特高含水后期提高采收率机理及潜力方向探讨.ppt

特高含水后期提高采收率机理及潜力方向探讨,王端平,2015年7月,胜坨油田1966-1989年24年走过了低、中、高三个含水阶段，采出程度25.3%；1990年进入特高含水期(含水91.2%），到2013年又走过24年，含水只有95.7%，采出程度36.5%。埕东油田埕4块含水95%之后又开发了20年，含水已达98.8%，采出程度从54.6%提高到了66.2%，单井日油仍有2.3吨。,传统含水阶段划分：90%特高含水,含水90%之后作为一个开发阶段时间太长,定义,含水95%以后水驱特征、规律发生变化,含水大于90%为特高含水期95%之前为特高含水前期95%之后为特高含水后期,典型单元甲型水驱曲线,含水%,96.398.096.897.0,孤东七区西52+3胜二区沙二83-5孤东八区馆5-6孤东八区馆3-4,定位,胜利油区含水率大于95%的井数已占全油区的32.5%，日产液量占全油区的65.7%，产油量为1.27104t/d，占全油区的16.4%。(中石化储量19亿吨，产量725万吨，占16.5%）,平均含水率为97.9%，按含水率98%为极限含水率的传统观点，已处近废弃状态。定位在即将废弃，就会从井网层系、技术攻关、维护管理等全方位加速其废弃；定位在还有相当长的经济开发阶段，就会立足长远、持续攻关，使其经济寿命期不断延长。,水驱理论采收率？,剩余油分布规律？,开发思路和方向？,定向,一、水驱理论采收率的探讨,二、特高含水后期水驱开发特征,五、特高含水后期开发方式及方法研究,目录,六、特高含水后期水驱开发单元调整实例,三、剩余油分布规律的宏观定位,四、提高油藏描述的针对性和实用性,采收率:ER=EDEV,理论采收率,驱油效率,Ed驱油效率Ev波及系数,波及系数:EV=EAEZ,EA平面波及系数EZ纵向波及系数,一、水驱理论采收率的探讨,Soi原始含油饱和度Sor残余油饱和度,相渗曲线实验中注水倍数3050，采用按尾端数据点趋势外推至截止值求取残余油饱和度，计算的水驱油效率一般在45%-60%。,1、驱油效率的讨论,一、水驱理论采收率的探讨,一、水驱理论采收率的探讨,1、驱油效率的讨论,注入倍数增大，驱油效率增大；在高注入倍数下，水驱可以获得较高的驱油效率。,注入倍数-驱油效率关系曲线,一、水驱理论采收率的探讨,1、驱油效率的讨论,需要讨论室内试验标准和经济界限,按环形条带宽度8厘米，当整个油藏区域的注水倍数为2时，环形条带的过水倍数最小2250倍，最大2249997倍，平均233411倍，要远大于室内实验过水倍数。,图7环形带划分示意图,进口,出口,300米=30000厘米,5厘米,1,2,3,6000,5999,5998,编号,过水倍数,5999,5998,1,2,3,6000,注水倍数与过水倍数,一、水驱理论采收率的探讨,水驱是一个不断扩大波及系数，降低剩余油饱和度，使其向残余油饱和度趋近的过程。在此过程中某一时刻的剩余油饱和度所对应的采油量与原始油量的比值定义为驱替程度，当剩余油饱和度等于残余油饱和度时，驱替程度即为驱油效率。,驱油效率与驱替程度,驱油效率,驱替程度,一、水驱理论采收率的探讨,2、波及系数的讨论,一、水驱理论采收率的探讨,传统理论采收率,2、波及系数的讨论,一、水驱理论采收率的探讨,传统理论采收率,在油藏特征和开发方式确定的情况下，由驱油效率定义可知，驱油效率也是确定的。若水驱开发方式不变，提高采收率的途径就是提高水驱波及系数或水驱波及体积。,特高含水期，平面上处处含水、纵向上层层含水，即平面波及系数和纵向波及系数均接近1，如何再提高波及系数？如何再提高采收率？,压汞实验表明，随着注入压力不断增大，水银会不断进入较小的孔隙。,试验检测,一、水驱理论采收率的探讨,典型压汞曲线,核磁共振检测显示，随着注水倍数增加，孔隙波及范围不断增大，剩余油分布范围随之变小。,核磁共振资料显示的岩石孔隙波及特征,试验检测,一、水驱理论采收率的探讨,微观驱油条件下的岩石孔隙波及特征,可视化微观驱油实验显示，已波及孔隙的波及程度在不断变大，直至达到残余油饱和度为止。,试验检测,一、水驱理论采收率的探讨,分析可知，驱替过程实际上是孔隙波及程度不断增大的过程。,一方面，一些在小驱替动力和小注水倍数条件下无法波及的孔隙，随着驱替动力和注水倍数的增加，也会进一步被波及而参与渗流；,另一方面，随着驱替剂的继续注入，已波及孔隙的波及范围在不断变大。,一、水驱理论采收率的探讨,传统的体积波及系数定义为平面波及系数与纵向波及系数的乘积，没有反映驱替过程中的孔隙波及变化特征，因而体积波及系数中应引入孔隙波及系数,一、水驱理论采收率的探讨,孔隙波及系数的定义,(1),(2),令油藏水驱波及区内的波及面积为As,波及厚度为hs,剩余油饱和度为So,则采出的原油体积（地下）Vop,一、水驱理论采收率的探讨,(4),(5),(3),(6),孔隙波及系数,原始含油饱和度,残余油饱和度为,剩余油饱和度为,孔隙波及系数,一、水驱理论采收率的探讨,上式可以看出，孔隙波及系数越大，则剩余油饱和度越低，当孔隙波及系数趋近于1时，剩余油饱和度趋近于残余油饱和度，所以在水驱过程中应努力扩大孔隙波及系数，从而降低剩余油饱和度，达到提高采收率的目的。,3、新的理论采收率公式,在水驱开发特高含水后期，即使平面上处处见水、纵向上层层见水，即平面波及系数、纵向波及系数达到较高水平甚至接近1以后，还可以通过改变液流方向、增大注水压差、增大注水倍数等方式，使未波及到的孔道被波及，使已波及孔道的波及范围更大，从而扩大孔隙波及系数达到提高采收率的目的。,增大孔隙波及系数是特高含水后期提高水驱采收率的主要方向，这是一个漫长的开发阶段，更是一个技术上和经济上具有挑战性的阶段。,一、水驱理论采收率的探讨,理论采收率强调指导性，不要绝对化,一、水驱理论采收率的探讨,原始含油饱和度,残余油饱和度,剩余油饱和度,EA平面波及系数,Ed驱油效率,EZ纵向波及系数,d驱替程度,一、水驱理论采收率的探讨,二、特高含水后期水驱开发特征,五、特高含水后期开发方式及方法研究,目录,三、剩余油分布规律的宏观定位,四、提高油藏描述的针对性和实用性,六、特高含水后期水驱开发单元调整实例,1、特高含水后期水驱特征曲线出现新变化,1000PV驱油效率曲线,甲型水驱特征曲线,（1）高注入倍数下，水驱可以取得较高的驱油效率；但在特高含水后期水驱特征曲线出现上翘，“拐点”之后耗水量急剧增加,拐点之前驱油效率53.6%，消耗的水量占2%，时间占11%；拐点之后驱油效率23.1%，消耗的水量占98%，时间占89%。,二、特高含水后期水驱开发特征,21PV，fw=98.2%驱油效率53.6%剩余油饱和度29%,发生上翘,（2）特高含水后期水驱特征曲线上翘是一个普遍规律，“拐点”之后水驱进入一个新阶段水油比急剧增加的非线性高耗水阶段,乙型水驱特征曲线,拐点出现时机主要参数,岩心试验可视为均质理想条件，其水驱特征曲线拐点对应数据可作为水驱开发经济界限的研究依据。,（124组高倍数水驱试验）,二、特高含水后期水驱开发特征,（3）“拐点”之后的特高含水后期，水驱特征曲线传统直线方程已不适用，需进行修改,水驱特征出现拐点之后，若仍采用直线方程预测，就会造成预测采收率虚高,孤东七区西54-61注水区上翘段标定采收率,开发现状：含水97.7%，采出程度37.7%,二、特高含水后期水驱开发特征,（1）高水驱倍数下残余油饱和度更低，但水相渗透率急剧增加,坨2-0-斜检313井岩芯1000PV相渗曲线,1000PV与50PV相渗对比：,残余油饱和度：从31.9%降低到23.2%，降低了8.7个百分点。驱油效率：从60.1%提高到70.8%，提高了10.7个百分点；水油相对渗透率比值：从400倍增至8000倍以上，耗水量急剧增加。,50PV,1000PV,二、特高含水后期水驱开发特征,2、特高含水后期两相渗流规律出现新变化,1000PV相渗,拐点,2、特高含水后期两相渗流规律出现新变化,（2）油水相渗比值曲线出现“拐点”，该点与水驱特征曲线上翘点一致，两者是因果关系,二、特高含水后期水驱开发特征,（3）原相渗曲线试验标准对特高含水后期已不适应，需进行修改或技术处理,特高含水后期需要实验室做高过水倍数相渗曲线，原相渗标准需要修改完善；根据124组高倍相渗实验结果，对下弯段进行回归，建立了高倍相渗预测模型。,1000PV相渗,预测模型,50PV相渗,二、特高含水后期水驱开发特征,岩心并联水驱油实验,填砂管：2.5cm100cm,三管并联实验甲型水驱特征曲线,96%,98.7%,85%,74.5%,室内试验,（1）物理模拟实验证明，非均质性引起各层含水率不同，三层合采拐点出现时机早于单层开采，造成整体含水上升快，采出程度低,3、“拐点”对非均质油藏特高含水后期开发技术政策的重大意义,二、特高含水后期水驱开发特征,统计45个单元，其中19个单元上翘,矿场开发单元上翘时机统计表,典型单元甲型水驱曲线,含水%,96.398.096.897.0,孤东七区西52+3胜二区沙二83-5孤东八区馆5-6孤东八区馆3-4,（2）实际油藏“拐点”出现时机有差异，均与理论界限值有较大差距，反映了开发单元非均质性严重或开发技术政策不适应,水驱油藏若过早出现“拐点”，会造成含水上升率加快，水驱效果变差。必须及时调整，遏制已进入拐点后耗水急剧增加的高渗层、高渗带，促使流场转向，改善注水效果，提高油藏整体采收率。,二、特高含水后期水驱开发特征,（3）传统相渗曲线数模没有客观反映油藏剩余油的差异化分布,高倍相渗,常规相渗,顶底水相渗流能力相差100倍，含油饱和度相差25个百分点。,含油饱和度分布,水相相对渗透率分布,顶底水相渗流能力相差15倍，含油饱和度相差6.7个百分点。,含水98%，采出程度45%,二、特高含水后期水驱开发特征,不同注入倍数下剩余油饱和度分布对比,二、特高含水后期水驱开发特征,需改变传统相渗曲线测试方法，客观认识地下剩余油分布，指导高含水后期开发调整。,（4）特高含水后期仍然采用含水率反映油水变化已不敏感，应研究对矿场有实际指导意义的油水变化表征方法,孤东七区西52+3含水、水油比-采出程度曲线,水油比,含水,含水/水油比,水油比,含水,孤东八区馆5-6含水、水油比-采出程度曲线,实施化学驱,孤东八区馆3-4含水、水油比-采出程度曲线,胜二区83-5含水、水油比-采出程度曲线,水油比曲线,含水曲线,含水/水油比,含水/水油比,实施化学驱,采出程度，%,采出程度，%,采出程度，%,水油比,含水,孤东八区馆3-4含水、水油比-采出程度曲线,水油比,含水，%,采出程度，%,二、特高含水后期水驱开发特征,一、水驱理论采收率的探讨,三、剩余油分布规律的宏观定位,五、特高含水后期开发方式及方法研究,目录,二、特高含水后期水驱开发特征,四、提高油藏描述的针对性和实用性,六、特高含水后期水驱开发单元调整实例,1、传统观念认为特高含水期油藏剩余油分布高度分散,剩余油分布的宏观定位代表了一种指导思想。定位不同，指导思想不同，开发策略不同，结果也就不同。,过度强调难点-分散性研究方向-不明开发策略-更新井,三、剩余油分布规律的宏观定位,实践证明对胜利油区复杂非均质油藏，特高含水期钻新井仍然能“碰”到低含水高产井，即还存在大量剩余油富集区。,GD1-12N511井位示意图,3.5t/d,95.2%,3.8t/d,94.7%,22t/d,18%,12N511,2、“十五”期间，提出特高含水期剩余油分布特征是：“整体分散、局部富集”,三、剩余油分布规律的宏观定位,形成：低级序断层精细描述与预测技术夹层定量描述与预测技术储层优势渗流通道描述与预测技术剩余油富集区定量描述技术,夹层分隔控油,断层分隔控油,优势通道控油,通过物理模拟、数值模拟及矿场实际资料建立了断层分隔、夹层分隔、优势通道三种控油模式。形成以“分隔控油、弱驱富集”为核心的剩余油富集理论,研究剩余油富集区控制因素及描述技术,三、剩余油分布规律的宏观定位,永12块储量915万吨，找到断层、夹层隔挡控制的剩余油富集区储量283万吨。钻水平井15口，单井日产油40.9吨（是老井的7倍），含水33.6%（比老井低60），累增油33.8万吨，预测增加可采储量58万吨，富集区提高采收率20.5。,针对剩余油富集区实施挖潜,三、剩余油分布规律的宏观定位,“陆相水驱油藏剩余油富集区研究与开发”获国家科技进步二等奖,以前,8,富集区,15,提高88%,初期平均单井日产油，t/d,65,35,初期单井综合含水，%,以前,富集区,降低30%,剩余油富集区新井挖潜效果显著,三、剩余油分布规律的宏观定位,3、“十一五”提出了特高含水期剩余油分布特征:“普遍分布、局部富集”,孤岛油田中一区Ng3密闭取心井位图,综合含水：98.1%采出程度：50.0%采收率：55.1%,SO,SO,SO,三、剩余油分布规律的宏观定位,“十五”以来胜利油田老区整体调整统计表,“十一五”期间，在单元调整时，除继续寻找剩余油富集区外，重点强调保持层系井网的完整性，研究与特高含水期相适应的井网和层系。,由“高度分散，局部富集”重新定位为“普遍分布，局部富集”强调“普遍分布”就是要强调特高含水期仍要保持井网的完善,三、剩余油分布规律的宏观定位,样品数个,特高含水后期取心井驱油效率样品数比例分布图,样品数比例%,5口密闭取心井1186块样品,4、“十二五”研究特高含水后期剩余油分布特征:“普遍分布、差异富集”,三、剩余油分布规律的宏观定位,储层平面、纵向上非均质更加严重，尤其是相渗透率差异大，高渗层、低渗层，主流线、非主流线的剩余油差异大。层系、井网不能破坏，但需要调整。改变液流方向，提高低采出程度小层、部位的水驱效果，提高注入水的有效性。,三、剩余油分布规律的宏观定位,层间差异,层系重组分层注采,层内差异,水平井堵驱结合,平面差异,矢量井网流线调整,高度分散,工作量萎缩井网层系破坏,局部富集,寻找富集新井挖潜,普遍分布,保持井网恢复井网,剩余油宏观定位,工作方向,差异分布,转变流场差异调整,三、剩余油分布规律的宏观定位,一、水驱理论采收率的探讨,二、剩余油分布规律的宏观定位,五、特高含水后期开发方式及方法研究,目录,三、特高含水后期水驱开发特征研究,四、提高油藏描述的针对性和实用性,六、特高含水后期水驱开发单元调整实例,1、精细地层对比的“细致”程度2、夹层的对比及预测3、测井精细解释4、储层参数非均质性表征方法5、储层参数时变规律研究和应用6、精细油藏数值模拟技术,四、提高油藏描述的针对性和实用性,1、精细地层对比的“细致”程度,地层对比向精细化发展,沉积时间单元划分示意图,坨74个小层12个块10砂层组沉积时间单元2-4米,可用性,划分层系,细分注水,射孔设计,？,准确性？,细分后浊积扇特征明显,103,103-3,103-2,103-1,永3断块沙二下河控三角洲储层,1、精细地层对比的“细致”程度,（1）沉积特征明显、符合沉积规律,辫状河沉积河道发育,浅湖沉积砂坝发育,胜二区原12小层开发上存在注采不对应等矛盾：将原12小层细分为13、14两个时间单元，两者电性特征、粒度特征、生物特征都不同，沉积相相差大。,13,14,1、精细地层对比的“细致”程度,（2）解决矛盾、符合动态特征,5m左右小断点对比识别难度大的原因：井点处缺失的“微小地质信息”是：,不易判断,小断层造成？沉积变化造成？,（3）小断层和储层厚度变化的对比,三角洲前缘等时体岩性演化“砂-灰-泥三元模式”,三元模式确定识别准则：同元突变开断点，异元变化先沉积,1、精细地层对比的“细致”程度,1、精细地层对比的“细致”程度2、夹层的对比及预测3、测井精细解释4、储层参数非均质性表征方法5、储层参数时变规律研究和应用6、精细油藏数值模拟技术,四、提高油藏描述的针对性和实用性,夹层的主要统计指标：作为储层的非均质性研究A、平均单井夹层数（个）：每口井钻遇的夹层数。B、夹层频率（个/米）：指砂体中单位厚度夹层数。C、夹层密度（m/m）：指砂体中夹层厚度占砂体厚度的百分数。,2、夹层的对比及预测,（1）传统的夹层研究方法储层非均质性,纯化油田东区沙四上12夹层频率等值图,纯化油田东区沙四上12夹层密度等值图,夹层,夹层控油物理模拟,夹层控油数学模拟,物理、数模研究表明，层内夹层控制剩余油富集区的形成,无夹层,无夹层数学模拟,无夹层物理模拟,2、夹层的对比及预测,（2）夹层对剩余油富集的分隔性,（3）夹层三维空间分布研究-沉积微相的宏观指导,辫状河沙坝：河道废弃时沉积泥质夹层，其宽度不会超过一个单个河道，其侧向连续性对流体运动相对意义不大,曲流河沙坝：洪泛衰落期悬浮质泥质夹层出现于砂体上部；多个侧积体之间侧积泥岩夹层与砂岩层面斜交，顺河道方向连续性好。,网状河：多个韵律单元叠加，各韵律间为夹层，连续性好,溢岸沉积：独立砂体无夹层，与其它砂体叠合呈细粒夹层,浊积砂：夹层在上部，夹层侧向连续性好,滩坝、前缘席状砂：没有或很少有夹层,废弃河道：夹层在上部，侧向不超过一个河道宽度,2、夹层的对比及预测,（4）夹层要建入地质模型,2、夹层的对比及预测,数模对比:孤岛油田中一区馆53,未描述夹层时的剩余油分布图,描述夹层后的剩余油分布图,9P511,9P511,没有剩余油富集区,夹层上部有剩余油富集区,在剩余油富集区新钻水平井9P511日产油23.7t，含水31.7%。,正韵律厚油层，地质储量836万吨。在整个油田含水92.7%的情况下，方案整体设计16口水平井挖潜夹层顶部剩余油富集区，平均日产油29t，综合含水仅42%。,孤岛油田中一区Ng53水平井部署图,9-710,9-708,中9-P9,剩余油富集区,夹层位于正韵律厚油层上部,2、夹层的对比及预测,孤岛油田中一区馆53,中30-J18井馆上段35层,夹层下部H=1.6弱见水So：60%,0.4m泥质夹层,（5）薄夹层也可实施分层注水,2、夹层的对比及预测,1、精细地层对比的“细致”程度2、夹层的对比及预测3、测井精细解释4、储层参数非均质性表征方法5、储层参数时变规律研究和应用6、精细油藏数值模拟技术,四、提高油藏描述的针对性和实用性,岩心分析法频率交会法趋势面分析法邻井对比法直方图法,3、测井精细解释,（1）测井资料标准化处理,标准化后,标准化前,-1.5,1.5,1.5,1.0,-1.5,-1.0,孔隙度解释模式（大芦湖油田）,3、测井精细解释,（2）建立多参数区块精细解释模型,大芦湖油田分浅湖相和深湖相建立了两套解释模式：浅湖相:=-49.2587+0.2289t+0.59580Vsh深湖相:=-10.8308+0.1081t-0.08403Vsh,3、测井精细解释,（3）分不同相带建立解释模式,胜二区沙二1-2不同开发时期渗透率变化图,40008000,3、测井精细解释,（4）不同含水期测井解释模式的探讨,高含水阶段完钻井，不同油层可能处于不同含水阶段。油田含水上升是一个连续变化过程。,分期建模，如果资料允许是可以实现的，但具体应用上无法操做。,3、测井精细解释,（4）不同含水期测井解释模式的探讨,胜二区沙二段不同开发时期孔隙度与声波时差关系图,六十年代,九十年代,七十年代,八十年代,3、测井精细解释,（4）不同含水期测井解释模式的探讨,胜二区沙二段孔隙度解释图版,岩芯分析孔隙度%,声波时差,四个时期的图版合在一起，四条线基本重合。,水淹后孔隙度虽然增大，相应的声波时差也增大。,不同含水期应建立通用解释模式，以提高公式的实用性,3、测井精细解释,（4）不同含水期测井解释模式的探讨,0.20.30.40.50.60.70.8,Swf,=50mPa.s，f=0.25,=150mPa.s，f=0.90,Sw?(R混合液),Uo?,产水率影响因素分析图-含水饱和度、原油粘度,3、测井精细解释,（5）关于水淹层产水率解释,同样，渗透率也对产水率有显著的影响，相同的含水饱和度下，渗透率越高，产水率越高。,0.35,K?,产水率影响因素分析图-含水饱和度、渗透率,射孔影响?纵向水窜?,3、测井精细解释,（5）关于水淹层产水率解释,1、精细地层对比的“细致”程度2、夹层的对比及预测3、测井精细解释4、储层参数非均质性表征方法5、储层参数时变规律研究和应用6、精细油藏数值模拟技术,四、提高油藏描述的针对性和实用性,储层空气及液测渗透率对比,孔喉半径分布频率对比,反映孔隙半径分布,反映喉道半径分布,渗透率，mD,绝对渗透率相近，有效渗透率差异大,孔隙半径分布相近，喉道半径分布差异大,4、储层参数非均质性表征方法,（1）空气渗透率及液测渗透率,不同油田渗透储层喉道半径分布特征对比,4、储层参数非均质性表征方法,（1）空气渗透率及液测渗透率,4、储层参数非均质性表征方法,（1）空气渗透率及液测渗透率,层内非均质,平面非均质,层间非均质,渗透率级差=kmax/kmin突进系数=kmax/k变异系数:,4、储层参数非均质性表征方法,传统非均质评价法,（2）非均质性表征方法,油藏工程方法计算渗透率变异系数公式：,Vk=（K-K)/K,K：为累计样品数50处的渗透率，K：为累计样品数84.1处的渗透率。,利津南区沙二段31小层纵向渗透率频率分布与累积百分比曲线图,渗透率103m2,样品累积百分数,占样品百分数,50%,84.1%,Vk=（844）/84=0.95,4、储层参数非均质性表征方法,传统非均质评价法,（2）非均质性表征方法,传统非均质评价法的局限性,1:10000?,Vk=0.301,1:20000?,沿x方向变化慢，非均质性较弱,沿y方向变化快，非均质性较强,不能反映油藏的空间尺度,不能反映非均质的方向性,0.7,强,Vk,4、储层参数非均质性表征方法,传统非均质评价法,（2）非均质性表征方法,非均质矢量评价法：能体现空间尺度的影响以及非均质的方向性,非均质矢量评价法单位尺度内的物性参数的变化率,1:10000,1:20000,物性参数梯度与其平均值的比值,非均质性的矢量表征法,4、储层参数非均质性表征方法,（2）非均质性表征方法,1、精细地层对比的“细致”程度2、夹层的对比及预测3、测井精细解释4、储层参数非均质性表征方法5、储层参数时变规律研究和应用6、精细油藏数值模拟技术,四、提高油藏描述的针对性和实用性,不同含水阶段储层参数发生变化?,5、储层参数时变规律研究和应用,（1）储层宏观参数变化规律：渗透率、孔隙度、泥质含量、粒度中值。（2）储层微观参数变化规律：储层骨架结构、储层孔喉网络、孔隙特征参数、孔喉特征参数、储层粘土矿物、孔壁周边形态、地层微粒。（3）储层渗流参数变化规律：储层润湿性、相对渗透率（4）油藏四维地质建模,83层取心井研究成果,中能带,低能带,渗透率降低了33%,不同含水阶段储层参数发生变化?,渗透率增加了17%,5、储层参数时变规律研究和应用,油藏四维地质模型建立渗透率变化定量表达式,渗透率随含水变化的数学表达式：,5、储层参数时变规律研究和应用,油藏四维地质模型,储层参数时变规律应用,储层参数时变规律研究,加强！,慎重？,5、储层参数时变规律研究和应用,渗透率？,水相渗透率？,1、精细地层对比的“细致”程度2、夹层的对比及预测3、测井精细解释4、储层参数非均质性表征方法5、储层参数时变规律研究和应用6、精细油藏数值模拟技术,四、提高油藏描述的针对性和实用性,绝对渗透率的问题,注入量液量的劈分问题,油藏工程师观念,6、精细油藏数值模拟技术,相渗曲线的问题,孔隙波及与网格波及,拟合过程的调参问题,拟合与预测问题,一、水驱理论采收率的探讨,二、剩余油分布规律的宏观定位,五、特高含水后期开发方式及方法研究,目录,三、特高含水后期水驱开发特征研究,四、提高油藏描述的针对性和实用性,六、特高含水后期水驱开发单元调整实例,五、特高含水后期开发方式及方法研究,特高含水后期最大的特征：,剩余油差异增大注水有效性变差,高倍相渗,常规相渗,顶底水相渗流能力相差100倍，含油饱和度相差25个百分点。,顶底水相渗流能力相差15倍，含油饱和度相差6.7个百分点。,含水98%，采出程度45%,-增加低孔隙波及系数部位的过水倍数,五、特高含水后期开发方式及方法研究,特高含水后期调整思路：转流场,层系1,层系细分,层系重组,参数相近的层系重组开发模式,1、改变层系细分的传统观念和做法,五、特高含水后期开发方式及方法研究,水相渗透率,(1)纵向非均质是储层的主要特性(2)打破原层系研究层间非均质(3)厚层要论证单层开发可行性(4)多层优先考虑层系重组(5)要优先采用分层注采工艺,层系重组的指导思想,1、改变层系细分的传统观念和做法,五、特高含水后期开发方式及方法研究,层系重组优化方法,开发初期或中低含水阶段,渗透率原油粘度,纵向主要差异,渗透率级差原油粘度级差,层系重组主要参数,特高含水后期,油水饱和度渗透率原油粘度,拟渗流阻力：随饱和度变化的油水两相渗流能力,相对渗透率差异原油粘度差异渗透率差异,（1）引入了纵向差异动态表征参数拟渗流阻力,五、特高含水后期开发方式及方法研究,模型参数表,特高含水后期胜利整装油田：层系重组拟渗流阻力级差界限小于36,不同渗透率范围拟阻力级差与采出程度关系曲线,五点法井网,合采至含水95%，研究拟渗流阻力干扰分析,（2）确定了层系重组拟渗流阻力级差界限,五、特高含水后期开发方式及方法研究,层系重组优化方法,层系重组四级优化方法,目前初步编制完成层系重组四级优化软件,（3）建立了层系重组四级优化方法及软件,一级优化,合理级差界限,二级优化,合理单控储量,三级优化,开发指标,四级优化,经济指标,储量基础,拟渗流阻力级差,合理技术方案,优化层次,优化指标,优化结果,合理技术经济方案,最优方案,五、特高含水后期开发方式及方法研究,层系重组优化方法,合理井距,技术最大井距与经济最小井距多在低渗透论证，高渗透论证较少多数油田高渗层井距小于低渗层,合理井距：采收率？采油速度？净现值？,平均井距与与矢量井井距？,2、改变井距井网的传统观念和做法,五、特高含水后期开发方式及方法研究,加密井与抽稀井？,面积井网的选择（五点、四点、反九点）,井网调整与液流转向,天然水驱与富余污水,边内、边缘、边外注水,注采井网,2、改变井距井网的传统观念和做法,五、特高含水后期开发方式及方法研究,（1）提出以饱和度方差最小化为均衡驱替标准,中低含水阶段,注入水到达周围每口生产井时间相同,矢量井网标准,不同方向渗透率,油层厚度等,特高含水后期,剩余油饱和度方差最小,动态非均质,推导过程,反映真正意义上的均衡驱替适合于任意井网形式适合于老油田的井网优化,五、特高含水后期开发方式及方法研究,矢量井网优化方法,（2）建立了水驱油藏剩余油饱和度分布及开发动态指标快速预测方法,注采控制面积劈分,储层非均质性评价及参数等效处理,各控制面积内水量劈分,计算出口端含水率,计算平均含水饱和度,计算采出程度,方向渗透率计算,渗透率及其他物性参数等效处理模型：,数值模拟,新方法,不同方法求解开发指标所需时间,新方法计算速度快、误差小,数值模拟法新方法,五、特高含水后期开发方式及方法研究,既适合于新油田也适合于老油田的井位优化既适合于单井组优化也适合于油藏整体（多井组）优化,（3）形成井网重整矢量优化方法及软件,建立了矢量井网优化数学模型：,约束条件和技术政策界限,开发动态预测,生成初始井网重整方案,满足结束条件？,通过遗传算法重新计算加密/抽稀/转注井数及相应矩阵,生成新一代井网重整方案,Y,N,最优重整井网,计算相应井网极限含水下饱和度方差,优化前,优化后,单井组,多井组,优化流程（已编制软件）,五、特高含水后期开发方式及方法研究,真实采液指数、吸水指数,井数与单井液量，井距与水窜,井距、压差、压力梯度与单井液量设计,3、改变单井液量注水量的传统观念和做法,五、特高含水后期开发方式及方法研究,提高单井液量才是提高经济效益,液量调配与改变液流方向,提液与增注,单井注采参数矢量优化方法,1#3#：0.3mL/min2#4#：0.3mL/min,液量优化,渗透率分布,物理模型,1#,2#,3#,4#,5#,液量相同,1#3#：0.2mL/min2#4#：0.4mL/min,高渗区,低渗区,低渗区,高渗区,（1）开展了矢量注采参数优化物理模拟,（2）建立了矢量注采参数优化数学模型,中高含水期,有效厚度,渗透率,特高含水后期,粘度,考虑饱和度分布（相对渗透率差异）,地层流动系数,ER51.2,ER63,五、特高含水后期开发方式及方法研究,（3）形成了矢量注采参数优化方法和软件,通过调配各井注采量，实现油藏饱和度方差最小化。,约束条件和技术政策界限,开发动态预测,生成初始注采调配方案,满足结束条件？,通过遗传算法重新计算注采参数ql，qo,生成新一代注采调配方案,Y,N,最优注采调配方案,计算相应井网极限含水下饱和度方差,优化前流线,优化后流线,已编制软件,五、特高含水后期开发方式及方法研究,4、压裂与径向水力射孔对储层的改造,五、特高含水后期开发方式及方法研究,径向射流长度,100m,75m,83m,80m,压裂-改善“储层”渗透能力？增产？提高采收率？,5、堵水调剖可实现纵向和平面的液流转向,五、特高含水后期开发方式及方法研究,大孔道？水相高渗带,堵剂特性？憎水、廉价,堵的方式：改层系的井改前堵、用别的层系的井堵,堵的界限？先躲后堵,静态的“孔”，k增加值动态的“渗”，kw增加值,渗流通道交替转换,五、特高含水后期开发方式及方法研究,6、微观的液流转向提高孔隙波及系数,一、水驱理论采收率的探讨,二、剩余油分布规律的宏观定位,五、特高含水后期开发方式及方法研究,目录,六、特高含水后期水驱开发单元调整实例,三、特高含水后期水驱开发特征研究,四、提高油藏描述的针对性和实用性,1、针对胜坨油田层系井网损坏严重，开展了层系井网重整,1990年进入特高含水期，2009年进入特高含水后期（95.4）,2010年老区年产油从上年度的203万吨减少到179万吨，年递减率达12%。,“十五”中后期,整体调整规模减小,补孔改层强化提液,层系井网破坏,层层高含水井井高含水,认识,深化潜力认识,层系重组,发挥弱驱层潜力,矢量井网,提高平面弱驱潜力,“十二五”以来,理论指导,六、特高含水后期水驱开发单元调整实例,（1）开展了胜二区沙二9-10层系重组、矢量井网调整,地质储量：355104t含水:96.2%采出程度:32.2%拟渗流阻力级差：45,10砂组5个小层一套层系，拟阻力级差3.7,抽稀井网:300*260m-380*300m；改变流线：35-40大幅提液：70t150t采收率：4145%,9砂组2个小层一套层系，拟阻力级差2.1,加密井网:300*260m-200*250m；改变流线：30-45提液：22t50t采收率：2836%,大网套小网,递减由14.4%下降到6.2%，采收率提高5.7个百分点（36.342%）,六、特高含水后期水驱开发单元调整实例,（2）开展了胜二区沙二81平面矢量井网调整,高渗、高采出区域,低渗、低采出区域,提高注入倍数、驱替压力梯度,方案采收率由48.4提高到52.85，提高4.45个百分点,大网,小网,改变液流方向,优化注采参数,地质储量：1280万吨；含水：97.9；采出程度：46.4,+115,12.3,-2.8,9.5,递减率，,-884,-769,动液面，m,大网连小网,六、特高含水后期水驱开发单元调整实例,（3）开展了胜一区沙二1-3层系井网重整,平面矢量井网,设计新井80口，增加可采储量191万吨，采收率从33.6%提高到38.7%，提高5.1个百分点。,根据拟渗流阻力级差重组界限，重组成2套层系,按砂体部井，河道中心部署水井，河道侧缘部署油井,按照剩余油饱和度分布，矢量优化注采参数,矢量注采系统,层系重组,胜一区沙二1-3单元井位图,含油面积：19.1km2地质储量：3740万吨层系内小层：17个,渗透率：0.5-2.8m2综合含水：95.6采出程度：32.8,层系井网重整,存在问题：纵向小层多，层间干扰严重，拟渗流阻力级差25.4井网完善性差