低渗油田

2024-12-30

低渗油田（精选7篇）

低渗油田篇1

0 引言

低渗透注水开发吸水异常现象日益突出,集中表现在主力油层吸水少,薄差油层吸水多,导致局部地区部分层位的油井主要依靠弹性开采,注采不平衡。近年来我们在低产区块的综合治理过程中,对低渗油田吸水异常机理进行了定性分析和定量研究。通过对造成吸水异常因素由定性到定量的分析,认为注水井吸水异常主要因素是裂缝(或高渗透条带)的影响。随着裂缝密度的增大(高渗透条带渗透率的增加),低渗透油田吸水幅度变大,含水上升幅度增大,采出程度下降。

1 定性分析

1.1 裂缝发育程度对吸水异常的影响

通过统计注水井吸水剖面和油层破裂压力关系可以看出,吸水较多的薄差层破裂压力明显低于其它油层,据有压裂资料的24口井统计,吸水异常层平均破裂压力41.9MPa,比吸水能力较差的主力油层低7.2MPa,大部分吸水异常层的破裂压力是全井最低的。从天然裂缝的发育情况看,低渗透油田裂缝数量较少,裂缝的视线密度仅为0.015条/m,主要以构造裂缝为主,呈闭合状态。但是研究表明,低渗透油田薄差油层的裂缝数量多于主力油层。

大庆油田勘探开发研究院研究人员在对宾县泉头组野外露头天然裂缝观察和统计分析的基础上,建立了砂岩厚度(H)与裂缝密度(D)的定量关系:

D=0.24609+3.62990/H其相关系数为0.9859

裂缝密度与砂岩厚度具有较好的相关性。并存在一厚度阈值:(H=2.0~2.3m),当砂岩厚度H小于此阈值时,D随砂岩厚度的变小急剧增大;而当砂岩厚度大于此阈值时,裂缝密度变化幅度很小。吐哈丘陵油田统计的厚度与裂缝频率曲线也具有这样的规律。

低渗透油田非主力油层砂岩厚度大部分都小于2m,因此裂缝相对主力油层较为发育,注水井钻遇这些裂缝的几率较大。在注水时裂缝先张开吸水,降低了启动压力,形成了在笼统注水条件下薄差层吸水异常的现象。

1.2 含油饱和度对吸水异常的影响

从测井曲线分析,主力油层饱和度明显高于非主力油层,主力油层的含油饱和度一般在70%左右;而非主力油层的含油饱和度一般低于60%。低渗透油田原油中含有较丰富的极性物质,含油饱和度高的主力油层,活性物质的浓度较高,使原来润湿性表现为亲水的油层朝亲油方向转化,主力油层的亲油性增强,亲水性下降。相对非主力油层,在注水过程中毛管力表现为阻力,增加了表面分子作用力,注水启动压力要高于非主力油层,吸水能力变差。

2 数值模拟研究

2.1 裂缝影响

模型分三层,有效厚度分别为2米、7米、7米。三层渗透率都为1毫达西。孔隙度为11%,含油饱和度为0.65。首先,设计了五种裂缝密度(0、0.5、1.0、1.5、2.0条/米)的方案来研究裂缝与裂缝密度对开发效果和吸水状况的影响。其中0条/米表示在油层中不存在微裂缝。低渗透裂缝性砂岩油藏的模型为低渗透裂缝性砂岩油藏的等效介质模型。

在上述低渗透地质模型中,只考虑在第一层中有裂缝的存在,研究了不同裂缝密度对模型第一层的吸水状况和开发效果的影响,计算得到低渗透油藏的开发效果和吸水状况的结果见表1。

从表中可以得到,随着裂缝密度的增大,低渗透油田的含水变大,采出程度下降,在第一层的吸水变大。开发两年后,在没有裂缝存在的情况下,第一层的相对吸水量为24.0%;而当裂缝密度为2.0条/米时,第一层的相对吸水量为43.0%。因此,由于裂缝的存在,使得第一层的吸水量大幅上升。

2.2 高渗透层影响

在特低渗透油藏中,往往也因为有高渗透层而引起油井的暴性水淹,影响其开发效果和水井的吸水剖面。因此,我们设计了五种不同的渗透率(2、20、50、100、200md)的方案来研究高渗透层对开发效果和吸水剖面的影响。

在上述特低渗透地质模型中,只考虑在第一层中存在高渗透条带,研究了不同渗透率对模型第一层的开发效果和吸水剖面的影响,计算结果见表2。并以渗透率为20md的方案为例,说明由于高渗透带的存在,其三层吸水幅度的变化。

从表2中可以看到:(1)随着高渗透层的渗透率的增大,低渗透油田的含水变大,采出程度下降,第一层的吸水幅度增大。(2)第一层的吸水幅度随开采的进行不断上升,而没有高渗透条带的层位其吸水幅度下降(第二、三层)。刚开始时第一层由于层薄,其吸水幅度仅为24%,开发12年后,其吸水幅度增加到46.5%,增加了22.5%;而第二层或第三层刚开始时其吸水幅度为38%,第12年时,其吸水幅度降到26.5%,降低了11.5%。因此高渗透层对特低渗透油田的吸水幅度有着比较大的影响,且它与在地层中存在裂缝的作用相似。可以看出,裂缝或高渗透条带对吸水幅度影响较大。

2.3 含油饱和度影响

在上述模型(模型分三层,有效厚度分别为2米、7米、7米。三层渗透率都为1毫达西。孔隙度为11%,含油饱和度为0.65)的基础上,我们设计了五种不同含油饱和度的方案做数值模拟,定量研究不同含油饱和度对低渗透油藏开发效果和吸水状况的影响。第一套方案为第一层的含油饱和度为0.65的方案;第二套方案为第一层的含油饱和度为0.55的方案;第三套方案为第一层的含油饱和度为0.45的方案;第四套方案为第一层的含油饱和度为0.35的方案;第五套方案为第一层的含油饱和度为0.25的方案。计算结果见表3。

从表3可以看出,随着含油饱和度的减少,低渗透油藏的采出程度降低;计算12年以后,第一层的含水率和吸水幅度上升,当含油饱和度为0.65时,含水和相对吸水量分别为45.3%和44.0%;当含油饱和度为0.25时,含水和相对吸水量分别为56.5%和55.0%,由此可见,含油饱和度的变化,对第一层的含水率和吸水率影响较大。说明含油饱和度的变化对低渗透油田注水井吸水异常有一定的影响,但不是注水井吸水异常的主要原因。

另外计算还表明:尽管未饱和层、启动压力梯度、封隔段(不连通段)、射开程度等对吸水异常产生了一定的影响,但其影响程度远小于裂缝(或高渗透条带)对吸水异常的影响。

通过对造成吸水异常因素由定性到定量的分析,我们认为注水井吸水异常主要因素是裂缝(或高渗透条带)的影响。随着裂缝密度的增大(高渗透条带渗透率的增加),低渗透油田吸水幅度变大,含水变大,采出程度下降。

如果油层未被射开或中间有封隔段,则它会大大地降低油层的吸水能力。其它影响因素造成的吸水异常幅度较小。

3 结论

(1)由于主力油层和非主力油层在裂缝发育程度和含油饱和度方面存在的差异,形成了目前低渗透油田注采不匹配的矛盾。(2)裂缝发育程度差异是主力油层不吸水的主要原因。(3)含油饱和度、未饱和层、启动压力梯度、封隔段(不连通段)、射开程度等对吸水异常产生了一定的影响,但其影响程度远小于裂缝(或高渗透条带)对吸水异常的影响。(4)主力油层较为单一的注水井可单射主力油层。(5)主力油层不吸水的注水井,对主力油层实施分层酸化以改善主力油层吸水效果。

摘要：本文低渗油田吸水异常现象定性分析可以看出由于主力油层和非主力油层在裂缝发育程度和含油饱和度方面存在的差异,形成了注采不匹配的矛盾。在定性分析的基础上选择地质剖面模型做数值模拟,进行定量研究,揭示低渗透油田注水开发吸水异常机理。结果得出,裂缝发育程度差异是主力油层不吸水的主要原因。同时,含油饱和度,未饱和层、启动压力梯度、封隔段(不连通段)、射开程度等对吸水异常产生了一定的影响,但其影响程度远小于裂缝(或高渗透条带)对吸水异常的影响。该项研究对油田注水开发起到了较好的指导作用。

关键词：低渗透,启动压力梯度,数值模拟,吸水异常

参考文献

[1]刘维国等.低渗透油田开发的实践与认识,2000年大庆油田开发实践与认识,第175页.

[2]洪世铎等.油藏物理基础,1989年,第96～112页.

[3]刘先贵等.低渗透油田吸水异常研究,内部报告.

低渗油田篇2

现今社会对于原油的依赖依然很高, 随着油气勘探开发程度的不断提高, 对于老区而言, 其油气的产量实现稳产的难度越来越大, 先前受到开采技术和经济利益的限制, 低渗和特低渗油藏没有被人们足够的认识, 如今对其勘探开发已经成为石油企业实现工业油气增储的一大支柱。对于低渗透油藏的分析和勘探开发, 石油工作者经历了长期的探索与研究, 在前人研究的基础上, 整理归纳出一定的成果认识, 但是, 这些技术创新尚不能完全适应于低渗透油藏高效开发的需要, 统计数据显示低渗透油藏水驱采收率和储量动用程度依然处于较低的局面, 因此, 随着社会的发展, 后续的研究人员需要进一步探索开发低渗透油藏, 达到提高低渗透油藏采收率的目标。

二、低渗油田常见的问题

1. 地质方面

由于低渗透油藏储层孔隙很微细, 受到这一孔隙系统特征的影响, 在固和液界面处, 分子力作用会显著的增强, 致使在储层中流体运移以非常规的渗流形式在进行, 从这一点上可以看出, 对于低渗透油藏的开发与常规油藏油水渗流方面存在实质性的差异, 若注水开发的话, 流体在储层中的渗流将会更加复杂, 还有就是受到低渗透油层较低的吸水能力控制, 再加上油层中黏土矿物具有遇水膨胀的特性, 会给油层带来不可逆的伤害, 进一步降低了油层吸水能力, 注水见效将变得更差, 反而还会使得注水压力不断上升, 在注水井周围形成高压区, 使得注水量发生明显的递减。

低渗透砂岩油藏储层存在一定数量的天然裂缝, 在压裂投产的情况下, 还会形成人工压裂裂缝。由于裂缝的存在, 在对油藏进行注水时, 一旦压力超过裂缝开启压力, 就会使得原本处于闭合的裂缝发生开启, 最终使得注水井的吸水能力急剧增大, 产生一定程度上潜在的危害, 如油井发生严重的水窜现象或暴性水淹。

2. 开发方面

由于社会经济的发展, 对石油需求量越来越高, 致使国内石油储量紧张, 为了解决这一供需矛盾, 油田企业只能对油气的进行滚动开发, 受到一些客观存在的因素影响, 会很难实现对油田进行良性开发。低渗透油田对于注水的压力和水质情况要求均较高, 而单井产量又很低, 这就造成了对低渗油藏建设投资效益低下。受单井产量低的影响, 为了达到一定开采量的目的, 会相应的增加注水井的数量, 进一步加大了资金的投入, 使得投资效益更趋于降低。

3. 其它方面

在环境保护方面, 由于油田区域比较分散, 增大了油田建设的工程量, 扩大了建设过程中与环境之间的接触, 会直接给整个环境系统带来一系列的问题, 因此需要对各项的环保措施进行严格要求。

三、提高低渗透油田效益的举措

从上述的内容可以看出, 与低渗透油田效益的直接挂钩的是如何对低渗透油田进行有效的开发, 油田的开发建设对油田效益起着关键性的作用。

1. 科学的区域开发计划

实践证明, 该计划的实施对油田的规划建设和开发建设方面都起到了积极作用, 油田的规划建设会进一步促进油田开发建设, 努力提高油田开发所产生的经济效益。在计划产量的前提下, 从整体的角度上对油田开发和地面建设进行优化, 合理地控制建设规模, 使之与不同阶段的开发规模和区域开发协调统一。

2. 合理的井网

前面有讨论过裂缝与注水压力之前的关系, 受到裂缝的存在的影响, 低渗透油田对注水开发井网的部署需要结合多方面的内容进行综合考虑。当注采井网布置合理的前提下, 使得注水驱油过程中, 整个驱替的流程处于一个优化的状态, 这样一来就会取得良好的开发效果;在相反的情形下, 注入到地层中的水沿裂缝系统出现快速推进的过程, 使得产油井很快就会见水, 发生水淹现象。

为了避免油水井发生水窜现象, 注水的过程必须要沿裂缝进行线状注入, 这样一来, 注水井之间沿裂缝会拉成水线, 伴随注水量的不断增加, 注入水在压力梯度的作用下, 会逐渐形成水墙, 最终将基质中的油驱替至油井中。在线状注水情况下, 若注水压力高过岩石破裂压力, 会造成裂缝处于开启状态, 注水井井距大于油井井距的不等距井网布置可以被采用避免上述情况的发生, 扩大注水井井距能充分发挥注水能力, 此时在油井中也能见到明显的注水效果, 最终使得地层在压裂后所形成的产能得以很好的保持。

由于水平井等钻井工艺技术在不断进步和发展, 给低渗透油田的开发带来了更好更行之有效的手段。水平井分段压裂技术摆脱了低渗透油藏自然产能低和产量下降快的状态, 可以大大提高单井产量, 使其达到经济开发的要求, 创造出更好的经济效益。

3. 油田建设的经济评价

对于断块小油田来说, 其自身寿命比较短, 造成了投资风险比较大, 在对断块小油田项目技术经济进行评价时, 不仅要对油田的产量和原油价格变化进行风险评估之外, 还要对项目中投资比重大和消耗成本的重要环节的影响因素给予一定的分析。对油田建设的经济评价, 应将研究重点放在对现行项目经济评价方法进行评价和分析, 当然也需要增添一些可能存在的风险评价内容, 减少一些不可预见的风险。一个合理完善的经济评价方法不仅可以为工程建设项目提供决策性的依据, 还能够为工程建设项目的投资和管理体制提供成立条件。

结束语

如今对低渗及特低渗油藏勘探开发已经逐渐成为了石油企业实现油气增储的重要手段, 在低渗透油田开发作业过程中, 勘探、开发、开采和地面工程建设之间需要相互融合, 彼此之间需要紧密联系在一起, 进行整体上优化, 井网技术创新的不断涌现, 推动了配套技术和工艺技术往更好的方向发展, 努力实现低渗透油田开发具有可观的经济效益, 推动企业的进一步发展。

摘要：低孔、低渗性质的储层在青海油田区域具有广泛的分布, 随着油气勘探的深入进行, 在冷湖地区也被发现该类型的油藏, 其自身具有薄、多散、杂及纵向分布跨度大等特点。为了提高青海低渗油田勘探开发综合效益, 合理的井网布局和水平井分段压裂技术在该地区得到了很好地应用, 摆脱了低渗透油藏自然产能低和产量下降快的状态, 使其达到经济效益开发的要求, 为推动企业的进一步发展提供保障。

关键词：低渗油田,开发,井网

参考文献

[1]孙莹.浅谈低渗油田的效益开发[J].中国石油和化工标准与质量, 2011 (07) :153.

低渗油田篇3

关键词：特低渗透,油田,压裂参数设计

1 压裂参数资料分析与压裂效果

为了分析压裂效果, 本文主要选择该油田生产长61和长62砂组的压裂资料, 确定压裂参数以及油层物性对油井产能的影响。

1.1 储层物性

统计该油田150口井资料可以看出单井日产能力与单井的有效厚度和地层系数 (kh值) 关系, 从这些资料中可以得到油井的初期产能 (Q0) 与油层的有效厚度 (h) 的关系为:

低渗油田篇4

1地质概况

新欢27区块位于欢北杜家台中部, 含油面积2.8km2, 估算石油地质储量297×104t。该块杜家台油层油藏埋深-2650m~-2960m之间, 呈层状分布, 油层厚度较厚, 含油幅度较大, 油水分布复杂。油藏类型为层状构造~岩性油藏。无统一的油水界面。目前该区块内共完钻27口井, 其中探井1口, 取心井2口, 取心进尺99.97m, 岩心长87.86m, 取心收获率87.89%, 累积含油砂岩长6.92m。

2开发效果评价

井投产初期产量较高, 有一定生产能力;注采井网不完善, 但仍然见到一定注水效果;井产量受沉积相影响大, 平面上位于分流河道及砂坝上的井产量高;纵向上主力油层分布在I-2砂岩组、II油组和III-1砂岩组;调整井取得了较好的开发效果;储层物性差, 渗流阻力大、造成地层压力下降快, 单位压降累积产油量低, 产量递减快;近年来的压裂改造成为该块改善开发效果的主要措施手段。

3综合治理配套工艺技术措施

3.1整体压裂改造措施

3.1.1压裂效果分析

新欢27块需要加以研究和改进的方面:

(1) 压裂井段过大, 造成裂缝纵向延伸过大, 横向延伸不够, 油层改造起不到更理想的连通作用;

(2) 加砂强度偏小, 总体加砂规模不够, 造成裂缝延伸规模较小, 裂缝填充强度也达不到预想的要求。

3.1.2压裂选井选层原则

3.1.2.1新井采用分层压裂方式, 射孔方案要与压裂工艺设计相结合, 自下而上, 射开1段, 压裂1段, 封堵之后上返继续射孔和压裂, 压裂井段结合具体油层条件优选, 但总厚度不宜超过40m, 避射方案与压裂工艺相结合;

3.1.2.2老井选择压前累产量较小、剩余可采储量较大且初次压裂井段较大、加砂强度较小的油井进行重复压裂, 压裂方式以分层压裂为主, 条件适当可辅以投球选压;

3.1.2.3以注水井为单元, 选择注水见效明显, 地层压力得到相应恢复的油井 (现场经验值为压力系数大于0.8以上) , 进行注水层对应油层的分层压裂;

3.1.2.4平面上压裂井的选择要结合沉积相分布状况, 选择位于分流河道和砂坝上的油井, 且投产初期产量较低的油井进行分层压裂;

3.1.2.5水淹井或水淹层认识不清的油井不进行压裂。

3.1.3适应性压裂液评价与优选

3.1.3.1压裂液配方要求及组成

(1) 储层温度在80-100℃, 从耐温、伤害率、经济性等方面的要求, 采用中高温羟丙基胍胶硼交联压裂液体系;

(2) 泥质含量较高, 平均为8.74%, 其中蒙脱石含量为21.7%, 经储层配伍性实验分析表明水敏强度为中-弱水敏, 压裂液配方中加入适当的防膨剂;

(3) 渗透率中等, 平均为54×10-3μm2, 流体滤失比较严重, 尤其在前置液造缝阶段。

(4) 原油凝固点较高, 平均为25.9℃, 含蜡量较高, 平均为8.23%, 由于储层温度较高, 经物模实验表明, 冷压裂液不会对地层造成冷伤害, 但考虑对微孔喉可能产生的乳堵, 在压裂液中添加适当的表面活性剂;

(5) 储层压力较低, 为了提高压裂液的自喷返排率, 减小对储层的二次伤害, 压裂液配方中添加适当的助排剂。同时, 除了在交联液中加入常规破胶剂外, 还要在压裂施工过程中, 梯度追加常规破胶剂, 并且, 分阶段添加不同比例的胶囊破胶剂, 保证压裂液在1-2小时内破胶返排;

(6) 按照压裂工艺的要求, 平均砂比在28%以上, 净加砂强度在1m3/m以上, 压裂时间较长, 砂比较高、特别是瞬时砂比将达到50%以上, 应在压裂液配方中添加温度稳定剂。

按照上述要求, 新欢27块适应性压裂液配方组成为:

0.55-0.65%HPG+0.25-0.35%GPZ+0.5-2.0%961+0.05-0.15%PH调节剂

+0.01-0.05%S-100+0.05-0.0.2%PH123+0.2-0.4%C-150H+0.01-0.1%APS

+0.005-0.01%JBG-518+0.01-0.02%XPJ+0.1-0.2%L-1+0.1-0.2%W-1

3.1.3.2现场施工压裂液要求

(1) 在井场对溶胶液PH值进行逐罐检测, 并逐罐进行交联可挑性实验;

(2) 严格按设计交联比泵注溶胶液和交联液, 校准交联泵流量;

(3) 在施工过程中, 按设计要求梯度追加常规破胶剂和胶囊破胶剂;

(4) 注意根据施工压力变化和监督人员要求, 随时调整破胶剂加量。

3.1.4分层压裂管柱设计

3.1.4.1常规油层套管完井的油水井压裂, 采用Y531系列压裂封隔器+Y445系列可捞式压裂封隔器/填砂分层压裂管柱;

3.1.4.2复合油层套管完井的油水井压裂, 采用Y211系列压裂封隔器+Y445系列可捞式压裂封隔器/填砂分层压裂管柱;

3.1.4.3侧钻井压裂, 采用Y211系列小井眼压裂封隔器+填砂分层压裂管柱;

3.1.4.4井斜大于17O或套管有微小变形井, 采用Polar双卡瓦系列压裂封隔器+Y445系列可捞式桥塞/填砂分层压裂管柱。

3.1.5压裂测试要求

3.1.5.1选择新井、注水井、重复压裂井各1口, 进行声发射定位系统裂缝测试, 准确认识人工裂缝走向及裂缝延伸规律与排量、砂量、液量施工设计参数的关系;

3.1.5.2选择新井、注水井、重复压裂井各1口进行小型测试压裂, 同时采用井口压力计和井下压力计进行测试, 实时录取压裂液滤失系数、裂缝摩阻等地层参数, 为提高压裂设计与地层实际符合率提供现场基础数据;

3.1.5.3选择1口新井进行3700系列测井, 进行地层倾角测井, 根据测井资料, 取岩芯进行三轴应力测试等实验, 进行岩石力学参数及地应力剖面计算和分析;

低渗油田篇5

常规经济评价方法

1. 经济评价

经济评价是对投资项目的财务评价, 是根据国家和石油行业现行财税制度和价格体系, 分析、计算项目直接发生的财务效益和费用, 编制财务报表, 计算评价指标, 考察项目的盈利能力、清偿能力及外汇平衡等财务状况, 以判别石油工业建设项目在财务上的可行性。[1]因此, 对任何投资项目进行谨慎的经济评价十分关键。[2]

2.静态评价方法和动态评价方法

经济评价方法按是否考虑资金的时间价值, 可分为静态评价方法和动态评价方法两大类。[3]

(1) 静态评价方法主要有, 投资回收期法、投资效果系数法、追加投资回收期法、追加投资效果系数法和年折旧法等。

(2) 动态评价方法主要包括:净现值法、净现值比率法、净年值法、净终值法、内部收益率法、外部收益率法和动态投资回收期法。[4]

外围低渗油田效益规模及有效开发对策

1. 奈曼油田外围低渗油田的投资规模

(1) 奈曼区块近三年来总投资呈上升趋势 (见下图) 。

(2) 进入2012年以后, 奈曼油田投资规模将会缩减, 但钻井成本高于其他油田低渗区块 (见下表) 。

目前, 奈曼油田钻井成本为1766元/米, 虽然高于同属于低渗区块的长庆油田和大庆外围油田, 但是对于奈曼油田的实际情况而言, 能够成功地将钻井成本控制在1800元/米以内, 已经属于成功的典范了。我国国内油田钻井成本普遍占油田投资的40%以上。奈曼油田每年的投资规模, 很大一定程度上归咎于钻井成本高, 而钻井市场缺乏竞争是奈曼油田钻井成本高于长庆油田的主要原因。

2. 外围低渗油田的成本费用分析

外围低渗透油田的成本构成与普通油藏存在明显差异。目前, 辽河外围低渗油田成本费用居高不下的原因主要有:运输费用居高不下;动力成本明显过高;化学药品成本偏高;人工成本费用高;井下作业费用高。

3. 外围低渗油田的税金分析及政策

辽河外围奈曼区块的开发历经6年, 税金金额高于辽河油田中心区块, 每年用于税金支出这一项的开支较大。其中占税费支出4.5%以上的项目依次为:增值税、资源税和城建税, 分别占65.7%、26.59%和4.94%。因而, 可以考虑从降低增值税、资源税及城建税的角度来减少税费支出。目前, 国家对西部油气田企业的税收优惠政策主要有以下几个方面:

(1) 增值税方面:《油气田企业增值税管理办法》 (财税[2009]8号) 第九条规定, 油气田企业为生产原油、天然气接受其他油气田企业提供的生产性劳务, 可凭劳务提供方开具的增值税专用发票注明的增值税税额予以抵扣。但在实际生产经营中, 受各种因素影响, 与企业合作的外协作业单位95%以上是非油气田企业, 无法开具增值税专用发票, 从而使企业对外支付的钻井作业、技术服务等生产性劳务无法进行进项税抵扣。因此, 建议企业在选用外协单位时, 在保证质量的前提下, 尽量优先选用油气田企业 (如中石油、中石化、中海油所属企业) 。

(2) 企业所得税方面有:根据《产业结构调整指导目录》 (国家发展和改革委员会令第40号) 第一类第六条“石油、天然气勘探开发”所规定的内容, 西部油田企业完全符合西部大开发中有关内资企业所得税减免优惠政策的规定;财政部、国家税务总局《关于石油石化企业办社会支出有关企业所得税政策的通知》 (财税[2010]93号) 规定, 石油集团、石化集团所属企业发生的用于企业矿区所在地市政、公交、环卫、非义务教育、医疗、自有供暖、社区管理等社会性支出, 可以在当期计算应纳税所得额时据实扣除。

(3) 资源税方面有:财政部、国家税务总局颁发的《关于印发西部地区原油、天然气资源税改革若干问题的规定的通知》 (财税[2010]54号) 规定, 有下列情形之一的, 免征或者减征资源税:其一, 油田范围内运输稠油过程中用于加热的原油、天然气, 免征资源税;其二, 稠油、高凝油和高含硫天然气资源税减征40%;其三, 三次采油资源税减征30%。为便于征管, 对开采稠油、高凝油、高含硫天然气和三次采油的纳税人按确定的综合减征率及实际征收率计征资源税。

4. 外围低渗油田的经营管理

(1) 加强油、水井日常管理, 延长油、水井免修期。

(2) 切实加大油、水井的管理力度, 强化员工的主人翁意识和责任心。

(3) 优化工艺技术措施方案, 提高措施作业有效率。

(4) 强化“节约”意识, 减少外委工作量。

(5) 借鉴苏里格气田探索出来的“5+1”管理体制和“六统一, 三共享”的管理体系, 推行“标准化设计, 模块化建设, 数字化管理”管理思路。

所以, 可以考虑从优化管理模式的角度, 通过“三化”, 即市场化、一体化、数字化, 来优化管理方式、降低成本并提高效率。

5. 外围低渗油田降低操作成本的对策

(1) 借鉴国内油气田企业控制操作成本的经验, 如全面预算管理、目标成本管理、作业成本管理和责任成本管理等。

(2) 借鉴国外油田控制生产成本的经验, 如积极寻找优质资源;在经营方式上, 依靠新型的经营管理体制控制成本, 同时采用各种方式, 如兼并、收购和剥离等方式进行资源的置换优化;重视投资决策, 通过经济评价和优化投资决策防止成本上升;重视采用先进技术降低成本。

结论与建议

1.结论

本文以奈曼油田为实例, 系统地给出了提高研究区经济效益的对策, 为外围低渗油田的经济有效开发提供了依据。通过对奈曼油田的投资规模、成本费用、税金支出及经营管理4方面的研究, 得出应该从减少投资、降低操作成本、加强管理强度及实施税金优惠政策四个角度来提高研究区的经济效益。

2.建议

(1) 适度放开市场, 逐步建立有效的市场竞争。建议奈曼油田充分发挥市场在油气资源配置中的基础性作用, 建立宏观调控与市场运作相结合的资源优化配置机制, 创造各市场主体平等竞争和公开、有序、健全统一的市场环境。同时, 开放市场有利于降低费用, 降低工程费用, 提高工程质量。市场竞争机制有助于压缩钻井成本, 可以在目前综合钻井成本基础上进一步降低;深化管理制度改革。进行市场资源配置合理化改革, 预计可降低15%的井下作业费、10%的设备维护修理费, 提高2%的采油时率, 预计每年可以降低成本达480万元、增加原油销售收入达500万元。共计可为奈曼油田带来年增量效益近1000万元。

(2) 制订优惠政策措施, 鼓励开发难动用储量。经统计, 2011年全年, 奈曼油田向当地税务部门缴费支付的税费金额达到4839万元。奈曼油田作为难动用低效益油藏, 税收费用不仅高于辽河油田中心矿区, 也高于同属于低渗油田的长庆油田。因此, 建议调整不利于低品位油气资源开发的各种税费政策, 建立反映资源品质、勘探开发难易程度及油价变化等因素的灵活税费政策。对品质差异较大的资源开发, 要采用有明显差异的税费政策, 特别要对低品位资源的开发, 提供税费减免等各种优惠政策, 而对于易找易采而且规模较大的资源开发, 则要强调资源品质差异的级差收益, 客观反映开发不同品质资源的真实利益, 体现其合理性和公平性, 积极促进油气资源开发水平的提高, 达到奈曼油田的综合开发、合理开发和最大化开发程度。[5]奈曼油田作为我国陆上石油企业, 增值税税率为17%, 税负过重。国内陆上石油企业既不享受国外石油行业增值税全额抵扣的优惠, 又不享受海洋石油企业5%的税率优惠。比煤炭、电力等其它能源行业13%的税率也要高。因此, 国家有必要对奈曼油田这样的低品位边际效益油田勘探开发给与支持。

(3) 加强技术攻关, 合理调整开发方式和采油方式, 降低开采成本, 实现增量效益。针对外围油田奈曼区块的开发特点, 在当前和今后一段时间内, 应当加强低渗油藏整体压裂技术、精细注水技术与注水调剖技术、以及采用中频加热、智能提捞式采油新工艺、低渗透油藏的低成本开发技术等攻关。同时, 要加强技术储备, 与大学、科研机构和其他油田之间良性互动的科研机制。奈曼油田自2006年开发以来, 实施的一系列先进技术, 效果良好。例如, 压裂措施规模保持在23井次/年, 年投入费用1300万元, 年增油量12000吨, 压裂规模效益凸显。压裂措施为奈曼油田产量稳定起到了中流砥柱的作用, 压裂措施的实施对于产量、效益的影响巨大。压裂缝监测、区块整体压裂技术、压裂液优选等技术为奈曼油田带来年5000万元的效益。再如注水开发是国内低渗透油田的主要开发方式。奈曼油田进入全面注水开发后, 目前注水控制储量占动用储量的76% (570万吨) 。采用精细注水等先进水驱技术试验, 水井水驱储量动用程度会平均上升8个百分点。油井产量增加, 自然递减率会下降5.6个百分点, 采油速度会上升0.05个百分点, 含水上升率可以控制在1.5%之内。控水稳油效果极其显著, 带来年3931万元的经济收益。另外, 智能提捞式抽油机是大庆油田研发的一种提捞式采油设备, 适合低产低效井的使用。奈曼油田试用1井次后, 年可节电3万千瓦时。缺点是其故障处理比较费时费力, 需要设备厂家由大庆油田来现场维修, 维修费用年增加2万元。随着奈曼油田低效井的增加, 如果扩大提捞式抽油机的使用, 既能降低年1600万元的动力费用支出, 也能降低单井维护维修。其他如中频加热和电热油管加热技术已经在奈曼油田12井次中使用, 效果良好, 大大降低了检泵次数, 减少了降粘剂和防蜡剂的使用, 延长了生产时率。这些节能增产技术为奈曼油田增加效益年8000万元。

(4) 开源节流, 挖掘潜在效益, 寻求百万吨产能投资控制50亿以内。奈曼油田作为油田公司百万吨产能投资控制重点区块, 近年来在投资控制方面做了大量的工作。百万吨产能投资由2009年的75亿元逐渐下降, 2011年下降至60亿元, 但仍较50亿元目标任务偏高。为实现2012年后百万吨产能投资控制在50亿以内, 公司需从内部挖潜中寻求措施方案, 包括设计、技术、管理、机制和测算五个层面, 达到“两降一提高”的目标。一是通过优化、细化运行, 实现建设单位可控制项目的投资降低。二是通过对标无法降低需要控制的项目, 双方协商寻求部门政策性支持降低投资。三是优化投产方案, 提高油井产能。2012年, 奈曼油田下达钻井投资7口井, 原计划百万吨产能投资达到69.2亿元。为了实现百万吨产能投资50亿元的目标, 提出了具体的措施, 其中包括对地面工程设备利旧压缩设备材料费用;优化组织程序, 控制作业工序, 加强现场监督, 避免产生不必要的费用;优化洗井井位, 缩短钻井周期, 合理利用老井场, 新井压裂采用单层压裂, 合理设计压裂液量和配比, 减少现场无用消耗。

参考文献

[1]国家发展改革委, 建设部编.建设项目经济评价方法与参数 (第3版) [M].北京:中国计划出版社, 2006:2-5.

[2] (美) 米安MA.油气项目经济学与决策分析[M].北京:石油工业出版社, 2005:3-5.

[3]王桂荣等.技术经济学[M].东营:石油大学出版社, 2001:71-72.

[4]注册咨询工程师教材编写委员会.现代咨询方法与实务[M].北京:中国计划出版社, 2003:1-3.

低渗油田篇6

1.1 低渗多层油田的井况复杂, 对注水技术要求高

油田勘探开发中发现低渗多层油田所占比例非常高, 这对整个矿区的作业都很困难, 注水和修井的难度也相应的增加, 且需要的工作量也比正常井更大;且面临着更多的大修工作, 主要是低渗多层井中套变和结垢增加了工作难度和工作量;小修工作的花费较高, 根据实践调查发现用于问题井强拔解卡费用就占总费用的超过20%。

1.2 有效注水的条件对测试工艺提出更高要求

测试工艺受到油污的影响, 被测试水量不断漂移, 使得测试要不断反复进行;尤其是在结垢的环境影响下, 测试卡井反应异常, 极易引发测试中的事故发生;还有就是受到斜井自然地质和井下状况的影响, 卡阻无曲线也时有发生;此外还有压力波动的影响, 使得测试往往要进行多次。

1.3 地质需求要求的提高对地面工艺也有新需求

很多油气探区在开展低渗多层油田开采中都面临着注水系统不能满足需求的问题, 原因在于低渗油田对注水量和注水工艺有着较高的要求, 加之注水井比例也不断增高和管网配套水平较低, 设备老化失修等问题, 使得注水问题成为亟待解决的关键问题。

2 解决低渗多层油田注水问题的措施

2.1 加强注水工艺研究, 改善井筒情况

根据目前的开发状况和实际地址条件应当不断进行注水新技术的研究, 研究要以近年来中深斜井的分注技术为基础, 结合转注补孔等来不断发展完善低渗多层井的注水技术创新, 改善斜井、直井分注工艺来改善井况。目前研究已经取得了部分成果, 形成了以下几种新技术工艺:

第一, 配套工艺管柱优化技术。这一技术的研究主要是针对井筒施工中存在的诸多问题的解决。主要包括斜井分注技术、细分层分注技术、套变井分注技术以及地面分注技术等四个方面, 针对的是具体的分注中所存在的问题, 这些配套工艺管柱技术的应用能够对油田整体注水的情况有良好的改善和有效的控制, 适用上要注意具体问题具体分析, 应用不同的技术来提高注水水平。

第二, 工具改进技术。主要是两个方面, 其一是洗井器技术的提高和改进, 使得注水过流面积大幅提高并且提高了开关的灵活性;其二是封隔器的优化, 为低渗多层油田的开发提供了技术支持。

第三, 井下作业技术。先进的井筒可视测试技术能够有效的应用于井下状况认识, 这一技术还能够对井筒进行结垢套变的程度分类, 以便井下作业人员选择正确的扫钻和修复等技术来清理井下通道, 实践中这一技术的应用有效的解决了多项注水问题, 为井下作业提供了更为安全可靠的环境, 也提高了开展钻井的工作效率。

2.2 加强动态监测技术, 改善注水的效果

要想保障注水方案顺利实施, 就要研究发展测试工艺技术。首先在落实常规注水方案上要依靠日益完善的测调试工艺配套技术, 保证水量上调和下调的效果能够符合方案, 还要保证周期注水方案的有效落实, 进行层间轮注, 以期达到控水稳油来保证提高产油量的目的实现。其次通过优化完善测试技术为适应开发油田动态测试提供更为广阔的空间, 使测试工艺技术向着多元化方向发展, 力图提高测试的水平和效率来为油田的整个控水稳油目标奠定基础, 形成包括测试质量的保障体系和测试效率的保障体系等一系列系统性的科学体系。

第一, 测试质量保障要通过新的超声波电子流量计测试技术的应用, 解决目前井下仪器受到水质影响测试不出结果的问题, 提高测试的成效, 并保证测试数据的准确和多元化。

第二, 测试效率保障是要求通过恒流配水和投捞合成技术来使工作程序简单易操作, 而且具有高效性, 能够使测试效率成倍的提高。

第三, 故障处理保障, 主要是改进技术解决测试仪器设备在作业中的故障问题, 只有设备的有效运行才能保证质量和效率的提高, 才能注水方案的有效贯彻落实。

第四, 通过细化流程来实现直线管理的保障体系, 实行每道工序都有相关人员负责, 并使用奖惩激励制度, 保证合格和有效的交接, 提高工作效率, 有重点的进行项目检查。

2.3 加强系统仿真优化技术, 保证稳定的注水系统仿真技术能够有效的对地面管网的

压力进行合理的分配和布局, 从而保证注水的稳定, 也能够提高注水效率。目前注水效率不高的主要原因就在于出站干线阀门控制不合理以及注水系统中有的管线负荷的压力过大, 而通过计算机软件仿真技术能够使得这一问题得到有效的解决, 实践中也应用了这一技术且效果显著。

提压增注技术在解决高压高产区的欠注问题上有显著的效果, 欠注问题严重影响产油量和区块的注水效果, 只有通过有效的增注提高干线压力和增注量, 才能提高产油量, 这一问题也是目前实践中的难点, 需要不断的完善相关技术。

3 新技术应用的效果

通过新技术的应用实践中已经取得显著的效果, 表现在如下几个方面:

第一, 就是技术工艺的指标不断上升, 在分注率和注水合格率上都有明显提升;

第二, 在开发上也取得了前所未有的优异成果, 油井的含水率上升问题得到了有效的解决, 地层的压力也有相应的缓解, 注水方案的实施得到了有效的保障;

第三, 注水效果得到大幅提升, 直接保证了产油量的提高, 且效果明显。油井应用新技术见效率高且明显, 产油量大幅提高, 生产期限也有了缩短, 相关配套技术也保证了井网和井筒等环境设备的日趋完善。

4 结语

对低渗多层油田的注水新技术研究已经引起了油田企业和相关科研单位的重视, 也具有广泛的实践价值和意义, 对逐步深入的油田开发而言更是意义重大, 油田开发进入中后期阶段面临的低渗多层油田越来越多, 注水问题遇到的问题也日益复杂, 而传统的注水技术已经无法满足这一现实所需, 所以笔者对此展开了低渗多层油田注水新技术应用的初步研究, 旨在为油田开发提供更多的技术指导与支持。

参考文献

[1]薛宝庆, 李凯峰, 刑文志.低渗多层油田注水工艺技术研究, [J].石油知识, 2011 (01) [1]薛宝庆, 李凯峰, 刑文志.低渗多层油田注水工艺技术研究, [J].石油知识, 2011 (01)

低渗油田篇7

宝北区块是宝浪油田的主力开采区块,位于焉耆盆地博湖凹陷宝浪苏木背斜构造带北部。为一多期构造运动形成的长轴背斜,背斜形态相对完整,呈北西-南东向展布,东北翼较陡(倾角30-50度)、西南翼相对较缓(倾角12-13度)(图1),轴线呈向北东凸出的弧形,轴部很窄,长轴4.5-5.4km,短轴0.86-0.9km,长短轴之比5.0-6.3:1,因此,宝北背斜是一个两翼不对称的长条状高陡背斜构造,翼部井视地层厚度与轴部井地层厚度之比为1.4-2.0。圈闭面积3.5-4.9km,闭合高度为100m,背斜构造西北端为溢出点,在一定程度上控制了宝北油藏的规模(见表1)。

2 主要开采特点

宝北区块自1996年投入试采,1997年投入注水开发,分Ⅰ+Ⅱ和Ⅲ油组两套层系开发,以边外注水为主,辅以内部点状注水。经历了不含水(1996年10月至1999年12月)、低含水(2000年1月至2003年12月)及中-高含水(2004年1月至今)三个开发阶段,目前综合含水67%,其中Ⅰ+Ⅱ油组:62%,Ⅲ油组:87%。开采主要有以下特点:(1)受孔隙和裂缝双重渗流介质作用的影响油井初期产量较高,平均单井自然产量:37.0t/d,但递减幅度大,投产初期第一年自然减幅达48.5%。(2)见水方向以单向见水为主,类型有注入水推边水、注入水推进及注入水沿裂缝窜进。油井见水后含水上升速度快,含水上升率均在2以上,部分油井表现裂缝见水,在较短时间内,含水即上升到95%以上,基本不产油。(3)油藏压力下降快,投产一年后,压力下降至2.95MPa;注水见效缓慢,除部分裂缝发育区域在注水后6-8个月左右油井开始见效外,其它区域见效不明显,不如中-高渗透油藏敏感。

3 水淹类型及影响因素分析

宝北区块主力油层水淹严重:见水井数多、水淹层数和厚度大、水淹类型复杂、水淹后水驱油效率大幅度降低、主力油层水淹程度高、采出程度低。(1)见水井数多:宝北区块见水井数61口,占油井总井数66口的92.4%。(2)水淹层数多、厚度大:目前见水层数占总层数的93.3%,见水层厚度占总厚度的96.7%,有77层因高含水封堵或关井。水淹类型:受构造形态、储层裂缝、三级断层和沉积相带等地质因素综合影响,本区水淹类型复杂,主要水淹类型有注入水淹(包括裂缝和孔隙基质水淹)、边底水(包括注入水推边水、纯边水及底水),见表2。(1)水淹以孔隙式驱替和边水推注入水为主。(2)孔隙式驱替和边、底水的油井水淹后,产液能力下降明显。而裂缝水淹油井,则完全产水。(3)主力厚油层水淹严重,水淹损失储量占总地质储量的58%。水驱动用状况较差,各开发阶段采收率均低于理论值。

在油水边界附近由于受断层影响及内部注水井吸水能力差造成注水单向对应,表现为注入水推边水水淹。受平面非均质影响,部分注入水和边水沿高渗带和裂缝方向突进,水驱不均匀。当平面上三级小断层、裂缝与沉积微相结合在一起时,局部形成网状串流通道,造成水淹区地下油水关系异常复杂。

4 结论

(1)主力层水淹严重,平面上水淹区连成片,非主力层平面水淹呈点状分布,以单向水淹为主。(2)平面和纵向上,储层物性好,吸水、产液能力较强,水淹比较严重,储层物性差,吸水、产液能力差,水淹程度相对较弱。(3)受三级小断层、裂缝与沉积微相影响,水淹区地下油水关系异常复杂。

参考文献

[1]王乃举等.中国油藏开发模式总论[M].北京:石油工业出版社,1999.

【低渗油田】推荐阅读：

低渗油田的效益开发10-22

油田化学10-14

油田废水10-16

油田地面10-16

油田特征10-21

油田工会01-15