红岗萨尔图油藏特高含水期井网调整方向研究

萨尔图油藏特高含水期井网调整方向研究张会雪2007年12月汇报内容前言问题的提出井网调整方向研究及取得的成果下步工作方向前言一、油藏开发简介萨尔图产量构成图0102030405060197519761977197819791980198119821983198419851986198719881989199019911992199319941995199619971998199920002001200220032004200520062007基础年增油措施年增油新井年产油产能建设上产阶段中含水期稳产阶段高含水期降产阶段二次上产稳产阶段二次降产阶段红岗油田萨尔图油藏为中高渗构造油气藏，1974年全面投入开发，初期采用600米井距正方形反九点面积注水井网，此后经历79-81年、90-91年两次大规模井网调整，形成了目前反十三点为主的井网模式。三十余年开发历程中，十几代开发工作者以永争一流的精神，积极探索、勇于实践，保持了萨尔图油藏的高效开发。红岗萨尔图油藏含水率与采出程度关系曲线0.010.020.030.040.050.060.070.080.090.0100.00102030405060水驱采收率20％水驱采收率30％水驱采收率40％水驱采收率50％水驱采收率45％综合含水目前已进入特高含水开发后期，综合含水93.2％，油藏水驱采收率达到45％，可采储量采出程度高达85.33％，剩余可采储量采油速度为12.44%。采油速度与采收率1.0410.9910.930.850.910.290.440.150.210.310.230.343.343.944.144.444.644.943.700.511.522001年2002年2003年2004年2005年2006年2007年40.041.042.043.044.045.046.0采油速度年提高采收率水驱采收率采出程度和剩余可采储量采油速度76.7878.3780.2882.1983.8085.3338.0637.2136.2435.2434.2533.2512.4412.9712.7711.4710.6110.34203040506070809010011012020012002200320042005200602468101214地质储量采出程度可采储采采出程度剩余可采储量采油速度红岗萨尔图水驱特征曲线00.511.522.533.544.550100020003000400050006000累液累液/累油前言一、油藏开发简介前言一、油藏开发简介红岗萨尔图储采比逐年下降33.7132.5832.1827.7332.5830.1110.479.999.558.598.398.50081624324048200120022003200420052006024681012综合产量（万吨）储采比油藏储采比逐年下降，产量递减幅度逐年加大，年综合递减率8％，油田稳产面临着严峻的形势。问题的提出井网问题是制约油藏稳产的主要问题红岗油田萨尔图油藏21-23排问题的提出国内外大多开发实例证明，常规的水驱油藏开发后期井网调整方向是降低油水井数比，增加水驱的受效方向，从而提高采收率。而红岗萨尔图油藏在89～91年经过二次井网加密调整后，北部反十三点区域油水井数比为5：1，南部线性井网油水井数比为4：1。进入特高含水开发期，井网问题更加突出。井网问题是制约油藏稳产的主要问题问题的提出红岗萨尔图中北部地层压力9.839.469.399.529.449.268.909.009.109.209.309.409.509.609.709.809.902001年2002年2003年2004年2005年2006年红岗萨尔图中北部累计亏空2.8022.6430.4433.9761.1072.710.0010.0020.0030.0040.0050.0060.0070.0080.002001年2002年2003年2004年2005年2006年红岗萨尔图中北部年增水驱可采储量2.501.90-2.40-2.300.402.60-3.00-2.00-1.000.001.002.003.002001年2002年2003年2004年2005年2006年红岗萨尔图中北部注采比0.990.941.020.950.870.970.750.80.850.90.9511.052001年2002年2003年2004年2005年2006年2001年以来，以反十三点为主的中北部地层压力逐渐下降，地层亏空日趋严重；03年开展提高注采比试验，地层压力略有恢复，但水驱采收率下降。1、地层压力无法有效恢复一、北部反十三点井网问题的提出2、平面矛盾突出23.322.620.519.019.520.020.521.021.522.022.523.023.5东西向南北向角井产液1.31.61.60.00.20.40.60.81.01.21.41.61.8东西向南北向角井产油809848866770780790800810820830840850860870东西向南北向角井动液面94.492.992.291.091.592.092.593.093.594.094.5东西向南北向角井含水2510100510152025东西向南北向角井关井数10.919.519.438.599.51010.511东西向南北向角井压力产液产油含水关井数产液产油含水动液面压力东西向19.65.965.12523.31.394.480910.91南北向18.2946.41022.61.692.98489.51角井1020.51.692.28669.43合计18.97.460.84522.31.593.284010.21二次加密初期目前萨尔图油藏油井产出情况一览表方向一、北部反十三点井网问题的提出二、南部600米线性井网1、井网密度低、采出程度低采用谢尔卡乔夫公式法：ER=EDexp(b/f)，要达到采收率45%，合理井网密度14.7口/KM2，需增加井数11口，说明目前井网密度低。问题的提出二、南部600米线性井网2、水井吸水能力低、油井产液强度低层段井数产液厚度强度产油含水SI1-3175.85.11.11.082.8SII1-2141.63.30.50.662.5SII4-573.45.90.61.264.7问题的提出二、南部600米线性井网3、驱替关系不明显、地层压力低2001年3月4日绘制红岗油田萨尔图井位图SI1-3注采关系21-022001年3月4日绘制红岗油田萨尔图井位图SI1-3注采关系21-022001年3月4日绘制红岗油田萨尔图井位图SII1-2注采关系2001年3月4日绘制红岗油田萨尔图井位图SII1-2注采关系2001年3月4日绘制红岗油田萨尔图井位图SII4-5注采关系2001年3月4日绘制红岗油田萨尔图井位图SII4-5注采关系2001年3月4日绘制红岗油田萨尔图井位图SI1-3注采关系21-022001年3月4日绘制红岗油田萨尔图井位图SI1-3注采关系21-022001年3月4日绘制红岗油田萨尔图井位图SII1-2注采关系2001年3月4日绘制红岗油田萨尔图井位图SII1-2注采关系2001年3月4日绘制红岗油田萨尔图井位图SII4-5注采关系2001年3月4日绘制红岗油田萨尔图井位图SII4-5注采关系项目2002年2003年对比地层压力8.548-0.54井网调整方向研究及取得的成果指导思想改变水驱方向缩小油水井数比井网调整方向研究及取得的成果模式1、小五点井网一、北部反十三点井网调整思路：东西向井水洗严重，从而在角井区域形成剩余油富集区，角井转注可以改变注水走向把这部分剩余油驱出来，提高水驱波及体积从而提高采收率。井网调整方向研究及取得的成果模式1、小五点井网一、北部反十三点井网7-067-061+7-57-052+7-062002年6月先导试验7-06井组，2004年4月扩大试验3-07、4-08、6-05、10-06四个井组。井网调整方向研究及取得的成果模式1、小五点井网一、北部反十三点井网小五点井网面积1.11平方公里，地质储量182万吨。增加可采储量1.55万吨，提高水驱采收率0.85％。扩大井组生产曲线井网调整方向研究及取得的成果模式1、小五点井网一、北部反十三点井网井网调整方向研究及取得的成果一、北部反十三点井网模式2、线性井网调整思路：缩短排距、缩小油水井数比同时改变水驱方向，提高水驱波及体积从而提高采收率。井网调整方向研究及取得的成果一、北部反十三点井网模式2、线性井网北区线性井网面积1.7平方公里，地质储量154万吨。转注后18个月内试验区稳产形势较好。增加可采储量2.54万吨；提高水驱采收率1.65％。井网调整方向研究及取得的成果二、南部600米线性井网调整思路：增加井网密度、缩短井距同时改变水驱方向提高水驱波及体积从而提高采收率。加密方法(1)在水井与角井连线距角井200米布井。(2)角井转注以改善水驱效果。(3)在老水井中间打水井。(4)井网完善后:形成了不规则反七点+反九点+反五点面积注水。152282200320282200152井网调整方向研究及取得的成果二、南部600米线性井网2004年4月先导试验22-04区域，取得较为理想的效果7口新油井初产2.9吨，含水80.17％，稳产2.5吨，含水80.8％，虽然与区域内老井初产3.8吨、含水6.6％有一定差距，但是产能也较好，新井静压13.4MPA，也高于油藏原始地层压力12.08MPA。序号井号投产时间投产层位新井静压1+21-0324.2SI113.43/4.202+21-0314.3SII1-213.71/4.21322-324.3SI1/SI313.58/4.214+22-0325.6SI114.2/4.225+22-315.6SII4-512.8/4.246+22-0315.8SI1/SI1-212.5/4.247+22-325.9SII4-512.6/1.24822-315.3SI1/SI314.4/4.12923-317.2SI1-213.4新井静压情况平均井网调整方向研究及取得的成果二、南部600米线性井网2004年10-12月，在21-23排整体加密，加密初期单井日产2.6吨，含水84％，静压11.63MPA，低于先导试验区，也低于原始地层压力，投产后递减很快，第一个月产量就递减了43.4％，并且老井受到干扰，产能下降，整体加密效果不理想。序号井号投产时间投产层位新井静压1+23-219.22SI1-212.062+23-329.23SI1-211.223+21-2210.1SII1-211.324+23-229.24SI1-211.255+22-2210.1SII1-213.316+21-2110.2SI1-211.087+22-02210.27SII1-211.628+22-2110.16SI1-311.589+23-3110.15SI1-211.3110+23-02210.11SI111.2211+22-02110.16SI1-311.4512+21-3110.18SII4-512.1平均11.63南部第二批加密井静压情况南部老井动态反映60801001201401601802月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月2022242628303234日产液（吨）含水（％）动液面/10（米）日产油（吨）井网调整方向研究及取得的成果二、南部600米线性井网8.5411.7810.910.411.610.612.510.513.910.412.5024681012142002年2003年2004年2005年2006年2007年加密区地层压力情况关井最高压力解释压力55.436.6955.637.505738.4558.439.396040.4761.241.280102030405060702002年2003年2004年2005年2006年2007年加密区可采储量情况可采储量采收率半年后表现出良好的开发形势，实现了综合稳产，地层压力