胜利油田矢量井网调整技术

特高含水期矢量层系井网调整产液结构主要做法,胜利油田分公司胜利采油厂2015年10月,2010年以来，胜利采油厂面对含水上升快，产量递减大的严峻局面，在油田领导、机关处室和研究院的关心支持下，深入剖析了制约胜坨油田持续高效开发的瓶颈问题，大力加强剩余油研究工作，围绕大幅度提高水驱采收率，进一步解放思想，转变观念，积极研究和探索特高含水后期经济有效提高采收率的方式、方法，努力破解老油田发展的难题，在二区9-10等单元实施了矢量层系井网调整，取得了初步效果。,前言,一、胜坨油田经济高效开发面临的突出矛盾二、胜坨油田特高含水期剩余油分布特征三、矢量层系井网调整技术政策研究四、矢量层系产液结构调整效果,汇报提纲,一、胜坨油田经济高效开发面临的突出矛盾,胜坨油田含油面积84.83平方千米，地质储量4.72亿吨，历经47年的开发，目前已进入近极限含水开发阶段，综合含水达到95.72%，采出程度38.2%，采收率40.85%。,胜坨油田开发曲线,“十一五”以来特别是后三年，“井网、井筒、地面”老化的矛盾凸显，注采体系完整性变差，主要开发指标变差。,含水上升率：0.73%自然递减率:19.61%,深入剖析开发状况,突出矛盾：两个不均衡,储量控制和动用状况不均衡,产液结构不均衡,（一）储量控制和动用状况不均衡，不适应进一步提高采收率的需要,目前胜坨油田总体储量控制和动用程度较低,控制储量3.92亿吨，储量控制程度83.2%，失控储量7952万吨；动用储量3.1亿吨，储量动用程度只有65.6%，现井网未动用储量共有1.62亿吨(其中有井点控制未生产的储量8281万吨，无井点控制的储量7952万吨)；水驱控制储量3.78亿吨，水驱控制程度80.1%，其中完善水驱储量2.18亿吨，仅占胜坨油田的46.12%，不完善水驱储量1.6亿吨，占胜坨油田的33.9%。,储量动用不均衡的主要类型：,平面储量控制和动用不均衡,层间储量动用不均衡,一是平面储量控制和动用不均衡,主要原因：高含水井点套坏报废；表现形式：部分单元及井区储量失控目前现状：共有损失储量7952万吨。,典型单元：坨七沙二8-10单元西区8层系储量299万吨，一方面套坏失控储量180万吨；另一方面局部井区井距小，形成低效水循环，平面不均衡状况突出。,主要原因：特高含水后期层间矛盾依然突出，无法充分发挥各类油层的潜力。目前现状：有22个层系（地质储量1.81亿吨）需进一步细分，减缓层间干扰。,二是层间储量动用不均衡,渗透率级差1倍,渗透率级差3倍,渗透率级差5倍,随着渗透率级差的增大，层间动用状况差异变大,（二）产液结构不均衡的矛盾突出,胜坨油田含水98%的井数390口，日产液5.16万吨，占总液量的37.1%,日产油801吨，含水98.45%。其中含水98.5%的井数182口，日产液1.97万吨，占总液量的14.17%,日产油246吨，含水98.75%，这部分井吨油操作成本2200元，效益相对较低。,一是平面产液结构不均衡,长期水驱开发，高液量井采液强度大，形成主流线，注入水低效循环导致含水上升快；低液量井受平面干扰能量较差，井区水驱效果差。,电泵井：10口单井日产液：250.1吨有杆泵井：9口单井日产液：23.7吨,二是层间产液不均衡,层间干扰造成层间开发状况差异较大。,渗透率分布,小层相对吸水强度,RFT测试压力,小层采出程度,二区沙二74-81单元,层系细分不彻底造成主力层长期高能量高含水，为主要出力层，限制了层间潜力的发挥。,单采资料表明74-9层与81层之间的开发状况差异较大；目前单元合采井17口（占油井开井数31.5%），合注井30口（占水井开井数的71.4%），81层严重干扰74-9砂层组的潜力发挥。,作为老油田开发的探路者和先行者，如何破解两大不均衡的矛盾，如何经济有效提高采收率，减缓产量递减，首要任务是认清剩余油的分布规律。,一、胜坨油田经济高效开发面临的突出矛盾二、胜坨油田特高含水期剩余油分布特征三、矢量层系井网调整技术政策研究四、矢量层系产液结构调整效果,汇报提纲,二、胜坨油田特高含水期剩余油分布特征,一是大力加强剩余油监测和分析力度,按照毕总调研时提出的“特高含水老油田重建开发体系的前提是认清剩余油潜力”的指示精神，2010年以来，制定并实施了覆盖全区(57个单元，171个砂层组)的剩余油监测计划，充分利用新井、SNP、取心井等资料，逐块逐层逐井的认识剩余油分布状况。,2010-2011年剩余油监测工作量表,二是持续开展精细建模数模工作,以精细刻画储层非均质和剩余油为重点，2010年以来，已完成建模数模区块9个，正开展区块22个，共计地质储量3.44亿吨，覆盖率达到80%以上。,断层模型,构造模型,胜坨油田为典型的整装多层砂岩油藏，经过长期的不规则面积注采井网开发，剩余油总体呈现“普遍分布、差异富集”的矢量化分布特点，具体概括为“类11型”。,剩余油分布类型,平面剩余油,层间剩余油,层内剩余油,普遍分布型,断层遮挡型,侧缘微相型,砂体边缘型,非主流线型,过渡带型,均匀分布型,顶部富集型,夹层控制型,均匀分布型,层间干扰型,差异富集型,普遍分布型：油层含水高，剩余油普遍分布,特高含水期，下油组主力层剩余油基本以普遍分布为主，剩余可动油饱和度15%-20%。以胜二区沙二10砂层组为代表，含水大于95%的油层面积占85%，平面上剩余油主要呈现普遍分布的特点，剩余油饱和度在30%-40%之间。,二区9-10沙二103层剩余油饱和度图,二区9-10沙二105层剩余油饱和度图,差异富集型,断层遮挡型：受断层遮挡影响，平面上剩余油在断层附近呈现小尺度富集,以坨28沙二1-3单元为代表，断层附近剩余油富集，储量占5%左右，剩余油饱和度在50%-60%之间。,侧缘微相型：侧缘相带物性变差，动用程度较低，剩余油相对富集砂体边缘型：砂体边缘水驱波及较差，剩余油相对富集,侧缘微相型,砂体边缘型,非主流线型：受井网不规则、平面注采不均衡的影响，在非主流线上剩余油较为富集。,例如：1-3XN192井2011年3月射开位于非主流线的沙二11层生产，目前日液13.8t，日油6.0t，含水56.2%。,过渡带型：针对油水过渡带重建测井解释模型、开展精细建模、剩余油形成机理及分布规律研究。,重新建立了测井解释模板，对低阻层根据试采情况进行了二次解释,胜二区83-5解释图版（整体）,坨21区块油水解释图版,研究了油水过渡带剩余油分布的控制因素,边水能量,油层厚度,注水方式,韵律性,原油粘度,累注水倍数,剩余油饱和度,弱水淹程度,原油粘度越大，易形成指进，粘度大的区域形成剩余开发潜力可能性大。,边水能量与注水方式影响研究,边部不管是油井排还是水井排，过渡带都有形成剩余油分布的条件,六年后,十年后,13年后（fw95%）,六年后,十年后,含水95%时（11年后）,边部油井排,边部水井排,过渡带型：胜坨油田具有调整潜力的油水过渡带区块10个，地质储量553万吨,油水过渡带分类,油稠指进型,低阻新认识型,注水外推型,均匀分布型：主力油层间储层物性差异小，动用程度相当，剩余油均匀分布,以坨七沙二8-10为代表，8主力层系中81、83层储层物性相近，驱替相对均匀，剩余油饱和度分别为38.6%、38.9%，层间剩余油以均匀分布为主。,层间干扰型：层间储层物性差异大，合采干扰严重，剩余油层间分布差异大,以二区沙二9-10为代表，从储层物性、吸水状况、压力状况看、沙二9、10砂组层间差异大，10砂组严重干扰9砂组。,沙二9砂组剩余油饱和度较高，达40%-55%；10砂组剩余油饱和度在30%-40%。,层内剩余油分布类型：主要以顶部富集型为主，其次为均匀分布型和夹层控制型。,顶部富集型：在正韵律油层和渗透率级差3的反韵律、复合韵律油层，受重力作用影响，剩余油在顶部富集。,层内顶部富集型模式图-正韵律,均匀分布型：层内渗透率级差3-5的反韵律油层，驱替相对均匀，剩余油以均匀分布为主。,内均匀分布型模式图-反韵律,夹层控制型：统计32口饱和度测井资料，其中顶部韵律层富集型占55%；底部韵律层富集型占9%；各韵律层均匀分布型占36%。,胜坨油田储量动用、产液结构两大不均衡矛盾，在近极限含水开发阶段，需要根据剩余油分布状况，通过经济高效的创新性调整方式来破解。,一、胜坨油田经济高效开发面临的突出矛盾二、胜坨油田特高含水期剩余油分布特征三、矢量层系井网调整技术政策研究四、矢量层系产液结构调整效果,汇报提纲,三、矢量层系井网调整技术政策研究,（一）胜坨油田进一步提高采收率的有利条件,一是胜坨油田开发潜力仍然很大，具备持续发展的资源基础，特高含水期进一步提高采收率大有可为。,理论研究表明，不同类型油藏均具有进一步提高采收率的潜力，提高采收率可达10-17%。其中整装油藏可提高16.8%，断块可提高14.4%，低渗透油藏可提高9.8%。,不同类型油藏理论水驱采收率潜力表,室内试验表明，胜坨油田当注入倍数为3倍时，可提高采收率7.62%，注入倍数为5倍时，可提高采收率11.33%，提高采收率仍具有较大的空间。而且随着注水倍数的增大，油藏更加亲水，残余油饱和度液逐渐下降。,不同注入倍数提高采收率潜力预测,矿场实践证明，依靠水驱能够获得较高的采收率。目前胜坨油田有9个单元水驱采收率达到了50%以上。坚定了其它单元大幅提高水驱采收率的信心。,二是高油价给近极限含水老油田的持续有效开发带来了更好的发展机遇,胜坨油田综合含水达到95.72%，水油比急剧上升，吨油操作成本大幅上升，但在油价80bbl条件下，经济极限含水可以达到99%以上。,一年以来胜坨油田的老区调整方案经济评价表明，虽然单井初产较低，但均具有较好的长期经济效益。,三是在上级部门大力支持下，持续加大水质改造力度，2013年将实现水驱单元按照油藏需求水质注水，为实施调整提供了有力保障,污水站水质状况统计表,2012年加快坨四、坨一、坨五不达标污水站改造进度，力争2012年年底全厂7座污水站水质全部达标。,力争实现主要低渗透油藏精细注水全覆盖,2012年中低渗区块改造计划表,2012年对目前水质未达标的5个低渗区块、2个中低渗透区块实施水质改造，力争实现低渗油藏精细水全覆盖，中低渗油藏逐步按需注水。,（二）矢量调整产液结构政策研究,胜坨油田井网调整面对的突出问题：一是老的井网已经存在，但储量控制程度较低；二是历史的流线已经形成，但开发不均衡；三是进入近极限含水开发阶段，恢复规则井网实施开发，需要大量的投入，经济效益相对较差。面对诸多问题，老油田要进一步提高水驱采收率，如何进行积极的调整,必须探索更为经济高效的调整模式，采油厂在充分研究的基础上，提出了矢量层系井网调整产液结构的思路。,矢量开发调整的内涵,“矢量开发调整”，是针对胜坨油田多层开发、非均质性强、特高含水、高采出程度的背景，以经济有效提高储量动用率和采收率为目的，通过层系、井网、井距的优化设计和复杂结构井的应用，建立起适应储层非均质和不同类型剩余油分布特点的井网，采取相应的油藏技术、工艺技术和地面配套技术，实现均衡水驱，追求开发投入的效益最大化。,矢量化调整的四个理念,矢量开发调整的六项原则,适应储层非均质的需求；适应剩余油分布的矢量特征；最大程度控制和动用各类油层的储量；最大限度优化利用好老井；充分优化应用钻采工艺新技术；配套矢量化的注采调整，实现均衡开发。,矢量开发调整的技术对策,平面剩余油,层间剩余油,普遍分布型,差异富集型,剩余油分布类型,井网对策,均衡对策,大网抽稀,大井距强化注采堵水调剖,（多靶点井、侧钻井，水平井，侧钻水平井，小井眼井）,局部完善,矢量配产配注堵水调剖,大网套小网层系细分,矢量配产配注套管贴堵堵水调剖同心双管注水攻欠增注分质分压注水,层内剩余油,水平井、侧钻水平井完善,参数优化射孔优化套管贴堵堵水调剖,目的：经济高效的提高储量动用率和采收率,层间矢量调整研究,关键是细分层系可行性论证,细分层系论证,减少层间干扰,提高储量动用,数模优化,油藏工程论证,层系细分重组设计,最佳层系调整模式,单控地质储量8万吨,砂体展布,压力水平,隔夹层3m,含水级别差5%,采出程度差8%,渗透率级差3,含油面积,典型单元：二区沙二9-10层间渗透率、含水、采出程度差异大,二区沙二9、10砂组隔夹层分布稳定，具有细分条件，细分后单控剩余可采储量2.86-3.24万吨，具有一定的物质基础，因此细分为9、10两套层系。,细分层系剩余储量表,沙二9、10砂层组隔层分布图,隔层分布比较稳定，平均厚度在10-15m。,细分前后采出程度与含水关系曲线,由模拟结果看，细分层系后开发效果好。,典型单元：二区东三4-5单元层间含油面积、地层能量差异大,细分层系剩余储量表,东三41层井网图,东三54层井网图,平面矢量调整研究,合理井网研究,矢量井网，平面均衡动用,改变液流方向，扩大水驱波及体积，实施大井距、强化提液,局部完善，采用复杂结构井等控制剩余油，形成不规则面积井网,数模优化,筛选,井排方向,最大限度利用老井,上下层系匹配,侧缘微相型,砂体边缘型,非主流线型,过渡带型,剩余油分散,差异富集型,平面动用不均衡,普遍分布型,断层遮挡型,古水流方向是单一成因砂体的最佳水驱方向，针对性的建立与古水流方向一致的水驱关系，能够实现平面上的无障碍水驱，获得更高的采收率。,沙二10剩余油饱和度图,井排顺物源方向,典型单元：二区沙二9-10,井排垂直物源方向,通过数模论证，在含水98%的情况下，顺物源方向布井指标优于垂直物源方向布井。,矢量井距研究,拉大井距,剩余油分布,经济极限井网密度,最大技术井距,最小经济井距,驱替压力梯度,普遍分布剩余油,富集剩余油,缩小井距,矢量井距,控制含水上升,扩大波及体积,有效动用,改善水质,典型单元：二区沙二9-10,根据经济井网密度公式计算9层系最小经济极限井距200米，10层系最小经济极限井距300米。,综合考虑累采累注、老井利用，确定沙二9、10合理注采井距分别为200-250米和300-350米。,典型单元：坨七西块沙二8-10,地质储量821104t，综合含水97.4%，采出程度40.3%,腰部注水边部采油,低部位注水高部位采油,井网方式,井距,8主力层,9主力层,10主力层,500m,450m,550m,300m,250m,350m,合理液量研究,不同注采井距下不同液量与含水上升率的关系,实际模型出发,单井矢量配液,高含水井控液,低含水井小幅提液,主力层控液,非主力层小幅提液,层间均衡,井区之间均衡,根据部署井网，矢量配产配注,确定层系、井区合理的采液速度,典型单元：二区沙二9-10,根据实际模型，研究不同井距下单井液量与含水上升关系。,井距200m模型（含水93%）,井距400m模型（含水97%）,井距300m模型（含水95%）,根据数模预测结果，在满足注采平衡，单元采液速度小于20%的情况下，含水上升率控制在理论含水值以下为条件:沙二10层系注采井距320-360m，对应合理液量是100-150t/d；沙二9层系注采井距200-250m，对应合理液量是30-50t/d。,沙二10砂组不同井距下单井液量与含水上升关系曲线,层内矢量调整研究,调整思路,顶部富集型,夹层控制型,均匀分布型,水平井参数优化,直井开发波及不均衡,射孔优化,套管贴堵,堵水调剖,层内均衡动用,层内动用不均衡,层内矢量调整顶部富集型,研究了不同井型条件下的开发效果,（1）水平井注水，水平井采油。（2）水平井注水，直井采油，射开顶部2米。（3）直井注水，直井采油，均射开顶部2米。（4）直井注水，水平井采油，直井射开顶部2米。（5）直井注水，水平井采油，注水井全部射开。,从模拟结果看，水平井注水，水平井采油开发效果最好，采收率最高。,典型单元：一区沙二1-3,一区1-3单元为河流相储层，顶部剩余油富集，设计水平井开发，实现层内均衡有效动用。,一区1-3剩余油饱和度剖面,水平段距油层距离不同临界产量的变化关系图,水平段距底位置/油层厚度),水平段长度和产油量关系图,水平段长度(m),日产油(t/d),层内矢量调整夹层控制型,典型单元：坨28沙二91下,沙二91上-下夹层发育0.4-0.8m，91下剩余油富集，设计采用水平井开发。,坨28沙二91下层剩余油饱和图,层内矢量调整堵水调剖,典型单元：坨7沙二9,纵向上小层不同部位存在较大差异，坨七9层系上部剩余油相对富集，通过调剖改善层内的动用状况。,3-4X187井SNP饱和度图,52.5,28.4,12.8,6.3,渗透率柱状图,ST3-3-159井吸水剖面,相对吸水量%,高温高盐油藏深部调驱技术思路,形成高温高盐油藏提高采收率驱油技术,一、胜坨油田经济高效开发面临的突出矛盾二、胜坨油田特高含水期剩余油分布特征三、矢量层系井网调整技术政策研究四、矢量层系产液结构调整效果,汇报提纲,层间矢量调整二区沙二9-10,方案部署油水井22口，预计新增产能1.4万吨，提高采收率9.2%（达到47.4%）。,沙二10层系井网部署图,2-0C129,2-XN302,2-1-150,地质储量：216万吨渗透率：1100-3480md采出程度：38.4%综合含水：97.0%,沙二10层系：抽稀井网注采井距由300*260m到380*300m,大网,沙二9-10,沙二9层系：加密井网注采井距由300*260m到200*250m,“大网套小网”,2-0-810,沙二9层系井网部署图,小网,地质储量：139万吨渗透率：160-290md采出程度：22.6%综合含水：92.1%,水质由C3改造到B1级,四、矢量层系产液结构调整效果,10砂组调整前后对比表,调整前,调整后,-0.4,+252,+0.5,含水%,动液面m,注采比,单井日产液t/d,单井日产油t/d,调整做法及效果：新老井工作量按照“先水后油”顺序，尽快恢复地层能量，目前注采比由0.76大幅提升到1.3，动液面回升252m。降液与提液并举，均衡地下流场，目前液量保持稳定，含水下降0.4%。预计采收率提高8%。,调整前,调整后,调整做法及效果：首先实施提升水质工程(C3级改造为B1级)，提高中低渗透层吸水能力，目前注采比由0.54大幅提升到1.48,动液面明显回升。预计提高采收率10%。,9砂组调整前后对比表,-1.0,+0.94,单井日产液t/d,单井日产油t/d,含水%,动液面m,注采比,调整前,调整后,+103t,方案调整前后指标对比表,二区东三4-5单元开发曲线,-0.4%,二区东三4-5,二区东三4-5细分层系调整后单元日产油能力由调整前的232吨上升至335吨，提高采收率4.0%。,平面矢量调整侧缘相带型二区74-81,主力相带（高含水储量）采用大井距（400-450m），侧缘相带（相对低含水储量）采用小井距（250-350m），形成平面上矢量开发井网。,单元2011年在大网井区实施新老井工作量30井次，自然递