海油陆采—极浅海边际油藏开发获新生.docx

海油陆采极浅海边际油藏开发获新生海油陆采是开发极浅海边际油藏的有效方式。目前主要采用围海造陆开发海油、陆上水平井开发海油以及海公路+人工岛+水平井或大位移定向井开发海油三种海油陆采模式。海油陆采工程涉及勘探、试油、试采、集输等诸多环节，水深不足3米的极浅海地理环境复杂而特殊，环保要求很高，是一项复杂的系统工程。胜利油田孤东采油厂近几年在国家级自然保护区取得的海油陆采经验，奠定了其在国内该技术领域的领先地位。海油陆采极浅海边际油藏效益开发的必然选择随着陆上油田陆续进入高含水、特高含水、产量递减开发阶段，东部油田普遍将目光投向水深不足3米的极浅海地区，而常规海上建造人工平台开发成本高、风险大，影响了开发效益的提高。对于储量丰度较低、油层不连片难以形成规模效应的边际油藏开发更是提出了很高的要求。孤东海堤外的海油陆采始于1996年，正是胜利油田的水平井技术日臻成熟之际。在七区东部陆地上钻打了4口水平井，开采海域中馆陶组52+3层储量120万吨，初期日产油154吨，2006年底，日产油48吨，累产油13.2吨。2000年3月，中国第一口水平位移超三千米的海油陆采大位移水平井埕北二一平一井在中国第二大油田胜利油田钻成。此举标志着中国在海油陆采领域的特殊工艺井技术又向国际先进水平迈进了一大步。专家指出，这一技术可使发现的浅海和滩涂油田，可以在不建海上人工平台、不围海造陆的情况下把原油开采出来，增加油藏控制面积六百多平方千米，节约建海堤费用每千米一千五百万元，经济效益巨大。经过工程技术人员多年的探索实践，形成了成熟的海油陆采丛式井钻井技术，解决了导向及地质导向钻井、丛式井防碰、定向井pdc钻头以及泥浆工艺等技术问题，表明海油陆采的前景更广阔，也将产生巨大的社会效益和经济效益。辽河油田、大港油田、冀东油田等油田先后开展了海油陆采试验和规模开发。今年“五一”长假期间传来喜讯，中石油冀东油田发现了规模储量达10亿吨的南堡油田。经专家充分论证，该油田即将采用水平井+人工岛海油陆采方式开采。到2006年底，胜利油田总投7.5亿元建设大型海油陆采平台。远远望去，位于黄河入海口自然保护区的垦东12产能区块，一条长长的公路向海里延伸过去。海面上，一艘运沙船正将沙子扬进一座混凝土块围成的区域内，一艘打桩船正将一根根管桩打入海底。胜利油田胜建二处项目经理张强介绍说，整个产能区块工程完工后，海面上将出现4座“人工岛”，用一条长达5000米的入海道路将它们连接起来。正在施工中的平台，准确地说是海油陆采平台。采油完成后再通过管道向陆地运输原油。而通常的“人工岛”是在海中建成一座采油平台，通过轮船与陆地间实现生产运输，比海油陆采平台技术更为复杂，建成后估计年产油可达19.5万吨。胜利油田孤东采油厂是国内最早开展海油陆采的油田企业之一，近几年在国家级自然保护区取得的海油陆采经验，奠定了其在国内该技术领域的领先地位。集成勘探开发技术，进军极浅海探路先行近年来，孤东油田在水深3米以内、距离陆地较近的极浅海区域不断取得勘探新发现，虽然储量颇为可观，但由于不具备采用采油平台的资源和地面条件，成了名符其实的“鸡肋”。2005年下半年以来，孤东采油厂在垦东401井区通过修筑海公路、人工岛、丛式井组开发，在短短半年内新钻井8口，建成产能3.6万吨，四年间产油8.6万吨，成为“十五”期间我国海油陆采的成功范例。众所周知，极浅海油田开发具有高风险、高投资、高回报、高技术的特点，对地震解释、探井试油、修建人工岛、油井投产、后期管理等提出了很高的要求。海油陆采涉及勘探、试油、试采、集输等诸多环节，面临着极浅海复杂而特殊的地理环境，环保要求很高，是一项复杂的系统工程。如何提高资源利用程度、规避风险、科学开发、降低成本、提高效益，是摆在开发工作者面前非常关键的问题。垦东401井区北、东、南三面环海，水深-1-2米。2001年以来，钻打探井1口、开发准备井2口，试油获1425吨工业油流。根据地质综合研究成果及储层预测反演，建立了三维地质模型，利用数值模拟技术及油藏工程方法，对开发方式、井网井距、注采比等关键开发技术政策进行了优化。立足于先期防砂、机械采油、油层保护；修筑进海路2.7千米，以垦东401井台为基础修筑84米52米的人工岛1座，井口和计量站均建在人工岛上。垦东401井区投入规模开发的困难是资料少，只有1口探井。要求用少量的井既能探明储量，又能形成较好的开发井网，实现较好的开发效益。孤东厂技术人员积极探索，边实践、边认识，集成勘探开发技术，形成了六大专用技术，实现了海油陆采的较大突破：一是利用高精度三维地震解释技术，扩大勘探成果。发现井垦东401井2002年1月钻遇馆陶组油层7.9米/1层，又于2001年12月钻打了2口开发准备井，通过系统试井探边，落实了静压、流压，测到基本呈直角交叉的油藏边界三个，扩大了勘探成果。二是应用测井约束反演技术，指导井位部署和跟踪调整。根据已完钻井情况，采用测井约束反演储层描述技术(strata)，利用完钻井约束，对工区主要含油砂体进行反演描述，绘制主力层微构造图，联井剖面图，进而绘制砂厚、效厚等值图，指导井位部署和跟踪调整。三是应用数值模拟优化技术，提高决策水平。依据完钻井资料，在地质综合研究的基础上，结合测井约束反演储层描述结果，建立了垦东401块的三维地质模型，开展了布井方式、井网密度、合理注采井距、注水时机、经济效益评估等关键开发政策研究，提高了决策水平。四是应用自动化监控技术，应对恶劣的生产条件。针对垦东401地区生产条件恶劣的实际状况，强化自控系统，采用了遥测遥控技术。在无人职守条件下，对生产过程进行连续监测和控制操作，实现可燃气体自动检测，对工艺装置进行紧急关断操作，保护人员、设备，规避风险，同时达到降低操作成本的目的。五是应用节能降耗技术，降低能耗。选用高效柱塞泵并设变频调速装置，优化加热炉设计，提高热效率；管线及加热炉等设施均采取保温措施，降低热力损失；油井采出液利用井口剩余能量外输，使外输无动力消耗。六是应用环境保护技术，实现零污染。垦东401块地处黄河入海口国家级自然保护区，环保要求很高。主要采取原油从井口到混输泵站全密闭流程，合理选择燃烧器等技术措施，减少烃类挥发，落地原油及时回收，使燃料燃烧完全，确保零污染开发。实施勘探开发配套一体化运作，形成规模效应在垦东401块开发方案设计上，坚持效益优先，整体部署，分步实施。采用测井约束反演储层预测技术，指导井位部署和跟踪调整。早期注水保持地层能量开发；考虑油层的适应性，发挥水平井开发的优势；立足于先期防砂、机械采油、油层保护。成熟一块，建设一块，力争用少量的井既能探明储量，又能形成较好的开发井网。在保障措施上，认真编制地质、油藏工程、钻采工程、地面工程以及经济评估方案，确保方案质量。凡是经济评估通不过的，一律不得列入产能建设计划。垦东401405井区前期研究充分，高精度三维地震解释以及取芯分析化验，运用三维地质建模和数值模拟技术指导开发方案设计。从油藏描述、建立地质模型到开采动态模拟和采油工程设计的全过程中，强调地质和工程的互动，突出工程技术和经济评价的结合，通过多专业学科的交叉作业，制定和实现了油田优化经营策略。实施中，修筑人工岛1座，结合油砂体形态布井，在叠合有效厚度大于5米的范围内布井，钻打了直井1口、定向斜井7口、水平井1口,采用螺杆泵采油方式，井口为丛式井，井口和计量站均建在人工岛上。2003年5月对垦东401井台进行了扩建，钻打了大位移水平井-垦东405p1井，投产初期日产油60吨，含水33.6%，新建产能1.2万吨。2006年6月对垦东401井台再次进行扩建，钻打两口大位移定向斜井2口。通过人工岛模式，有效动用垦东401405井区优质地质储量233万吨，形成年产油4万吨能力，累产油8.8万吨。实现了高速高效开发，取得了良好的经济效益。目前海油陆采技术在垦东12块得到推广，已探明石油地质储量1759万吨。垦东12块地处黄河入海口的海陆过渡带，位于0-3m浅海水域，距离陆地3.7千米。在测井约束地震反演、数值模拟和油藏工程研究基础上编制了产能建设方案，推荐以修建进海路和人工岛的海油陆采开发模式为最佳经济开采方案。目前已建成进海路4.2千米，在两个人工岛上钻井26口，正组织投产。海油陆采优势逐步显现孤东油区七区中东部、垦东401405井区海油陆采取得成功后，垦东12井区的海油陆采进入实施阶段，实现了开发战略由陆地向海洋延伸，展示了良好的开发前景。目前孤东采油厂海油陆采技术已处于国内领先水平。相比浅海修建采油平台开发和人工造陆开采，极浅海区域海油陆采具有突出的优势。优势之一：与浅海修建采油平台开发相比较，海油陆采投资节省，只有修建采油平台开发的三分之一，技术难度较小，对安全、环保要求相对较低，投资回收期短2-3年，特别是对储量丰度较差的区块开发具有较大的优势。优势之二：与围海造田实施陆地开采相比，投资节省三分之二，特别是对于储量规模较小的区块更易于实施，实施工期短，投资回收期短2-3年，投资收益率高5-10%。如果采用最先进的钻井技术优势，打一口井建一棵“采油树”，实现多