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  中国石油勘探  2018, Vol. 23 Issue (6): 20-28  DOI:10.3969/j.issn.1672-7703.2018.06.003
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引用本文 

周立宏. 老油田效益增储对策——以大港油田为例[J]. 中国石油勘探, 2018, 23(6): 20-28. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2018.06.003.
Zhou Lihong. Countermeasures for economical reserve increase in mature oilfields: a case study on Dagang oilfield[J]. China Petroleum Exploration, 2018, 23(6): 20-28. DOI: 10.3969/j.issn.1672-7703.2018.06.003.

基金项目

国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发”(2016ZX05006-005);中国石油天然气股份有限公司重大科技专项“大港油区效益增储稳产关键技术研究与应用”(2018E-11-01)

第一作者简介

周立宏(1968-), 男, 河北故城人, 博士, 2006年毕业于中国科学院地质与地球物理研究所, 教授级高级工程师, 主要从事油气勘探研究与生产管理工作。地址:天津市滨海新区大港油田三号院, 邮政编码:300280。E-mail:zhoulh@petrochina.com.cn

文章历史

收稿日期:2018-07-31
修改日期:2018-09-21
老油田效益增储对策——以大港油田为例
周立宏     
中国石油大港油田公司
摘要: 大港油田历经50多年勘探,效益增储面临着井位确定难、储量新增难、储量升级难、储量动用难、效益提升难等诸多挑战。但大港油田资源优质、资料丰富、配套完善,效益增储潜力大。积极应对挑战,深入挖掘潜力,利用新资料、建立新模式,油田外围新区块寻找高效储量;突破老观念,预探新层系,油田上下新层系实现效益增储;油藏再认识、工艺再创新,油田内部新目标发现高效储量,探索形成老油田效益增储的新方法,使老油田增储再续青春,老油田增效闯出新路。实践证明,该方法是老油田效益增储的“金钥匙”,是老油田提质增效、走出困境的有效途径,对老油田实现持续稳健发展具有一定借鉴意义。
关键词: 效益增储    新区块    新层系    新目标    
Countermeasures for economical reserve increase in mature oilfields: a case study on Dagang oilfield
Zhou Lihong     
PetroChina Dagang Oil Company
Abstract: After more than 50 years of exploration, the Dagang Oilfield faces many challenges such as difficulty in locating wells, difficulty in increasing reserves, difficulty in upgrading reserves, difficulty in producing reserves, and difficulty in enhancing efficient production. With high-quality resources, abundant data, sophisticated equipment and facilities, and great potentials for reserve increase in the Danggang oilfield, valid reserves have been discovered in the surrounding zones by actively dealing with challenges, enlarging potentials and establishing new development models based on new data; efficient reserve increase has been realized by breaking through old ideas and pre-exploring new layers; and new reserve targets have been found by re-recognizing old reservoirs and innovating processes, which make the oilfield active again and provide new ways to increase reserves. It has been proved that these practices are "gold keys" to increasing reserves, and good ways to break through difficulties and keep sustainable and healthy development of mature oilfields.
Key words: economical reserve increase    new block    new layer    new target    

大港油田勘探开发建设始于1964年1月,累计探明石油地质储量12.87×108t,探明率为48.6%;现有22个油气田,32个开发区,原油年生产能力保持在400×104t左右。大港油田历经53年勘探开发,目前已进入“三高”阶段,即勘探程度高,可采储量采出程度高,综合含水高,是典型的老油田[1-3]。2014年以来,油价持续走低,与“三高”矛盾叠加,大港油田产量和效益呈现下滑趋势,降低综合成本、增加可采储量、稳定油田产量、提升整体效益成为急需解决的难题。为此,本文立足于大港油田勘探开发实际,提出老油田效益增储对策,为老油田提升效益、走出困境探索了新途径。

1 问题的提出 1.1 效益增储面临的挑战

大港油田历经53年勘探开发,增储面临诸多挑战,主要体现在以下4个方面:

(1)井位确定难。大港油田探井密度为0.28口/km2,是典型的高勘探程度区[4]。特别是大港油田老探区的探井密度大于1口/km2,俗称“筛子眼”探区,新定一口井,需查阅上百口老井井史;新找一个块,需研究邻区多个块资料,井位研究工作量及难度倍增。

(2)储量新增难。“十二五”期间,大港油田新增石油探明地质储量1.1×108t,新增探明储量来自161个区块,平均单块增储仅有68×104t,其中含油面积小于1km2的有138块,占总区块85.7%,多数区块以“小数点”方式增储(含油面积一般小于1km2),“一口井就能探明一个块,十个块也难增储千万吨”是老油田增储难的真实写照。

(3)储量升级难。“十二五”期间,大港油田在新区实现了规模增储,但由于新增储量大都具有埋藏深、物性差、自然产量低的特点,多数储量不能实现效益升级,预测储量升级率为46%,控制储量升级率为22%。新增探明储量中,来源于控制、预测升级的占23%,来源于滚动增储的占77%,大部分探明储量任务都通过当年新找区块来完成,这就意味着需要更多的工作量和投资投入。

(4)储量动用难。老油田新增探明储量具有“小而散”的特点[4-8],规模动用难的问题突出,截至2014年底,大港油田新增石油探明地质储量12.39×108t,储量动用率为72.7%,未动用储量高达3.46×108t。部分储量进行核销处理,纳入当年费用化中,拉低公司利润。同时,新增储量通过新建产能转换为产量,一般周期超过5年,储量不能及时转换成产量,变成收入,投资回收期长、收益率低,增储效益变差。

1.2 效益增储潜力分析

依据第四次资源评价结果,大港油田石油总资源量为26.5×108t,天然气总资源量为5610×108m3。截至2017年底,累计探明石油地质储量12.87×108t,探明率为48.6%;探明天然气地质储量735×108m3,探明率仅为13%;剩余石油资源量近14×108t,剩余天然气资源量近5000×108m3,其中老区剩余石油资源量为4×108t、剩余天然气资源量为1000×108m3,丰富的剩余资源蕴含着较大的勘探潜力。

大港油田老区位于富油气区带,油层埋藏浅、资源品位高,有着优质的资源基础。通过理论创新、观念创新、技术创新,近两年在老区仍实现藏内找藏、藏下找藏、藏边找藏,发现新的高效增储区[9-10]。通过管理创新,盘活老区资源,挖掘增效潜力,加之完善的配套设施,实现降本增效潜力大。“老区不老、小块不小”,老区仍具有较大的发展潜力、较强的发展后劲,仍然是效益勘探的主战场。

2 大港油田效益增储实践

大港油田增储以效益为导向,坚持“不可动不探明,无效益不升级”的原则,通过理论创新、理念创新、技术创新和管理创新,积极寻找规模效益储量,加快储量升级动用,新增储量实现“四个当年”(当年发现、当年增储、当年建产、当年增油)。

构建大港油田效益增储新模式(图 1),以效益增储为中心,以增储、增效为抓手,以创新为动力,以精细为手段,利用新资料、建立新模式、预探新领域、攻关新技术,实现油田外围新区块、油田上下新层系和油田内部新目标增储。创新管理模式,探索增储建产一体化[11]、新区老区一体化、地质工程一体化等增效新途径,实现控投降本、提质增效。

图 1 大港油田效益增储模式
2.1 油田外围新区块效益增储

老油田的油水边界已经明确,老油田外围找新区块,重要的是突破油水边界束缚。大港油田勘探实践证实,利用新的地震资料,结合新井动态,建立新模式,寻找两类目标,断裂带发现新断块油藏,斜坡区发现岩性—地层油藏。大港油田外围新区块效益增储有两个方向:一是向油田高部位延伸,寻找以前没能发现的新断块和没能认识到的地层圈闭,实现“油上找油”(在构造上倾方向找油)。二是构建新的成藏模式,向油水界面下倾方向(油藏低部位)拓展,落实新的构造—岩性圈闭,寻找以前不敢勘探的区块,实现“油下找油”(在构造下倾方向找油)。

2.1.1 利用新资料,红湖油田高部位形成高效增储建产区

大港油田老区红湖油田已发现了G172等构造油藏为主的4个高效开发区块,上报石油探明地质储量2460×104t,年产油3×104t。2015年,开展了针对非宽方位资料OVT域处理技术研究,提高了叠前道集的信噪比,Q层析与Q偏移处理技术提高了地震资料分辨率,取得较好效果,新处理资料保真保幅性强,地层接触关系清楚,分辨率得到有效提高,特别是低频端由9Hz扩展到4Hz, 提高了5Hz,不整合面及其上下部超覆、削截点清楚可靠,资料品质明显提升,建成高分辨率数据体。依托高分辨率目标处理资料,有效识别出10~15m砂体(老资料识别20~30m砂体)(图 2a),精确解释出超剥点和岩性变化点(图 2b),首次明确沙二段(主力开发层)与上覆、下伏地层呈“顶剥—底超—顶剥”接触关系,以不整合为重点研究对象,划分不整合类型、模拟不整合成因、构建不整合结构模式,精细刻画出地层超覆带、地层剥蚀带,在红湖油田高部位新发现地层—岩性圈闭带。为此,勘探思路由构造油气藏转向岩性—地层油气藏,按照层勘探方法,细分5级层序,开展分砂组目标评价,整体部署9口井位,X1602井等7口井获得高产工业油流,其中X1603井获得百吨高产,实现了“油上找油”。对处于“小数点”勘探阶段的老区,在红湖油田(面积11.67km2)的构造上倾方向发现大于6km2的整装圈闭,钻探获得成功,新增探明储量200×104t,新建产能5×104t,实现规模增储,建成高效产能区,是近年来大港油田效益增储的一大亮点,诠释了“老区不老、小块不小”的理念。

图 2 红湖油田高部位三维地震解释剖面
2.1.2 创新成藏模式,板东油田低部位形成2000×104t级效益增储区

大港油田板桥斜坡东翼(板东油田)于20世纪80年代,按照断块油气藏勘探方法,在构造高部位建成油气生产区。90年代,为扩大勘探成果,向构造低部位拓展,部署实施的BS80井等多口探井试油出水,相继失利。总结失利原因,认为该区油气充满程度不高,构造低部位以水层为主,勘探潜力小,处于停滞状态。

2015年,按照斜坡区岩性油气藏的勘探方法,增储的方向由构造油藏转向岩性油气藏,圈闭落实的重点由构造解释转向储层预测。为此,利用地震沉积学、相控反演、多属性融合等技术,精细砂体带刻画,板4油组在板东油田低部位新发现3个砂体带,落实了15个构造—岩性圈闭(图 3)。按照“富油气凹陷内每一个岩性变化带就是一个油气聚集带”的部署思路[12-14],构建“断裂复杂化斜坡+远岸水下扇砂体+优质烃源岩+垂向运移体系”四元耦合的成藏新模式,BS41X1井获得百吨高产,针对3个砂体带,整体部署4口探井,均获得成功,新增三级储量超2000×104t。四元耦合成藏模式突破了原构造油藏边界的限制,修正了下倾方向以水层为主的老认识,实现了“油下找油”。

图 3 板东油田勘探部署图
2.1.3 增储建产一体化,新区块减少勘探投资

在大港油田老区外围勘探中,创新项目管理,提出增储建产一体化管理模式,打破勘探开发传统的“接力棒”模式,在新增储量和产能建设中,推行同步编制井位部署方案、同步确定资料录取方案、同步优化试油试采方案,避免人力、物力、财力重复投入,提升增储建产效益。通过两年实施,探井成功率超过65%,储量动用率超过90%,产能到位率超过70%,产能贡献率超过85%,按阶梯油价进行经济评价,内部收益率在20%以上。

(1)同步编制井位部署方案。在增储方案中纳入产能井,共同认识油藏、控制储量规模,提高井控程度。在建产方案中将预探井、评价井均纳入开发井网,共同承担产油产气注水任务,加快储量升级动用,缩短储产转换期。

(2)同步确定资料录取方案。整体研究确定预探井、评价井和产能井录取资料方案,在确保资料录取要求的前提下,优化录井井段、测井系列及取心设计,实现资料录取互补,近两年减少投资800万元。

(3)同步优化试油试采方案。在增储建产方案一体化部署确定后,根据基础研究、储量申报和产能建设等需要,编制预探井、评价井、产能井试油试采一体化方案,既实现对油层的整体认识,又为开发方案编制提供详实的油藏参数,减少预探井、评价井试油层数,避免重复投资。通过方案同步编制,近两年少实施评价井和产能井8口井数,减少试油20层,节约投资1.6亿元以上。

2.2 油田上下新层系效益增储

大港油田经历53年勘探开发,绝大多数埋深浅于4000m的层系的钻井密度大于0.1口/km2,属于高勘探程度的层系。本文提出的老油田新层系,并不是新发现的层系,而是指在出油井点少、已发现储量少的层系,通过转变观念、创新认识,发现了新的突破井,实现了规模增储的层系。老油田找新层系一是针对埋藏浅、钻井多、增储少的高勘探程度层系,通过转变发现少、增储少就意味着潜力小的观念,改变过路(非主力的过路层)不过问的做法,纠正认识不到位、不深入的偏差,坚持富油气区全层系含油的理念,重新评价勘探潜力,构建新的成藏模式,老层新探,实现规模效益增储。二是针对埋藏较深、钻井少、增储少的低勘探程度层系,通过新老区结合,利用开发调整井加深预探,减少钻井进尺,实现规模效益增储。

2.2.1 老层新探,滨海断鼻沙一上亚段实现千万吨高效增储

大港油田滨海断鼻历经50余年勘探,钻井密度为1.25口/km2,为高勘探程度老区,已揭示11套含油气层系,埋藏由浅到深依次为明化镇组、馆陶组、东营组、沙一段(沙一上、沙一中、沙一下)等。中浅层以明化镇—东营组为主力生产层系,深层以沙一下亚段为主力生产层系,夹持在两个主力生产层之间的沙一上亚段,钻井多、储量少, 具有较大的勘探潜力。

坚持“老区不老”的理念,把沙一上亚段作为老层新探的试验场,列为老区效益增储的重点层。以往沙一上亚段受“储层不发育”的观念束缚,导致勘探重视不够。2017年,把储层研究作为重点工作,构建“多支重力流水道砂体近北东向呈带状展布,砂岩叠置尖灭”的沉积模式,落实3支重力流水道主砂体,砂岩厚度大(20~50m)、物性好(孔隙度12%~29%、渗透率0.12~4.3mD),改变了“沙一上储层泥质含量高储层不发育”的老观念。构建“断砂组合成藏”新模式,明确了“南北向砂体与北东向油源断裂配置,联合控藏”的成藏规律,新发现东部、中部、西部3个含油气带(图 4)。部署实施探井5口,其中G17104井获得超200m3的高产工业油气流,形成一个千万吨级整装规模效益增储建产区。

图 4 滨海断鼻沙一上亚段②砂组含油评价图
2.2.2 新层预探,王官屯潜山二叠系形成2000×104t效益增储区

王官屯油田已发现中生界—沙一段共5套含油层系,累计探明石油地质储量超亿吨,1974年投入开发,目前年产油35.28×104t。王官屯潜山位于王官屯油田之下,1984年以奥陶系为主要目的层在构造低部位部署实施的G1井,钻探失利,因为潜山埋藏深[15-16],勘探成本高,近30年再未进行勘探。2011年部署实施的WG1井在奥陶系获得高产气流但硫化氢含量高,永久性封层。二叠系不含硫化氢,但产量偏低,导致整个潜山评价不高。

2016年坚持“老油田之下有新藏,老区下部是新区”的理念,开展潜山成山、成储、成藏规律研究,创建多层系潜山内幕油气成藏新模式,把不含硫化氢气体的二叠系作为重点勘探层系,兼探中生界,油气并举,部署实施G1601井,二叠系上、下石盒子组均获高产油流,实现了王官屯潜山新突破。整体部署实施4口井,目前3口井已揭示油气层,有望形成2000×104t级效益增储区。

2.2.3 新区老区一体化,新层系勘探实现效益增储

富油凹陷整体具有复式聚油的特点,多层楼式含油是其基本特征。在已开发油层上下部寻找储量时,利用新增储量区(新区)和已开发油田(老区)叠合的优势,在井位研究和探井部署时,坚持“新老区相结合,新层系增储建产与老区开发调整一体化,实现高效增储建产”的做法,勘探开发协作,推行井位研究团队化、井位部署协同化,共同研究、共同讨论、共同优化增储上产整体方案。利用中浅层开发井加深预探新层系,按照“兼顾增储和上产、侧重上产”的原则,最大限度减少预探井尺,减少投资,实现高效增储建产。

井位研究团队化,整合勘探研究单位与油气生产单位跨专业、跨部门、跨系统的力量,形成以按项目为单元的临时攻关研究小组,实现井位研究“一股绳”。充分发挥机关管理部门协调管理优势、项目建设单位主体推动职责、油气生产单位属地优势和地方关系优势,形成井位部署实施的整合力量,实现井位部署协同实施。近两年通过与油田开发方案紧密结合,兼顾上产和增储,在大港油田王官屯地区累计优化5口油田开发产能井轨迹,新老区一体化,利用产能井加深预探新层系,实现少进尺增储(图 5)。通过4口井的成功钻探,节约进尺9100m,减少勘探投入5000万元以上,新增石油探明储量500×104t以上,实现了新层系勘探效益增储。

图 5 利用老区开发井加深预探新层三合一图
2.3 油田内部新目标效益增储

大港油田构造破碎,储层横向变化、纵向叠置,油气水关系复杂,认识不可能一次到位,目标不可能一次找完,复杂孕育着潜力,油田内部仍然能找到高产井位、高效目标。老油田内部找新目标,关键是以老井为中心,突出认识创新与工艺进步,开展“四个精细”(精细构造解释、精细储层预测、精细油藏研究、精细目标评价),重新评价老井,重新认识油藏,重新工程工艺试验攻关,拔掉钉子井,落实新目标,实现新增储。

2.3.1 工艺再创新,刘官庄油田实现储量、产量双翻番

刘官庄油田位于埕宁隆起高斜坡,来自歧口凹陷的油气经阶梯式复式输导与生物降解,形成以新近系为主的千万吨级稠油油藏,油藏埋深在1200~1700m之间。由于原油较稠[地面原油密度为0.9586~0.9789t/m3(20℃),地面原油黏度为202.2~498.3mPa·s,属重质稠油],导致单井产量低,已发现储量难以效益动用,只有零星出油井,没有整体投产建成油田,形成“有油不成田”的尴尬局面。

2014年,针对刘官庄油田油稠、疏松砂岩发育等特点,加大工程工艺创新攻关,探索应用电热杆热采和压裂充填防砂新工艺,日产油达到16t,打破了勘探开发工作停滞多年的僵局,揭开了新一轮增储的序幕[17-19]。以工程工艺攻关为手段, 以规模增储和效益动用为目标,通过3年实践,在刘官庄油田新增三级储量超千万吨,实现了该区储量翻番,建成年产能力10×104t以上,区块日产量由零跃升到200t,累计产油24.56×104t,建成了新的高效油田。

2.3.2 老井再评价,唐南断鼻形成500×104t级效益增储区

唐南断鼻位于唐家河油田南侧,整体为东倾的大型断鼻,20世纪90年代勘探对象以构造油藏为主,部署实施的GS64井获得高产工业油流;为扩大成果,向低部位拓展,部署实施的GS69井酸化后出水,日产水19.7m3,累计产水79.9m3,申报储量时,以GS69井为油水边界,按照构造油藏上报探明储量。2000年,在GS69井东部(油藏低部位)3km处,为探索低幅度背斜构造背景上的岩性油气藏,部署实施的GS69X1井获得工业油流,发现新的油藏类型,因投资和成本原因,未进一步拓展勘探,申报储量时,按照单井井控储量规范,外推100m作为储量边界线,上报探明储量。两个储量区之间存在3km宽的增储空白地带。

2016年,以沙一段为主要目的层系,细分砂组,通过精细构造解释,精细储层预测,重新落实该区的构造圈闭和岩性圈闭。开展老井油气层重新评价,认识到该区块GS69井沙一段试油出水是因为油层受到钻井液污染,试油不彻底。以此为突破口,结合新井GS20-36井资料,重新评价为油层,重新构建油藏模式,部署实施的GS1604井获得成功,拔除了GS69井“钉子井”,实现含油连片,整体形成500×104t级探明储量区。

2.3.3 地质工程一体化,实现零进尺增效增储

在已开发油田内部挖潜,把油田内所有预探井、评价井、开发井作为复查对象,针对过去受复杂地质认识局限和增产工艺、测井解释技术制约的部分低产油层或水层,以及达不到工业油流的核销探井,以数字化油田为平台,以增产增效为目标,实施地质工程一体化,组建临时的设计团队,集中管控地球物理、综合地质、油藏工程、钻采工程等专业人员以及专业软件、专业数据、专业成果[20-25],利用新资料、新技术,重构地质认识,重构解释图版,重构油气藏模式,开展老井评价,重新评价油层,提出老井试油方案。

大港油田通过老井复查,充分利用已开发油田现有资源,利用新工艺、新技术重新射开油层,重新改造油层,通过老井再利用,降低工程成本,实现增产增效。2016—2017年对151口老井开展复查,其中73口井新增油层239层,重新试油井26口,层数65层,重新试油后获得工业油流井12口,增加探明储量超500×104t,节约投资6000万元以上,从而实现了老区零进尺效益增储。

3 大港油田效益增储成效

面对低油价挑战,大港油田深挖老区潜力,通过转变观念和技术创新,效益增储实践取得6项成果。利用新资料,红湖油田高部位发现整装储量,建成一个5×104t级高效建产区;创新斜坡区岩性油气藏成藏理论认识,板东油田低部位发现了千万吨规模效益储量;构建断砂组合成藏新模式,老层新探,滨海断鼻沙一上亚段形成千万吨高效增储区,建成一个5×104t级高效建产区;已开发油层下部预探新层,王官屯潜山二叠系形成2000×104t效益增储区;工艺再攻关,稠油热采技术实现了刘官庄储量、产量倍增,建成10×104t级高效产能区;重新构建油藏模式,油藏再认识,唐南断鼻整体形成500×104t级探明储量区。通过增储建产一体化、新区老区一体化、地质工程一体化管理创新,实现了控投降本、提质增效,累计节约投资超3亿元,储量动用率超过90%,新增储量产能建设内部收益率超过8%。

实践证明,大港油田探索提出的老油田效益增储新模式,是老油田高效勘探的有效手段,为中国同类型老油田效益勘探开发提供了借鉴。

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