高含水期井网重组优化研究

1、特高含水期井网重组优化研究,汇报提纲,一、地质、开发特点 二、剩余油分布特征 三、井网重组优化技术 四、应用效果 五、结论,油组,构造特征,构造形态: 位于泌阳凹陷西南部双河鼻状构造，为一完整的由东南向西北抬起的单斜构造。砂体南部为断层所挡，沿西北方向上倾直至尖灭。 油藏类型：层状构造岩性油气藏,油组在纵向上包括18个含油小层，地质储量1505.1104t，目前分上（包括1-3，14小层）和下（包括4-13，15-18小层）两套层系进行开发,上层系构造形态,上层系含油面积为10.35km2，地质储量862.6104吨，该油组共有4个小层,油组下层系含油面积7.37km2，地质储量642.510

2、4t。 该层系由14个小层叠合而成,下层系构造形态,储层沉积特征,粒度分析表明，上层系沉积物以细砾岩、砾状砂岩、中砂岩为主，下层系沉积物以中砂岩、细砂岩为主,油组属于下第三系核桃园组核三段地层，油藏埋深-1712-2233m。储层属于扇三角沉积，沉积相研究表明，由东南物源向西北湖心方向呈扇形分布，依次发育有水下分流河道、前缘砂、河口坝、边缘席状砂亚相,油砂体分类及评价,双河油田油砂体分类评价标准,油砂体分类及评价-共有四类,油组油砂体分类状况,油砂体分类及评价-纵向及平面非均质性较强,储层物性与流体性质,储层物性,流体性质,基础井网阶段（77.12-83.12,井网局部完善调整阶段（96.01

3、-2001.12,井网一次加密阶段（88.01-92.12,井网二次加密阶段（93.01-95.12,井网细分调整阶段（84.01-87.12,井网综合调 整调整阶段（2002.01-目前,开发历程,上层系：甲型水驱曲线,87.12,83.12,92.12,96.01,2001.01,细分层系，月注采比首次达到0.84,稳油控水阶段：注水弱点强面，控制产液量，水油比一直保持在13-20之间,87.12,83.12,92.12,96.01,2001.01,下层系：甲型水驱曲线,2003年前水油比一直保持在14以下,开发指标,开发现状,汇报提纲,一、地质、开发特点 二、剩余油分布特征 三、井网重组

4、优化技术 四、应用效果 五、结论,剩余油分布特征研究方法,剩余油分布规律及三维定量化描述,剩余油成因类 型分析,剩余油分布特征研究,工作思路,油藏工程分析法,油藏精细数值模拟法,目前主力油层井网比较完善，水驱控制程度高，水淹严重；非主力油层动态井网密度一般小于8.0口/km2，井距在350-580m之间、油水井数比在1.0-3.0之间，水驱控制程度较低，水淹程度也较低,层间水淹程度差异大,层间水淹程度差异大,非主力层,非主力层,非主力层,非主力层，平均含水85.2,非主力层,非主力层,非主力层,主力层平均含水95.26,层间采出程度差异大,主力油层采出程度在32.5-43.1%之间，平均40%

5、；而非主力油层采出程度在8.5%-36.8%之间，平均24.2%。主力与非主力油层动用程度相差15.8个百分点,平面水淹差异大,2,上倾边角部位,平面低渗区,1982,1984,1986,1988,1990,1992,1994,1996,1998,2000,2002,2004,2006,改变液流方向后剩余油重新聚集,这种剩余油分布面积小、纵向上叠合较差，而且在平面上的位置不是固定不变的，随着液流方向的改变，它的大小和位置也在不断地变动,4,上倾边角部位,四类油层,12,该类储层有：11、12、12、152、16、171、183层，剩余地质储量22.8104t，占总剩余储量的2.3,井网不完善,

6、汇报提纲,一、地质、开发特点 二、剩余油分布特征 三、井网重组优化技术 四、应用效果 五、结论,1、开发单元细分界限研究,据实际生产资料统计：采油井渗透率与启动生产压差(s)、注水井渗透率与启动注水压差(i)它们之间有较好的幂函数关系式,s1.999(0.6052) R=-0.9572 i8.36(-0.3435) R=-0.9908,1、开发单元细分界限研究,由此可建立不同渗透率级差（j）储层，所需启动压差的比例关系式： (i+1)/ij(B) 当渗透率级差为2.5时，油井低渗透层启动生产压差是高渗透层的1.74倍，水井低渗层所需的启动注水压差是高渗层的1.20-1.37倍，级差越大，层间干

7、扰越严重，开发效果越差。要保证低渗层得以动用，在井网重组时，渗透率级差应控制在2.5倍以下,1、开发单元细分界限研究,进行井网重组技术政策研究时，根据油组储层的空间展布状况，遵循纵向上叠合程度高、物性相近、采出状况相近的原则，重组开发单元。将叠合程度高、渗透率高、物性好的主力层组合为两套井网，称为主力层动态组合单元，渗透率级差为1.201.72，采出程度为32.543.1；将渗透率低、物性差的非主力层组合为三套井网，称为非主力层动态组合单元，渗透率级差为1.042.28，采出程度为8.536.8,2 细分开发单元开采，提高非主力油层的动用程度,2 细分开发单元开采，提高非主力油层的动用程度,重

8、组细分前后各单元的基本情况统计表,单元重组后渗透率级差降低，非均质性减弱，对非主力层的潜力发挥比较有利,3、优化井网部署，提高波及体积,根据主力开发单元及非主力开发单元存在的问题，采用不同的井网优化方式： 针对主力开发单元主体区采出程度高、含水特高、局部剩余油富集的特点，采取高水淹区抽稀井网，低水淹区加密井网的方式，改变液流方向，对主体低渗区进行强注强采的井网方式进行调整,3、优化井网部署，提高波及体积,3、优化井网部署，提高波及体积,针对非主力开发单元及主力开发单元上倾及边角部位的三低（采出程度低、含水较低、地层能量较低)的局面，以完善井网、补充地层能量、提高储量动用程度为目的，进行井网优化

9、调整,在空间展布上五套开发单元叠合较好，所以在调整中充分利用现有井网资源，充分利用老井层系互换、上返、转注、转采、储层改造等措施，改变液流方向，提高波及体积,3、优化井网部署，提高波及体积,3、优化井网部署，提高波及体积,利用数值模拟技术对重组优化方案与常规细分调整方案进行对比，从含水率与采出程度关系曲线看出，重组方案的开发效果得到了明显改善，含水上升得到了有效控制,不同方案含水率与采出程度关系曲线,采出程度,汇报提纲,一、地质、开发特点 二、剩余油分布特征 三、井网重组优化技术 四、应用效果 五、结论,通过开展整体井网重组及优化调整技术研究，以此研究结果为指导编制了双河油组井网重组优化方案，

10、本方案共部署新井16口(其中采油井7口，注水井9口)。老井综合利用58口（转注10口，转采2口,复产9口，复注5口，油井层系互换4口，老井措施28口,非主力单元,部署新井2口，注水井补孔1口，复注1口，增注1口,非主力单元,非主力单元,部署新井4口，注水井补孔1口，复注井2口,部署新井7口（油井2口，水井5口）。老井工作量29口,主力单元,利用12-3，14层系注水井H8-147采用双靶心加深至10小层，认识主力油层内部剩余油重新分布潜力类型,部署新井2口（油井1口，水井1口）。老井工作量12口,主力单元,新井实施效果显著,自2007年3月起开始现场实施，已实施新井12口，新井投产初期平均单井日产油9.3 t，综合含水63.9%，至目前累计产油7400多吨。在措施井尚未实施的条件下，油组采油速度由实施前的0.35%上升到0.40%，含水由95.44%下降为94.91%，层系整体开发水平得到了提高,汇报提纲,一、地质、开发特点 二、剩余油分布特征 三、井网重组优化技术 四、应用效果 五、结论,井网重组优化是