“三低”老油田如何可持续发展

  [中国石油新闻中心2023-12-26]
  编者按：吉林油田是典型的低渗透、低丰度、低产出的“三低”油田，随着生产年限的增加，老油区开发矛盾日益突出。面对开发困境，吉林油田依靠技术创新，开辟发展新路径——
  截至12月25日，吉林油田今年原油产量已完成年度计划的98%。同时，钻井、压裂、投产投注等各项主体工作量均超进度推进，生产形势持续向好。
  吉林油田是典型的低渗透、低丰度、低产出的“三低”油田，随着生产年限的增加，开发已进入中后期，多井低产、无效水循环等矛盾日益突出。面对开发困境，吉林油田通过积极推动精细注水、技术创新、低碳转型，开辟出可持续发展新路径。
  精做“水文章”深挖剩余油
  对老油田来说，水驱目前仍然是最经济的开发方式。随着水驱时间的不断增加，吉林油田开发老区面临着油井含水率上升、油井产量偏低等问题。减缓老区衰老的速度，是吉林油田实现可持续开发必须解决的难点。
  在扶余采油厂，通过精细注水调整解决“水的问题”，是近年来稳产的有效方法之一。这个采油厂以提水质、治井筒、提水驱、控含水为主要抓手，加强井组动态分析，实施油井转注、注采调整等，及时补充地层能量，提高油田采收率，减缓含水上升率，进一步完善注采对应关系和均衡纵向吸水情况。
  在扶余采油厂11个产油区块中，东探93区块含水率高，200余口油井的日产总量在2017年已降至65吨。通过对地层情况深入分析，技术人员发现这个区块油井对注水反应较为敏感，水流在不同地层间的渗透率也不均匀。据此，技术人员将东探93区块的水驱方案调整为间歇注水和地层间区别注水。修改后的方案，既保证了油井含水量不上升，又增加了地下特定位置的驱动力。试验效果明显，在没有增加新井的情况下，东探93区块的日产量近年来持续稳定在80吨左右。
  吉林油田坚持问题导向，做好水井精细化管理，深化工艺地质研究，完善工艺配套技术，统筹推进精细注水。对近井地带堵塞、地层吸水性差、注水压力高的欠注水井，大力推广活性剂挤注、酸化增注、压裂增注等成熟增注工艺，改善注水效果。
  创新发展模式提高效率效益
  老区的可持续发展不能单纯依靠老办法老手段，吉林油田通过加强智能化建设和开发模式的创新，开辟了新的发展路径，实现提效率、增产量。
  在扶余采油厂油水处理中心站，调节油气两相分离器的液位曾是让一线员工很困扰的工作。由于辖区内油井来液量不稳定，两相分离器内的液面高度容易出现较大幅度波动。“液面太高，原油会进入气体管线；液面太低，气体会进入原油处理装置。两种情况都是生产事故，一旦发生将直接影响产量。”中心站技术员高艳秋解释说。2023年6月，随着中心站物联网改造项目开始试运行，依靠新安装的驱动装置和一套计算机控制系统，两相分离器出口阀实现了根据液面情况自动调节。
  除了管理方式的创新，吉林油田还创新探索出低渗透油田集约化建产新模式。为实现效益建产，通过“大井丛”平台建设，很好地解决了多井低产的开发矛盾。2022年初，吉林油田新立采油厂16号“大井丛”平台投产。不同于传统单井分散分布的形式，该平台采用地质工程一体化跨专业交互式设计、大井丛集约化布井，通过重构地下井网、采用直驱液压采油机、一体化加热炉、光伏能源供电等系列新技术、新工艺、新设备，进一步提高了生产运行效率，百万吨产能建设投资降幅达20%。
  “目前，吉林油田大部分新建井均采用了平台模式。”新立采油厂常务副厂长张成明介绍，“这种方式可以实现集中打井、集中设置地下管线以及集中管理。”此外，根据单井产量少的特点，16号平台采用吉林油田自主研发的液压直驱抽油机替代传统抽油机。新式抽油机重量轻、占地面积小，冲程、冲次可以无级调节，高效节能，较传统抽油机节约能耗25%。


  搭建多能互补新架构推动融合发展
  近年来，吉林油田积极践行低碳战略，高质量构建多能互补的新型业务架构，推动油气开发和新能源融合发展。
  新木采油厂庙20区块是今年吉林油田产能建设的重点区块。为提高区块创效能力和稳产水平，吉林油田创新老油田二次开发理念，通过打造“大平台集约化建产”升级版和绿电孤网运行示范工程，建立低品位资源效益开发和新能源融合发展新模式。
  在二次开发挖潜过程中，吉林油田发现，区块控制储量高、地层能量低，挖潜空间非常大。按照产能建设规划，庙20区块首轮规划70口井。为让这个老区重新焕发青春，吉林油田从建产理念、开发模式、运行管理等多个方面进行创新，形成了“大间抽+新能源+大平台+数字化融合”的低渗透油藏全域周期注采生产新模式。区块建成后的能量消耗将全部由绿电和自产伴生气提供，预计年产量可提高6.7倍，采收率提高8.8个百分点。
  相较于水驱，二氧化碳注入地下后能量更强，还能与特定条件的原油形成混相，是低渗透油田后期“挤”油的有效介质。吉林油田长岭气田产出的天然气中伴有浓度约为23%的二氧化碳，为二氧化碳驱提供了基础条件。目前，吉林油田有69口注气井、270口油井实施二氧化碳驱。早期试验表明，在最好的条件下，相比于注水，注气开发的油井全生命周期内采收率可以翻倍，相当于再造了一个同等规模的油藏。
  吉林油田在黑79北区块开展了主力层二氧化碳驱油与埋存小井距全生命周期试验，持续注气10余年，历经能量补充、局部混相、全面见效3个阶段。小井距核心评价区比预测采收率提高25%以上，最终采收率达到56.1%。提高采收率效果相当于新开发了一个同等规模的水驱油田。