[學習]高含水期井網重組優(yōu)化研究

1、特高含水期井網重組優(yōu)化研究,匯報提綱,,一、地質、開發(fā)特點二、剩余油分布特征三、井網重組優(yōu)化技術四、應用效果五、結論,,,Ⅶ油組,構造特征：,構造形態(tài): 位于泌陽凹陷西南部雙河鼻狀構造，為一完整的由東南向西北抬起的單斜構造。砂體南部為斷層所擋，沿西北方向上傾直至尖滅。油藏類型：層狀構造巖性油氣藏,Ⅶ油組在縱向上包括18個含油小層，地質儲量1505.1×104t，目前分Ⅶ上（包括Ⅶ1-3，14小層）和Ⅶ下（包括Ⅶ4-1

2、3，15-18小層）兩套層系進行開發(fā)。,,,Ⅶ上層系構造形態(tài)：,Ⅶ上層系含油面積為10.35km2，地質儲量862.6×104噸，該油組共有4個小層。,Ⅶ油組下層系含油面積7.37km2，地質儲量642.5×104t。 該層系由14個小層疊合而成.,,Ⅶ下層系構造形態(tài)：,,儲層沉積特征：,粒度分析表明，Ⅶ上層系沉積物以細礫巖、礫狀砂巖、中砂巖為主，Ⅶ下層系沉積物以中砂巖、細砂巖為主。,Ⅶ油組屬于下第三系核桃園組核三

3、段地層，油藏埋深-1712～-2233m。儲層屬于扇三角沉積，沉積相研究表明，由東南物源向西北湖心方向呈扇形分布，依次發(fā)育有水下分流河道、前緣砂、河口壩、邊緣席狀砂亞相。,,,油砂體分類及評價,雙河油田油砂體分類評價標準,,油砂體分類及評價--共有四類,Ⅶ油組油砂體分類狀況,,油砂體分類及評價-縱向及平面非均質性較強,儲層物性與流體性質：,儲層物性,流體性質,,,,,,基礎井網階段（77.12-83.12）,井網局部完善調整階段（96.

4、01-2001.12）,井網一次加密階段（88.01-92.12）,井網二次加密階段（93.01-95.12）,井網細分調整階段（84.01-87.12）,井網綜合調 整調整階段（2002.01-目前）,開發(fā)歷程：,Ⅶ上層系：甲型水驅曲線,,87.12,,,,83.12,92.12,96.01,,2001.01,細分層系，月注采比首次達到0.84,穩(wěn)油控水階段：注水弱點強面，控制產液量，水油比一直保持在13-20之間。,,87

5、.12,,,,83.12,92.12,96.01,,2001.01,Ⅶ下層系：甲型水驅曲線,2003年前水油比一直保持在14以下。,開發(fā)指標,開發(fā)現(xiàn)狀,匯報提綱,,一、地質、開發(fā)特點二、剩余油分布特征三、井網重組優(yōu)化技術四、應用效果五、結論,剩余油分布特征研究方法,剩余油分布規(guī)律及三維定量化描述,剩余油成因類型分析,剩余油分布特征研究,,工作思路：,,,油藏工程分析法,油藏精細數值模擬法,,目前主力油層井網比較完善，水驅控制程

6、度高，水淹嚴重；非主力油層動態(tài)井網密度一般小于8.0口/km2，井距在350-580m之間、油水井數比在1.0-3.0之間，水驅控制程度較低，水淹程度也較低。,,層間水淹程度差異大：,,層間水淹程度差異大：,非主力層,非主力層,非主力層,非主力層，平均含水85.2%,非主力層,非主力層,非主力層,主力層平均含水95.26%,層間采出程度差異大：,主力油層采出程度在32.5-43.1%之間，平均40%；而非主力油層采出程度在8.5%-36

7、.8%之間，平均24.2%。主力與非主力油層動用程度相差15.8個百分點。,,平面水淹差異大：,Ⅶ2,上傾邊角部位,,,平面低滲區(qū),1982,1984,1986,1988,1990,1992,1994,1996,1998,2000,2002,2004,2006,,改變液流方向后剩余油重新聚集,這種剩余油分布面積小、縱向上疊合較差，而且在平面上的位置不是固定不變的，隨著液流方向的改變，它的大小和位置也在不斷地變動,Ⅶ4,上傾邊角部位,四類

8、油層,,Ⅶ12,該類儲層有：Ⅶ11、12、12、152、16、171、183層，剩余地質儲量22.8×104t，占總剩余儲量的2.3％。,井網不完善,匯報提綱,,一、地質、開發(fā)特點二、剩余油分布特征三、井網重組優(yōu)化技術四、應用效果五、結論,,1、開發(fā)單元細分界限研究,據實際生產資料統(tǒng)計：采油井滲透率與啟動生產壓差(Ｐs)、注水井滲透率與啟動注水壓差(Ｐi)它們之間有較好的冪函數關系式 ：,,Ｐs＝1.999Ｋ(－0

9、.6052)R=-0.9572Ｐi＝8.36Ｋ(-0.3435) R=-0.9908,,1、開發(fā)單元細分界限研究,,由此可建立不同滲透率級差（Ｋj）儲層，所需啟動壓差的比例關系式：Ｐ(i+1)/Ｐi＝Ｋj(B) 當滲透率級差為2.5時，油井低滲透層啟動生產壓差是高滲透層的1.74倍，水井低滲層所需的啟動注水壓差是高滲層的1.20-1.37倍，級差越大，層間干擾越嚴重，開發(fā)效果越差。要保證低滲層得以動用，在井網重

10、組時，滲透率級差應控制在2.5倍以下。,,1、開發(fā)單元細分界限研究,,進行井網重組技術政策研究時，根據Ⅶ油組儲層的空間展布狀況，遵循縱向上疊合程度高、物性相近、采出狀況相近的原則，重組開發(fā)單元。將疊合程度高、滲透率高、物性好的主力層組合為兩套井網，稱為主力層動態(tài)組合單元，滲透率級差為1.20～1.72，采出程度為32.5％～43.1％；將滲透率低、物性差的非主力層組合為三套井網，稱為非主力層動態(tài)組合單元，滲透率級差為1.04～2.28，

11、采出程度為8.5％～36.8％。,,2 細分開發(fā)單元開采，提高非主力油層的動用程度,,2 細分開發(fā)單元開采，提高非主力油層的動用程度,,重組細分前后各單元的基本情況統(tǒng)計表,單元重組后滲透率級差降低，非均質性減弱，對非主力層的潛力發(fā)揮比較有利。,,,,3、優(yōu)化井網部署，提高波及體積,,根據主力開發(fā)單元及非主力開發(fā)單元存在的問題，采用不同的井網優(yōu)化方式： 針對主力開發(fā)單元主體區(qū)采出程度高、含水特高、局部剩余油富集的特點，采取高

12、水淹區(qū)抽稀井網，低水淹區(qū)加密井網的方式，改變液流方向，對主體低滲區(qū)進行強注強采的井網方式進行調整。,,,,3、優(yōu)化井網部署，提高波及體積,,,,3、優(yōu)化井網部署，提高波及體積,針對非主力開發(fā)單元及主力開發(fā)單元上傾及邊角部位的三低（采出程度低、含水較低、地層能量較低)的局面，以完善井網、補充地層能量、提高儲量動用程度為目的，進行井網優(yōu)化調整。,在空間展布上五套開發(fā)單元疊合較好，所以在調整中充分利用現(xiàn)有井網資源，充分利用老井層系互換、上返、

13、轉注、轉采、儲層改造等措施，改變液流方向，提高波及體積。,,,,3、優(yōu)化井網部署，提高波及體積,,,,3、優(yōu)化井網部署，提高波及體積,利用數值模擬技術對重組優(yōu)化方案與常規(guī)細分調整方案進行對比，從含水率與采出程度關系曲線看出，重組方案的開發(fā)效果得到了明顯改善，含水上升得到了有效控制。,不同方案含水率與采出程度關系曲線,采出程度,匯報提綱,,一、地質、開發(fā)特點二、剩余油分布特征三、井網重組優(yōu)化技術四、應用效果五、結論,通過開展整體井

14、網重組及優(yōu)化調整技術研究，以此研究結果為指導編制了雙河Ⅶ油組井網重組優(yōu)化方案，本方案共部署新井16口(其中采油井7口，注水井9口)。老井綜合利用58口（轉注10口，轉采2口,復產9口，復注5口，油井層系互換4口，老井措施28口）。,非主力單元,部署新井2口，注水井補孔1口，復注1口，增注1口。,非主力單元,非主力單元,部署新井4口，注水井補孔1口，復注井2口。,部署新井7口（油井2口，水井5口）。老井工作量29口,主力單元,利用Ⅶ12-

15、3，14層系注水井H8-147采用雙靶心加深至Ⅶ10小層，認識主力油層內部剩余油重新分布潛力類型。,部署新井2口（油井1口，水井1口）。老井工作量12口,主力單元,新井實施效果顯著：,自2007年3月起開始現(xiàn)場實施，已實施新井12口，新井投產初期平均單井日產油9.3 t，綜合含水63.9%，至目前累計產油7400多噸。在措施井尚未實施的條件下，Ⅶ油組采油速度由實施前的0.35%上升到0.40%，含水由95.44%下降為94.91%，層系

16、整體開發(fā)水平得到了提高。,匯報提綱,,一、地質、開發(fā)特點二、剩余油分布特征三、井網重組優(yōu)化技術四、應用效果五、結論,井網重組優(yōu)化是特高含水期多層砂巖油藏進一步提高采收率的一種行之有效的途徑。 井網重組可大幅度提高非主力層注采對應率，從而提高其采收率； 井網優(yōu)化針對主力層主體區(qū)充分利用老井采取改變液流方向的方式靈活調整井網，非主力層與主力層上傾區(qū)采取加密完善為主的方式進行井網優(yōu)化，提高了水驅波及體積，改善了整體開發(fā)效果