老油田开发调整思路及流程

一、稀油老油田开发历程
㈠基础井网开发阶段
1、弹性开发
2、注水开发
问题：①地质构造认识，油层展布，连通性等
②单井控制储量大，生产井段长，层间干扰
㈡分层系开发阶段
问题：井距大，注采对应关系差，水驱控制程度低，平面矛盾突出
㈢井网一二次加密完善阶段
问题：剩余油颁布呈零散状
㈣井网局部完善阶段
问题：进入高含水开发阶段，层间干扰突出
非主力层动用差，滚动新储量（可形成井网）
㈤细分层系综合调整阶段
1、主力层改变液流方向
2、非主力层完善注采井网
㈥利用复杂结构井挖掘局部剩余油阶段
不能形成新的、较为完整的注采井网
二、稀油老油田特高含水开发期井网综合调整方案编制规范及要求
动态监测方案
㈠编制动态监测方案的目的与意义
编制动态监测方案目的是为了进行油藏工程设计时有足够的开发动态资料，更好地进行油藏开发状况、存在问题、潜力分布等分析，为方案调整部署奠定可靠的基础。

㈡动态监测方案编制程序
1、分析要调整（油田）单元动态监测系统
对要进行调整的（油田）单元的动态监测系统进行系统的分析，全面掌握现有动态监测系统资料，分析现有资料的实用性和可靠性，同时从对油藏整体控制角度（主力层主体部位、主力层边角部位以及非主力层）出发分析所需资料的井数和数量。

2、动态监测方案编制
通过对现有动态监测资料的分析，从对油藏整体均匀控制角度（主力层主体部位、主力层边角部位以及非主力层）出发，提出动态监测资料录取井井号（现有监测井、新选井），监测井不宜太多，达到对油藏整体均匀控制为目的。

所有监测井提供录取资料的内容、层位、井段。

录取资料内容主要包括（吸水剖面、产液剖面、分层压力监测、饱和度测井）。

动态监测方案要对所录取的资料提出明确的时间要求。

油藏工程设计
㈠油藏地质特征
概述油田或单元的区域构造位置，含油面积，地质储量以及含油层位。

（构造位置图、地层层序表）。

1、构造特征
概述油田（单元）的构造形态、断层发育情况、断距大小、微型构造发育情况。

重点应用示踪剂监测资料以及开发动态资料分析各级断层的封闭性。

（构造图、构造剖面图、断层要素表）。

2、储层岩性特征
利用化验分析资料概述油田（单元）岩性、矿物成分、粒度中值、分选系数、胶结类型、胶结方式、泥质含量、敏感性储层、交待粘土矿物组成及含量。

3、储层物性及微观孔隙结构特征
利用化验分析资料统计分析储层孔隙度、渗透率、微观孔隙结构特征，结合沉积特征、沉积演化分析沉积相带分布以及沉积相带分布对储层孔隙度、渗透率、微观孔隙结构的控制作用。

4、储层非均质特征
利用测井资料统计分析储层层间非均质性（各层渗透率差异）、层内非均质
性（均质系数、变异系数、级差）、平面非均质性（砂体形态、连续性、砂体物性平面变化—各层渗透率平面变化及与沉积相带的关系）。

5、流体性质
利用流体分析资料分析原油、地层水性质（原油性质表）
6、油层温度与压力
利用井深与压力、井深与温度资料统计回归。

7、渗流特征
典型（或归一化处理）相渗曲线分析。

8、储层精细划分结果及分类评价
利用地质精细研究成果。

①．储层精细划分方法、依据及结果（表）
②．隔夹层分类及分布特征（隔夹层分布图、分类描述）
③．储层分类评价
考虑面积、厚度、储量、砂体展布形态、井网条件、渗透性、动用状况等因素建立分类评价标准，将储层（油层）分为主力层、非主力层，并对主力层、非主力层特点进行描述（主力层与非主力层分类评价表--层位、储量分布）。

㈡开发历程及现状
概述不同开发阶段的任务及暴露的问题（开发曲线图、开发指标表、开发现状表）
㈢开发状况分析
1、水驱开发效果评价
理论曲线与实际曲线对比分析不同开发阶段（含水阶段）效果的好坏，并初步查找原因（井网、层间干扰）。

①．含水与采出程度关系曲线
②．存水率与采程度关系曲线
③．含水与含水上升率关系曲线
2、主力层与非主力层动用状况分析
①．主力层与非主力层压力保持状况分析
利用测压资料、单采井动液面资料、RFT测试资料分析主力层与非主力层的
压力保持状况和井底流动压力
②．主力层与非主力层吸水状况分析
利用吸水剖面资料，分析主力层与非主力层的吸水状况、吸水指数变化以及与压力保持水平的关系，并分析吸水差的原因（物性、水质）
3、主力层与非主力层采出状况分析
利用产液剖面资料、单采井生产动态资料以及数值模拟结果、新井钻遇情况分析主力层与非主力层的采出状况，并进行原因分析，并分析产液（油）指数的变化
4、井网适应性分析
①．主力层井网适应性分析
分单层统计井网控制程度（表）、井网完善程度（注采对应率）（表）、水驱储量控制程度（表），并进行原因分析（井网、井况）。

②非主力层井网适应性分析
根据非主力层的形态、面积、储量细化分类（能形成完善的注采井网、能形成单向的注采井网、不能形成注采井网）；
分单层从静态和动态两个方面进行井网控制程度（表）、井网完善程度（注采对应率）（表）、水驱储量控制程度（表）分析。

5、目前开发中存在的主要问题
通过水驱开发效果评价、主力层与非主力层动用状况分析、井网适应性分析，总结目前开发中存在的主要问题。

㈣潜力分析
应用饱和度测井资料、近年来新井钻遇结果资料、生产井实际生产资料以及数值模拟成果分别对主力层与非主力层的潜力进行分析（含油饱和度、水驱油效率、采出程度）。

1、主力层与非主力层潜力对比
从总体上分析主力层与非主力层潜力的大小
2、主力层潜力及影响因素
①．平面分布特征及影响因素（断层旁、高点、滞留区、边角部位—定量化或半定量化）
②．层间剩余潜力差异（排序）
3、非主力层潜力及影响因素
①．平面分布特征及影响因素（定量化或半定量化）
②．层间剩余潜力差异（排序）
㈤开发单元细化重组可行性及细化重组方案优化设计
从三维空间角度出发，针对开发中存在的主要问题以及油藏具体特点进行特高含水期层系内或跨层系间开发单元细化重组。

技术政策界限主要考虑渗透率级差、油层厚度；在进行细化重组方案优化设计时还要考虑油砂体的连通情况、叠合状况、采出程度等动静态因素。

1、开发单元细化重组物质基础
概述主力层与非主力层的剩余地质储量、剩余可采储量、采出程度和潜力大小，明确进行开发单元细化重组具有物质基础。

2、开发单元细化重组技术政策界限
结合油藏的地质特点，建立典型模型，依据实际井网状况、采液强度、生产压差等开发条件，进行数模研究—非平衡模拟技术（含水—采出程度关系）。

①．一套开发单元组合内油层渗透率级差界限研究
②．一套开发单元组合内油层厚度界限研究
以渗透率级差优化后的模型为基础，在保持同一开发开发单元组合内油层渗透率级差不变的情况下，逐渐减小中间渗透率层，保持井网、采液强度、生产压差等开采方式及条件不变的情况下，按照组合内油层的KH值比例分配油层产液量，计算不同油层厚度下的开发指标，对比开发效果，确定一套开发单元组合油层厚度界限。

③．主力层与非主力层压力保持水平界限
3、开发单元细化重组方案优化设计
依据开发单元细化重组的技术政策界限研究结果，结合油砂体的连通情况、叠合状况、采出程度等进行细化重组方案优化设计，设计多套组合方案，应用数模手段，与目前基础方案的开发指标进行对比、优选（主要指标是含水-采出程度），确定最佳组合方案。

㈥方案调整技术经济界限研究
应用谢氏公式推导计算
1、平均单井控制可采储量经济界限
2、极限井距经济界限
㈦方案调整部署
1、调整部署原则
①．主力层—改变液流方向，扩大波及程度，提高水驱控制程度；以剩余油富集区为中心，采用块状封闭切割注水方式，强注强采（提液）。

②．非主力层、主力层边角部位—完善注采井网，提高井网控制程度，补充地层能量，改善开发效果
2、调整部署结果
⑴调整部署分不同开发单元分别部署
①．现状
②．存在的主要问题
③．调整对策
考虑注采方向与沉积微相的关系，同时要考虑到各开发单元间注采井网的衔接关系。

④．调整部署结果［新井（考虑复杂结构井）：部署图，老井：工作量］
⑤．井网指标预测
主要是调整后注采对应率的变化，水驱控制程度的变化（表）。

⑵部署结果汇总
①．新井--钻井基础数据表
②．老井--工作量表
㈧主要指标预测
1、配产、配注（考虑主力层与非主力层压力保持水平）。

2、井网指标预测
调整前后：油水井数变化、注采对应率变化、水驱控制程度变化、采收率变化及增加可采储量（表）。

3、开发指标预测
测算依据：水驱开发规律、产量递减规律、新钻井产量、含水变化
测算结果：日产油能力变化、含水变化、注采比、自然递减、增加产能（新井、恢复）（表）。

㈨动态监测系统调整
调整目的及结果（表）
㈩方案实施工作量及要求
三、利用复杂结构井挖掘局部剩余油阶段
㈠强化特高含水阶段油藏精细描述，通过多种技术手段（测试资料、生产动态资料、数模）认准地下潜力分析
㈡开展复杂结构井经济技术界限研究
㈢复杂结构井部署（侧钻井、水平井、多靶心井等），如何围绕复杂结构井进行能量的补充。