低渗油藏仿水平井注水开发技术现河

低渗油藏仿水平井注水开发技术现河采油厂二〇一五年二月低渗透油藏是现河采油厂可持续发展的主要产量阵地低渗油藏储量比重大低渗油藏年产油量比重大十二五以来低渗油藏产量保持在50万吨以上1.43,41%1.09,32%0.94,27%断块低渗稠油亿吨65.6,45%50.7,35%29.7,20%断块低渗稠油万吨01020304050602010201120122013201456.654.256.652.150.7万吨十二五以来低渗油藏新区产能规模加大012345678201020112012201320141.53.97.42.85.1万吨前言低丰度、特低渗透储量规模大，常规技术无法经济有效动用截至2011年未开发储量按储量丰度分级常规技术无法经济开发储量1112万吨336,30%703,63%73,7%51-8030-50小于30截至2011年未开发储量按渗透率分级104t/km2317,29%461,41%334,30%11-155-10小于510-3μm2前言未开发储量：储量丰度47×104t/km2f≤50，776万吨，占70%平均渗透率7.4×10-3μm2k≤10，795万吨，占71%主要集中在牛35-20等14个区块85878991939597201120122013201489.9%93.1%94.9%96.6%规模化应用仿水平井注水开发技术前言现河油区仿水平井开发产能建设区块分布图仿水平井注水开发新建产能14.3万吨，占比75%现河低渗油藏储量动用率显著提高2011年以来，加大了低丰度、特低渗油藏仿水平井注水开发技术应用，既解放了一批未动用储量，又实现了一批新发现储量当年动用，取得了显著效果。万吨3.97.42.85.101234567820112012201320141.46.41.64.92.51.01.20.21常规开发建产仿水平井开发建产+6.7%牛35-20区块沙三中油藏是深层、低丰度、特低渗透油藏的典型代表，在2000-2011年十余年间，利用常规低渗油藏开发技术进行了三次开发，均未突破产能关、效益关。2012年利用仿水平井注水开发技术进行开发评价获得成功，建产能3.1万吨，通过差异储层改造适配井网、优化注水方式均衡驱替，实现了“注上水、能见效、不水窜”，注水见效率达到72.2%，达产率95.3%，成为仿水平井注水开发技术实践应用的成功范例。下面以牛35-20区块为例，对仿水平井注水开发技术情况进行汇报。前言目录一、仿水平井注水开发主要技术优势二、仿水平井注水开发技术应用实践三、下一步主要研究及推广应用方向1、典型区块—牛35-20沙三中油藏特点（一）低丰度、特低渗透油藏开发难点含油面积：4.3km2地质储量：215×104t埋藏深度：3050m储量丰度：50×104t/km2有效渗透率：4.7×10-3μm2原始压力：32.1MPa被断层遮挡的单斜构造牛35-20沙三中B1＋B2叠合厚度等值图牛35-20沙三中顶面构造图主要含油层系沙三中4牛35-20沙三中油藏剖面图储层厚度变化快2、常规技术“三上三下”开发历程第一阶段：牛104井组注水试验方案：五点井网注水注采井距250m-450m效果：平均单井初产2t/d，累油1120t问题：初产低、井距大，不见效0246810121416150020002500300035004000井深（m）经济极限初产（t/d）30$40$50$60$70$80$90$100$5.1t/d70$/bbl7.2t/d50$/bbl经济极限初产计算图版油井水井图例250m450m（一）低丰度、特低渗透油藏开发难点2001082001112002022002052002082002112003022003052003080510544444444444440153028202629171317181311111212150153012610148671375566805010057.970.261.051.656.757.256.131.045.450.551.251.748.948.1200010000158913441454150116341556138916461552166216651650154417000240111111110101103060024.214.120.838.633.720.89.76.600.9029.925.9油井开井（口）日液水平（t/d）日油水平（t/d）综合含水（%）动液面（m）水井开井（口）日注水平（m3/d）牛104井组开发曲线2、常规技术“三上三下”开发历程第二阶段：油井常规压裂试验油井水井图例加砂强度1.4加砂强度1.5加砂强度1.4加砂强度1.9半缝长50m半缝长50m半缝长50m半缝长70m方案：油井常规压裂，弹性开发半缝长50m-70m效果：压裂后初产5t/d，阶段累油2860t问题：有初产、递减大（月递减11.3％）、累产低（一）低丰度、特低渗透油藏开发难点2001112002052002112003052003112004052004112005052005112006052006112007052007112008050510544444444444444444444444444015302820291317211111122428282418171615191115161211886001530128146713566152020191514121217101314109664005010057.961.056.756.145.451.248.923.933.619.019.521.620.49.018.613.815.425.424.486.667.220001000015891454163413891552166515441673142316891800180018001800180018001800207520751975170102401111100110000000000000000003060016.320.827.620.81.80029.90.500000000000000000油井开井（口）日液水平（t/d）日油水平（t/d）综合含水（%）动液面（m）水井开井（口）日注水平（m3/d）牛104井组开发曲线第一阶段第二阶段2、常规技术“三上三下”开发历程第三阶段：井组扩建注水试验见效油井水井图例不见效油井200m400m方案：更新水井，反九点井网注水注采井距200m-400m效果：仅有效注采井距小于250m的井见效问题：驱替不均衡，进一步加密效益差，见效率低（仅为42.9％）（一）低丰度、特低渗透油藏开发难点注水见效注水不见效小井距开发大井距开发采收率低效益差需要探索能注水，提高采收率少打井，降低投资技术上要求经济上要求效益开发技术？3、面临的开发瓶颈（一）低丰度、特低渗透油藏开发难点（二）仿水平井注水开发技术思路“高砂量、造长缝”仿水平井“井筒”示意图仿水平井平面“水平井筒”效果水平井剖面“井筒”效果“稀井网、大井距”仿水平井注水井网示意图00200m半缝长200m半缝长200m基质渗流带600m井距高砂量、造长缝大井距、小排距仿水平井技术增大泄油面积实现注水开发突破产能瓶颈突破效益门槛技术特点解决问题技术优势直井大型压裂增产措施局部提高单井产量转变为适配井网开发技术整体提高油藏产能转变为控制储量是常规压裂的1.6倍不同井型单控储量示意图一是：控制动用储量大不同缝长油水井控制面积半缝长50m100m150m200m油井泄油面积水井驱替面积缝长增井距减小井网密度降低开发投资压裂裂缝越长泄油面积越大单控储量越大（三）仿水平井注水开发技术优势二是：有效驱替压差大驱替状态的改变，降低近井带压力损失，更容易建立有效驱替“点对点径向驱”变为“面对面线性驱”，最小驱替压差比常规小15MPa缝面建驱替（三）仿水平井注水开发技术优势三是：水驱开发效果好平面线性流、纵向径向流平面线性流、纵向线性流水井油井仿水平井平面径向流、纵向线性流油井水井直井单线性流转变为双线性流，波及面积是常规技术的1.8倍水平井水井油井半缝长与波及系数的关系图缝网扩波及五点法井网波及面积仿水平井井网波及面积0.00.51.01.52.005010015020011.21.41.61.8与不压裂相比波及系数倍数（三）仿水平井注水开发技术优势半缝长，m目录一、仿水平井注水开发主要技术优势二、仿水平井注水开发技术应用实践三、下一步主要研究及推广应用方向史125仿水平井开发实验井网图1、史125井组试验井号层位厚度层支撑缝长m砂量m3加砂强度m3/m破裂压力MPa施工压力MPa停泵压力MPa史125-斜3沙三中34.0/119762164343-5629仿水平井注水开发矿场试验，突破产能、效益关史125-斜3井压裂参数表02468100246史125-斜3史125储量丰度43×104t/km2有效渗透率5.8×10-3um2排距200m史125井试油累产74t后供液不足半缝长50m半缝长197m已累油8528t牛35-20与牛35-12井产能对比曲线0246810121416180100200300400500600生产天数日油能力（t/d）牛35-20牛35-12日递减0.9%日递减0.4%射孔井段层厚/层渗透率排量破裂压力施工压力停泵压力加砂量加砂强度支撑缝长mmmDm3/minMPaMPaMPam3m3/mm牛35-122006.3.63079.9-3085.310.7/112.24.550.550-5930.1401.9120牛35-202011.6.12991.9-3001.39.4/113.84.845.142-5024.7808.5207井号施工日期2、牛35-20井长缝压裂试验牛35-20与牛35-12井压裂参数对比表仿水平井注水开发矿场试验，突破产能、效益关总结形成仿水平井注水开发技术模式开发前提牛35-20仿水平井注水开发技术模式实现经济有效动用优化注水开发配套保障细化去砂技术精细储层描述地质基础地震拓频技术裂缝方向监测精细水质管理保持井口压力优化井网适配稳产关键井网井距优化差异储层改造优化地面配套核注翼采方式油水联动调配早期注水增能远程实时监控（一）精细储层描述，夯实技术应用基础（二）优化井网适配，提高储量控制动用（三）优化注水开发，延长低含水开发期（四）优化工程配套，充分发挥油藏潜力仿水平井注水开发技术关键1、井震结合—精细合成记录标定牛庄西东西向连井合成记录标定牛106井合成记录标定区域标志层区域标志层多井联合、立体标定建立井震立体模型，提高合成记录精度及地震横向追踪能力。东营平均速度各井平均速度牛庄油田东部地区沙四段速度分析3000米（一）精细储层描述，夯实技术应用基础去砂实验技术介绍通过精细去砂寻找影响地震反射响应的主要因素，判断常规地震砂体识别方法可靠性。2、细化去砂—明确砂体地震反射特征适用储层类型：底积层主力砂体外围砂体发育，砂泥岩互层地震响应特征：速度界面明显，普通地震相位基本能够反映储层采用主要技术：准确合成记录标定——细化去砂——确定相位（一）精细储层描述，夯实技术应用基础牛20-12井去砂实验去砂前去砂后针对牛庄地区浊积砂体围岩类型多样的问题，形成以“细化去砂”为主导技术的3种储层描述方法。序号典型曲线存在问题核心技术描述方法流程典型区块1单砂体地震响应不明显地层厚度法牛35-202围岩泥质纯速度界面明显，地震反射明显相位追踪法牛1063围岩泥质中灰质含量高泥岩段灰质含量高，速度界面不明显相位追踪+LPM预测法王53牛庄地区“细化去砂”储层描述方法储层类型大套泥岩夹单砂体砂泥岩互层细化去砂（一）精细储层描述，夯实技术应用基础沙三中4牛35-B1牛35-B2沙三中5牛35-20地区砂体厚度图（实施前）预测单井厚度8.1m，实钻8.8m，符合率为92%储层预测精度高，实际钻遇符合率高牛35-20地区砂体对比剖面图牛35-20地区砂体厚度等值图（实施后）（一）精细储层描述，夯实技术应用基础储层