大港油田三次采油应用纪实(图)

  [中国石油新闻中心  2018-05-02]

  大港油田历年三次采油产量图

  今年前4个月，大港油田三次采油日均产量突破千吨规模，创新高。应用这项技术以来，大港油田注聚面积已达12平方公里，受益油井700口，实现增油200余万吨。
  相对于水驱，三次采油技术加入有效的清洁试剂，把石头缝里的油抠出来，不放过地下每滴油，已成为老油田稳产的重要接替技术。
  通过规模应用，大港油田三次采油年产油量逐年递增，年增油量保持在6万吨以上，实现增产增效。
  如何冻龄不老？
  扩大波及体积，提高采收率
  什么是衡量一个油田开发与管理能力的硬杠杠？是采收率。
  作为渤海湾盆地开发最早的油田，大港油田开发建设已有50余年，主力开发单元大多进入特高含水期，高含水率、高采出程度、高递减率、低采油速度的矛盾凸显。油田进入稳产瓶颈期，提高采收率困难。
  大港油田采油工艺研究院总工程师张杰介绍，资源自然递减是资源型企业必须正视的现实，常规注水开发难以维系油田稳产增产，就要运用新的技术手段。与以水为介质提升地层能量的二次采油相比，三次采油将聚合物等驱油剂注入地层，可以更好地扩大波及体积，提高驱油效率，进而提高采收率。
  从上世纪80年代起，大港油田在近40年的聚合物驱攻关历程中，坚持“推广应用一代，先导试验一代，储备研究一代”的战略思路。
  大港油田形成了技术研发、方案研究、工艺设计、现场实施的三次采油工程体系。聚合物驱从清水配制发展为回注油井采出水配制，研发了采出水配聚驱油方法和橇装模块化地面配注工艺，率先实现采出水聚合物驱技术的工业化应用。
  目前，港西三区建成了国内较大规模的采出水注聚区，井网层系设计、体系优化、采出水处理、地面注入等配套技术达到国内领先水平。港西三区试验项目增油降水效果显著，日均产油量由21.2吨上升至61.9吨，预测提高采收率17.8个百分点。
  截至目前，大港油田三次采油规模实施区块11个。2017年，区块年产油量达到33万吨，占整个油田自营区原油年产量的9.5%。
  如何对症下药？
  优化配方，创新研发
  大港油田属复杂断块油藏，高孔高渗、中低渗、高温高盐等油藏呈现渗透率极差大、原油黏度高、温度差异大等不同特性。温度跨度达到75摄氏度。
  这样的油藏，三次采油怎样优化配方，才能对症下药？
  秉承“技术适用，经济合理”原则，大港油田在地面配注、采出水处理等配套工艺的前提下，攻克了复配型石油磺酸盐研发难题，优化聚/表二元复合驱体系，使其成为南北大港中高渗2亿吨储量规模推广的三次采油主体技术；突破三次采油技术瓶颈，研发了功能型二元驱、减氧空气及空气泡沫驱两项提高采收率大于10个百分点的三次采油技术，形成了高盐配聚采出水深度处理等配套技术。同时，探索论证了低渗油藏注气驱提高采收率可行性，为下一步转变驱替介质提高采收率奠定技术基础。
  港东一区一断块实施三次采油开发后，已形成62注91采的注聚井网，受益井日产油实现产量翻番，含水率下降2.5个百分点。截至2017年年底，聚/表二元复合驱已在5个区块投入试验，空气泡沫驱也在两个区块应用。这两大类技术累计增油近12万吨，阶段提高采收率0.88%。
  此外，大港油田还研制出一项低成本高效ASP三元复合驱油体系，在药剂成本下降40%的基础上，采收率提高幅度更大。
  如何经济生产？
  自主研发，自主生产
  三次采油技术，应用规模越大，成本管控越紧。
  在老油田开发中，化学聚合物驱是三次采油的灵魂，成本相对较高。目前，这项技术仍然是最佳选择，而经济、清洁成为攻关的主要方向。
  大港油田建立三次采油推广部门，一批油田首席专家带领技术人才队伍，将三次采油技术研究、矿场试验管理和驱替剂生产集于一体，开展股份公司重大专项试验，对注聚井展开全生命周期跟踪效益和产能评价。
  为解决成本问题，大港油田突破采出水降解聚合物瓶颈，实现用采出水配套聚合物的系列国家专利技术，在国内率先规模应用纯采出水配制聚合物驱技术。同时，三次采油所需化学药剂目前基本实现了自主研发，自主生产，目前在用的四大系列10类驱替剂完全依靠自身研究，降低了化学药剂的采购支出。
  以绿色矿山为蓝图，创新建立地面配注“四化”工艺模式。大港油田集成应用配聚采出水处理等技术，形成了工艺单元模块化、设备安装橇装化、现场管理数字化、配注站建设标准化的大港模式。与常规固定式建站模式相比，占地面积减少65%，地面配套设施减少25%，建设周期缩短一半，建设投资减少32%。增油效果与效率效益并驾齐驱。
  “依托股份公司重大开发试验平台，在现有规模应用基础上，探索研究弱碱三元复合驱、注气驱，全面挖潜剩余油潜力。到‘十三五’末，我们要实现三次采油年产油量50万吨的目标。”张杰充满信心。