[发明专利]中高渗油藏特高含水后期低成本等效水驱方法

说明书

技术领域

本发明涉及油田开发技术领域，特别是涉及到一种中高渗油藏特高含水后期低成本等效水驱方法。

背景技术

中高渗油藏是我国大型油田的主要油藏类型，多属于河流-三角洲沉积体系，储层厚度大、物性好、渗透率高，储量规模大。自投入开发以来，中高渗油藏主要采用水驱方式，通过开发层系细分和井网优化调整技术不断提高水驱动用程度和水驱波及系数。其中，层系细分技术主要解决中高渗油藏开发的层间矛盾，通过将特征相近的油层组合在一起形成开发层系，每一套层系用一套井网单独开采来降低层间差异对油藏开发的影响。早期层系划分通常较粗，随着开发的深入，含水的上升，层间干扰不断加大，特高含水后期开发层系的划分越来越细，已成为当前中高渗油藏解决纵向非均质性的最主要的方法。井网优化调整技术是在层系细分的基础上，根据层系内储层空间分布状况对井网密度、布井方式以及注水方式进行优化调整的过程，其目的是实现水驱平面波及系数的最大化。当前国内外绝大部分油田都采用具有规则几何形态的密井网布井方式，注水方式则主要依据油藏类型、储层联通状况等油藏地质特点来确定，主要包括行列注水、面积注水、点状注水、边部注水等几种注水方式。

总体上看，层系细分和井网优化调整技术是当前中高渗油藏的主导开发技术，应用范围广，技术成熟度高。在中高渗油藏几十年的开发实践中，层系细分和井网优化调整使得油田开发取得了较好的效果，也为完成原油产量任务、提高水驱采收率发挥了重要作用。本质上，上述两项技术的实施核心是井网加密，例如，层系细分后需要增加新井建立独立的井网系统，井网优化调整也需要补充新井完善原有的井网系统。从油藏投入开发以来，通常历经多次调整，大量的加密井在增加油田产能、改善水驱开发效果的同时，也使得井网密度不断增大，开发井数不断增多，固定资产投资规模不断增大，由此带来的折旧折耗不断攀升，油田开发成本不断上升。进入特高含水后期以来，由于新井单井产量随含水升高不断下降，该时期加密新井投资回收期长、盈利能力差，并且快速拉高了开发总成本。自2014年下半年以来，随着国际油价大幅下跌，我国特高含水老油田的开发效益大幅下降，部分油田甚至处于亏损状态。2015年以来，中石化首次提出不以追求产量为原则来组织油田开发生产，而是以效益安排各项生产经营，以效益决策投资发展。中高渗油藏特高含水后期的开发要实现降本增效，不能再延续以往的以层系细分、井网加密的开发调整模式，需要以效益为导向的新思路、新方法。

从投入产出的角度分析，油田开发的利润受多种因素影响，利润计算公式如下：

利润＝产油量×油价-折耗-操作成本-折旧-税费-人工成本 (1)

式(1)中，产量、油价、折耗、操作成本对利润的影响机制比较复杂，且几种因素之间相互影响；折旧、税费及人工成本对利润的影响相对独立和固定。在油价一定的前提下，实现油田开发的降本增效重点要处理好产油量、折耗及操作成本的关系。

产量是油田利润的根源，但产量的增长必然伴随着投入及成本的增加，通常情况下，只要不引起折耗和操作成本的大幅增加，产量越高越能产生高额利润。相反，如果产量的增加是以折耗及操作成本的大幅上升为代价，油田开发利润并不会增加，在低油价时期甚至会亏损。

式(1)中，折耗与年产油量、剩余经济可采储量及油气资产净值有关，其计算公式为：

式(2)中，年产油量与剩余经济可采储量之比反映当年采出的剩余经济可采储量的比例，以此作为折耗率。而年产油量与剩余经济可采储量都是变量，年产油的规模及产量递减规律在很大程度上控制着剩余经济可采储量的数量。当前，剩余经济可采储量采用美国证券交易委员会SEC储量标定法，综合利用月度产油量、递减率、油价、开发成本及矿权年限等参数计算得出。总体上，在油价及矿权年限一定的情况下，年产油量越高、产量递减率越小、开发成本越低，则剩余经济可采储量越大，折耗率越低；年末油气资产净值越小，折耗越低。