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重视技术创新提高水驱老油田开发效益
来源:未知|作者:admin
发布时间:2017-07-25 23:06
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  如何更有效地提高水驱宏观波及,是大幅提高注水开发老油田开发效益的关键。分层注水应“注水同测试”,不必过于强调完成配注量,频繁调整水嘴,加大测试成本,而应该侧重准确记录注入每个小层的水量和压力变化历史,为实现更高层次油藏管理打下数据基础。

  根据公司性质和资源状况,不同石油公司在不同阶段采取的战略是不同的。作为国家石油公司,中国石油集团除了加大勘探,加快非常规开发以外,重点在老油田开展了二次开发,取得了很好的效果,使许多开发几十年的老油田重新焕发青春,取得了显著的经济效益。这一战略的优势是明显的,一方面,充分发挥现有油田基础设施的作用,减少投资,增加利润;另一方面,稳定职工队伍,减少裁员,体现国家石油公司的社会责任。

  水驱开发的中高渗透老油田潜力仍然是巨大的。根据笔者多年的研究和总结,在油田大尺度和地层温压条件下,水洗油的微观效率比我们想象的更高。大量取芯证明,强水洗部位岩芯已经洗白,剩余油饱和度接近于零。这一事实同时反证,现在水驱开发的宏观有效波及比我们认为的要差很多。

  认识到差距就等于发现了潜力。要使注水开发老油田大幅度提高开发效益,如何更有效地提高水驱宏观波及是关键。现有的分层注水技术已经发展到第三代,可以实现多级分层,测调配注。但由于多层干扰及小层渗流阻力变化等导致小层水嘴后压力变化,造成注入该小层的水量与配水量不一致。尽管可以进行测试及调整水嘴,重新达到配注量,但往往很快又发生了“漂移”。几十年误差累加,会对多层注水开发油田的油藏管理造成严重问题和,形成“糊涂账”。笔者认为大数据战略非常好,但大数据首先要是真数据。具体到注水开发老油田,首先要知道注入各小层的水量,才谈得上开发分析和油田管理。

  基于以上认识,笔者于多年前提出了“Logging While Injection”(注水同测试)的,分层注水不必过于强调完成配注量(事明做不到),频繁调整水嘴,加大测试成本,而应该侧重准确记录注入每个小层的水量和压力变化历史,通过数据处理,即可得到各层的水驱流线场和剩余油分布。注水不仅是注水驱油,还可以是对地层的测试,每一次关井、开井造成的压力、流量变化,都可以是一次压力降落和压力恢复测试。但这需要创新研制出高性能、低成本流量计以及数据存取传输技术。

  勘探开发研究院成立了研究团队,和油田密切合作,经过几年研究攻关,形成了“分层注水全过程监测与自动控制技术”的分层注水技术。该技术有两套实现方案。一套方案是井下信号无线传输,另一套方案是由井下智能配水器、过电缆封隔器和细长管电缆组成。其中井下智能配水器是整套工艺的核心,包括井量计、油管和嘴后两压力传感器、电机传动总成、水嘴和控制电等。预置单芯钢管电缆用于实现地面与井下的双向实时通讯,同时为井下智能配水器供电,无需电池。所有测试、验封、调配过程均不需要测试车。

  截至目前,该技术在、、长庆等油田现场应用了50口井,实现了分层注水全过程监测和自动控制,封隔器在线验封,在线静压测试以及井下关井。不仅实现了各小层流量、压力变化历史的准确记录,为实现更高层次油藏管理打下数据基础,更能实现分层流量的自动控制,注水合格率长期合格。截至目前,最长一口注水井已经连续工作36个月,层段数7段,最大井斜50.4度,7段分层注水管柱一天内完成。正在大面积工业化推广应用。(作者刘玉章,为世界石油理事会规划委员会委员。此文根据作者在日前召开的第22届世界石油大会上的整理)

 
 
 
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