临11沙二下断块油藏井网完善方案.ppt

临盘油田临11沙二下综合调整方案,临63-10,中石化胜利油田有限公司临盘采油厂二00四年十月,临盘采油四队,临盘油田临11沙二下因油水井套损严重，注采井网不完善，剩余油分布规律不清，目前平均单井控制地质储量21.6万吨，采油速度0.33%，采出程度19.2%，采收率24.0%，开发效果较差。,前言,针对临11沙二下存在的主要问题，本次方案编制过程中，主要做了以下研究工作：1、开展精细油藏描述工作，编制了5张砂组顶面构造图、30张小层平面图和6张油藏剖面图，并分小层计算了储量。2、充分运用新钻井的测井资料以及丰富的生产动态资料运用油藏工程方法分析了主力断块平面上、层间上的剩余油潜力。编制了完善注采井网，提高储量控制程度和水驱储量动用程度的综合调整方案。,油藏工程部分,汇报题要,一、概况二、油藏地质特征三、开发历程及开采特征四、开发效果评价五、存在的主要问题六、潜力分析七、方案设计,一、概况,临11断块区位于临盘油田中部、临邑大断层分支断层的上升盘,是受临邑大断层控制形成的鼻状断块构造。含油层系沙二下，油层埋深1400-1600米。含油面积1.0km2，地质储量238万吨。,一、概况,该块73年7月试采，73年8月正式投入开发，79年8月开始注水。至2004年8月：,一、概况,目前停产油井9口，停注水井4口。9口停产油井中能利用3口，因套坏报废5口,低能低产报废1口；4口停注水井能利用1口，因套坏报废1口，地面原因报废1口。,一、概况,汇报题要,一、概况二、油藏地质特征三、开发历程及开采特征四、开发效果评价五、存在的主要问题六、潜力分析七、方案设计,1、地层发育特征,临11断块区目前钻遇的地层自下而上依次为：,其中馆陶组与下伏地层呈角度不整合接触。,1、地层发育特征,沙二下地层厚度240-270米，埋深1419-1723m。全区普遍发育一套浅成侵入火成岩体，其产状与地层产状基本一致，厚度8-115米。总体来看，火成岩在南部临邑大断层附近最厚，往西北方向变薄，说明岩浆活动明显受大断层控制。,2、构造特征,1,2,3,临11沙二下原构造图是1992年编制的。这次方案结合所有的钻井、油水井动态等资料，利用人机交互三维地震解释技术进行了精细构造研究，重新解释了T3标准反射层，重新编制了各砂层组顶面微构造图。与原构造模型相比，大的构造格局基本未变，但断块内部的次级断层有了较大变化。,2、构造特征,临11沙二下构造图(1992年),临11沙二下构造图(目前),临63块西部新增1条西倾断层，使63-15块成为一个独立的小断块,临63块东部、北部去掉3条小断层，使63块构造变得简单,临11块西部断层走向由北东变为近北西，,而南部南倾小断层与大断层并未相交使临62-斜4块与北部是一个整体,南部临11-9井区新增1条走向南北的西倾小断层，这样就使临11块构造变得更加复杂。,2、构造特征,1,2,3,临11断块是一个四周被断层切割封闭的三角形复杂断块区。南界为临邑大断层(1号断层)，断距50-100米，北部是与临64断块的分界断层(3号断层)，断距50-100米。,2、构造特征,1,2,3,块内被一近东西走向的南掉断层(2号断层)切割，形成南北两个台阶。内部又被5条次级断层分成7个自然断块，含油断块有5个。其中南块包括2个断块，临11-10、临11-17块；北块包括3个断块，临63-15、临63、临71-6块。5个含油断块中最大含油面积0.70km2，最小含油面积0.03km2，为典型的复杂小断块油藏。,北块地层西北倾，倾角11-17度，构造高点在临11-8、临63-6、临71井附近。,南块内部发育2条5级小断层，对油水运动有影响。构造呈现“南高北低，中间高东西低”，地层倾角10-15度，构造高点在临11-5、临62-斜2井附近。,3、储层特征（1）沉积环境与沉积相,临11断块区沙二下地层沉积环境为河流-三角洲沉积。岩性以粉-细砂岩为主，胶结疏松，出砂严重。,3、储层特征（2）储层平面分布特征,临11沙二下共划分了5个砂层组38个小层，由于断层牵引和火成岩的穿插影响，南北两块储层变化较大。,3、储层特征（2）储层平面分布特征,四、五砂组在北块及南块火成岩以下发育。五砂组划分为7个小层，单层厚度一般4-8米，最厚9.6米，仅1-4小层在临63块西部含油。四砂组划分为5个小层，仅5、2小层分布比较稳定，连通性好，单层厚度2-6米，最厚8.6米。,北块四、五砂组火成岩以下仅临63-14和临63-斜1井钻遇油水同层。,而南块四、五砂组不含油。,3、储层特征（2）储层平面分布特征,一砂组物性差，且局部顶部已被剥蚀掉，上覆馆陶组地层，共划分为7个小层。仅7、5、4三个小层在局部含油。,二、三砂组在南、北两块都较为发育。三砂组划分为10个小层，二砂组划分为9个小层。主力小层三8、7、3，二9、8、5分布稳定，连通性好，单层厚度一般2-5米，最厚6.4米。其它各小层因块而有所不同。,临11沙二下小层平面图,临11沙二下小层平面图,临11沙二下小层平面图,临11沙二下小层平面图,临11沙二下小层平面图,根据早期投产的临63及临11井的实际测试资料，临11断块区沙二下原始地层压力14.57-15.04MPa，压力系数0.98-1.0，地层温度62-68OC，地温梯度3.3OC/100米，属常温常压油气藏。,5、温度与压力特征,6、油水关系与油藏类型,临11断块区储量沿1、2号断层附近富集，油层呈现边薄顶厚的特点。一、二砂组层状多油水系统，三、四、五砂组在同一断块内为同一油水系统平面上含油底界分布规律为南高北低。,6、油水关系与油藏类型,北部临63块一砂组仅7小层局部含油，二砂组自3小层以下全都含油，二、三、四砂组为主力含油砂组。南部临11-17块一至三砂组含油，一砂组仅4、5、7小层含油，三砂组仅3、7、8、9小层含油；二砂组所有小层均含油，为本块主力含油砂组。火成岩以下仅临63-14和临63-斜1井钻遇油水同层，其它皆不含油。,临11断块区沙二下属于常温常压常规稠油多油水系统的构造层状断块油藏。,7、储量计算,较上报储量185万吨增加了53万吨。储量增加的主要原因是：上报储量时单元内控制的井点位于构造腰部-边部，4、5砂组都不含油，仅上报了1-3砂组储量，本次复算按断块和小层进行计算，4、5砂组储量62万吨。本次调整以238万吨储量作为工作储量。,7、储量计算,同时，对主力含油断块主力含油小层计算了储量，合计195.4万吨，占总储量的81.9%。储量分布相对集中。,7、储量计算,储量评价：属中丰度、高产能、中浅层储量。,临11沙二下石油地质储量综合评价表,汇报题要,一、概况二、油藏地质特征三、开发历程及开采特征四、开发效果评价五、存在的主要问题六、潜力分析七、方案设计,临11断块区自73年8月投入开发，79年8月注水，86年综合调整建产能，开发历程大致可分为以下5个阶段。,1、弹性试采阶段（1973.8-1979.7）：该阶段以主力层为主投产油井3口，初期皆自喷高产，平均单井30.7t/d。有一定边水能量，但边水不活跃，驱动能量以弹性能量为主，地层压力不断下降，油层开始脱气，生产气油比上升，据临71井实际测压资料，其地层压力由15.04MPa降至阶段末的10.93MPa,压降高达4.11MPa，动液面相应降至419m。弹性产率5903t/MPa。阶段末，共开油井3口，日油能力31.4t/d，含水16.6%，累积产油9.0万吨，采出程度3.78%。,2、试注阶段(1979.8-1986.6)：该阶段投产油井2口，投注1口，转注1口，对应油井见效明显，但由于注采井距偏小，造成对应油井暴性水淹。,如临11-2井79年8月投注后，距其190米的对应油井临11-4与79年9月即开始见效，至81年4月，含水上升至90.4%，动液面由438米上升至井口，地层压力上升至15.04MPa。,2、试注阶段(1979.8-1986.6)：至阶段末，有油井3口，因套坏关井1口，高含水关井1口，开1口，日油2t/d，含水42.5%，累油13.3884万吨，采出程度5.63%。有注水井2口，开1口，日注18m3/d，累积注水24.46万m3，累积注采比0.85。,3、高速高效滚动开发建产能注采完善阶段(86.7-89.4)：该阶段在构造、储层不断落实的基础上，分三次实施了以钻新井为主的整体调整，形成了边部注水，顶部采油的较完善的注采井网。阶段末，有油井19口，开17口，日油127.6t/d，含水67.5%，累油24.4213万吨，采出程度10.26%。有注水井10口，开9口，日注440m3/d，月注采比1.07，累积注水37.5927万m3，累积注采比0.81。,4、产量递减阶段(89.5-96.12)：该阶段由于见效油井出现含水急剧上升，加上部分井防砂失效、套坏关井，尽管92年实施了控水稳油方案，新投油井2口，水转油1口，实施各类油水井措施12口，但仍无法扭转其油水井利用率大幅下降，产量大幅递减的态势，至阶段末，有油井22口，开9口，日油24.7t/d，含水87.0%，累油37.54万吨，采出程度15.77%。有注水井8口，开7口，日注352m3/d，月注采比1.82，累积注水142.07万m3，累积注采比1.04。,5、低速稳产阶段(97.1-04.8)因高含水井相继挤灰上返，该块即进入了一个低速稳产阶段，至2004年8月，共有油井18口，开11口，日产油能力23t/d，综合含水86.3%，注水井9口，开7口，日注水能力218m3/d，月注采比1.27，累积注水198.2104m3，累积注采比0.93。累产油45.65万吨，采出程度19.2。,1、油藏埋藏较浅，胶结疏松、出砂严重，需先期防砂生产。2、油层物性较好，产能高。3、中低含水期含水上升快，至高含水期含水上升减缓，60%以上的可采储量在高含水期采出。,汇报题要,一、概况二、油藏地质特征三、开发历程及开采特征四、开发效果评价五、存在的主要问题六、潜力分析七、方案设计,临11沙二下地质储量238万吨，全部动用；已累积采油45.65万吨，采出程度19.2%。整体动用程度不高。,1、平面上，不同断块之间，同一断块不同部位储量动用不均井网完善程度和注采对应率是控制平面储量动用状况的主要因素。5个含油断块，采出程度最高为30%，最低的只有1.4%。,临11沙二下各自然断块动用状况统计表,对同一断块而言，如临63块西部临63-13井区，地质储量105万吨，采出程度已达23.0%，而其东部临71井区，地质储量76万吨，采出程度只有15.2%。,临63块分砂层组采出状况统计表,各断块断层屋脊部位因井网完善程度低，储量动用程度都较低,2、同一断块不同小层储量动用差异大受储层分布不均衡、层间非均质性、注采井网完善程度等因素影响，层间储量动用差异较大。,临11-17块分小层储量动用状况图,临63块分小层储量动用状况图,临11-17块采出程度10%及25-30%的小层剩余储量较多，而临63块剩余储量却集中在采出程度在10-20%的小层。,1、油井初期产能高。统计投产油井33口，平均单井初产能力20.7t/d，采油强度1.84t/d.m。说明临11沙二下生产初期产能较高。,2、油井产能受注采井网不完善影响较大。受注采井网不完善的影响，地层能量下降快，油井液量低、液面深。统计目前4口生产井，初期日液69.2t/d，日油21.0t/d，平均动液面502m，目前日液39.3t/d，日油5.1t/d，平均动液面757m，油井产能下降幅度较大,临11沙二下注采不完善井区油井生产状况表,3、油井产能受地层出砂影响较大由于临11沙二下油藏浅，油层胶结疏松，出砂严重，油井必须进行先期防砂才能投产，但由于储层岩性主要为细-粉细砂岩，防砂后油流阻力增大，油层供液能力下降。油井防砂后生产压差普遍加大，采油指数下降，产量下降。,防砂失效井生产状况统计表,综上因素造成了临11沙二下目前开井生产的11口油井，平均单井日油能力较低，仅2.0t/d。,从产能分级看：单井2t/d以下的7口，占开井数的63.6%，这部分井主要是因注采不完善和防砂失效，造成低产低效；单井产能3t/d的井均为地层能量保持相对较高，防砂效果较好。,因此，通过完善注采井网，延长防砂有效期，临11沙二下提高单井产能还大有潜力。,1、含水上升率从临11理论与实际的含水与采出程度关系曲线来看，该块在采出程度大于11.2%以后，含水上升率开始大幅降低，含水上升率最高值出现在1989年，由于部分主力层出现暴性水淹，该块含水由1988年的48.6%上升至84.3%，自92年实施控水稳油后，特别是2002-2004年部分高含水井层的返走，含水呈下降趋势。,2、水驱指数和存水率临11沙二下自注水开发以来存水率一直较低，98年存水率达到最高值0.27，目前只有0.2。水驱指数由1986年采出程度6.25%时的0.05m3/t上升到1999年采出程度16.9%时的0.96m3/t，目前已降至0.78m3/t。,3、耗水量临11沙二下的耗水量由1986年采出程度6.25%时的0.4m3/t上升到目前采出程度18.4%时的6.5m3/t。,4、水驱采收率评价用地质综合评价法计算单元采收率可达34.1%，而该块目前井网下由乙型曲线标定采收率只有24.0%，水驱效果较差。,4、水驱采收率评价,该块水驱效果较差的原因，一方面是由于层间和平面水驱动用不均衡，其次是因为注入倍数低，驱油效果差；第三是随着含水的增加，地面原油粘度不断增加，高含水期地下原油粘度是开发初期的34倍，原油粘度的增加，降低了油藏驱油效率，影响了水驱波及效果。,因此，通过完善注采井网，加强注水，提高水驱动用程度，提高油藏采收率还大有潜力。,临11沙二下在30多年的开发过程中，根据层系划分与组合的一般原则，因块而宜，组合开发层系。总体来说，开发层系划分较为合理。,开发层系评价,南块主力断块临11-17块仅1-3砂组含油，含油小层少（12.8m/15个），储量规模小（45.0万吨），主力小层少（38万吨/6个）且纵向上分布比较集中，采用一套开发层系。北块临63块西部临63-13井区1-5砂组均含油，含油小层较多、油层较厚（24.8米/25个），储量基数大（105万吨），主力小层9个，储量84.0万吨，以主力层为主，基本形成了2套开发层系，1-3砂组一套，4-5砂组一套。临63块东部临71井区仅二、三、四砂组含油，含油小层12个，厚度15.8米，地质储量76万吨，主力小层6个，储量57万吨，采用一套开发层系。,临11沙二下为复杂小断块油藏，采用边部注水、顶部采油的不规则井网，从井网演变历程可以看出，由于油水井套损严重，目前井网水驱开发效果差，采出程度低，水驱采收率低，具有注采完善的必要性和物质基础。,井网演变历程统计表,井网评价,1、天然能量不足(1)无因次弹性产量比值：Npr=12.5(2)每采出1%地质储量的平均地层压降：Dpr=1.09依据上述方法计算，临11沙二下主力小层Npr=12.5，Dpr=1.09，属于有一定天然能量的油藏。(3)弹性产率低据临71测压井弹性产率资料，平均每米弹性产率仅有268t/d.MPa.m。综合分析，天然能量不足。,(,),p,i,pr,N,P,P,N,D,100,-,=,2、地层压力保持水平低原因一是注水井况差，因套变、出砂的影响，单井日注水量低，二是实际注采对应率低，井层注采对应率仅有48.3%。一方面主力层油水井连通（形成大通道）造成注入水的无效循环，另一方面差层能量得不到补充。动液面由90年初注采相对完善时的250米左右降至目前的700米，日液能力由36t/d降至目前的15t/d。说明目前地层能量无法满足开发的需要。,汇报题要,一、概况二、油藏地质特征三、开发历程及开采特征四、开发效果评价五、存在的主要问题六、潜力分析七、方案设计,五、存在的主要问题,(一)注采井网不完善，储量控制程度低,1、平面上断层屋脊部位无井控制。主力断块临11-17块、临63块断层屋脊部位无井控制，成为剩余油富集区。,五、存在的主要问题,(一)注采井网不完善，储量控制程度低,2、水驱控制程度低，且储量损失严重在总储量238万吨中，目前无井采储量91.9万吨，弹性储量31.6万吨。水驱控制储量114.9万吨，水驱控制程度仅48.3%，且都为单向受效。,五、存在的主要问题,(二)层间矛盾突出，各小层储量动用不均,吸水剖面资料统计历年18井次吸水剖面资料73层/232.8米，吸水好+吸水较好的有45层/155.5米，占61.6%/66.8%，吸水差+不吸水的有28层/77.3米，占38.4%/33.2%。,五、存在的主要问题,(二)层间矛盾突出，各小层储量动用不均,如临63-11吸水剖面显示，三6+7小层为主要吸水层，对应油井临63-7采二8、9三6、7、8，自喷全水，而其临井临63-4采二8、三1、8四2目前日油1.5t/d，含水94.5%，动液面667米，说明三67为高压水淹层。,五、存在的主要问题,(二)层间矛盾突出，各小层储量动用不均,产液剖面资料统计历年19井次产液剖面资料100层/232.8米，主动层有27层/107.0米，占27.0%/36.3%，次动层+不动层的有73层/187.6米，占73.0%/63.7%。,30.7/10.4,8/8.0,156.9/53.3,65/65.0,107/36.3,27/27.0,厚度,小层数,厚度,小层数,厚度,小层数,不动层（%）,次动层（%）,主动层（%）,临11沙二下产液剖面资料统计,五、存在的主要问题,(二)层间矛盾突出，各小层储量动用不均,单层厚度大，连通性好，注采对应好的小层动用程度高，单层厚度薄，面积小，连通差，注采对应差的小层动用程度低,五、存在的主要问题,(二)层间矛盾突出，各小层储量动用不均,3、卡堵水资料统计4口井卡堵水资料，措施后平均含水下降44.8%，说明层间动用差异较大。,五、存在的主要问题,(三)地层能量保持水平低，油井普遍供液不足、液量低、产量低，开发效果差。油井平均动液面700米，单井平均日液15.3t/d，平均日油仅2.0t/d，采收率只有24.0%，单元呈现一个低速低效开发态势。,五、存在的主要问题,(四)油水井套损严重，修复难度大。由于临11沙二下油藏埋藏浅，地层胶结疏松，易出砂。随着油田长期注水开发，频繁的井下作业施工以及套管材质与腐蚀等诸多原因影响，套管弯曲变形、破裂、错断等套管损坏现象日益严重。因套坏报废油井5口，报废水井2口。目前带病生产油井4口，带病注水井2口。,五、存在的主要问题,(四)油水井套损严重，修复难度大。由于因套坏报废油井5口，套坏停产前正常日油能力44.5t/d，含水64.4%。临11-9井区应有更新的潜力。报废水井2口，损失注水储量45万吨。,汇报题要,一、概况二、油藏地质特征三、开发历程及开采特征四、开发效果评价五、存在的主要问题六、潜力分析七、方案设计,六、潜力分析,运用油藏工程方法定量、半定量地研究了剩余油分布。在吸水剖面、产液剖面等生产测试资料及新井电测资料的约束下，将产量劈分到小层、计算小层的采出程度、剩余储量、分析层间油层动用状况和剩余油分布特征，利用单井含水及各小层的综合含水资料分析了小层平面剩余油分布，根据井网控制程度、注采对应率等分析了平面剩余油富集区。,六、潜力分析,1、层间潜力受储层分布不均衡、层间非均质性、注采井网不完善等因素影响，纵向上油层动用不充分，主力小层动用程度要高于非主力小层，但总体水淹程度不高。主力油层由于其储量基数大，仍然是潜力层。,六、潜力分析,2、平面潜力（1）提高储量控制程度的潜力临11断块区沙二下采取边部注水、顶部采油的开发井网，注采井别一经确定，很少改变，注水方向单一，平面剩余油分布主要受构造及注采井网控制，剩余油分布较为集中。主要在临11-17块、临63块断层屋脊部位二、三砂组无井控制而成为剩余油富集区。,六、潜力分析,2、平面潜力（2）完善注采井网的潜力目前未注水：临63块五砂组，地质储量17万吨，采出程度仅17.7%，88.9月-90.4月临63-12曾注水，目前开井2口，液量低、液面深，平均日液6.2t/d，平均动液面903米，无水井，剩余油得不到有效驱动。,六、潜力分析,2、平面潜力（2）完善注采井网的潜力注水方向单一临63块东部临71井区二、三砂组只有西部一口注水井。造成该块东部剩余油富集，动用差。,六、潜力分析,2、平面潜力（1）完善注采井网的潜力注采对应差临11-17块仅有1口注水井单注二1、2、4，注采对应率低，油井平均动液面921米，开井时率低（临11-13因低能低产而关井）。,六、潜力分析,临11沙二下用静态法预测其最终采收率为34.1%，而该块目前该井网下由乙型曲线标定采收率只有24.0%，因此，只要增加水驱储量，提高水驱效果，采收率有进一步提高的潜力。,汇报题要,一、概况二、油藏地质特征三、开发历程及开采特征四、开发效果评价五、存在的主要问题六、潜力分析七、方案设计,七、方案设计,1、针对主力断块临1117块、临63块进行调整。2、临11块沙二下仍采用原有的开发层系，即临1117块及临63块东部临71井区采用一套开发层系；临63块西部临63-13井区按2套开发层系，第一套1-3砂组，第二套4-5砂组。3、以主力油层为主，兼顾非主力层，完善注采井网，挖掘剩余油潜力。4、尽量利用已有老井，新油井布署在断块屋脊高部位剩余油富集区，油层厚度大于10米，新水井以增加水驱储量和水驱方向为目的部署在断块边部。5、强化注采系统，恢复地层压力，改善注水开发效果，提高采油速度和采收率。,（一）方案设计原则,七、方案设计,（二）井网井距,由胜利油田的实际资料回归出来的井网密度与采收率关系式，当井网密度由n增加到n+1时，即每平方公里增加1口井时，增加的可采储量：,当两式中的Np和Np近似相等时，则n就为经济合理井网密度。当油价为1040元/t时，由该方法计算并用剩余油约束临11-17块可增加新井2口，临63块可增加新井6口。井距250-300米。,七、方案设计,（三）分断块方案部署,现状：含油面积0.25Km2，地质储量45万吨。曾采井2口（临11-17、临11-14），目前断块有油井8口，因套坏无法利用油井有5口（临11、临11-11、临11-4、临11-5、临11-9）。正常井网有油井3口，开2口（临11-12、临63-10）。油井9口，断块日油水平4.9t/d，含水72.9%，曾注井1口（临11-12），目前注水井2口未开，临1117井待作业，临11-2因地面原因无法利用。累油8.7640万吨，采出程度19.5%，累注采比1.11。,1、临11-17块（1）现状,七、方案设计,（三）分断块方案部署,1、临11-17块（2）潜力分析,平面上：断层高部位无井控制。,七、方案设计,（三）分断块方案部署,1、临11-17块（2）潜力分析,纵向上，三砂组地质储量17.1万吨，累油1.6万吨，采出程度只有9.4%，目前无井采。,七、方案设计,二砂组地质储量26.0万吨，累油7.1万吨，采出程度27.0%，目前开油井2口，日油水平4.9t/d，含水72.9%。二砂组因井网密度大，注采相对完善，采出程度相对较高。但从2004年2口新钻井资料来看，二砂组构造高部位主力小层应仍为油层。,（三）分断块方案部署,1、临11-17块（2）潜力分析,七、方案设计,1、临11-17块（3）方案部署,（三）分断块方案部署,方案布署：完善注采井网。设计总井数6口。其中油井4口，新钻2口，利用老井2口（临1113、临6310）；注水井2口，转注1口（临1112）利用老井1口（临11-17）。油井平均单井控制地质储量11.3万吨，水油井数比1：2。,七、方案设计,1、临11-17块,（三）分断块方案部署,新井工作量,新钻油井临11-斜16，目的层为二5、8、9三3、8，预计油层15米/5层，控制地质储量7.8万吨；,七、方案设计,1、临11-17块,（三）分断块方案部署,新井工作量,临11-X18井：目的层一7二1、2、5、8、9三3、7、8、9，预计油层25米/5层，控制地质储量12万吨。,七、方案设计,1、临11-17块,（三）分断块方案部署,措施工作量,转注1口临1112注二1、2、3、45。,水井临11-17钻塞细分2段注水。第1段：二1、2、4+5；第2段：三8,油井临11-13井补孔一7、二3合采一7二2、3、5,七、方案设计,（三）分断块方案部署,现状：含油面积0.7Km2，地质储量181万吨。曾采井7口（临71-2、临71-3、临71-9、临63、临63-斜1、临63-14、临63-16），目前断块有油井12口，开10口（临71、临71-4、临63-3、临63-4、临63-6、临63-10、临63-12、临63-13、NL11-6、临11-8），因高含水关井2口。断块日油水平22.5t/d，含水86.4%，累油35.78万吨，采出程度19.8%。曾注井1口（临63-12），目前注水井7口，开6口，日注189m3/d，月注采比1.15，累积注采比0.86。,2、临63块（1）现状,七、方案设计,（三）分断块方案部署,2、临63块（2）潜力分析,其主力小层二8三4、7、8、9四2、5仍为潜力层，二、三砂组仍为主力砂组,临63块分砂组动用状况统计表,七、方案设计,（三）分断块方案部署,2、临63块（2）潜力分析,七、方案设计,（三）分断块方案部署,2、临63块（2）潜力分析,临63块东临71井区：地质储量76万吨，累油11.5万吨，采出程度15.2%，整体动用程度低。纵向上，二砂组因有一定的边水能量，采出程度相对较高，而四砂组，砂体发育差，北部受火成岩穿层遮挡，面积小，储量控制程度低，动用差，三砂组满块含油，是该块主力砂组，仅西部1口注水井，东北部都未注水，采出程度仅有15.7%，剩余地质储量41万吨，是该块的主要潜力砂组。目前只有2口井生产。,临71井采二9三7、8四2、4，日油5.7t/d，含水68.4%,临71-4采二8三1，日油1.5t/d，含水89.4%,平面上，断层屋脊高部位无井控制，剩余油较为富集。,临63块主力小层剩余油分布图,七、方案设计,（三）分断块方案部署,2、临63块（2）潜力分析,二、三砂组油层，高部位无井控制，成为剩余油富集区。,临63块主力小层剩余油分布图,七、方案设计,（三）分断块方案部署,2、临63块（2）潜力分析,薄差层地质储量18.3万吨，采出程度只有10.3%，且二4、三3、5、9、10四1、3五3、4无井采，损失储量7.4万吨。,五砂组未注水，采出程度低，动用差，剩余油得不到有效驱动,七、方案设计,2、临63块（3）方案部署,（三）分断块方案部署,含油面积0.34Km2，地质储量76万吨。曾采井2口（临71-2、临71-3），目前油井2口（临71、临71-4）开2口，水井2口（临71-2、临71-3）开2口（临71-3套坏带病注水），断块日油能力7.3t/d，含水78.3%，日注水21m3/d，月注采比0.6，累油11.54万吨，采出程度15.2%。,方案部署：以三砂组为主，兼顾二、四砂组，完善注采井网。设计总井数8口。其中油井5口，新钻3口，利用老井2口（临71、临71-4）；注水井3口，新钻1口，利用老井2口，水油井数比1：2.6。,临63块东临71井区,七、方案设计,2、临63块（3）方案部署,（三）分断块方案部署,临71X10井：目的层为二8三4、7、8、9兼三6、10，预计油层20.8米/7层，控制地质储量11.7万吨,临63块东部临71井区,新井工作量,七、方案设计,2、临63块（3）方案部署,（三）分断块方案部署,临63块东部临71井区,新井工作量,临71-X11井，目的层二9三4、7、8、9，兼三3四2、4，预计油层21.2米/8层，控制地质储量12.0万吨,七、方案设计,2、临63块（3）方案部署,（三）分断块方案部署,临71-斜12：目的层二8、9三8、9兼四2；预计油层12米/5层，控制地质储量7.0万吨。,临63块东部临71井区,新井工作量,七、方案设计,2、临63块（3）方案部署,（三）分断块方案部署,水井：临71-13在临71-3西北约80米，目的层二8、9三3、4、6、7、8、9、10，新增水驱控制储量40万吨。,临63块东部临71井区,新井工作量,七、方案设计,2、临63块（3）方案部署,（三）分断块方案部署,措施工作量,临71-4捞丢挤灰重射孔生产三1、9、10,临71补孔三9合采二9三7、8、9四2、4,临71-2捞丢合注三4、7、8、9,七、方案设计,2、临63块（3）方案部署,（三）分断块方案部署,含油面积0.3Km2，地质储量59万吨。曾采井4口（临63、临63-斜1、临63-14、临71-9），目前油井7口（临63-4、临63-6、临63-7、临63-8、临63-12、临63-13、新临11-6）开5口（临63-7、临63-8因高含水关井），水井4口（临63-11、临临71-9、临63-14）开3口（临63套坏报废），断块日油能力9.5t/d，含水91.3%，日注水116m3/d，月注采比1.0，累油13.54万吨，采出程度22.9%。,方案布署：平面上完善井网。设计总井数11口。其中油井8口，新钻1口，利用老井7口（临63-4、临63-6、临63-7、临63-8、临63-12、临63-13、新临11-6）；注水井3口，全部利用老井（临63-14、临63-11、临71-9）。油井单井控制储量7.4万吨，水油井数比1：2.7。,临63块西部临63-13井区,第一套层系1-3砂组,七、方案设计,2、临63块（3）方案部署,（三）分断块方案部署,临63-斜18：目的层二6、8、9三8兼二3、5三3、10，预计油层24.0米/8层，控制地质储量12万吨。,临63块西部临63-13井区,第一套层系1-3砂组,新井工作量,七、方案设计,2、临63块（3）方案部署,（三）分断块方案部署,临63-8挤灰重射孔生产三6、8,临63-7挤灰重射孔生产二9、三7、8,临63块西部临63-13井区,第一套层系1-3砂组,措施工作量,七、方案设计,2、临63块（3）方案部署,（三）分断块方案部署,第二套层系4-5砂组：含油面积0.27Km2，地质储量46万吨。曾采井6口（临63、临63-斜1、临63-6、临63-7、临63-8、临63-13），目前油井5口（临63-3、临63-10、临63-4、临11-8、新临11-6）开5口，曾注井2口（临63-12、临63-14），目前水井2口（临63-11、临63-16）开2口。断块日油能力7.1t/d，含水69.4%，日注水52m3/d，月注采比2.0，累油10.6万吨，采出程度23.1%。,完善注采井网，增加水驱储量。设计总井数8口。其中油井5口，利用老井5口，注水井3口，新钻1口。油井单井控制储量10.3万吨，水油井数比1：1.7。,临63块西部临63-13井区,第二套层系4-5砂组,七、方案设计,2、临63块（3）方案部署,（三）分断块方案部署,新钻水井1口：临63-17位于临63-4井南170米处，单注五砂组，新增注水储量17万吨。,临63块西部临63-13井区,第二套层系4-5砂组,新井工作量,七、方案设计,2、临63块（3）方案部署,（三）分断块方案部署,临63-3卡水四砂组补孔五3合采五2、3,临11-8补孔五1合采四1、2、5五1,临63块西部临63-13井区,第二套层系4-5砂组,新临11-6补孔五3合采三6-10四2-5五3,临63-10补孔五3、4合采二2、6、8四2、3、4、5五1、2、3、4,措施工作量,七、方案设计,（四）方案工作量汇总,方案设计总井数29口。其中油井19口，新钻6口，利用老井13口；注水井10口，新钻2口，转注1口，利用老井7口。平均单井控制储量11.9万吨，断块区水油井数比1：1.9。,七、方案设计,（四）方案工作量汇总,新井平均单井进尺1738米，总钻井进尺1.39万米，钻井投资2392万元，年产油能力增加2.0万吨。,七、方案设计,（四）方案工作量汇总,七、方案设计,（四）方案工作量汇总,七、方案设计,（五）方案指标预测,1、井网调整后总开井数增加11口（油井8口、水井3口），断块区水油井数比为1：1.9。平均单井控制储量降低5.8万吨，水驱储量达到208万吨，较调整前增加94万吨。,2、产能（1）新井：用临11沙二下实际投产时米采油指数，并考虑到一定的层间接替，来确定方案设计新井的产能6。,七、方案设计,（五）方案指标预测,七、方案设计,（五）方案指标预测,2、产能（1）新井：用临11沙二下实际投产时米采油指数，并考虑到一定的层间接替，来确定方案设计新井的产能,6口新井产能51t/d。,七、方案设计,（五）方案指标预测,2、产能（1）新井：用临11沙二下实际投产时米采油指数，并考虑到一定的层间接替，来确定方案设计新井的产能，6口新井产能51t/d。（2）措施：统计临11沙二下近几年的措施情况，其成功率为60%，初增日油能力3t/d，则9口措施井增油16t/d。（3）老井：注采完善，地层压力恢复后，单井日液可恢复至2001年的2530t/d，取25t/d，依据含水与采出程度关系曲线取值91%，则10口老井日油能力将达到23t/d。断块区合计日油能力90t/d，折年产油2.7万吨，采油速度1.13%。新增日油能力69t/d，新增年生产能力2.0万吨。,七、方案设计,（五）方案指标预测,3、合理注采比及压力保持水平合理地层压力Pmax=(1-dl)Lz/100-Pt-doLc/100+dlLp/100-Ps式中dl井筒油气水混合物相对密度Lz、Lp、Lc-油层中部深度、泵挂深度、泵沉没度，米do-原油相对密度Pt井口套管压力，MPa由上式计算，当泵挂深度1000米，生产压差3.0MPa时，地层最大压降2.5MPa,即地层压力应保持在12.5MPa左右。,七、方案设计,（五）方案指标预测,3、合理注采比及压力保持水平合理注采比由合理压力保持水平可知其注采比应保持在0.9-1.1。从实际生产资料来年看，该单元96-2001年平均单井日液能力25-35t/d，而其相应注采比在1.1-1.3。该单元目前平均动液面700米，压力保持水平较低，第一年注采比1.3-1.5，使地层压力得到有效恢复，其后注采比保持在0.9-1.1。配注水井单井配注60m3/d。,七、方案设计,（五）方案指标预测,4、综合含水调整后综合含水下降至75%,5、采收率调整后用动态法（法12）预测采收率达到31.8%，用经验公式计算其采收率为33.3%，取二者平均采收率达到32.5%，较调整前增加8.5%，增加可采储量20万吨。,因注采较为完善，临11-17块二5小层，临63块二9小层，采出程度已分别达到31.1%、32.3%。因此，方案实施后，采收率32.5%的目标应该能够达到。,七、方案设计,（五）方案指标预测,6、调整前后当年主要开发指标变化,七、方案设计,（五）方案指标预测,七、方案设计,（五）方案指标预测,15年多产油18.66万吨,七、方案设计,（六）方案实施要求,1、临11沙二下发育一套火成岩，且临1117块二8、临63块三6+7为高压注水层，临11-斜18、临11-斜16、临71-斜12井要求下技术套管。新钻井要求套管特殊保护。2、临71-斜11、临63-斜18井要求地层测试。3、新井投产投注及老井补孔均要先期防砂。,钻采工程部分,一、完井方案,1、完井原则,完井时采取一切必要的措施，防止和减少油层伤害。,2、完井方案设计,套管射孔完井。,4、固井质量要求,执行QISL0005.1-4.92标准，在质量方面有特殊要求的井，执行地质方案。,3、套管灌注设计,5、射孔方案,WTBell射孔负压设计经验准则,射孔参数推荐102型射孔枪102型枪弹，孔密16孔/米。电缆传输射孔，负压值1.43.5Mpa。,L11块地层埋藏浅，易出砂，需先期防砂。推荐直井、斜井先期防砂工艺方案为：目前在临盘油田应用成熟的UP-1树脂防砂。具有工艺简单、固化温度低、强度高、水基增孔的特点，在临盘油田使用有效期在2年以上。,二、先期防砂工艺方案,1机械卡水工艺方案Y445封隔器配Y341封隔器，该管柱可用于封上采下、封中间采两头卡水施工，Y441配杆式泵或Y421配过桥泵卡封工艺，具有施工简便、投入工具少的特点，可用于套漏井及卡层施工。2、水泥堵水工艺水泥堵水工艺主要以超细水泥封堵为主，该工艺是普通油井水泥经粉碎细化而成，其直径仅为10m，具有比表面积大、水化速度快、水泥浆析水率低，固结强度高，封堵率高，工艺简单，经济实用等优点。,三、卡封工艺方案,四、套损情况调查及防护治理工艺,1、L11套损井情况调查表及套损原因简析,从统计表看出，L11块套损主要是发生在生产层部位及其上部的套变，因L11块油层埋藏浅,胶结疏松易出砂，而油层一旦出砂，出砂区域套管管体有效应力立即迅速增大，并且随着出砂量的增加套管处于较高的应力状态下，使得按照常规地层设计的套管损坏概率增加；水井套变，除出砂原因外，还因为注水压力高，使得注入水进入泥岩隔层或断层的软弱结构面，引起泥岩蠕变和断层滑移，导致套管损坏。,1、L11套损井情况调查表及套损原因简析,目前针对这种情况，主要措施是在油层部位使用同等级加厚套管，即在完井时在油层部位下P80壁厚9.17毫米的套管，以提高油层部位套管的抗外挤能力；同时提高油层部位固井质量，防止发生注入水水窜；在易出砂区块，采取先期防砂措施，延缓地层出砂，使套管在生产初期处于良好的受力状态，中后期出砂后，应及时采取涂料砂及割缝管充填措施，弥补地层亏空，防止套管所受应力增大；水井在洗井时注意放压，严禁猛开猛放，造成套管应力瞬间变化较大及地层激荡出砂；水井作业时注意控制油管下放速度，减少油套磨损；油井生产过程中做好缓蚀剂的井口加药工作。,2、防护及治理工艺,修复工艺：治理套管缩径的常规工艺主要是胀管、磨铣，这些方法修复率低，即使修出通径，套损在原部位回弹性大；而对于套弯井目前没有有效的修复工艺，在L11-4井修套过程中，先从顶部取换套7根成功，在处理下部的缩径时，发现为套管弯曲，用铣锥、铣棒磨铣过程中套管开窗，将最下面一根钻杆切断，造成成大修失败。,2、防护及治理工艺,对一些有修复价值的井，可采用打通道补贴工艺：该工艺由两部分组成，第一步是井筒处理打通道技术，应用领眼钻头、铣锥、铣棒、扶正器组合成打通道工具，施工时以适合的转速、钻压磨铣变形段，达到合适的通径；第二步由液压密封加固器完成对套损井段的加固补贴，地面用泵车打压18兆帕，井下补贴管两头的软金属在拉杆的作用下，锲进补贴管与套管的间隙，将补贴管悬挂于破损井段，起到密封及加固套管作用，最大内通径101.6毫米，L71-3井作业过程中发现90