海上油田采油工藝新技術和發(fā)展

海上油田采油工藝新技術和發(fā)展摘要：和陸地石油開采相比較，海洋石油的開采成本高、難度大，但在我國由于特殊的地質環(huán)境，勘探與開采海洋石油在我國能源中扮演著一個重要角色。本文正是基于此，較為詳細的分析了我國在海洋石油開采當中所面臨的問題，以及解決這些問題的措施。關鍵詞：海上油田：采油工藝；技術問題引言經(jīng)濟的發(fā)展使我國對石油資源的需求量逐漸的上升，同時呈現(xiàn)逐年增長的趨勢。然而，我國陸地石油產(chǎn)量卻不容樂觀，即產(chǎn)量呈現(xiàn)逐漸下降的趨勢。研究顯示，我國的海洋石油資源比較豐富，同時隨著國家重視度提升和開采力度的加強石油的產(chǎn)量不斷的上升，實現(xiàn)了彌補陸地石油不足的缺憾，同時也促進了我國石油產(chǎn)量的總體增長。雖然近些年來，我國在海洋石油勘探和開采工藝技術上，取得了很大進步，但是與國外相比，還存在一定的差距，尤其是在關鍵技術方面，還存在眾多的問題，所以，對于我國在海洋石油勘探和開采有一個全新認識是非常有必要的。一、海洋油田采油工藝所面臨的主要問題我國的海洋石油開采主要集中在一些近海區(qū)域，代表性的有6個，分別為北部灣、東海、渤海、珠江口、鶯歌海和瓊東南。目前，早已成型的油氣開發(fā)區(qū)有渤海、東海、南海西部和珠江口這4個油氣開發(fā)區(qū)。這些區(qū)域的石油開發(fā)中面臨著眾多問題，主要表現(xiàn)為以下幾個方面。1、開采海上高稠石油所用熱采技術問題經(jīng)過調查發(fā)現(xiàn)，在我國的渤海油田地區(qū)存在稠度比較大的油藏，此油藏原油的粘度要大于460mPa?s。因為粘度比較大，在現(xiàn)有的開采技術中和開采能力下，使用注水等技術方式開發(fā)經(jīng)濟效益較低比較而言，采用稠油熱采技術是比較好的選擇。然而，在使用該技術的過程中存在一些問題，如人工舉升技術、井下安全技術和蒸汽發(fā)生裝置等，這些問題的存在對經(jīng)濟和技術帶來一定的挑戰(zhàn)。2、海相砂巖（特）高含水期油田在挖潛上所面臨的挑戰(zhàn)海相砂巖油田通常為強底水油藏，是目前海洋油田的主力之一。在我國的南海區(qū)域，早期投產(chǎn)的該類油田大多數(shù)綜合含水量已經(jīng)超過90%，其對應的采出程度也高達42%左右。從這些油田的累積產(chǎn)量變化和平均調整井的單井對應的初產(chǎn)量中可以發(fā)現(xiàn)，利用調整井進行挖潛增產(chǎn)所對應的風險正在增加。與此同時，由于在老井眼周圍所進行的側鉆和越來越少的空井槽，使得在對應的挖潛作業(yè)上的難度不斷的得到了提升，相應的挖掘鉆井費用也變得越來越貴，采油增產(chǎn)對應的成本不斷增高。這些油田隨著含水量的不斷上升，其相應的產(chǎn)液結構也在不斷惡化。通過提液來實現(xiàn)增產(chǎn)也就變得越來越難，同時還面臨著在節(jié)能減排和污水處理方面的巨大壓力。3、海洋油田面臨穩(wěn)產(chǎn)的問題首先，在油氣田開采的過程中可能出現(xiàn)壓力降低和生產(chǎn)時間延長的情況，單井的產(chǎn)量將出現(xiàn)萎縮，此外，井筒積液問題的存在也導致單井采油停產(chǎn)的風險比較大。在油氣開采的過程中，某些油氣中有比較高含量的二氧化碳，而隨著作業(yè)時間的變長，在開采的過程中可能出現(xiàn)比較嚴重的酸腐蝕性的問題。4、油氣田低滲透開發(fā)所面臨的成本問題從投資角度上看，海上單井鉆井的平均費用是陸地上單井鉆井費用的十幾倍其對應的工程核算也是陸地上的幾十多倍，尤其是對海上那些“三低”油氣田的開發(fā)，其對應的經(jīng)濟成本非常高，相應的開采難度也遠大于陸地上油氣田，所以要開發(fā)“三低”油氣田，需要成本更低的采油工藝技術作為相應的支撐。二、目前海上采油工藝新技術進展1、海洋稠油采油工藝技術高稠度石油開采過程中，首要解決的問題是降粘。為實現(xiàn)高效開發(fā)，我國在該問題的解決上也做了大量研究，尤其是在配套工藝上面做了很多探索和嘗試。合理的配套采油技術主要是在井筒和油藏兩個方向上進行相關的降粘技術，具體包括化學降粘技術、電加熱降粘技術和流動平衡控制技術。其中在熱降粘技術上對應的在環(huán)空隔熱、熱采完井、熱采用水、熱力發(fā)生裝置選型和改造、舉升工藝和注采工藝等方面均取得了較大的突破。2、維護海洋油田穩(wěn)產(chǎn)的技術在海洋石油穩(wěn)產(chǎn)方面，最大的威脅是材料的腐蝕問題。為了有效解決該問題經(jīng)過大量實踐探討，開發(fā)出了一系列的腐蝕防護技術，并將其應用在海油的開采系統(tǒng)當中，同時還對生產(chǎn)系統(tǒng)進行了進一步優(yōu)化。3、水平井控水完井技術。該技術是在封隔器完井、裸眼完井、注水泥射孔完井等這些常規(guī)的完井技術上進行的，從我國情況來看，目前，我國國內(nèi)所用的水平井控水完井技術主要有水平井中心管和分段水平井變密度篩管。其中，勝利油田早已開展了一些分段變密度的相關試驗。該技術主要是依據(jù)海油油藏對應滲透率的變化，來對水平段上每段的透性膜進行相關優(yōu)化，優(yōu)化的參數(shù)主要為孔隙率和篩管孔的密度大小，來實現(xiàn)生產(chǎn)壓差的均衡，從而最終達到調節(jié)流量的相關目的。a、水平井分段變密度篩管控水完井。水平井分段變密度篩管控水完井技術是根據(jù)油藏滲透率的變化，優(yōu)化水平段每段的篩管孔密，均衡生產(chǎn)壓差，達到調節(jié)流量的目的。勝利油田已在海上油田開展了分段變密度篩管試驗，距跟端2~120m長度范圍內(nèi)，孔密逐漸由55孔變化到90孔，由于時間尚短，分段變密度篩管控水效果還有待進一步驗證。目前多限于簡單的分段卡堵水功能，離真正意義控水尚有距離。b、水平井中心管控水完井。水平井中心管控水完井技術是針對長水平井、高滲高產(chǎn)地層、井筒摩阻大、對底水油藏開采影響大而旨在延緩底水錐進的完井措施。根據(jù)對南海油田模擬研究，采用中心油管技術后，最大生產(chǎn)壓差和最小生產(chǎn)壓差之間相差0.77MPa。中心油管技術大大調整了水平井內(nèi)生產(chǎn)壓差的分布，大大有利于延緩底水錐進。在勝利海上油田CB1FA-P4也展開了試驗，試驗效果良好。總結隨著國內(nèi)海洋石油勘探開發(fā)工作的推進和中石化海外油氣田的陸續(xù)增多，深海油氣的開發(fā)是我們必須面對的挑戰(zhàn)之一。無論是水平井控水完井技術、海洋稠油采油工藝技術、維護海洋油田穩(wěn)產(chǎn)的技術都反映了這一趨勢。建議開展深水區(qū)域開發(fā)多方面的工藝技術研究配套，做好深水油氣開發(fā)的前期研究準備工作和技術儲備。［參考