现河水驱油藏流线调整的主要做法

现河水驱油藏流线调整的主要做法胜利油田分公司现河采油厂二〇一七年五月现河采油厂●储量规模大●开发成本高现河厂动用储量构成情况现河厂2016年产量构成情况断块油藏是存量创效的主阵地，低油价下求生存的主战场前言稠油油藏945227.6%断块油藏1334939.0%低渗油藏1147033.5%稠油油藏23.3919.2%断块油藏52.2442.9%低渗油藏46.0437.8%●产量占比高分类油藏操作成本对比（元/吨）断块储量占比39.0%断块产量占比42.9%4283791795497553172273941183696406943稠油油藏水驱油藏低渗油藏断块油藏吨油运行成本吨油增量成本每采1吨油产出水32.3吨，耗注入水33方采出程度52.4%综合含水97.0%单井日液59.2t/d单井日注119m3/d断块油藏现河采油厂前言工作观念上依靠投资拉动存量创效为主开发地质上区块整体研究井组精细研究开发挖潜上找油补孔改层找水调整流线配产配注上强调注采平衡提高均衡动用低成本应对低油价四个转变低油价下，断块油藏特高含水期产注量大、水油比高、开发成本高，对效益发展的影响更加凸显，必须转变观念，低成本应对低油价：围绕断块降水增油，突出精细开发、效益开发，规模化开展“控水稳油提效益”的低成本流场调整，2014年至2016年底，累计实施工作量1828井次，增油4.78万吨，实现了水驱油藏存量创效。现河采油厂二、流线调整的主要做法及效果三、下一步主要工作方向及打算一、规模化实施流线调整的背景汇报提纲现河采油厂目前接替资源品位低，依靠“储量资产、井资产”创效保效凸显重要745467344010203040506070802012201320142015201601020304050607080901001101202013112220140516201411052015/5/52015/11/22016/4/192016/10/11一、规模化实施流线调整的背景10035602016.1.2120$/bbl（一）低油价下依靠现有存量创效势在必行老区新井投入减少原油价格断崖下跌经济评价门槛升高老区钻井投资减少（亿元）（口）胜利油价$/bbl6.88.27.13.20.570707060502030405060708090012345678920122013201420152016新增产能经评油价3.876.737.182.030.1401234567820122013201420152016现河采油厂断层多，断块小平均单井钻遇断点2.8个小层多，条带窄100多个小层，条带宽度50-200米开发程度高河91断块沙二91小层流线分布图产注闭环节点成本示意图河91断块沙二91小层剩余油分布图2014年31.9元/吨液Fw=97%,R=42.5%每采出1吨油带出32.3吨水井间存在弱波及区流线固定，高耗水带明显平均剩余油饱和度44%（二）断块油藏目前阶段效益开发矛盾突出现河采油厂控水稳油抑制高耗水是水驱油藏存量创效工作的主要方向之一低耗水区（So40%）高耗水区(So25%)区域储量万吨比例%过水倍数累积耗水量比例%瞬时耗水比例%高耗水区2414.963.975.587.8低耗水区14185.11.624.512.2合计165100.011.8100100181218283964961912990501001502002503003500.250.450.50.550.60.650.70.750.80.83Sw水相渗流级差（三）低成本开发技术上调线控水更加经济高含水后水相渗透率上升，导致极端耗水；极端高耗水区储量占比小，消耗注水量大。理论研究表明：0.11100.40.50.60.70.8水相流动阻力MP·a/m·(m/day)Sw，小数wwairrwPLvKK水相流动阻力流动阻力急剧减小水相流动阻力变化曲线现河采油厂改变注采参数调流线是最经济有效的手段老区注采井距固定、渗透率基本不变，流线调整主要是通过调整注采参数，改变注采井间压差，实现液流转向，均衡水驱波及。水井油井油井',,,AAWAWAKPP',,,BBWBWBKPP',,,CCWCWCKPP井组渗透率井网示意图渗流力学表明：井间流线强弱同时受渗透率、压差、井距影响KKPPvL水井油井水井油井水井油井水井调配油井调参+调整流速（三）低成本开发技术上调线控水更加经济现河采油厂（四）规模化流线调整的层网基础已经具备断块油藏层网较完善储量占比84%立体开发层块梳理差异完善两向及以上注采对应率(%)管柱配套优化增注水质治理分注率(%)层段合格率(%)断块油藏调整基本到位层系井网调整注采三率提升储量控制程度(%)水驱控制程度(%)65.785.2目前调整前+19.555.175.2目前调整前+20.125.736.0目前调整前+10.337.753.8目前调整前+16.161.884.2目前调整前+22.4整体调整6个区块5469万吨储量层块梳理31个断块4910万吨储量零散完善40个井组542万吨储量投转注、大修扶停补改629口新老井下分层、细分259口分类增注、管柱配套1480口注采对应率(%)74.581.5目前调整前+7.0现河采油厂注采流线调整是低油价下低成本存量创效的有力手段十二五早期谋长远、打基础2014-2015边实施、边总结2016广应用、成规模2017—细研究、扩规模层系是基础井网是关键配产配注是手段立体开发层块梳理差异完善建立完善层网2016年实施1031井次累计增油3.1万吨矢量注采技术在现河水驱油藏的推广应用局级科研项目1.油藏压力场及流线变化特征研究2.区块筛选标准研究3.注采参数优化研究配产配注日常性、基础性工作向主导化、全员化、精准化转变持续扩大创效规模现河采油厂二、流线调整的主要做法及效果三、下一步主要工作方向及打算一、规模化实施流线调整的背景汇报提纲现河采油厂地质研究打基础动态分析明方向方法集成调流线二、流线调整的主要做法及效果注采流线调整的主要思路精细单砂体对比落实储层连通性精细非均质研究落实高渗层带查层间矛盾找高耗水层细分调配关层关线调层均驱替查只注不采找聚油聚能区增能采油聚油回采周期采油深挖潜力点查平面流线找高耗水区改线扩波及关井耦合水井调配油水联动现河采油厂（一）查平面流线，找高耗水区，改线扩波及弱强流线特征技术手段调整力度只调水井，分区分级精细调配油井调参，水井调配一体联动只开油井或只开水井交替开关只调配水井调流线暂关井耦合调流线技术手段流线特征流线差异较小注采敏感性较弱流线固定难调注采敏感性极强实施对策油水井联动调流线流线主次分明注采敏感性较强现河采油厂0204060801000102030405060实际理论1、水井调配调流线—只调水井调整前含水与采出程度关系曲线fw（%）R（%）河68-8块调整前水淹图S：0.18km2N：66.3万吨R：57.2%fw：97.1%倾角：12o条带：300-500m97.2%802497.9%254097.5%5596%9040河68-8块注采井网图生产特征：封闭小断块、整体高含水，井距差异大，产液不均衡存在问题：小井距低效水循环、大井距注水见效弱河68-8块调整前流线图现河采油厂20140501201407102014091820141127201502052015041697.498.098.197.997.796.695.796.097.396.894.01.31.00.91.11.11.62.12.11.31.63.251494852494849534850548696999840282047716676日液日油含水日注2014050120140630201408292014102820141227201502262015042798.798.598.098.999.598.098.297.496.696.90.60.70.90.50.21.21.11.62.11.9464646474359616262621011201251211308596879296日液日油含水日注2014050120140630201408292014102820141227201502262015042798.298.197.997.298.098.398.497.496.095.20.60.60.70.90.60.50.50.81.31.6323133323129313133334525504512日液日油含水日注201407132014092120141130201502082015041995.493.594.796.997.195.795.294.493.63.04.33.82.32.03.13.44.14.8656671737072717375979791495051727574日液日油含水日注河68-8块分区分级精细调配模式适中井距：H68-4→H68-X48弱化注水降低无效水循环大井距：H68-XN11→H68-CX36先放大注水见效后弱化注水小井距：H68-37→H68-X57①井距较大②井距较小③井距适中适中井距：H68-4→H68-XJ1小幅上调观察H68-CX36H68-X48H68-XJ1H68-X57H68-XN11H68-4H68-371、水井调配调流线—只调水井①井距较大，先强后弱②井距较小，弱化注水③井距适中，分级调配调整对策注采平衡配注均衡驱替配注大幅下调试注小幅上调观察大幅下调试注现河采油厂14-0514-0614-0714-0814-0914-1014-1114-1215-0115-0215-0315-0415-0515-061.21.31.51.31.00.80.60.60.70.80.70.70.80.82252452862582011641321341551621641541611673333332222222295.396.696.596.797.397.496.996.596.796.395.794.795.595.68.46.56.46.45.34.96.37.46.97.79.211.79.39.118319018620119719521021521521121822121021144444444444444453520232279248279402468482533636761677641日液日油含水油井水井日注注采比动液面02468101214201405201511201705201811202005日油水平（t/d）时间河68-8块综合开发曲线增加产油量：1980t，减少注水量：1.33万方可采储量预测曲线区块高采出程度、普遍高含水，水井精细调配后仍能实现降水增油1、水井调配调流线—只调水井增加可采储量0.43万吨河68-8块调整后含水与采出程度关系曲线R（%）809010045505560实际调整后fw（%）水油比由38.8下降至21.6现河采油厂9%4.877%8.149%5.780%12.984%13.681%139%1.83062%2.537%2.464%1266%10202020020406080100051015202530理论H148-44井区河148-44井区注采井网图生产特征：产能不均衡，含水差异大河148-44井区调整前开采现状图H148-X35井组流线图H148-44井组流线图2、油水联动调流线—水井调配+油井调参河148-44井区调整前含水与采出程度曲线含水快速上升fw%R/%平面非均质性强，渗透率级差17.620沙三中41小层等渗面图1030404030105040存在问题：主流线耗水明显，波及面积小，次流线能量差主流线明显河148-44井区调整前数模流线图河148-44井区调整前流线图存水率48%，水油比2.4主流线明显日液t/d日注方含水%H148-X35井组流线图主流线明显X19X50-33X35X27-44X28X10-X25X18X54X24X23X55H151沙三中