渤海油田持续打造综合调整系统工程

  [中国海洋石油报2018-03-26]
  编者按
  所谓综合调整，即在油田开发过程中，从全面有效挖潜剩余油、大幅提高油田采收率出发，在原有井网的基础上，按照一定原则实施的加密调整策略。与零星的剩余油挖潜调整不同，综合调整更注重作业的整体性，涉及地下、井筒、地面等各个环节，是一个系统工程。
  自“十一五”以来，结合国家科技重大专项研究项目和示范工程，渤海油田开始了针对绥中36-1等目标油田的综合调整技术研究及矿场实施探索；“十二五”期间，随着综合调整重大专项研究的深入和矿场应用规模的不断扩大，渤海主力油田全面进入综合调整阶段。
  目前，“十三五”国家科技重大专项“渤海油田高效开发示范工程”正在有序推进，综合调整的有效实施将继续让老油田重获新生。
  本期带您揭开综合调整的“面纱”，与您一同了解其在推动渤海油田多年持续稳产3000万吨背后的力量。
  从油田初期的开发方案设计到第一口井投产，再到油田的最终废弃，地下储集层中的油、气、水等流体分布始终处于不断变化的状态中。在那些已投入开发的油藏中，尚未采出的石油就是剩余油，而油田开发工作者的使命就是将地下储层中的那些剩余油尽可能多地开采出来。
  随着油田开发的不断深入，地下油水运动及剩余油分布情况愈发复杂，既零散又相对富集。为了揭示和认识油田开发中的各种变化规律，则要不断对油藏进行相应的“改造”，从而改善油田开发效果、提高经济效益，综合调整的出发点就在于此。
  从陆地到海上呼唤理念技术双创新
  首先开展综合调整的是陆地油田。上世纪80年代，大庆油田含水量上升，油田产量递减加速，随之实施了一次以细分层系为主的加密调整作业，而后又进行了以完善注采井网为主的二次加密调整，取得了较好的效果。
  自1996年以来，针对现有井网仍难以动用的薄油层，大庆油田又进行了三次加密调整作业，这使得水驱后期的开发效果大大提高，成功减缓了油田递减率。
  开发过程中的三次加密调整让大庆油田实现了高效挖潜，同时形成高度分散剩余油定量描述与精细采油配套技术，经实施与不断完善后，技术水准已达国际领先。
  截至目前，大庆油田已累计推行实施各项综合调整措施近6万井次，老井自然递减率已从13%降至8%。
  对于陆地油田来说，单井成本相对较低，可以依靠密集井网进行多轮次调整。然而，与陆地油田不同的是，海上油田开发生产具有高投入、高风险的特点，且受风浪、平台空间及寿命等因素的影响大，单井作业成本高，加之海上油田受大井距、井网稀和测试资料少的影响，导致陆地油田综合调整的成熟经验和技术无法直接借鉴，这些无不加大了综合调整的实施难度。
  “十一五”之前，渤海油田尚未开展过大规模井网加密和提高采收率的矿场实践，世界范围内也从未有过在海上老油田实施综合调整的先例。因此，若要走出现实生产困境，迫切需要理念与技术层面的创新。
  从单个到整体推动资源高效开发
  思路决定出路。在搭建综合调整模式与综合调整技术体系的过程中，渤海油田摒弃“头疼医头、脚疼医脚”的片面思维，立足中长期发展，采用“全寿命生命周期”开发理念，最大程度挖掘老油田潜能，全力实现采收率最大化，逐一解决油田液处理、管输、电量、井槽以及平台设施受限等方面的问题，做到未雨绸缪，让思路跑在问题出现之前。
  同时，渤海油田把综合调整策略的实施从单个油田拓展至区域联合开发领域，按照“整体规划、统一布局、阶段推进、分区实施”的思路，实施勘探与开发、油藏与工程、开发与生产一体化，将地下资源与地面工程合理配置，形成完善的区域开发格局，以资源共享降低油田开发门槛，在老油田调整的同时，也不断加快建设新油田的步伐，实现区域内油气的高效开发。
  截至目前，渤海油田已经研究并实施完成了7个油田（群）综合调整项目，建成产能1000多万吨，累计增加可采储量9000多万吨，提高采收率达10%左右，相当于又发现了一个类似于绥中36-1油田储量规模的优质大油田。综合调整实施后，渤海油田水驱储量动用程度提高了10%，自然递减率和含水上升率持续下降，开发效果显著。
  “十三五”期间，综合调整将推广至蓬莱油田群和曹妃甸油田群。其中，蓬莱油田群的蓬莱19-9油田综合调整已经于2017年开始实施，单个油田不再“孤军奋战”，资源共享与联合开发成为常态。渤海油田综合调整技术体系的不断完善和模式的渐趋丰富，为后续进一步扩大综合调整的应用规模奠定了坚实基础。