104t),比“十五”提高了0.04个百分点。
目前采收率大于40.0%的单元已有117个,覆盖地质储量8.36×108t,占“十五”老区动用储量的25.7%;大于50%的单元53个,覆盖地质储量3.9×108t,占“十五”老区动用储量的12.0%。
2、强化“一体化开发”理念,提高运行效率和开发质量
针对新区储量品位变差、老区开发系统老化、投资成本大幅度上升的形势,在开发部署上强化“一体化开发”理念,应对油田发展的不利形势。
一是新区产能建设强化“勘探开发工程一体化”。
区带勘探密切跟踪勘探新发现,开发提前介入,加强资料信息共享,优化产能部署,发挥储量规模优势,加快资源有效动用,“十一五”期间动用地质储量3.24×108t,建产能416×104t;滚动勘探采用“滚评建”一体化运作模式,发挥建产周期短、见效快的优势,扩大产能接替空间,“十一五”期间动用储量1.58×108t,建产能360×104t;未动用储量通过加强开发技术政策论证,合理优化井网井距,优选开发方式,强化油藏与工程技术结合,提高储量动用率,“十一五”期间动用“十五”末未开发储量1.59×108t。
通过不断强化新区工作,分公司储量动用率由2005年的86.0%提高到2010年的87.7%。
老168块是实施勘探、开发、工程一体化,加快产能建设步伐提高储量动用率的典型实例。
老168块位于滩海地区,水深2m左右,距海岸线2~4km,地质条件复杂,薄互层(单层平均厚度4.1m),砂体小(单砂体平均含油面积0.17km2),河道窄(仅有200-600m),油水关系复杂。
针对老168块的复杂地质特征、特殊