整装提高采收率

整装油田提高采收率技术,一、整装油田油藏特征,二、整装油田开采技术,三、整装油田提高采收率潜力,汇报内容,世界主要油区分布图,世界原油资源量3100亿吨(1997年统计),美国28.69亿吨占2.07%,中国32.74亿吨占总量的2.36%,俄罗斯66.25亿吨占总量的4.7%,中东921.57亿吨占总量的66.5%,截止1999年全世界剩余探明可采储量为1385.88亿吨,（一）世界石油储量分布状况,大型油田的地区分布,(美国为2000年的最新统计,其余为1994年的统计),可采储量大于1亿桶的油田数共1405个,（二）世界大油气田的分布,可采储量大于5亿桶的特大型油田约370个，占世界原始可采储量的74%。中东地区149个，占40.3%。美国48个，占13.0%。拉丁美洲45个，占12.2%。前苏联32个，占8.6%。中国18个，占4.9%。,（二）世界大油气田的分布,前苏联地区:油气田总数2800个可采储量大于5亿桶特大型油田32个,占前苏石油储量的80%.其中砂岩油田26个,占总个数的81%.,（二）世界大油气田的分布,主要分布在砂岩中,美国：主要油气田约2400个，其中砂岩油气田约1900个，占79.2%.,（三）中石化整装砂岩油田的分布,中石化,整装油田,胜利油区,地质储量11.6108t占油区的37%,（三）中石化整装砂岩油田的分布,胜利油区4个油田动用储量占中石化集团的83.1%,河南油区,地质储量1.02108t占油区的50.1%,中原油区,地质储量1.36108t占油区的27.2%,砂岩油藏,中高渗,储量丰度较高,小层个数多,1、为中高渗多层砂岩油藏,(四）中石化整装砂岩油田的油藏特征,2、以河流相为主,其次为三角洲沉积,辫状河沉积,(四）中石化整装砂岩油田的油藏特征,3、为普通稠油油藏,地下原油粘度2.080mPa.s，其中原油粘度大于50mPa.s的3个油田，地质储量69535104t，占6个整装油田的49.8%。,(四）中石化整装砂岩油田的油藏特征,4、油层非均质严重,砂体个数多,孤东油田馆上段储量统计表,(四）中石化整装砂岩油田的油藏特征,4、油层非均质严重,单砂体含油面积小,(四）中石化整装砂岩油田的油藏特征,4、油层非均质严重,孤东油田馆上段3-6砂层组特征表,单砂体储量规模小,(四）中石化整装砂岩油田的油藏特征,4、油层非均质严重,油层夹层个数多,(四）中石化整装砂岩油田的油藏特征,4、油层非均质严重,孤岛油田亚相分析表,渗透率差异大,(四）中石化整装砂岩油田的油藏特征,孤岛、孤东油田地质储量64231104t，占整装储量的45.8%。,5、储层胶结疏松，易出砂,(四）中石化整装砂岩油田的油藏特征,1、储量规模较小,（五）中石化与国内外整装砂岩油田主要差异,双河油田油藏综合图,（五）中石化与国内外整装砂岩油田主要差异,2、构造相对复杂,2、构造相对复杂,（五）中石化与国内外整装砂岩油田主要差异,孤东油气田地质综合图,（五）中石化与国内外整装砂岩油田主要差异,2、构造相对复杂,（五）中石化与国内外整装砂岩油田主要差异,2、构造相对复杂,濮城油田构造含油面积图,阿尔兰油田下石炭系油藏顶部构造图、油藏剖面图,（五）中石化与国内外整装砂岩油田主要差异,2、构造相对复杂,罗马什金油田泥盆系油藏顶面构造图、含油砂岩剖面图,（五）中石化与国内外整装砂岩油田主要差异,2、构造相对复杂,孤岛油田Ng3-6砂层组：6个主力油层储量占74.2条带状、透镜体状的占25.3,胜坨油田主力含油层系沙二下：厚层块状砂岩储量占40条带状砂体储量50透镜体状油砂体储量占10,3、油层数多、厚度较薄、连通差,（五）中石化与国内外整装砂岩油田主要差异,孤东油田油藏剖面图,（五）中石化与国内外整装砂岩油田主要差异,3、油层数多、厚度较薄、连通差,双河油田油藏剖面图,（五）中石化与国内外整装砂岩油田主要差异,3、油层数多、厚度较薄、连通差,（五）中石化与国内外整装砂岩油田主要差异,3、油层数多、厚度较薄、连通差,（五）中石化与国内外整装砂岩油田主要差异,3、油层数多、厚度较薄、连通差,4、原油性质差,（五）中石化与国内外整装砂岩油田主要差异,（五）中石化与国内外整装砂岩油田主要差异,5、地饱压差小,一、整装油田油藏特征,二、整装油田开采技术,三、整装油田提高采收率潜力,汇报内容,孤岛油田数值模拟研究结果：层系细分越早，开发效果越好,(一)、提高水驱采收率技术,1、细分开发层系,孤岛油田1981年-1984年层系井网调整,(一)提高水驱采收率技术,1、细分开发层系,细分层系是国内外普遍采用，对非均质、多层系油田提高采收率行之有效的方法。,孤岛油田中一区、中二区西区细分层系,增加19.4%,增加11%,(一)提高水驱采收率技术,1、细分开发层系,孤岛油田中一区Ng3-4单井生产情况,(一)提高水驱采收率技术,1、细分开发层系,胜坨油田：由初期的2套，4次细分，变为4-8套；孤岛油田：初期1套，两次细分，变为2-3套；孤东油田：初期2次细分，变为2-5套；埕东油田：初期2套，两次细分，变为5套,目前一套层系内油层个数一般少于10个，主力油层个数1-3个。,(一)提高水驱采收率技术,1、细分开发层系,(一)提高水驱采收率技术,1、细分开发层系,大庆喇嘛甸油田实验区水驱特征曲线,日产油2798t/d综合含水60.3采油速度1.61%,日产油3829t/d综合含水63.3采油速度2.21%,调整后增加可采储量754104t，提高采收率11.92,长滩区细分开发层系效果,美国威明顿油田长滩区，1976年含水81，1980年细分层系，钻井300多口，抑制住原油产量的下降，保持稳产，并减缓了含水上升速度。,(一)提高水驱采收率技术,1、细分开发层系,中石化整装油田在中高含水期均进行了细分开发层系。细分层系是中高含水期油田增产、稳产、减缓递减、提高采收率的一项主要技术。,(一)提高水驱采收率技术,1、细分开发层系,技术适应性评价,2、合理增加井网密度完善注采井网,(一)提高水驱采收率技术,孤岛油田,双河油田,2、合理增加井网密度完善注采井网,(一)提高水驱采收率技术,喇嘛甸油田进行了两次加密调整,投入采油井1864口，注水井846口；预计增加可采储量1.0108t。,2、合理增加井网密度完善注采井网,(一)提高水驱采收率技术,井网调整加密是阿尔兰油田保持稳产的一项重大措施：,2、合理增加井网密度完善注采井网,(一)提高水驱采收率技术,孤岛油田第一次调整处于中含水末期，提高采收率10.5%；第二次调整油田含水80%以上，提高采收率1.8%，效果变差。加密调整井网是中含水期主要措施。特高含水期大规模加密井网余地较小。,技术适应性评价,2、合理增加井网密度完善注采井网,(一)提高水驱采收率技术,孤岛油田1985年以来，下大泵井年增油13104t-16104t，在油田稳产中起了重要作用,3、强化采液,(一)提高水驱采收率技术,3、强化采液,(一)提高水驱采收率技术,油层具备很强的供液和吸水能力,含水93.6%平均采液指数300-400t/(d.MPa)视吸水指数39m3/(d.MPa),试验前基本参数,孤岛油田中二中馆3-4强注强采试验：,3、强化采液,(一)提高水驱采收率技术,6口中心井液量不增加的井有2口，液量增加的4口井中，有2口井有效期仅有1-3个月。油层出砂严重，6口中心井作业时砂柱高达85m至159m，有4口井砂埋油层。,3、强化采液,(一)提高水驱采收率技术,胜坨油田胜一区沙二24层强注强采试验：,含水85-90的2口井,3、强化采液,(一)提高水驱采收率技术,强化采液是前苏联许多油田采取的有效措施。,三个区合计强采后3个月比强采前3个月共增产原油45.16104t,3、强化采液,(一)提高水驱采收率技术,1、最佳提液时机在含水40-80%2、油层非均质性强，出砂严重的油田，限制了大幅度提液3、特高含水期，提高液量后，增油量少，经济效益差，并加剧油层非均质性。因此，特高含水期继续强化采液受到限制，应把重点放在有效注水、有效提液上。,3、强化采液,(一)提高水驱采收率技术,技术适应性评价,4、转换注采井网，改变液流方向,(一)提高水驱采收率技术,主要做法：高含水井转注9口层间调配7口加强注水7口停注4口,4、转换注采井网，改变液流方向,(一)提高水驱采收率技术,濮城东区沙二上改变液流方向试验,实施效果：水驱动用程度提高5%增加可采储量13104t提高采收率1.2%,大庆喇嘛甸油田，将九点法转换为五点法转注油井43口综合含水稳定在88.1增加可采储量200104t提高水驱采收率1.52%,4、转换注采井网，改变液流方向,(一)提高水驱采收率技术,阿尔兰油田做法,（1）改变供水方向增加水驱体积,七区C层为天然水驱。在相反方向投注2口注水井。,含水由46.3降至37.8。,4、转换注采井网，改变液流方向,(一)提高水驱采收率技术,（2）通过点状注水增加油井受效方向,新哈津地区的第采油区的46口注水井中50%为点状注水井。,增加1.9倍,阿尔兰油田做法,4、转换注采井网，改变液流方向,(一)提高水驱采收率技术,国内外油田开发实践，对于高粘非均质性油层，改变液流方向和注入条件，是提高储量动用程度、改善水驱效果的有效方法。,4、转换注采井网，改变液流方向,(一)提高水驱采收率技术,技术适应性评价,1）升压半周期提高注水压力使注入水进入低渗区，达到改善吸水剖面的目的。,5、周期注水技术,(一)提高水驱采收率技术,原理,2）降压半周期降压过程中，在毛管力和弹性力的作用下,低渗段中的油流向高渗段的大孔道。,连续注水在含水率大于70以后转入周期注水效果较好,5、周期注水技术,(一)提高水驱采收率技术,周期注水效果统计表,5、周期注水技术,(一)提高水驱采收率技术,5、周期注水技术,(一)提高水驱采收率技术,1995年7月实施不稳定注水,前苏联:26个油田43个试验区平均渗透率在20-108010-3m2；地层原油粘度0.4-7.4mPa.s；平均孔隙度在6-27。,5、周期注水技术,(一)提高水驱采收率技术,2）周期注水量越高，效果越好,周期注水与常规注水量之比,1）见效率高在统计的31个试验区中，未见效的只占13,5、周期注水技术,(一)提高水驱采收率技术,5、周期注水技术,(一)提高水驱采收率技术,周期注水在中石化整装油田的应用规模较小，仅在少数几个单元进行试验。今后应加强周期注水的矿场试验和室内研究力度。,6、保持合理的地层压力水平,(一)提高水驱采收率技术,胜坨沙二83-5原油粘度与含水关系曲线,6、保持合理的地层压力水平,(一)提高水驱采收率技术,胜坨沙二83-5原油密度与含水关系曲线,孤岛油田地面原油地饱压差关系曲线,6、保持合理的地层压力水平,(一)提高水驱采收率技术,地层压力保持水平测算结果（最小流压法）,6、保持合理的地层压力水平,(一)提高水驱采收率技术,泵挂深度可增加到1000m，强化采液。适当降低地层压力开采。,“九五”期间，胜坨油田进行大面积堵水调剖(1）堵水调剖剂系列化研究(2）大面积矿场试验(3）应用效果评价,7、油水井堵水调剖技术,(一)提高水驱采收率技术,堵剂适应性研究-配伍性,(1)堵水调剖剂优化研究,7、油水井堵水调剖技术,(一)提高水驱采收率技术,实施堵调工作量293井次覆盖胜坨油田27个注水开发单元，43套注水开发井网控制地质储量2.3108t,占胜坨油田储量的48.5%实施整体堵调单元5个，149井次单井年增油663t,(2)大面积矿场试验,7、油水井堵水调剖技术,(一)提高水驱采收率技术,a.调剖后注水井吸水剖面得到改善,调剖前后可对比48口井吸水剖面变化,(3)应用效果评价,7、油水井堵水调剖技术,(一)提高水驱采收率技术,2119井堵水前后注示踪剂情况分析,b.示踪剂资料反映堵水井水窜速度变缓。,7、油水井堵水调剖技术,(一)提高水驱采收率技术,(3)应用效果评价,C.调剖井区油层水驱状况得到改善,“控水稳油”效果显著。,调剖水井293口-可对比受效油井573井次,7、油水井堵水调剖技术,(一)提高水驱采收率技术,(3)应用效果评价,96-98年调剖单元5个含水上升速度得到有效控制产量递减速度明显减缓,可采储量增加，水驱采收率提高增加可采储量154104t,提高采收率3.2%,d.整体调剖单元开发效果明显改善,7、油水井堵水调剖技术,(一)提高水驱采收率技术,(3)应用效果评价,低浓度交联聚合物调驱试验：低浓度聚丙烯酰胺作主剂，有机铬作交联剂，地层内形成冻胶体，封堵大孔道和高渗层，具有深度调剖和驱油双重效果。,7、油水井堵水调剖技术,(一)提高水驱采收率技术,7、油水井堵水调剖技术,(一)提高水驱采收率技术,阿尔兰油田向注水井注入氨溶液，形成一种复杂的沉淀，封堵水窜通道。据13口点状注水井和57口油井分析结果，增产原油15.8104t，含水率降低3.4。,7、油水井堵水调剖技术,(一)提高水驱采收率技术,“九五”期间，整装油田每年实施大量堵水调剖工作量，效果显著。大面积堵水调剖技术目前已基本成熟，是高含水期改善开发效果，提高采收率的一项主导技术。,技术适应性评价,7、油水井堵水调剖技术,(一)提高水驱采收率技术,整装油藏共设计并投产水平井7口，累积产油8.1361104t。,8、水平井挖潜技术,(一)提高水驱采收率技术,孤东六区61+2层顶面微构造图,孤东6-平1,初产：45.4t含水：52%,挖掘正韵律油层顶部剩余油,整装高含水油藏水平井经济评价表,经济效益分析,7口井收回成本，平均单井需要累油1.07104t,实际平均单井累油1.14104t。经济评价已盈利321.7104元。,8、水平井挖潜技术,(一)提高水驱采收率技术,水平井是挖潜正韵律油层顶部剩余油和薄层剩余油的有效手段，今后应在加强剩余油认识研究的基础上，加强利用水平井、侧钻水平井挖潜老区剩余油，提高水驱采收率。,8、水平井挖潜技术,(一)提高水驱采收率技术,(一)提高水驱采收率技术,细分层系、加密井网是整装油田中高含水期主导技术。油田进入特高含水期，剩余油高度分散，单项技术难以发挥有效作用，必须采用综合型、集成化技术，挖掘剩余油提高油田采收率。,(一)提高水驱采收率技术,基础：精细油藏描述技术剩余油分布研究技术：局部加密、老井措施、合理提液、周期注水、降压开采、堵水调剖、转换注采井网、改变液流方向、强化防砂、恢复躺井、水平井侧钻井挖潜技术等。,特高含水期集成化技术,化学驱条件分析,水驱采收率低，剩余油饱和度高,(二)三次采油技术,化学驱配套技术,化学驱配套技术,(二)三次采油技术,七区西注聚扩大区,孤岛,孤东,中一区Ng3先导区,中一区Ng3扩大区,92年先导试验,94年扩大试验,97、98年工业推广,化学驱发展历程,1、类油藏聚合物驱工业化推广,(二)三次采油技术,1、类油藏聚合物驱工业化推广,(二)三次采油技术,推广规模,吨聚增油对比,试验单元经济效益显著,1、类油藏聚合物驱工业化推广,(二)三次采油技术,先导区,2、类油藏聚合物驱试验取得突破,胜一区沙二1-3单元：含油面积：5.39km2地质储量：1089104t地层温度：75地层水矿化度：12580mg/l设计增加可采储量：76.2104t提高采收率:7.0%吨聚增油：109t,(二)三次采油技术,胜一区沙二1-3聚合物驱曲线,目前已累计增油20.12104t，吨聚增油35t，提高采收率1.85%,2、类油藏聚合物驱试验取得突破,(二)三次采油技术,S：0.003km2N：7.8万吨注入井4口生产井9口,中心井在含水98%以后，接近水驱残余油的条件下，提高采收率13.4，达到国际领先水平。,3、复合驱油扩大试验,(二)三次采油技术,试验层Ng42-44储量197.2万吨注入井6口生产井13口,3、复合驱油扩大试验区,(二)三次采油技术,三个方面取得突破：复合驱油室内实验及配方技术,配方与原油界面张力最低达710-4mN/m；该配方在矿场取得了显著的降水增油效果；对UTCHEM进行了改造,形成了自己版权的化学驱软件SLCHEAM。,孤岛西区ASP扩大区生产曲线,3、复合驱油扩大试验效果,(二)三次采油技术,三次采油项目简要数据表,三次采油为老油田稳产做出了突出贡献,(二)三次采油技术,孤岛、孤东、胜坨三大主力油田三采年产油图(2000年),三次采油为老油田稳产做出了突出贡献,(二)三次采油技术,国内外整装油田流度统计表,(三)典型单元对比,(三)典型单元对比,参数孤岛阿尔兰地质储量亿吨3.8613.24主力油层62占总储量%6580埋藏深度m12501300有效厚度m3066渗透率10-3m216601000地下粘度mPa.s6521流度0.030.05,孤岛、阿尔兰油田参数对比,(三)典型单元对比,1、产量上升阶段的主要做法,孤岛油田,阿尔兰油田,(三)典型单元对比,1、产量上升阶段的主要做法,孤岛油田主要做法,早期注水，恢复地层压力,分层注水,细分层系，加密调整井网,1971年投入开发，1973年4月开始注水。,开始注水时即采用偏心配水器分层注水,1981年-1984年进行细分层系调整，开发层系由一套划分为2-3套，将原6个开发单元分为13个开发单元。,(三)典型单元对比,1、产量上升阶段的主要做法,阿尔兰油田主要做法,强化注水，恢复地层压力,初期两套层系，井网密度0.24-0.48km2/井，1965年上下两层系由分采变为合采，井网密度增加一倍。,1958年投产，1959年注水，到1967年加强点状注水，地层压力恢复至接近原始地层压力。,加密井网，强化开采,(三)典型单元对比,2、稳产阶段的主要做法,孤岛油田,阿尔兰油田,(三)典型单元对比,孤岛油田主要做法,加密新井,强化采液,注采调整,新钻油井223口，水井191口，老井转注123口，注采井数由1：3.8提高到1：1.8，增加可采储量610104t。,83mm大泵井由1984年3口增加至1990年的237口，占总井数比由0.4提高到25.1，平均单井日液由37.2t提高到96.7t；1985年以来，下大泵井年增油一般在13-16104t,2、稳产阶段的主要做法,(三)典型单元对比,2、稳产阶段的主要做法,阿尔兰油田主要做法,加密新井,完善注水系统,强化采液,1969年-1980年打加密井1957口，累积增油5270104t，占全油田同期产量的28。,A、加强内部切割注水B、推广点状-选择性注水,1974年底，阿尔兰油田电潜泵井所占比例由1.04提高到11.8，电泵井产量由3.92上升到占30,(三)典型单元对比,孤岛油田,阿尔兰油田,(三)典型单元对比,3、产量递减阶段的主要做法,孤岛油田主要做法,3、产量递减阶段的主要做法,1)加强精细油藏描述、强化综合治理措施,(三)典型单元对比,3、产量递减阶段的主要做法,孤岛油田新井与老井效果对比,钻新井122口，累积增油41.4104t,增加可采储量371104t，提高采收率1.22%,(三)典型单元对比,孤岛油田主要做法,动用边部及油水过渡带稠油，提高储量动用程度,开展三次采油现场试验，并逐步进行工业化推广,3、产量递减阶段的主要做法,6个单元，动用地质储量1200104t,(三)典型单元对比,阿尔兰油田主要做法,3、产量递减阶段的主要做法,强化采液速度,继续加密井网,完善注水系统,封堵高含水层,动用过渡带储量,递减期钻新井1110口,(三)典型单元对比,不同开发阶段国内外大的做法基本相同，但也存在着一些差别，主要有：,井网形式和注水方式有差别,投产初期中石化整装油田一般采用300-500m的面积井网形式。国外采用500-700m的内部切割注水方式。,调整中石化井网调整一般加密为井距150-300m的行列井网或面积井网。国外一般在内部切割注水系统的基础上，不断增加点状-选择性注水井点，增加井网密度。,(三)典型单元对比,层系划分和层系井网调整有差别,中石化初期开发层系内小层个数3-19个，细分层系后小于10个，主力油层个数1-3个。国外一般层系划分较粗，如东威明顿油田基本上以主力层系为开发对象，采用一套大段合采；阿尔兰油田初期划分为两套，后合并为一套开采。,(三)典型单元对比,一、整装油田油藏特征,二、整装油田开采技术,三、整装油田提高采收率潜力,汇报内容,1、可采储量采出程度高，储采矛盾突出,(一)整装油田存在的主要矛盾,2、油层水淹严重,(一)整装油田存在的主要矛盾,新井单井增加可采储量：“七五”：1.27104t“八五”：1.14104t“九五”：1.06104t,新井数：1995年：471口2000年：326口,新井年增油：1995年：77104t2000年：44104t,3、剩余油分布零散，挖潜难度越来越大，挖潜效果变差,(一)整装油田存在的主要矛盾,“九五”老井措施工作量仍保持年1000次左右：措施有效率：1995年：66.3%2000年：59.9%措施年增油：1995年：71.5104t2000年：37.2104t,3、剩余油分布零散，挖潜难度越来越大，挖潜效果变差,(一)整装油田存在的主要矛盾,孤东油田：同位素监测22口井大孔道井数6口，占27.2%大孔道诊断软件七区西52+3层系，大孔道井数21口，占单元井数的29.8%七区西北部52+3注聚分析：窜聚井11口，占总井数的25%；52+3层系南部13口，占总井数的30%注入倍数大于1.0，大孔道发育程度25-30%变密度测井739口井：第一界面窜槽占17.9%，第二界面占48.7%,4、大孔道及窜层严重,(一)整装油田存在的主要矛盾,(一)整装油田存在的主要矛盾,套管损坏在进入中高含水期后呈直线加速趋势。,5、油水井井况变差,胜坨油田套管损坏井450多口，占油水井总数的20%以上，其中2/3报废，1/3待修；“九五”期间虽开展了套变综合治理技术研究，但未形成规模。,5、油水井井况变差,(一)整装油田存在的主要矛盾,发育差的零散砂体孤岛Ng1+2砂层组：308个零散砂体地质储量801104t边部稠油环零散砂体孤岛油田这类储量：含油面积22.5Km2地质储量729104t,动用这类低品位储量尚无成熟工艺水平技术。,6、低品位储量难以动用,(一)整装油田存在的主要矛盾,一类储量已动用52.3%；剩余的储量为二类和三类，尚需技术攻关和突破。,7、三次采油的物质条件变差,(一)整装油田存在的主要矛盾,（二）整装油田采收率现状分析,中石化油田与国外差距：储量规模小构造相对复杂层数多、厚度薄、连通差原油性质差地饱压差小,（二）整装油田采收率现状分析,（二）整装油田采收率现状分析,孤东油田四区3-4注采对应率统计表,类单元82个：动用储量占61.9%平均采收率42.2%,（二）整装油田采收率现状分析,（二）整装油田采收率现状分析,（二）整装油田采收率现状分析,（二）整装油田采收率现状分析,类单元79个：动用储量占38.1%，平均采收率21.4%,整装油田中，大片连通的类单元开发效果与国外相近，条带状、透镜体状的类单元采收率较低，是造成与国外油田整体对比采收率偏低的决定性因素。,（二）整装油田采收率现状分析,1）驱油效率(室内试验),(三)提高水驱采收率潜力及“十五”安排,31块样品，渗透率0.8191-16.2m2之间，平均3.3781m2，水驱油的原油粘度在3.44-61.9mPa.s之间，平均28.17mPa.s,40,46,1、整装油田提高水驱采收率潜力分析,0.42,1、整装油田提高水驱采收率潜力分析,(三)提高水驱采收率潜力及“十五”安排,1）驱油效率(密闭取心井),孤东小井距单油层水驱试验结果，当含水98%时，注水倍数增长到1.81倍，驱油效率上升到45.7%。,(三)提高水驱采收率潜力及“十五”安排,1）驱油效率(孤东小井距),1、整装油田提高水驱采收率潜力分析,行列井网流度比与面积扫油系数理论图版,(AfterDyes,CaudleandErickson，Vi/VP=1.0),(三)提高水驱采收率潜力及“十五”安排,2）平面波及系数,1、整装油田提高水驱采收率潜力分析,98,95,0.74,0.85,(三)提高水驱采收率潜力及“十五”安排,3）纵向波及系数,1、整装油田提高水驱采收率潜力分析,目前含水：综合含水93%注入倍数1.0驱油效率41%平面波及系数0.95纵向波及系数0.74采出程度28.8%98%含水：驱油效率46%平面波及系数0.98纵向波及系数0.85最终采收率38.3%目前为34.0%，则老区提高水驱采收率潜力为4.3%，增加可采储量潜力5000104t。,1、整装油田提高水驱采收率潜力分析,(三)提高水驱采收率潜力及“十五”安排,提高采收率潜力4.2%增加可采储量400万吨采收率由目前42.9%提高到47.1%,1、整装油田提高水驱采收率潜力分析,(三)提高水驱采收率潜力及“十五”安排,双河油田研究结果,濮城油田计算采收率目标值可达44.9%，提高采收率潜力10%，增加可采储量1300万吨。,1、整装油田提高水驱采收率潜力分析,(三)提高水驱采收率潜力及“十五”安排,濮城油田研究结果,六个整装油田增加可采储量潜力6700万吨，平均提高采收率5%，最终水驱采收率40%。,1、整装油田提高水驱采收率潜力分析,(三)提高水驱采收率潜力及“十五”安排,“九五”精细油藏描述规模,2、提高水驱采收率“十五”安排,(三)提高水驱采收率潜力及“十五”安排,5-x179,胜二区沙二段25沉积时间单元沉积微相展布图,新井部署在河道的有利部位,5-x179井初产26t含水18.5%,62层,孤东油田七区西剩余油饱和度与剩余储量丰度综合图,431层,孤东油田七区西剩余油饱和度与剩余储量丰度综合图,(1)胜坨、孤岛、孤东、埕东四个油田“十五”安排,“九五”期间，描述单元12个，覆盖储量4.73104t，增加可采储量550104t，提高采收率1.16个百分点。“十五”期间，描述单元15个，覆盖储量4108t，占未描述单元储量60%，预计增加可采储量400104t，提高采收率1.0%。,2、提高水驱采收率“十五”安排,(三)提高水驱采收率潜力及“十五”安排,a.加强地质研究，采取针对性措施,b.局部完善注采井网，增加可采储量,“九五”期间，通过局部完善注采井网，增加可采储量818104t。“十五”期间，加大研究力度，四个油田局部完善井网预计增加可采储量900104t。,(三)提高水驱采收率潜力及“十五”安排,2、提高水驱采收率“十五”安排,(1)胜坨、孤岛、孤东、埕东四个油田“十五”安排,中上部5.51m为见水-弱见水段，占层厚的66%，上部驱油效率20-30，下部驱油效率50-60，上下驱油效率差别达20-40。,c.发挥水平井开发优势，挖掘剩余油潜力,(三)提高水驱采收率潜力及“十五”安排,2、提高水驱采收率“十五”安排,(1)胜坨、孤岛、孤东、埕东四个油田“十五”安排,“十五”期间，扩大水平井应用规模，安排钻水平井50口，预计增加可采储量100104t。同时恢复停产、停注井800口。,(三)提高水驱采收率潜力及“十五”安排,2、提高水驱采收率“十五”安排,(1)胜坨、孤岛、孤东、埕东四个油田“十五”安排,c.发挥水平井开发优势，挖掘剩余油潜力,d.加大“控水稳油”力度，提高油藏采收率,“九五”期间，“控水稳油”单元20个，覆盖储量2.5108t。增加可采储量165104t，提高采收率0.66%。“十五”期间，安排“控水稳油”单元25个，覆盖储量3108t，预计增加可采储量250104t，提高采收率0.83%。,(三)提高水驱采收率潜力及“十五”安排,2、提高水驱采收率“十五”安排,(1)胜坨、孤岛、孤东、埕东四个油田“十五”安排,e.进一步作好“双低”单元综合治理工作，提高开发效果,“九五”期间，共治理“双低”单元11个，覆盖储量6603104t，增加可采储量160104t，提高采收率2.4%。根据1999年底“双低”单元潜力分析，整装油田有“双低”单元19个，储量7275104t。“十五”期间，按排治理“双低”单元12个，覆盖地质储量6000104t，预计增加可采储量150104t，提高采收率2.5%。,(三)提高水驱采收率潜力及“十五”安排,2、提高水驱采收率“十五”安排,(1)胜坨、孤岛、孤东、埕东四个油田“十五”安排,“十五”期间，在精细油藏描述基础上，通过局部完善、“控水稳油”、“双低”治理、应用水平井技术等工作，预计共增加水驱可采储量1800104t(“九五”增加可采储量1783104t)，提高采收率1.6个百分点（“九五”提高1.6个百分点）。,(三)提高水驱采收率潜力及“十五”安排,2、提高水驱采收率“十五”安排,(1)胜坨、孤岛、孤东、埕东四个油田“十五”安排,采收率从目前的34.5提高到2005年底的36.1。钻井1120口（“九五”期间1210口），其中水平井、侧钻井50口，恢复停产、停注井800口。提高水驱采收率保持在“九五”水平。,(三)提高水驱采收率潜力及“十五”安排,2、提高水驱采收率“十五”安排,(1)胜坨、孤岛、孤东、埕东四个油田“十五”安排,精细油藏描述单元15个，覆盖地质储量8500万吨，预计增加可采储量85万吨，提高采收率1%。加密完善注采井89口，增加可采储量95万吨。“控水稳油”综合治理单元23个，增加可采储量120万吨。十五共增加可采储量300万吨，提高采收率3%，采收率从目前的42.9%提高到45.9%.,(三)提高水驱采收率潜力及“十五”安排,2、提高水驱采收率“十五”安排,(2)双河油田“十五”安排,钻调整井、更新井125口，提高采收率1.5%老井措施提高采收率2.29%水动力学方法提高采收率0.18%全油田合计增加可采储量550万吨，提高采收率4%，采收率从目前的35%提高到39%.,(三)提高水驱采收率潜力及“十五”安排,2、提高水驱采收率“十五”安排,(3)濮城油田“十五”安排,增加可采储量：2650万吨，提高采收率1.9%整装油田平均采收率由目前的35.2%到“十五”末提高到37.1%,(三)提高水驱采收率潜力及“十五”安排,2、提高水驱采收率“十五”安排,(4)中石化六个整装油田“十五”合计,1、三次采油潜力分析,(四)三次采油潜力及“十五”安排,胜坨、孤岛、孤东、埕东油田三采资源图,提高采收率7.5%，增加可采储量3100万吨。,1、三次采油潜力分析,(四)三次采油潜力及“十五”安排,双河油田三次采油潜力地质储量：5422万吨可动用储量：3848万吨增加可采储量：328万吨提高采收率：8.5%,1、三次采油潜力分析,(四)三次采油潜力及“十五”安排,中石化整装油田三次采油剩余资源量：4.52亿吨增加可采储量潜力：3430104t。,胜利油区,“十五”期间投入单元投入产出比为1:2.9,2、三次采油“十五”安排,(四)三次采油潜力及“十五”安排,“十五”期间投入单元11个累积动用1.6108t,2、三次采油“十五”安排,(四)三次采油潜力及“十五”安排,胜利油区,“十五”期间阶段增油916104t,2、三次采油“十五”安排,(四)三次采油潜力及“十五”安排,胜利油区,2、三次采油“十五”安排,(四)三次采油潜力及“十五”安排,双河油田三次采油“十五”安排单元个数：11个地质储量：3802万吨控制能力：2632万吨增加可采储量：214万吨提高采收率：8.1%2001到2005年年增油分别为11.9、12.4、17.8、21.2、18.6万吨。,2、三次采油“十五”安排,(四)三次采油潜力及“十五”安排,中石化整装油田三次采油“十五”安排：单元个数：22动用储量：18678万吨增加可采储量：1279万吨,1、提高采收率潜力,(五)整装油田提高采收率潜力及“十五”安排,水驱可采储量潜力：6700万吨三采可采储量潜力：3430万吨合计：10130万吨采收率目标值：43%,2、“十五”安排,(五)整装油田提高采收率潜力及“十五”安排,水驱增加可采储量：2650万吨三采增加可采储量：1280万吨合计：3930万吨“十五”末整装油田采收率提高到38%,(六)加大攻关力度，搞好技术储备,1、提高水驱采收率技术储备,(1)精细油藏描述定量化和计算机一体化技术,(2)高含水期剩余油饱和度监测技术,(3)高含水期剩余油挖潜技术,多层砂岩油藏综合挖潜技术,复合韵律厚油层层内挖潜技术,(4)高含水期分层注水工艺技术,(5)大孔道描述和封堵技术,(6)防砂和套损治理技术,聚合物驱后，仍有50%-60%的原油存留在地层中：孤岛、孤东、胜坨、双河四个油田注聚单元18个、覆盖储量1.58亿吨，已有四个单元进入后续水驱。“十五”期间还将投入注聚储量1.87亿吨，实施后均面临注聚后如何进一步提高采收率的问题。,(1)聚合物驱后进一步提高采收率技术,(六)加大攻关力度，搞好技术储备,2、提高三次采油技术储备,滞留聚合物再利用交联聚合物驱油体系高分子聚合物交替注入,(1)聚合物驱后进一步提高采收率技术,(六)加大攻关力度，搞好技术储备,2、提高三次采油技术储备,室内试验,溶胀性聚合物先导试验活性剂先导试验,(1)聚合物驱后进一步提高采收率技术,(六)加大攻关力度，搞好技术储备,2、提高三次采油技术储备,矿场先导试验,(六)加大攻关力度，搞好技术储备,2、提高三次采油技术储备,(2)高温高盐聚合物驱油技术,目前应用的聚丙烯酰胺的耐温抗盐性能较差，因此需要加强耐温抗盐驱油剂的研制和应用研究。,适合于高温高盐聚合物可行性评价技术及水质指标、聚合物标准研究,(六)加大攻关力度，搞好技术储备,2、提高三次采