现河水驱油藏流线调整的主要做法

现河水驱油藏流线调整的主要做法,胜利油田分公司现河采油厂,二一七年五月,储量规模大,开发成本高,现河厂动用储量构成情况,现河厂2016年产量构成情况,断块油藏是存量创效的主阵地，低油价下求生存的主战场,前言,产量占比高,分类油藏操作成本对比（元/吨）,断块储量占比39.0%,断块产量占比42.9%,每采1吨油产出水32.3吨，耗注入水33方,采出程度52.4%综合含水97.0%,单井日液59.2t/d单井日注119m3/d,断块油藏,前言,工作观念上,依靠投资拉动,存量创效为主,开发地质上,区块整体研究,井组精细研究,开发挖潜上,找油补孔改层,找水调整流线,配产配注上,强调注采平衡,提高均衡动用,低成本应对低油价四个转变,低油价下，断块油藏特高含水期产注量大、水油比高、开发成本高，对效益发展的影响更加凸显，必须转变观念，低成本应对低油价：,围绕断块降水增油，突出精细开发、效益开发，规模化开展“控水稳油提效益”的低成本流场调整，2014年至2016年底，累计实施工作量1828井次，增油4.78万吨，实现了水驱油藏存量创效。,二、流线调整的主要做法及效果,三、下一步主要工作方向及打算,一、规模化实施流线调整的背景,汇报提纲,目前接替资源品位低，依靠“储量资产、井资产”创效保效凸显重要,一、规模化实施流线调整的背景,100,35,60,2016.1.2120$/bbl,（一）低油价下依靠现有存量创效势在必行,老区新井投入减少,原油价格断崖下跌,经济评价门槛升高,老区钻井投资减少,（亿元）,（口）,胜利油价$/bbl,断层多，断块小,平均单井钻遇断点2.8个,小层多，条带窄,100多个小层，条带宽度50-200米,开发程度高,河91断块沙二91小层流线分布图,产注闭环节点成本示意图,河91断块沙二91小层剩余油分布图,2014年31.9元/吨液,Fw=97%,R=42.5%,每采出1吨油带出32.3吨水,（二）断块油藏目前阶段效益开发矛盾突出,控水稳油抑制高耗水是水驱油藏存量创效工作的主要方向之一,低耗水区（So40%）,高耗水区(So2口的好效果,王3-斜38井组调整前注采井网图,井组日液减少222t，日油增加2.9t，已累增油810t，累减液7.13万方,王3-斜38井组沙二73小层沉积微相图,生产特征：油井近极限含水无效生产,存在问题：单向油井极端高耗水,调整对策：极端耗水井暂关调流线,S：0.1km2N：7.6万吨R：33.3%fw：98.7%倾角：6.5条带：220m,投注,梁13-斜54井组注采对应曲线,不注低能：含水保持稳定液量液面下降日产油量下降,3、暂关井耦合调流线（2）一注一采交替开关,生产特征：注采敏感性极强，一注就窜，不注没能量,降注,一注就窜：含水迅速上升液量液面上升日产油量递减,存在问题：高渗带流线固定，水驱波及小,梁13-斜54井区渗透率等值图,高渗条带,S：0.45km2N：27万吨R：24.5%fw：85.6%倾角：5.5o条带：360m,同注同采,只采不注,流线固定集中注入水低效循环,流线明显减弱注入水扩容聚油,无明显主流线边底水均匀推进,调整对策：只开油井或只开水井交替开关,低效水循环突出问题明显改善,只注不采,不同注采方式下储层流线形态对比,数模优化：1、地层压力系数恢复至0.9最佳；2、根据实际注水状况，优选只注不采6个月，日注140m3/d；3、只采不注日液20t/d效果最佳。,3、暂关井耦合调流线（2）一注一采交替开关,累计增油：1174吨减少产液：3493方节约用电：4.1万度,梁13-斜54井组关井耦合调流线实施效果,3、暂关井耦合调流线（2）一注一采交替开关,可采储量预测曲线,时间,日油水平（t/d）,增加可采储量0.22万吨,一注一采流线固定区块，通过油水井交替开关耦合，实现剩余油二次聚集、降水增油,水油比由5.9下降至4.2,稳定注采数模流线图,河91沙二91小层平面图,生产特征：注采井对应水淹，流线固定难调,3、暂关井耦合调流线（3）两注两采交错开关、对角开关,井组稳定注采时：含水持续上升，常规调配不见效,稳定注采数模含油饱和度图,井间流线固定油井单向受效,油井间剩余油富集,存在问题：交错方向注采井间剩余油动用程度低,S：0.13km2N：14.6万吨R：36.9%fw：92.2%倾角：7o条带：200m,调整对策：交错开关，对角同步，侧向驱替，扩大波及,井组产量增加1.9t/d，产液减少1980方，注水减少5250方,下周期：,3、暂关井耦合调流线（3）两注两采交错开关、对角同步,两注两采流线固定区块，通过交错开关耦合，实现井间剩余油有效动用,河75-斜18井区注采井网图,生产特征：面积井网，整体水淹,3、暂关井耦合调流线（4）区块整体开关井耦合,61%,97%,55%,97%,99%,河75-斜18井区调整前开采现状图,调整前含水与采出程度曲线,fw%,R/%,水油比10.4,存在问题：水窜方向明显，主流线高耗水,主流线明显,S：0.69km2N:62万吨R:20.4%fw:92.1%,上半周期,下半周期,实施步骤,关水井,弱流线油井上调参,开水井,关主流线油井,3、暂关井耦合调流线（4）区块整体耦合,上半周期关水井，弱流线油井上调参,河75-斜18井区注采井网图,沙二下稳5小层,-X10,-32,-C9B,-XN16,-6,-XN17,-XN8,-X18,3、暂关井耦合调流线（4）区块整体耦合,主流线含水降产量增河75-斜更16,主流线含水降产量增河75-侧9B,河75-斜18井区综合开发曲线,产量增加5t/d，累计增油2790t。,可采储量预测曲线,增加可采储量0.62万吨,日油水平t/d,时间,调后井区含水与采出程度曲线,fw%,R/%,3、暂关井耦合调流线（4）区块整体耦合,多注多采流线固定区块，通过区块整体耦合，实现弱波及区有效动用,水油比由10.4下降至4.6,技术手段,流线特征,实施对策,（二）查层间矛盾，找高耗水层，调层均驱替,段内吸水不均细分升级,段间吸水不均精细调配,油井关高产水层,水井关强吸水层,细分调流线,关层关流线,高耗水层可调层间吸水差异,高耗水层难控层间干扰严重,弱,强,流线特征技术手段调整力度,1、细分调流线（1）段间精细调配,生产特征：分层注水，错层采油，段间吸水不均、对应油井注水见效后，含水快速上升,河90-斜42井组井网现状图,河90-斜41井日度生产曲线,河90-斜42井组注采对应关系图,存在问题：水井段间吸水差异大，强吸水层水淹,S：0.07km2N：21.2万吨R：33.2%fw：97.5%倾角：15o条带：140m,井组累计增油1796吨,河90-斜41井：产量大幅上升,调整对策：段间分级精细调配,河90-斜43井：含水趋于稳定,河90-斜42井：段间精细调配,河90-斜42井分层段配注情况,日注,1、细分调流线（1）段间精细调配,段间吸水差异大水井，通过分段精细调配，实现段间相对均衡驱替,1、细分调流线（2）段内细分升级,生产特征：水井大段合注，层间吸水不均，调配效果不明显,河4-斜82井组井网图（沙二102）,存在问题：水井段内层间干扰强,S：0.47km2N：45.2万吨R：35.6%fw：98.5%倾角：6.3条带：270m,4.8m/3层,16.4,确定井间连通对应关系,第二步：根据测吸结果制定细分方案,细分前,细分后,一级两段,两级三段,1、细分调流线（2）段内细分升级,治理对策：薄层精细对比，水井优化细分,101,102,103,104,河4-斜82井组井网图（沙二102）,河斜更29井：水降油升,河4-斜更4井：水降油升,河4-斜更3井：水降油升,水井细分升级，控制强吸水层，加强低渗低能层,1、细分调流线（2）段内细分升级,日油增加2.5t含水下降1.0%已累增油450t,河4-斜82井组综合开发曲线,细分升级,1、细分调流线（2）段内细分升级,水井段内吸水差异大，细分升级，实现层间相对均衡驱替,水油比由63.2下降至47.1,2、关层关流线（1）油井关高产水层,生产特征：油井大段合采，有高产水层，注采流线固定难调,河31-侧斜32月度生产曲线,存在问题：物性、厚度、条带、能量、采程等差异大的多层大段合采，部分层出水为主，低效水循环,未注水,沙二6-7对应强采强注，低效水循环,弱流线低动用,强流线高耗水,油井11层/19.7m合采,2、关层关流线（1）油井关高产水层,调整对策：油井关高产水层,河31-侧斜32井月度生产曲线,日油增加3t含水下降30%液量减少3.6万方已累增油1008t,合采层间动用差异大，存在强水淹层，通过油井关层关流线，实现降水增油,水油比由187下降至2.8,强流线高耗水层,弱流线低动用层,调整前,调整后,地层系数K*H,采出程度,打塞封下,H31-CX32,生产特征：水井有强吸水层，细分后仍难以调控,河43沙二6-7层系一类层系井网图,2、关层关流线（2）水井关强吸水层,井区整体高含水，井距相对较均匀层间物性差异大，靠调配、细分仍无法解决矛盾,渗透率（mD）,相对吸水量(%),河43-斜36井,存在问题：物性、厚度等差异大的多层，大段合注、水井层间干扰严重,管柱图,弱吸水层低动用,强吸水层强水淹,S：0.38km2N：45.5万吨R：57.3%fw：97.6%倾角：15o条带：550m,调整对策：注水井细分，停注强吸水层,2、关层关流线（2）水井关强吸水层,日油增加4.3t含水下降3.2%已累增油148t,河43-斜36河43-斜30：日度注采对应曲线,河43-斜36井细分后,动态停注,酸化增注,维持注水,下分层,可采储量预测曲线,相对吸水量,一级两段三级四段,合注层间吸水差异大，对应油井水淹通过水井关层关流线，实现降水增油,调前,调后,0%,22.7%,75.7%,动态停注0%,24.3%,24.0%,0%,53.3%,（三）查只注不采，找聚油聚能区，深挖潜力点,技术手段,流线特征,实施对策,超前注水适时补孔,人工注水增能聚油适时回采,超前注水聚油培养潜力,超前注水增能培养流线,历史流线固定已高度水淹层,流线尚未形成低渗低能层,查平面纵向高耗水区带层以油井为切入点进行流线梳理找潜力区查只注不采找聚油聚能区以水井为切入点进行耗水分析挖潜力点,生产特征：块区近极限含水、水淹严重废弃,1、注水聚油培养潜力人工聚油，适时回采,河31-斜138井日度生产曲线,增加可采储量0.11万吨,日油水平（t/d）,时间,可采储量预测曲线,存在问题：高含水储量失控，水井一直注水,调整对策：仅水井注水聚油，油井适时回采,注入水人工聚油数值模拟-剩余油二次富集,河31断块沙一34小层水淹图,水井只注不采：3.5年，9.6万方,油井整体停产,剩余油二次富集速度,生产特征：油井初产低，递减快,2、注水增能培养流线超前注水适时补孔,存在问题：地层压力保持水平低,史3-8-更11井区注采井网图,同步注水油井投产拉齐曲线,史3-8-斜111井生产曲线,可采储量预测曲线,初期单井日液6.9t/d,对策：先注水补充能量，减弱了压敏效应，后补孔提高产能。,油井液量提升6倍，产能翻番,超前注水,史3-8-更11井区注水前缘监测,通过近两年实践，形成了16项断块、低渗油藏适应性低成本技术,二、流线调整的主要做法及效果,二、流线调整的主要做法及效果,增加收入=累计增油量*（原油价格-吨油运行成本）-作业费用；节约成本=减少产液量*（吨液提升电费+吨液药剂费）+减少注水量*吨水注入电费,有效率逐年升高，减少无效产液量208万吨，减少注水量131万方，创效6326万元,调整工作量（井次）/有效率（%）,累计增油量（万吨）,节约成本（万元）,减少产液量（万吨）,减少注水量（万方）,增加收入（万元）,实施1190井次,累增油3.23万吨,二、流线调整的主要做法及效果,断块油藏,水驱油藏,吨油运行成本（元/吨）,吨油增量成本（元/吨）,吨油操作成本（元/吨）,-65,-43,-35,-32,基本持平,2016年同比，水驱油藏吨油运行成本下降35元/吨，吨油操作成本下降32元/吨,汇报提纲,二、流线调整的主要做法及效果,三、下一步主要工作方向及打算,一、规模化实施流线调整的背景,三、下步主要的工作方向及打算,1、深化矢量注采技术研究，向调线控水增油要效益,纵向关层不关井,平面调线/关线扩波及,层内调整出水剖面,矢量注采流线调整,层间控制极端高耗水层,平面控制极端高耗水带,层内控制极端高耗水段,抑制极端耗水提高注水效率,压力场及流线变化研究区块筛选标准研究区块适应性分类评价技术注采参数优化研究矢量注采调流线图版,矢量注采调线控水研究,低成本注采优化技术,层间：高耗水层,平面：高耗水区带,层内：高耗水段,定性试错宽容失败有效率66.2%,半定量-定量精准实施有效率提到85%,精细开发,精准开发,三、下步主要的工作方向及打算,纵向小层多、层间开发动用差异大井况问题突出，套损套漏、落物多主力层高含水，非主力层储量失控,存在问题,第一步：再造井筒井网深挖非主力层潜力,第二步：主力层培养潜力、非主力层调流线,2、再造井筒调整层系井网，拓展流线调整的新阵地,河65断块井网现状图,河65-侧斜8南北向油藏剖面,井网、井筒是调线控水的基础，复杂小断块层网基础仍有提升空间充分利用现有储量、井资产存量创效，拓宽调线控水阵地,井网井筒再造：侧钻、大修、修套、封堵、扶停,三、下步主要的工作方向及打算,3、加强工艺技术攻关配套，挖掘层间层内创效潜力,低渗油藏长效高压分层技术,断块油藏经济堵