04坪北油田开发对策研究与实践多媒体.ppt
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1、坪北油田开发实践与认识,江汉油田分公司坪北经理部,二00四年七月,汇报人:何志祥,汇 报 提 纲,一、油田基本情况,二、油田开发建设主要成果,四、对坪北特低渗透油藏开发的几点认识,一、油田基本情况,三、油田主要开发对策实践及效果,地理位置,位于陕西、延安、安塞, 地处黄土高原中部, 海拔高度12501651m, 地面沟壑纵横,地形破碎。,日、年温差都大, 年冰冻期长达5个月, 雨季易形成洪水, 黄土见水极易流失和下陷,自然地理,区域构造,坪北油田构造位置处于鄂尔多斯盆地东部陕北斜坡中部的坪桥鼻褶带,为一西倾大单斜,坡度不足1。构造对油藏无明显的控制作用,属岩性油藏。,储层状况,主要含油层位为三
2、叠系延长组C62、C61和C4+52, 为一套砂泥岩地层,属三角洲前缘亚相沉积,平面上砂体在较大范围内能连续分布,油层分布与砂体的分布具有较好的相关性,沉积砂体的中心部位也是油层的富集部位。,油气主要富集在水下分流河道和河口坝,储层特征,主要地质特征,“低孔、低渗、低压、 低丰、低产” 浅层中型岩性油藏。,裂缝特征,在坪北4+52、C6油藏中存在微裂缝,并且具有一定的规律性。天然裂缝主要有两组,分别是NE2545和NW2045。人工裂缝的主要延伸方向为NE7080。,流体性质,2、长庆油田以探井、资料、勘探成果出资,占总投资的15%;江汉油田以货币和实物出资,占总投资的85%,项目启动背景及思
3、路,协议和章程主要内容,3、以该地区探明的C4+52含油面积的64km2范围作为合作开发区域,并可在周边进行滚动勘探,4、坪北经理部作为长庆油田的二级单位,独立核算、自负盈亏,1、坪北经理部在合作开发管理委员会(简称联管会)的直接领导下运作,二是对黄土高原的特点不了解、周边环境不熟悉,给工作和生活都带来诸多不便;,项目启动背景及思路,项目遇到的主要困难,三是当时的原油价格处于低谷,经营形势严峻,甚至直接影响到项目的经济论证结果及项目的存亡。,一是江汉人对特低渗透裂缝性油藏的开发没有经验,需要学习和摸索的东西较多;,以经济效益为中心,以实用技术为基础,以合理开发为目标。,项目基本思路:,汇 报
4、提 纲,一、油田基本情况,二、油田开发建设主要成果,四、对坪北特低渗透油藏开发的几点认识,三、油田主要开发对策实践及效果,二、油田开发建设主要成果,开发建设成果,按照制定的开发思路,坪北油田经过六年的开发建设,现已具备一定规模 经理部目前共有职工473人.主要生产单位7个: 5个采油队、 1个联合队、 1个综合维修队; 另外设有小车队、护油队、生活服务队等生产生活辅助单位;,2、区块新增探明储量1386万吨;,开发建设成果,3、基础注采井网基本形成,油田开发势态良好;,4、在油田规模基本建成的同时,油田经济效益也逐步好转 ;,1、规模产建四年累计上报产能25万吨,2001年核定产能20.5万吨
5、;,5、逐步摸索出了一些适合坪北油田的开发对策。,注水开发储量: N=3368104t,天然能量开发储量: N=80104t,产建成果,启动时: A=64Km2 N=2062104t,探明: A=77.2Km2 N=3745104t,复算探明(动用): A=41.7Km2 N=3448104t,规模产建结束时 核定产能20.5104t,开发成果,开采曲线及相应数据,坪北油田开采曲线,规模产建期 (1998.52001.12),开发调整期 (2002.12003.12),四年产油37.5万吨,二年产油35.9万吨,六年累计产油73.4万吨,坪北油田1998-2001年投资完成情况及利润统计表,开
6、发投资 72149104元,地面投资 14873104元,地下投资 57276104元,19.9%,经营成果,坪北油田1998-2004年投资回收及利润情况统计表,2003年底总投资 80379104元,预计年中全部收回投资,累计收回投资73023104元,年末出现财务盈利,回收90.8%,2004年底总投资 85059104元,经营成果,34.8%,19.9%,594.92万元,840.23万元,1.49104万元,国内相似油田,坪 北 油 田,25104t/a,31104t/a,1994年,1998-2001年,地面工程建设投资,占总投资比例,万吨产能地面建设投资,2.3104万元,建产能
7、,油水系统短流程,原油集输 设增压点,配水间由小阀门、小仪表、小管线组成,单管密闭集输 单管注水管网,油井串油井 平台串平台,三小,一增,二串,简化设施 简化流程 简化操作,地面建设特点,汇 报 提 纲,一、油田基本情况,二、油田开发建设主要成果,四、对坪北特低渗透油藏开发的几点认识,三、油田主要开发对策实践及效果,三、油田主要开发对策实践及效果,坪北油田主要开发对策,(三)推行简单实用的开发配套技术,(四)进行合理有效的注采综合调整,(五)建立有效实用的经营管理模式,(二)部署优化合理的油田开发井网,(一)开展科学扎实的开发前期准备,(一)开展科学扎实的开发前期准备,1、认真录取方案基础资料
8、,2、提前开展相关课题研究,3、广泛开展开发技术调研,4、深入总结油藏试采特征,5、积极开展注水先导试验,确定了坪北油田早期注水开发的思路,明确了坪北油田可以实现效益开发,编制了坪北油田开发总体方案,资料基础录取完整,1、储层裂缝监测及井网研究 2、数值模拟优化设计方案研究 3、注水开发先导试验区方案 4、注水开发先导试验区调整方案 5、坪北油田总体开发方案 6、坪北油田开发初期油藏描述 7、坪北油田测井解释方法研究 8、坪北油田钻采工艺研究 9、坪北油田压裂优化技术研究等,开展课题研究,技术调研,通过调研,相似油田安塞油田王窑区线性注水井网试验 单井日产油量可达到2.5t,坪桥南区注水见效井
9、单井日产油 量也可达到2.26t。只要地面工程上因陋就简,依靠科技进 步,是能够实现效益开发的。多次经济评价表明能够达到 盈亏平衡甚至略有盈利。,试采特征初步总结,通过对坪北天然能量开采条件下试采特征的总结分析, 确立了早期注水开发的基本思路。,(1)、特低渗透油层,油井无自然产量,需压裂改造投产,且单井产量低; (2)、油井供液能力差,天然能量开采条件下油井动液面下降快,产量递减快; (3)、原油乳化水含量高,油井没有无水采油期; (4)、地饱压差小、地层温度低,采油井脱气、结蜡较为严重。,开展注水先导试验,(二)部署优化合理的油田开发井网,为了井网的优化合理作了大量的研究和调研工作,1、聘
10、请国内知名低渗透油田开发专家到坪北现场指导,2、与国内多个权威科研院所展开有针对性的合作研究,3、对全国94个低渗透油田开发情况进行技术统计,4、重点对相邻的长庆油田进行现场调研,5、提前开辟注水先导试验区进行小范围的注水开发试验,油层迭合状况 油藏驱动类型 压力系统 储层特征 流体性质,1、层系划分,相近,划分一套开发层系,其中部署采油井直接投产,一注井直接投注,二注井先期采油、后期适时转注。,坪北行列注采井网,按照井网部署,四年的规模产建期完成了油田基础井网。实施后与方案对比各项指标执行情况较好。,第二年峰值叠加产量21.54104t,产能符合率86.2%,1、产能符合率较高,2、方案指标
11、完成较好,始终坚持“整体部署、分步实施,先肥后瘦、先易后难,跟踪分析、及时调整”的滚动开发原则,评价与滚动相结合, 增储效果明显。,3、油层厚度大幅度增加,增储效果明显,开发前8m,产建结束时26.3m,二是虽然注入水推进方向性强,但没有出现出暴性水淹现象;,4、动态反应注采井网是合理的,三是早期注水区域产量、含水、地层能量能较长时间保持稳定,一是部分油井见到了注水效果,在较长时间内保持了产量稳定,少数井还出现了产量上升;,根据油藏开发方案设计要求,配套技术总的设计原则是:采用最经济、最科学的工艺手段实现开发管理目标,力求工艺技术简单、易行、成本低、见效快。 地面配套建设坚持的原则是:地面服从
12、地下,地面地下相结合;统一规划、分步实施、注采配套、简化工艺、节省投资。 不盲目追求高水平、高技术、高指标,把讲究实用性和经济效益放在第一位。,(三)推行简单实用的配套技术,截止2001年底,油田主要生产配套建设基本完成: 1、建采油井375口,丛式井采油平台101个(其中集输平台76个,拉油平台25个);建注水井106口、水源井27口。 2、建成了集输、注水等系统工程和水、电、路、讯、矿建等配套公用工程; 3、建接转站3座,集中拉油站1座,集中处理站(与污水处理站、污水回注站合建)1座,敷设油气集输管线82km; 4、建清水注水站3座,水源转水站3座,敷设注水、供水管线78.9km; 5、建
13、35kV变电站1座,架设35kV线路11km,10kV线路71km;架设(敷设)油区通讯电缆27km,建移动通讯基站1座; 6、修建油区干、支线道路26.6km(不包括井场道路);,(三)推行简单实用的配套技术,丛式井,坪北钻井基本上采用常规技术,结合坪北的地质特点和黄土高原的地貌特征,主要有以下特点: (1)受地理条件的限制,坪北全部采用丛式井钻井; (2)井眼轨迹均为定向斜井,水平位移多在300m左右,最大500m ; (3)规模产建期靶半径设计为30m,加密调整期靶半径设计为20m; (4)由于地层破裂压力较低,固井水泥返高原则上设计在油层顶界以上150m。,钻井工艺设计,采油工艺设计,
14、(1)油井采用有杆泵机械采油方式生产,选用4型游梁式抽油机,冲程为1.21.8m,冲次为36次/min。 (2)139.7mm套管井选用J5573mm平式油管, 114.3mm小套管井选用J5560.3mm平式油管。 (3)抽油杆柱选用强度级别为D级的19mm和16mm二级组合。 (4)抽油泵全部采用32mm一级配合间隙管式组合防斜抽油泵;泵挂深度为1200mm1350mm,泵挂深度在油层上界50m左右。 (5) 管杆防偏磨措施主要是在抽油杆上安装滑块式尼龙扶正器。 (6)油管上带撞击式泄油器。 (7)采油井口选用150型简易井口,光杆盘根选用偏心盘根盒。 (8)对结蜡井采取定期进行化学清蜡和
15、热力清蜡;结垢油井定期套管加阻垢剂防垢。,采油配套设计最大限度地发挥了地面抽油设备潜能。目前抽油机平均负荷利用率91.9%,冲程利用率89.9%,电机功率利用率74.4%。,Y211-114封隔器,计量管线,生产汇管,丛式井场采油井口流程,注水工艺设计,(1)坪北油田注水工艺与油田产能建设同步实施; (2)借鉴类似油藏(如长庆局安塞油田)注水开发经验,注水井不压裂直接投注; (3)同时针对层间吸水状况极不均匀的实际情况,开展分层注水,配套采用偏心配水管柱; (4)以注清水为主(80%),部分井注污水(20%) ; (5)注水站均选用精细过滤装置,同时加入缓蚀阻垢剂、杀菌剂等化学药剂。但总体来讲
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