[学习]高含水期井网重组优化研究

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• 通过开展整体井网重组及优化调整技 术研究，以此研究结果为指导编制了双河Ⅶ 油组井网重组优化方案，本方案共部署新井 16口(其中采油井7口，注水井9口)。老井综 合利用58口（转注10口，转采2口,复产9口 ，复注5口，油井层系互换4口，老井措施28 口）。
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•非 主 力 单 元
•部署新井2口，注 水井补孔1口，复 注1口，增注1口。
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•油砂体分类及评价
•双河油田油砂体分类评价标准
•
•油砂体分类及评价--共有四类
•Ⅶ油组油砂体分类状况
•非主力油砂体（ 三四类）个数占 64.3％，储量占
11.4％
•主力油砂体（一 二类）个数占
35.7％，储量占 88.6％
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• 油砂体分类及评价-纵向及平面非均质性较强
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•储层物性与流体性质：
•
•3、优化井网部署，提高波及体积
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•3、优化井网部署，提高波及体积 • 利用数值模拟技术对重组优化方案与常规细分调 整方案进行对比，从含水率与采出程度关系曲线看出 ，重组方案的开发效果得到了明显改善，含水上升得 到了有效控制。
•采出程度
•不同方案含水率与采出程度关系曲线
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•汇报提 纲
•一、地质、开发特点 •二、剩余油分布特征 •三、井网重组优化技术 •四、应用效果 •五、结论
低含水区分布在：油砂体的边角部位、平面低渗透区、压力
平衡区及注采对应相对较差的非主力油层。是今后挖潜的重要方向
。 特高含水区主要分布在油砂体的主体部位、平面高渗透 区，这类剩余油目前所占比较大，储层物性好、井网完善、采 出程度及综合含水都很高，如何提高这类剩余储量的采出程度 是今后老油田开发的重点和难点。
据实际生产资料统计：采油井渗透率与启动生产 压差(Ｐs)•、注水井渗透率与启动注水压差(Ｐi)•它们 之间有较好的幂函数关系式 ：
Ｐs＝1.999Ｋ(－
0.6052)
R=-0.9572
Ｐi＝8.36Ｋ(-
0.3435)
R=-
0.9908
双河油田渗透率与启动生产压差曲线
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• 1、开发单元细分界限研究
•储层物性
•流体性 质
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•开发历程：
•基础井网阶段 （77.12-83.12）
•井网细分 调整阶段 （84.0187.12）
•井网一次 加密阶段 （88.0192.12）
•井网二次 加密阶段 （93.0195.12）
•井网局部 完善调整阶 段（96.012001.12）
•井网综合调 整调整阶段 （2002.01-目
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•平面水淹程度差异大：一、二类油砂体
•Ⅶ2
•上倾边 角部位
•Ⅶ10
•压力平 衡区
•平面低 渗区
•该类储层有：Ⅶ2、3、6、8、9、10、11、14小层， 剩余地质储量870.6×104t，占总剩余储量的89.0％。
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•一、二类油砂体：
•改变液流方
•0.70
向后剩余油重
新聚集
•0.58
•0.50 •0.47 •0.44 •0.40
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• 1、开发单元细分界限研究
• 进行井网重组技术政策研究时，根据Ⅶ油组储 层的空间展布状况，遵循纵向上叠合程度高、物性 相近、采出状况相近的原则，重组开发单元。将叠 合程度高、渗透率高、物性好的主力层组合为两套 井网，称为主力层动态组合单元，渗透率级差为 1.20～1.72，采出程度为32.5％～43.1％；将渗透 率低、物性差的非主力层组合为三套井网，称为非 主力层动态组合单元，渗透率级差为1.04～2.28， 采出程度为8.5％～36.8％。
• 这种剩余油分布面积小、纵向 上叠合较差，而且在平面上的位置不
•0.10
是固定不变的，随着液流方向的改变 ，它的大小和位置也在不断•0.地00 变动
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•三类油层：
•Ⅶ4 •上倾边 •Ⅶ181-2 角部位
•该类储层有：Ⅶ4、5、7、13、 151、172、181-2小层，剩余地质 储量85.3×104t，占总剩余储 量的8.7％。
•井网不 完善区
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•四类油层
•Ⅶ12
•井网不 完善
•该类储层有：Ⅶ11、12、12、152、16、171、183层， 剩余地质储量22.8×104t，占总剩余储量的2.3％。
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•汇报提 纲
•一、地质、开发特点 •二、剩余油分布特征 •三、井网重组优化技术 •四、应用效果 •五、结论
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• 1、开发单元细分界限研究
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•非 主 力 单 元
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•非 主 力 单 元
•8-137 •8-151
•部署新井4
口，注水井
•T4-608
补孔1口，复 注井2口。
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•主 力 单 元 •上倾、
边角区
•部署新井7口 （油井2口，水 井5口）。老井 工作量29口
•主体区
• •主 力 单 元
•部署新井2口 （油井1口，水
井1口）。老井 工作量12口
根据主力开发单元及非主力开发单元存在的 问题，采用不同的井网优化方式： 针对主力开发单元主体区采出程度高、含水
特高、局部剩余油富集的特点，采取高水淹区抽
稀井网，低水淹区加密井网的方式，改变液流方
向，对主体低渗区进行强注强采的井网方式进行
调整。
•
•3、优化井网部署，提高波及体积
•
•3、优化井网部署，提高波及体积
前）
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• Ⅶ上层系：甲型水驱曲线
•细分层系， 月注采比首 次达到0.84
•稳油控水阶段 ：注水弱点强面 ，控制产液量， 水油比一直保持 在13-20之间。
•83.1 2
•87.1 •92.1 •96.0 •2001.01
2
2
1
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•Ⅶ下层系：甲型水驱曲线
•2003年前水油比一 直保持在14以下。
•83.1 2
• 针对非主力开发单元及主力开发单元上倾及边 角部位的三低（采出程度低、含水较低、地层能量 较低)的局面，以完善井网、补充地层能量、提高储 量动用程度为目的，进行井网优化调整。
• 在空间展布上五套开发单元叠合较好，所以在 调整中充分利用现有井网资源，充分利用老井层系 互换、上返、转注、转采、储层改造等措施，改变 液流方向，提高波及体积。
层位
数模原始地质 累积产油（ 剩余地质储量（ 采出程度 目前含水
储量（万吨） 万吨）
万吨）
（%） （%）
12-3
14.00
1.19
12.81
8.51
56.80
2
621.00
260.80
360.20
42.00
94.81
3 4
273.00 11.00
114.24 3.17
158.76 7.83
41.85 28.78
[学习]高含水期井网重组优 化研究
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•汇报提 纲
•一、地质、开发特点 •二、剩余油分布特征 •三、井网重组优化技术 •四、应用效果 •五、结论
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•构造特征 ：
•WN
•构造形态: 位于泌阳凹 陷西南部双河鼻状构造 ，为一完整的由东南向 西北抬起的单斜构造。 砂体南部为断层所挡， 沿西北方向上倾直至尖 灭。 •油藏类型：层状构造岩 性油气藏
•87.1 2
•92.1 •96.0 •2001.01
2
1
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•开发指标
•开发现状
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•汇报提 纲
•一、地质、开发特点 •二、剩余油分布特征 •三、井网重组优化技术 •四、应用效果 •五、结论
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•剩余油分布特征研究
•剩余油 分布特征 研究方法
•油藏精细数 值模拟法
•油藏工程分 析法
•剩余 油分布 规律及 三维定 量化描
32.54 39.08
90.26 96.01
8力 力5力.层 层2层%
11
67.00
28.87
38.13
43.09
97.89
13
21.00
7.73
13.27
36.80
93.28
14
80.00
26.73
53.27
33.42
96.56
151
23.00
4.65
18.35
20.21
72.23
18
16.00
3.wk.baidu.com6
•利用Ⅶ12-3，14层 系注水井H8-147采用 双靶心加深至Ⅶ10小 层，认识主力油层内 部剩余油重新分布潜 力类型。
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•新井实施效果显著：
• 自2007年3月起开始现场实施，已实施新井 12口，新井投产初期平均单井日产油9.3 t，综 合含水63.9%，至目前累计产油7400多吨。在措 施井尚未实施的条件下，Ⅶ油组采油速度由实施 前的0.35%上升到0.40%，含水由95.44%下降为 94.91%，层系整体开发水平得到了提高。
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•Ⅶ下层系构造形态：
•Ⅶ油组下层系含油面积7.37km2 ，地质储量642.5×104t。 •该层系由14个小层叠合而成.
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•储层沉积特征：
• Ⅶ油组属于下第三 系核桃园组核三段地 层，油藏埋深-1712 ～-2233m。储层属于 扇三角沉积，沉积相 研究表明，由东南物 源向西北湖心方向呈 扇形分布，依次发育 有水下分流河道、前 • 粒度分析表明，Ⅶ上层系沉积物以细砾 缘砂、河口坝、边缘 岩、砾状砂岩、中砂岩为主，Ⅶ下层系沉积物 席状砂亚相。 以中砂岩、细砂岩为主。
述
•剩余 油成因
类 •型分
析
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•层间水淹程度差异大：
目前主力油层井网比较完善，水驱控制程度高，水淹严 重；非主力油层动态井网密度一般小于8.0口/km2，井距在350580m之间、油水井数比在1.0-3.0之间，水驱控制程度较低，水 淹程度也较低。
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•层间水淹程度差异大：
•主力层 平•非均主含水 9力5.层26%
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•汇报提 纲
•一、地质、开发特点 •二、剩余油分布特征 •三、井网重组优化技术 •四、应用效果 •五、结论
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• 井网重组优化是特高含水期多层砂岩油 藏进一步提高采收率的一种行之有效的途径 。 • 井网重组可大幅度提高非主力层注采对 应率，从而提高其采收率； • 井网优化针对主力层主体区充分利用老 井采取改变液流方向的方式灵活调整井网， 非主力层与主力层上倾区采取加密完善为主 的方式进行井网优化，提高了水驱波及体积 ，改善了整体开发效果。
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• 2 细分开发单元开采，提高非主力油层的动用程度
•Ⅶ4-6
•Ⅶ12-3 •Ⅶ11，12
•Ⅶ15-18
•Ⅶ8-13
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• 2 细分开发单元开采，提高非主力油层的动用程度
• 重组细分前后各单元的基本情况统计表
• 单元重组后渗透率级差降低，非均质性减弱，对非主 力层的潜力发挥比较有利。
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•3、优化井网部署，提高波及体积
• 由此可建立不同渗透率级差（Ｋj）储层，所需 启动压差的比例关系式：
•Ｐ(i+1)/Ｐi＝Ｋj(B) • 当渗透率级差为2.5时，油井低渗透层启动生产 压差是高渗透层的1.74倍，水井低渗层所需的启动 注水压差是高渗层的1.20-1.37倍，级差越大，层间 干扰越严重，开发效果越差。要保证低渗层得以动 用，在井网重组时，渗透率级差应控制在2.5倍以下 。
•ES
•Ⅶ油组
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•Ⅶ14
•Ⅶ2-3 •Ⅶ4-5
•Ⅶ11
• Ⅶ油组在纵向上包括18个 含油小层，地质储量 1505.1×104t，目前分Ⅶ上（包 括Ⅶ1-3，14小层）和Ⅶ下（包 括Ⅶ4-13，15-18小层）两套层 系进行开发。
•Ⅶ1518
•Ⅶ6-13 •Ⅶ12
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•Ⅶ上层系构造形态：
•Ⅶ上层系含油面 积为10.35km2，地 质储量862.6×104 吨，该油组共有4 个小层。
94.70
89.25 •非主力
5
18.00
4.42
13.58
24.55
层，平 89.46
6 8 9 10
71.00 116.00 94.00 127.50
26.45 41.43 30.58 49.82
44.55 74.57
37.25 35.71
97.17 94.98
均••非 非•含非主 主水主
63.42 77.68
12.24
23.48
85.35
合计
1552.50
603.83
948.67
38.89
95.00
•
•层间采出程度差异大：
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•平面水淹差异大：
• 至2005年底 ，低含水（低于90 ％）的剩余地质储 量占总剩余地质储 量的30.99%
• 特高含水 （高于95％） 的剩余地质储 量占总剩余储 量的54.52%