ODP(油田整体开发方案)目标采收率20.7%,经优化注水,采收率可达24.2%,经首次调整后可达32.5%,全面注聚后达36.8%,经局部细分层系后,预计升至40%……在绥中36-1里再找一个绥中36-1,梦想在数据变迁中迈向实现。
还能再高些吗?带着这个问题,记者走进渤海油田勘探开发研究院,探寻绥中36-1提升采收率的关键路径。
认知“极限”:不让思维“禁区”捆绑手脚
所谓采收率,即油田生命周期内的最终产量与总储量的比率。拿绥中36-1说,其储量近3亿吨,采收率每提高一个百分点,相当于多产近300万吨油。
2006年,绥中36-1一期综合含水69%,如此下去,预计采收率仅为24%。
在陆地油田,整体加密可大幅提高采收率。“陆上油田综合调整,广阔天地任纵横,海上却是综合调整的‘禁区’,”渤海油田勘探开发研究院油藏总师苏彦春说,“一次井网下去,基本没留多少空间,且建设海上平台投资大、风险高。”
2006年,以绥中36-1为试点,研究人员决定放手一搏。一无经验、二无必要资料,研究人员靠摸索,以优化注水/聚和综合调整为主线,以细分开发层系、提高井控程度和改善水/聚驱效果为关键路径,完成剩余油描述等技术创新,使开发效果持续向好。
“十一五”期间,曙光初现,绥中36-1油田一期综合调整增加调整井58口,增加可采储量1193万吨,采收率提高10.4%。
触碰“极限”:技术路线决胜“油田多大产”
稳走技术路线,采收率才能“节节高”。挖潜老油田,要摸清油在哪儿。油田开发到一定阶段,水中有油,油中有水,扑朔迷离的油水局面,是打调整井头一道坎儿。
基于此,绥中36-1生产项目队采用“地质—油藏—生产”三位一体的立体剩余油研究路线,首次在渤海油田开展密闭取心和岩心剩余油实验研究,对14个层位的剩余油层精细描述,勾画出剩余油分布图。2007年12月,绥中36-1一期综合调整方案通过审查。
手握“行军图”,“排兵布阵”底气足。接着,在绥中36-1C及E平台打了6口先导试验井,测试效果并不理想,液量徘徊低位。此时,质疑声传来。
肩扛压力,技术人员逐个研究影响因子,发现试验井储层保护问题对先导试验有影响。问题找准,钻完井专业一举攻克。2009年,绥中36-1单砂体剩余油符合程度达85%,产能比ODP设计的都高。
2001年底,油田二期全面投产,注水立即跟上,科研人员探索出“点面结合、注采并重”的立体控水增油体系。“知其所往,注其所需,遏其所纵,驱其所向”,驭水“四招”成为提升采收率的“第二极”。
挑战“极限”:自然规律、技术条件与经济环境三方博弈
挑战采收率极限是自然规律、技术条件与经济环境的三方博弈。
技术进步与理念创新,推动采收率向上走。几年前,没人敢想绥中36-1采收率能到40%,但如今触手可及。
挑战极限不是蛮干。老油田挖潜,尊重剩余油分布规律才能“撒准网,捕到鱼”。接近极限,要靠技术。“但技术创新不是天上掉下的,扎实研究才能实现。”苏彦春说。
采收率通常指经济采收率。某种程度上,经济“气候”好坏与采收率高低正相关。比如,“十五”末,渤海多个油田患上“老油田综合征”,正是受低油价、高成本等不利因素影响所致。
投入与收益“对弈”,综合调整的经济边界在哪儿?
“从区域来看,形成对某个海上区块的整体新认识,可在规模效益的指引下提高采收率;从时间范畴来看,要做好长远构想,对油田的未来发展充分研判,”苏彦春说,“综合调整能在海上闯出一条经济有效的路。”(记者 孙国徽 刘佳)