提高采收率技术现状及发展方向.ppt

开发中后期面临一系列提高采收率技术难题，迫切需要接替技术。相对成熟的聚合物驱油面临技术瓶颈，仅适合优质的Ⅰ、Ⅱ类储量，而此类储量相对不足，资源接替矛盾日益加大；部分油藏大孔道窜流严重，剩余油高度分散，注聚接替资源品位变差；稠油高轮次吞吐后增油效果也越来越差。尽快解决高温高盐Ⅲ类油藏及聚驱后的开采问题，提高稠油开采效果迫在眉睫。 　 开发对象越来越复杂，常规技术难以满足新型油田的开发需要。在新增探明石油地质储量中，主要以稠油、低-特低渗透油藏和塔河缝洞型油藏为主。储量规模比较小、埋藏变深、品位变差。2000年以后投入开发的石油资源质量分析表明，必须具备高效、经济的新技术才能投入开发。 西北油田处于快速上产阶段，含水38%，可采储量采出程度46%。地质情况复杂，认识难度和开发难度都很大，也具有很大的不确定性，老井产量递减快。尽管开展了单井注水驱油和连通缝洞单元水驱的提高采收率试验，收到了可喜的效果，但由于现有技术无法准确描述地下有效储集空间的连通性，注水很难在短期内取得较好的开发效果。因此，迫切需要提高缝洞单元识别技术精度，探索新型提高缝洞油藏采收率技术。 中国石化提高采收率的发展方向、急需解决的问题 　一是加强提高采收率新技术的基础理论研究。主要应注重以下几方面： ①改善注水采油提高采收率机理研究，如水平井与复杂结构井渗流特征、人工举升及其提高采收率机理；水平井与复杂结构井最佳产能、影响因素及参数优化研究；弱凝胶深部调剖、流动性、液流转向及调驱机理等； ②化学驱油技术科学基础研究，包括多元复合驱界面化学及驱油机理深化研究、化学驱油剂合成的分子结构设计及工艺控制原理研究； ③油气藏流体变组分、变相态开发原理研究，如凝析气藏反凝析与再蒸发机理研究，气驱过程中流体的相态变化等； 提高采收率技术研究的发展方向 ④稠油开采新技术科学基础研究，包括注溶剂萃取稠油开采技术（VAPEX）机理研究、火烧油层燃烧反应动力学及控制原理研究等； ⑤微生物驱油技术科学原理研究，如菌种在孔隙介质中传输机理的研究，生物在油层内繁殖、运移和滞留的规律以及数学描述，深入了解微生物驱中各种生物-物理-化学作用及渗流规律。 二是开发新型提高采收率驱替剂。目前剩余储量大都集中在高含水、低渗透、稠油、高温高盐油藏、非均质极强的碳酸盐岩缝洞油藏等开采难度较大的地方，现有驱替剂已无法满足进一步提高采收率需求。因此，新型经济有效驱替剂的研发，已势在必行。 　 三是开发高效提高采收率的集成技术。针对复杂油藏，每一项提高采收率技术都有其应用的局限性，结合不同技术优势，研究高效开发的提高采收率集成技术，是提高采收率又一个新的发展方向。 　 东部老区整装油田、高渗透断块油田及稠油油田 ——高含水油藏剩余油分布预测集成技术；探索注聚后进一步提高采收率的新型提高采收率技术；急需解决资源接替矛盾突出问题，探索适合Ⅲ类、Ⅳ类储量的新型化学驱替剂和提高采收率方法；探索稠油热采复合提高采收率技术。 　 西部海相碳酸盐岩油田 ——对缝洞型碳酸盐岩油藏已开发老区，提高缝洞单元识别技术精度的研究（如高分辨率三维地震采集）；开展不同类型的储集空间油水两相流动规律的研究，尽快建立油井动态与储集空间的联系；研究单元注水、注水替油提高采收率技术机理；探索新型提高缝洞油藏采收率技术。 中石化提高采收率急需解决的关键问题 低渗透油田 ——低速非达西渗流的主要特征、综合临界参数，建立严格精确的数学表征，为改进低渗透油藏数值模拟方法及开发指标计算方法建立科学依据；低渗特低渗储层孔隙结构、可动流体分布及其渗流特征、可动资源量测定及评价；开展低渗透油藏注气技术的研究；探索低渗透油田新型的高效提高采收率技术。 储量占42.15%，水驱控制程度64.4%，水驱动用程度39.3%，采油速度0.96%，标定采收率29.1%，采出程度18.7%，综合含水81.68%。 低渗油藏分为两类：常压低渗油藏储量占49.1%，高温高压深层低渗油藏储量占50.9%。 常压低渗油藏包括濮城沙三、卫城、桥口等油田，该类油藏构造复杂、含油层系多、层间差异大。标定采收率32.45%，水驱控制程度75.0%，水驱动用程度52.0%，采出程度21.2%，采油速度1.12%，综合含水82.6%。该类油藏储层物性虽然较差，但油藏埋深多小于3000m，工艺技术适应性较强，开发效果较好。 高温高压深层低渗油藏主要指文东、文南油田，埋藏深度3100～3800m，地层温度90～140℃，压力系数1.2～2.0，地层水矿化度高。该类油藏由于井深、高温、高压、高盐，造成钻井投资大（单井800万元以上），工艺适应程度低