开发技术攻关

【开发技术攻关】 2004年，研究院开发系统广大科技人员以提高老油田采收率和外围油田动用率为目标，以推进10大现场试验为重点，大胆实践，勇于创新，油田开发水平迈上新台阶。主力油田采收率达到 50%以上，聚驱年产油量连续3年保持在1 000万吨以上，外围油田年上产能50万吨，年产油483万吨。
　　水驱开发。通过加强精细地质研究，加大厚油层内非均质性解剖与表征、三维精细地质建模的研究力度，建立了大中型复合河道砂体单一期次河道砂体的识别方法；以搞清砂体内部夹层分布为重点，将精细地质研究深入到油层内部，揭示了油层内部的地质特征，为控水挖潜提供了地质依据；完善单砂体注采关系评价技术，搞清区块、井网、单井及单砂体注采关系完善状况，明确了下一步挖潜的方向和目标；以相探地质建模、渗流特征描述、并行油藏数值模拟计算、动态分析和措施方案优化为主要内容的多学科油藏研究技术趋于成熟，实现剩余油描述的细化量化，优化了方案设计，调整措施已深入到单井单层，为油藏数字化建设提供了技术支持。全年设计调整方案14个，部署三次加密井4 074口，设计产能250万吨。含水上升得到有效控制，低于计划0.04个百分点。
　　聚驱开发。通过进一步优化聚驱方案设计，强化聚驱过程中的跟踪调整，加大分注、调剖及新型聚合物等新技术的推广应用力度，进一步提高了聚驱开发水平。在聚合物用量比计划减少3 750吨的情况下，聚驱产量比计划高84万吨。通过系统总结主力油层聚合物驱开发技术，深化了对聚驱规律的认识；充分利用油藏数值模拟技术成果，加强聚驱全过程的跟踪调整，优化了调整措施；通过大量试验，形成二类油层聚井网部署、层系组合和方案优化技术，确保了二类油层聚驱工业化推广应用的顺利实施；加强室内实验研究，建立调剖剂评价标准及方法，明确了各类调剖剂的适用条件；深化抗盐聚合物性能认识，健全完善抗盐聚合综合性评价方法，为控制聚合物质量、降低化学剂成本提供了可靠的技术手段。年内编制聚驱调整方案5个，二类油层聚驱布井4 876口，设计产能400万吨。
　　三元复合驱及微生物采油。开展原料组成、结构与性能关系研究，确定表面活性剂的主攻方向和原料指标，研制出了性能更稳定、适应性更强的新型弱碱化表面活性剂，并做到当年研制、当年工业化生产、当年进入矿场试验。截至年底，小井距矿场试验全区 3口采油井日增油5.85吨，含水下降17.8%，见到了显著的增油降水效果；杏二中三元复合驱工业性矿场试验，通过加大现场跟踪调整力度，中心井区产液、产油稳定，综合含水控制在 80%左右，累计产油2.8万吨，比水驱提高采收率10.5%。微生物采油加大了现场应用力度，使微生物吞吐技术发展成为外围低渗透油田增产增注的重要措施；朝阳沟油田微生物驱矿场试验，见到初步效果；北二西西块聚驱后微生物调剖矿场试验，注入剖面得到有效改善，展示了微生物采油技术的良好前景。
　　油藏评价。通过加快评价部署、加快矿场试验、加快上产步伐，油藏评价提前介入预探，实现了油藏地质、油藏工程、采油工程、地面工程一体化。2004年，新增探明储量超过1亿吨，创近10年来新高；设计开发生产井4 219口，建成产能231万吨，创历史最高水平。在油藏评价方面主要取得了三个方面的成果。一是创新发展了扶余油层主体砂岩发育带地震预测技术，首次把独立变量分析理论引入到地震储层预测领域，实现了储层厚度估算和沉积微相分布概率识别的突破，使预测精度符合率达到80%以上，较常规预测方法提高了近20%；通过井网与压裂的整体优化，研究出了矩形线状注水井网开发模式，在葡南、肇源油田开展的现场试验，初期单井日产油达到 3吨以上；加强了低渗透油藏注水技术整合，探索水平井开发、注气开发、热采等技术的可行性，加快了扶杨油层新技术现场试验步伐。二是葡萄花油层有效动用，通过深化高分辨率层序地层学、油藏地质和油藏工程等理论研究，利用测井、地震解释技术，深化了葡西油田葡萄花油层成藏机理认识，建立了油水复杂油藏评价优选技术，优选出 3 562万吨可动用储量，设计生产井位554 15，钻井成功率达到98.3%，油水层解释符合率达到88.5%；同时，根据不同砂体组合模式，发展波动式水平井和分支水平井技术，实现了特低丰度葡萄花油层的有效运用。三是海拉尔复杂断块油藏开发，强水敏储层注水开发试验取得重要进展。搞清了粘土稳定剂抑制水敏发生的机理，优选出有效地粘土稳定剂，解决了一直制约海拉尔强水敏储层注水开发的技术瓶颈；通过对海拉尔复杂断块油藏地质的认识，深入研究潜山油藏开发中井网、井距、注水方式和采油速度的合理匹配关系，分区块、分层系进行了开发方式设计。全年共编制油藏工程方案5个，设计井数187口，建成产能30万吨。
　　外围已开发油田综合调整。通过对外围19个油田、86个已开发区块进行分类评价，建立分类评价方法，开展了不同类型区块注水开发适应性研究；通过分析各油田注水开发存在的主要矛盾和问题，研究制定井网加密和注采系统调整的技术经济界限，落实各类油藏调整潜力，并分区块制定了各个油田3年内的调整部署方案。实施积极的调整措施，有效控制了产量递减。年内，外围油田共编制开发调整方案2个，部署设计加密井122口，自然递减率从2003年的15.8%降低为2004年的12%。
　　天然气开发。建立火山岩气藏地质模型，开展火山岩气藏数值模拟研究，为升平气田开发方案编制提供了依据；发展完善气藏动态分析技术及试采井方案设计技术，掌握了气藏储量计算、动态预测等方法和手段，应用试采资料对气藏类型、单井产能和井控储量等进行评价，为下一步天然气开发做好技术储备。2004年，在升平、兴城气田部署开发控制井10口，并完成徐深1井区 6口井的试采方案设计。12月22日徐深1井的投产成功，正式拉开了徐家围子深层天然气试采的序幕，为油田公司实施“以气补油、油气并举”的发展战略奠定了坚实的基础。　　
　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　　 (王健竹)