低成本开发战略及技术方向.ppt

低成本开发战略及技术方向,胜利油田分公司,汇报内容,一、油田“十二五”开发工作成效,二、油田低成本开发对策及方向,胜利油田年产油变化曲线,连续20年产量保持在2700万吨以上,年产油量万吨,“十二五”规划：13749万吨，实际：13762万吨，多13万吨，完成100.1%,“十一五”年均：2751万吨,“十二五”年均：2752万吨,实际,规划,一、油田“十二五”开发工作成效,储采平衡系数,连续19年实现储采平衡,油田新增可采储量变化曲线,一、油田“十二五”开发工作成效,新增可采储量万吨,“十一五”年均2966万吨,“十二五”年均2808万吨,油田储采平衡系数变化曲线,稀油自然递减%,油田开发质量持续提升,-1.5%,油区开发质量指标变化曲线,+2.7%,措施有效率%,+7.9%,+10.2%,措施有效率逐年提高,稀油自然递减持续下降,一、油田“十二五”开发工作成效,注采对应率不断提高,注采对应率%,-1.6%,+4.7%,油田取得较好经济效益,利润亿元,税费亿元,胜利油田分公司效益指标变化图,“十二五”年均上交利润252.53亿元,营业收入亿元,一、油田“十二五”开发工作成效,1、谋划发展战略，打造增效创效阵地,3、加大长效投入，夯实存量创效基础,4、创新理论技术，支撑油田有效发展,2、创新开发思路，提升增量增效质量,工作成效主要得益于：,5、精细开发管理，增强持续发展动力,一、油田“十二五”开发工作成效,1、谋划发展战略，打造增效创效阵地,谋划发展战略:“东部硬稳定、西部快上产、非常规效益发展”,加快海上,加大低渗,优化稠油,提升三采,深化水驱,突破西部,攻关配套非常规,明确重点工作方向,西部、滩浅海、低渗年产油变化曲线,培育形成“西部、滩浅海、低渗”产量增长点,年产油万吨,+187,西部97,85,滩浅海,低渗透,产量突破100万吨,实现效益开发,年产油万吨,动用储量：4264万吨建产能：105万吨新钻井：685口,西部：五年建成百万吨油田,1、谋划发展战略，打造增效创效阵地,海上：五年完成整体大调整,产量突破300万吨,吨油完全成本元/吨,油区2254元/吨,年产油万吨,实现低成本开发,西部、海上已成为油田“十三五”创效增效的主阵地,覆盖储量：1.46亿吨新钻井：374口建成能力：216万吨,吨油完全成本元/吨,低渗,整装,断块,海上,化学驱,稠油,再造体系矢量开发,集成创新立体开发,提升技术差异开发,转换方式优化开发,提速提效有序开发,加合增效稳定开发,油藏类型,开发方向,规模,老区调整储量：3.4亿吨新增产能：52万吨钻井数：585口,老区调整储量：4.1亿吨新增产能：144万吨钻井数：1283口,老区调整储量：1.3亿吨新增产能：138万吨钻井数：264口,新增动用储量：1.2亿吨老区调整储量：1.0亿吨新建增产能：204万吨钻井数：1554口,新增动用储量：0.8亿吨老区调整储量：1.7亿吨新建增产能：316万吨钻井数：2022口,二元驱项目：21个覆盖储量：1.5亿吨增加可采储量：1544万吨提高采收率：10.1%,精细剖析重点油田，深化潜力认识，明确不同类型油藏开发思路。,2、创新开发思路，提升增量增效质量,稳液、控水、调结构,三查、三改、三提高,细化分级分类评价,整体调整，精细注采,新老并重，保持稳定,提升技术，注重质量,2、创新开发思路，提升增量增效质量,老区调整保持较高产能规模,新增动用储量万吨,胜利油田新老区产能建设状况变化曲线,特超稠油、特低渗透占64%,“十一五”,“十二五”,特超稠油、特低渗占73%,新建（增）产能万吨,老区调整储量万吨,“十一五”年均2.5亿吨,“十二五”年均2.4亿吨,老区,新区,整装占19.3%，低渗透占12.6%,整装占26.7%，低渗占14.2%,十年调整储量：26.3亿吨覆盖“十五”老区：76%层系井网基本到位，可优先作为“十三五”低油价下高效完善对象,2、创新开发思路，提升增量增效质量,为油田“十三五”效益开发提供了创效增效阵地,油藏类型全覆盖,两个油田整体治理,开发单位全部覆盖,东辛采油厂现河采油厂胜利采油厂孤东采油厂纯梁采油厂滨南采油厂桩西采油厂.,东辛油田孤东油田,断块,中高渗透多层断块（辛47）高渗透强腐蚀型（辛23）稠油断块（垦西油田）复杂断块（永3-1）极复杂断块（赵家、田家）砂砾岩（永1块）,低渗透,厚层构造浊积岩（渤南一区）透镜体岩性（史深100）特低渗透（梁8）滨浅湖薄互层（纯6）,整装,多层砂岩油藏（胜一区沙二1-3）聚驱后油藏（六区馆上5-6）,95.9,80.3,+15.6,治理前,目前,水质达标率,10.6,16.1,-5.5,治理前,目前,自然递减,36.2,33.1,治理前,目前,采收率,+3.1,3、加大长效投入，夯实存量创效基础,连续9年持续推进老油田一体化治理,治理区块效果显著,全面推广“油藏、井筒、地面、水质”一体化治理模式，治理区块42个，覆盖地质储量4.6亿吨，辐射储量8.9亿吨。,3、加大长效投入，夯实存量创效基础,提升水驱“三率”,分注井分注率%,注采对应率%,建立“三率”技术经济政策,开辟“三率”示范区，配套精细分层注采模式,油田水驱“三率”指标变化图,“十二五”期间，提高注采对应率、提高分注率、提高层段合格率，改善水驱开发效果。,制定提高水驱“三率”工作目标,明确主导技术和技术管理规范,分注井数口,层段合格率%,4303,2611,+1692,78.7,75.9,+2.3,41.5,30.8,+10.7,77.1,71.0,+6.1,2012年,2015年,主要做法,成效显著,新井投转注井数口,年注水量万吨,+3956,年均：495,年均：670,通过提升“三率”、一体化治理等长效投入，投转注井数增加、注水量增加，开发基础得到增强。,胜利油田投转注井及年注水量变化曲线,+1951,为“十三五”油田存量增效创效奠定稳产基础,3、加大长效投入，夯实存量创效基础,发展完善“四大理论”,针对油田开发新类型、新阶段，加强基础研究，指导油田发展,特高含水期水驱开发理论,驱油剂加合增效理论,稠油热化学驱理论,低渗透油藏渗流机理,指导特高含水后期水驱提高采收率方向,指导研发新型化学驱油体系,指导攻关稠油大幅度提高采收率接替技术,指导低渗透油藏效益开发,特高含水后期水相渗流能力渗流规律局部高耗水层带形成机理,新型耐温抗盐驱油剂与原油作用机制新型耐温抗盐驱油剂间相互作用机制新型耐温抗盐复合驱油体系渗流机理,热化学驱油渗流表征方法硫化氢地层抑制与消除机理,CO2混相及非混相驱油机理低渗透多重耦合非线性渗流机理,4、创新理论技术，支撑油田有效发展,“十二五”以来，以提高新区储量动用率、老区采收率为目标，以提升质量为核心，创新发展油藏开发理论与技术，支撑油田持续稳定发展。,4、创新理论技术，支撑油田有效发展,强化先导试验储备接替技术,孤岛中一区Ng3聚驱后井网重整+非均相驱,化学驱(4项),采收率目标,60%,聚驱后,III类,IV类,孤岛中二北Ng5稠油化学蒸汽驱哈山浅层超稠油SAGD,高89块低渗油藏CO2驱胜二区沙二3特高含水氮气泡沫驱,蒸汽驱(2项),气驱(2项),50%50%,30%50%,V类,胜二区沙二8III类油藏强化聚合物驱,孤东七区西Ng63+4类油藏复合堵驱,纯17低渗透油藏井网矢配乳液表活剂驱,进展,效果显著、扩大试验,效果显著、扩大试验优化参数、尽快实施,初步见效、扩大试验已注泡沫、择机注N2,转流线、泡沫堵调,试注正常、全区投注,加快实施、年底转驱,50%,50%,35%,水驱(1项),永3-1复杂断块立体开发,50%,效果显著、全面推广,中高渗透水驱,化学驱,二元复合驱技术非均相复合驱技术,仿水平井适配井网注水开发技术定向压裂适配井网调整技术,矢量井网调整技术变流线调整技术立体开发技术人工边水驱技术,低渗透,攻关形成不同类型油藏主导开发技术,海上,特超稠油HDC(N)S技术低渗敏感稠油技术薄层稠油水平井开发技术,4、创新理论技术，支撑油田有效发展,稠油,海上整体提液开发技术,12个区块，覆盖储量2235万吨，提高采收率4.8%。,14个单元，覆盖储量1.3亿吨，提高采收率5.1%,孤东GO7-25XN246井转抽后累油3160吨,区块15个，覆盖储量1.32亿吨，新增产能20.45万吨。,54个区块，覆盖储量1.14亿吨，新增产能182万吨。,4个项目，覆盖储量1380万吨，累增油10万吨。,11个区块，覆盖储量6571万吨，新增产能105万吨。,17口提液井液量由70t/d增加到120t/d，平均单井累增油5600吨,8个区块，33口井，平均单井增油1100吨,动用储量1406万吨，建产能23.3万吨。,动用储量3426万吨，建产能57万吨。,21个项目，覆盖储量1.5亿吨，增加可采储量1544万吨,立体开发：串接小规模剩余油，高效动用,矢量开发：实现非主流线剩余油经济动用,仿水平井注水：破解特低渗透技术经济难以统一难题,特超稠油HDC(N)S：实现特超稠油经济有效动用,樊142平衡油价：33$/bbl,郑411平衡油价：50$/bbl,胜二区沙二9-10平衡油价：57$/bbl,永3-1平衡油价：31$/bbl,永3-斜177井,缝面建驱替,缝长增井距,缝网扩波及,4、创新理论技术，支撑油田有效发展,渗透率低不等于没效益,油稠不等于没效益,含水高不等于没效益,规模小不等于没效益,为“十三五”油田经济有效开发奠定技术基础,4、创新理论技术，支撑油田有效发展,聚驱后不等于没效益,非均相复合驱实现聚驱后采收率挑战60%,中一区Ng3平衡油价：51$/bbl,5、精细开发管理，增强持续发展动力,全面推进“四化”建设,以信息化提升为核心推进“四化”建设，实现了方案设计、地面建设等“五大变革”。,建立四级审查程序，“五位一体”全方位优化，方案审批“常态化”，成熟一批审查一批；规范运行管理，修订完善地质基础资料标准、技术标准、操作规范等。,聚焦质量效益，更加严细开发基础管理,精细单元目标化管理,建立区块目标管理指标体系，实现开发单元全覆盖(1700个)，全员参与，一体化协作。强化“三个动态”、“三位一体”管理，利用“三线四区”运行模型开展效益评价。,提升开发方案质量,油田开发经过长期积累和沉淀，在资源、技术、管理等方面具备持续发展的优势和潜力：,技术基础,建立不同类型油藏开发模式，形成油田主导开发技术。,稳产基础,水驱“三率”持续提升；稀油自然递减持续下降。,资源基础,管理经验,单元目标化管理、“四化”建设、“五位一体”等。,探明未开发储量：6.97亿吨；上报控制储量：7.17亿吨；“十三五”预计新增控制储量：3.5-5亿吨。,油价持续低位运行，油田生产经营形势更加严峻,低油价下如何创新思路，转变发展方式，打好“战寒冬、求生存、谋发展”攻坚战？,一是胜利油价低，目前30$/bbl左右，远远低于2015年销售油价48.31$/bbl，当期保效创效压力空前巨大;,二是投入大幅压缩，同比2015年，2016年投资进一步压缩53%。,汇报内容,一、油田“十二五”开发工作成效,二、油田低成本开发对策及方向,三、油田开发增效创效保障措施,二、油田低成本开发对策及方向,目前,低油价（30$/bbl）高成本（52$/bbl）,低油价低成本,低成本开发：,油价无法左右成本可以控制,开发工作既要经济有效，又要有利于摊薄成本,目标,平均成本线,效益临界线,有效益（经济有效但拉高成本）,油田开发行为优化决策模型,油价$/bbl,成本元/吨,高效益（经济有效且摊薄成本）,无效益,特点,投入,效益贡献,存量,已经形成资产，体量大（总油水井数42237口）,少量成本，运行成本+作业,当期投入当期收益，扣税油价操作成本，可以产生当期现金流,增量,新增投资，受资源条件限制,投入大，新增钻采、地面投资,当期投入长期收益，当期难以产生正现金流,分析增量、存量的投入产出效益特点，优化增量、存量工作方向,二、油田低成本开发对策及方向,做实增量重长远、降开发成本、谋发展做强存量重当前、降操作成本、求生存科学部署重效益、调产量结构、保稳定,（一）加强优化，拓展阵地，做实增量谋发展（二）创新思路，深挖潜力，做强存量求生存（三）着眼长远，科学规划，调整结构保稳定,二、油田低成本开发对策及方向,优质增量既有效益，又可以增加经济可采储量、摊薄成本,利润产量油价运行成本-人工成本-折耗-折旧-费用-税金,吨油人工成本=总人工成本/产量,增加产量，分摊固定成本,吨油折耗=总折耗/产量,吨油费用=总费用/产量,增加可采储量，分摊折耗,（一）加强优化，拓展阵地，做实增量谋发展,剩余经济可采储量+产量,产量,折耗=,油气资产净额,不同油价下老区增量潜力评价结果表（水驱+稠油）,不同油价下新区增量潜力评价结果表,低油价下现实的增量阵地规模大幅减少,（一）加强优化，拓展阵地，做实增量谋发展,仍要千方百计降低平衡油价，做实做大增量，为长远发展奠定基础。,提产能,降投资,控成本,缓递减,降低平衡油价总体思路,（一）加强优化，拓展阵地，做实增量谋发展,平衡油价$/bbl,极限初产t/d,平衡油价与极限初产关系曲线,低油价条件下，对提高单井产能要求更高,+6.0t/d,+0.8t/d,单井投资：800万元递减率：15%,提高单井产能，降低平衡油价,（一）加强优化，拓展阵地，做实增量谋发展,单井投资万元,单井投资与平衡油价关系曲线,单井能力：6t/d递减率：15%,平衡油价$/bbl,优化降低投资，降低平衡油价,可以通过优快钻井等技术创新降低钻井成本、降低平衡油价,（一）加强优化，拓展阵地，做实增量谋发展,单井投资万元,历年单井投资变化关系曲线,单井钻井投资占主要比例,单井投资越大，平衡油价越高,占74.8%,单井投资降低100万，平衡油价降低2.6$/bbl,合理成本取值，降低平衡油价,（一）加强优化，拓展阵地，做实增量谋发展,增量项目不一定增加人工和管理费用等固定成本，如果扣除该块成本开展评价，可以降低平衡油价，可以实施更多的增量项目，以分摊部分人工和费用。,平衡油价,初产t/d,单井投资：800万元,$/bbl,考虑完全成本,扣除人工、费用,不同成本取值条件下平衡油价变化曲线,平衡油价降低7.3$/bbl,减缓递减，降低平衡油价,（一）加强优化，拓展阵地，做实增量谋发展,递减率%,低渗透油藏转注率变化统计表,及时转注可以有效减缓递减，增加可采储量,递减率%,平衡油价变化曲线（完全成本）,平衡油价$/bbl,递减率减缓1%，平衡油价降低0.81$/bbl,单井能力：6t/d单井投资：800万,1、转变调整思路，提高老区增量效益2、系统整体优化，拓展新区产能阵地,根据上述思路，针对新、老区不同类型油藏特点，明确增量增效对策。,（一）加强优化，拓展阵地，做实增量谋发展,1、转变调整思路，提高老区增量效益,层系井网整体调整,高效注采完善调整,提升技术拓展领域,立足成熟技术延长注聚优选增量项目,整体加密调整转蒸汽驱,薄层水平井扩边局部加密井网,水驱储量比例：74%产量比例：71%,化学驱,稠油热采,转向,转向,转向,（1）水驱,注采完善调整与整体调整特点对比表,高效注采完善：少投入、多产油、控开发成本,（1）水驱,地质与钻井工程结合打高效井油藏与注采工艺结合上高效措施井网与储层改造结合少打井扶停与完善井网结合高效利用老井,控制投入控制开发成本,目标：两控、两多，实现高效,对象：优选层系、井网基本适应，地面基本配套的单元,向精细地质研究要效益,断裂系统精细刻画储层非均质精细表征剩余油分布精细描述,多产效益油多增加可采储量,思路：,向技术集成配套要效益,低油价下如何实现高效注采完善？,高开发程度不等于高认识程度地质认识无止境,（1）水驱向精细地质研究要效益,新发现外扩储量区块21个，增加储量2537万吨；老区部署调整井1325口，增加可采储量987万吨。,大庆油田建立长垣整体构造模型，多发现断层1664条,高开发程度不等于高认识程度地质认识无止境,仍然有部分单元地质基础较为薄弱,（1）水驱向精细地质研究要效益,井斜认识不准可能造成地质认识发生偏差,高开发程度不等于高认识程度地质认识无止境,永3-1断块区测井斜统计表,3-2小层图(校正前),3-2小层图(校正后),永3-106,永3-106,（1）水驱向精细地质研究要效益,在精细刻画储层内部差异、深化剩余油认识的基础上，实施高效注采完善,孤东二区馆6井网图,孤东二区馆6剩余油图,特高含水区仍有高效挖潜潜力精细刻画储层内部结构,新井GOGD2P6井初产油：10.2t/d初含水：58.4%累产油：1859t,周围老井：含水：97%单井日油：2.5t/d,（1）水驱向精细地质研究要效益,高级别断层附近仍有大潜力精细刻画断棱,辛109平10,断层回退40-45米,辛109区块沙二1顶面构造图（断棱位置前后对比图）,辛109P10：钻遇油层：139.5m初投日油：23.8t/d初含水：28%,（1）水驱向精细地质研究要效益,田22沙二上原构造,田22沙二上新构造,田22块通过精细地层对比，认识田11-斜16井被小断层切割，沙二上未有效动用。,顶深：2440.9m,2448m,2440m,2442m,田11-斜16井测井曲线,田11-斜16补孔上返,高认识程度区仍有低动用区精细描述低序级断层,补孔上返后，累增油1700t日,田11-斜16井,田11-斜16井沙二上的深度与构造不相符,精细地层对比后发现该井点附近存在小断层,单井日油t/d,0.8,12.6,含水%,4,96.2,+11.8,-92.2,（1）水驱向精细地质研究要效益,根据油藏描述成果，重建低阻测井解释标准，新增沙二10-14砂组低电阻油藏叠合含油面积1.7km2，地质储量35万吨。,2014年7月营13-斜142断块区设计井网图,营13斜170测井图,R4=2.8m,沙二131,R4=2.4m,沙二132,R4=2.6m,沙二143,营13斜170井生产曲线,油层,油层,油层,原标准下均解释为油水同层,原来认识非油层仍有潜力精细评价低阻层,Y13X142,沙二122同层5.4米/1层，电阻值1.4欧姆，单采122累油1.94万吨。,矿化度142796mg/L,沙二115水层3.63米/1层，R4为0.4m；沙二122水层9.25米/1层R4为0.5m，日油6.3t，含水49%，累产845吨,矿化度107629mg/L,（1）水驱向精细地质研究要效益,精细表征地应力与裂缝，找井网不适配区,井网控制区仍有井网适配潜力,牛35-20区块注采井网图,区块日油水平t/d,90,108,自然递减%,-5.7,1.5,2013年,2015年,2013年,2015年,（1）水驱向精细地质研究要效益,3项地质普查,重组断裂系统，找无井控制小断块精细刻画断棱，找无井控制区精细描述低序级断层，找低动用区精细描述微构造，找井间滞留区精细评价油水层，找低阻层,精细刻画储层内部结构，找剩余油精细表征高耗水