井网调整（精选4篇）
井网调整 篇1
1 开发效果评价
1.1 储量动用程度低, 剩余油潜力大
油藏数值模拟预测表明, 由于目前井网未建立有效驱动体系, 加上开发井利用率低, 油田整体动用程度很低, 仅在部分沿注水井主裂缝方向含水饱和度较高, 但分布区域狭小, 油田整体上还处于未动用状况。从分层动用情况看, 主力层和个别连通状况较好的层采出程度较高, 可达2%以上, 这些层分别是扶Ⅰ3-5和扶Ⅱ1层, 其它层动用程度较低, 基本上处于弹性开采状况。
1.2 非主力层发育状况差, 目前井网不能有效控制
C区块主力层为扶Ⅰ5和扶Ⅱ1层, 占总厚度的60.9%, 不连通厚度比例仅为2.2%, 即使加上单向连通厚度也不足20%, 表明目前井网控制较好, 而非主力层不连通厚度比例则高达39.2%, 加上单向连通层达到了近80%, 这表明目前井网对非主力层控制很差。
1.3 未形成有效压力驱替系统
1.3.1 采油速度低, 单井产量低
C区块属于特低渗透储层, 这类储层的特点是开发中存在启动压力梯度, 当设计井网排距不合理时, 启动压力过大, 井网排距过大, 不能形成有效压力驱替系统, 开发井产吸能力低, 必须考虑加密调整措施, 建立有效驱动体系, 提高开发效果。
研究认为, 油田合理采油速度与井网密度、储层性质有关, 采油速度和流动系数之间存在着一定的关系, 且随着流动系数的增加, 相关性较好。经回归得到采油速度和流动系数相关式为:
井网越密, 采油井数越多, 水驱控制程度高, 就可获得越高的采油速度。但是井数过多, 单井控制可采储量降低, 钻井投资增大, 反而使开发的经济效益变差。因此, 合理的采油速度与合理的井网密度密切相关。低渗透油田因其自然产能低, 采油速度更受到井网密度的制约。
经过9个油田区块进行统计, 做出了采油速度与井网密度关系图, 回归出两者之间的关系式:
公式 (1) 和 (2) 仅仅考虑的是与采油速度相关的一个参数, 具有一定的片面性。同时考虑地层流动系数和井网密度, 才能避免单一因素的影响, 所求得的采油速度将更加合理真实。经过对公式 (1) 和 (2) 进行处理, 可得到低渗透油田采油速度、地层流动系数和井网密度三者间的统计公式, 即:
用上述方法对C地区采油速度进行测算:折算年采油速度为0.67, 实际为0.22, 与理论测算值相比较差距很大。
1.3.2 阶段采出程度低, 最终采收率不高
C地区标定最终采收率仅为19.0%, 截止到2006年12月, 全区累积产油4.59×104t, 采出程度只有1.90%, 按照目前开采方式考虑, 油藏数值模拟预测最终采收率只有5.1%。
2 有效驱动距离分析
2.1 启动压力梯度与有效驱动距离的关系
启动压力梯度与渗透率关系:
有效驱动距离:
2.2 地层原油流度与有效驱动距离的关系
有效驱动距离与油相流度的关系:
根据上述有效驱动公式, 计算出C区块 (地层原油粘度5.2mPa.s) 有效驱动距离57m。
2.3 B油田加密开发实践分析
C区块与B油田为同一体系, 从储层物性条件分析与B油田二类区块接近, 可参考B油田二类区块加密实践确定合理排距。为解决生产水平较低、储量动用程度较差的问题, B油田自2001年分别开展了106m、70m及50m不同油水井排距加密调整试验。加密调整效果表明, 对于B油田二类区块, 能够建立有效驱动体系的加密排距为70和50m。
2.4 有效驱动距离的确定
综合分析认为C区块有效驱动距离为60-80m, 综合考虑开发成本和开发效果, 设计加密井网排距应在60-105m之间选择。加密初期预测采油强度可达0.15t/d.m。
3 加密调整方式研究
根据以上研究结果, 对于C区块主要分析了加密到105m和70m排距的开发效果和调整方式, 共设计了10种可供选择的调整方案 (表1) 。各套设计方案注水井井距取500m, 其中方案1-4是加密排距105m时不同油井井距的线性注水方案, 方案5-8是加密排距70m时不同油井井距线性注水方案, 方案9和10是加密排距70m时两排夹两排注采方案。
从油藏数值模拟结果看, 与基础井网对比, 初期采油速度可提高0.6-1.4个百分点, 开发15年, 阶段采出程度可增加6-12个百分点。对比而言加密排距70m效果要好于105m。各套设计方案根据技术效果依次为方案5>方案6>方案1>方案10>方案7>方案8>方案9>方案2>方案3>方案4。考虑到C区块开发的最主要矛盾是排距问题, 为能够建立有效驱动体系, 提高油田开发效果, 因此建议该区块采用70m排距开采。
综合分析认为, C区块拟采用方案7的加密模式, 该方案的井网形式为70m排距, 同排油井和水井井距均为500m, 与105m排距井网对比, 该井网不必考虑注水井转抽问题, 基建工作量小, 70m排距更容易建立有效驱动体系。与同类排距开发井网对比, 尽管财务净现值相对不高, 但由于井网没用加密到位, 为后期开发调整留有余地, 可根据开发动态变化情况在油水井排将井距进一步缩小到250m。
方案共部署加密井81口, 主体井网形式是500×70m井网, 局部形成250×70m井网。井网加密后总井数127口, 井网密度达到了42.33口/km2, 油井数78口, 水井数49口, 其中加密油井46口, 加密水井35口。井网加密后初期单井产量1.43t/d, 初期采油速度可达1.386%, 建成产能3.35×104t。十年开发评价期采出程度可达11.76%。油价在35美元/桶时, 可取得较好的经济效益。
4 几点认识
4.1
C地区油水井排距较大, 未能建立有效驱动体系。
4.2
C地区由于采用捞油方式开发, 阶段采出程度只有1.90%, 预计最终采收率只能达到5.1%, 剩余潜力大, 具备加密调整潜力。
4.3
综合分析及数值模拟研究结果表明, 排间加两排、油井井距500m、水井井距500m、排距70m的加密调整方式效果较好。
参考文献
[1]黄继承.头台油田扶余油层加密与注采系统调整试验研究[J].大庆石油学院, 2008-05-10.
井网调整 篇2
牛74块地理位置位于辽宁省灯塔县境内,构造上处于辽河断陷东部凹陷北部地区,平均孔隙度11.41%,平均渗透率5.66×10-3 μm2。表明该套储层具低孔、特低渗透性的特点。断块于2005年采用235 m井距正方形井网一套层系投入开发。同年8月转入注水开发,采用正方形井网反九点注水方式,为保证注入水均匀推进。将正方形井网布置成近北东向45°排列,目前处于开发初期,截至2011年7月,投产油井31口,投(转)注水井5口。
1 当前开发井网合理性评价
1.1 注水方式合理性分析
牛74块属于低渗透油田,原油性质较好,但油层分布不稳定、形态不规则、小面积分布成条带状油层的特点。主要断裂茨东断层和牛青断层,为两条二级断裂走向NE向,次断裂主要为NEE向。根据以上特点及目前该区块的低采油速度,采用面积注水方式比较适用,且宜于后期调整。
1.2 井网形式合理性分析
根据吸水采液指数平方根法,当总井数一定、注采压差一定时,油水井数比在1左右可选择五点法,2左右可选择七点法,3左右可选择反九点法。根据物质平衡原理,在注采平衡条件下合理注采井数比[2]
式(1)中,R—油水井数比;
Ji—吸水指数,m-3(d·MPa);
Jl—产液指数,m-3(d·MPa)(油藏含水后需用采液能力代替采油能力)。
经过计算,牛74块合理油水井数比为2.3,目前牛74块实际油水井数比为3.2,适宜采用反九点法,但是注水井少于理论注水井数需进行井网调整。而正方形反九点法面积注水井网可根据实际情况进行灵活调整,其他面积注水井网,如三角形的四点法等,注采系统确定之后,基本上没法调整。因此,牛74区块整体上采用反九点法布井方式比较适宜,而对于渗透率相对较低的区域可增加注水井数。
2 井网密度适应性评价
2.1 技术井网密度
技术极限井网密度即对低渗透油藏来说,是依靠现有工艺技术条件,随着井网密度的增加,开始能够使整个油藏注采井间的原油呈拟线性流动时折算的井网密度。其计算方法主要有采油速度法、谢尔卡乔夫公式、单井产能分析法、注采平衡法等[3],计算结果见表1。
通过以上方法的计算并取其平均值作为合理井网密度,得出牛74块的合理井网密度为24.7口/km2,该区块的目前实际井网密度是15.4口/km2,小于合理井网密度。因此,结合现场生产条件,在井网较稀的区域,在调整注采方案的同时,可考虑打加密井挖潜剩余油。
2.2 经济井网密度
采用综合经济分析法,该方法在以经济效益为中心的原则下综合优化各项有关技术、经济指标,最后得到经济效益最佳、最终采收率也高的井网密度,也就是经济合理井网密度;经济极限井网密度即经济效益为零的井网密度[4],根据胡斯努林方法推出计算公式得出表2。
计算可知该区块的合理井网密度是24.7口/km2,实际井网密度是15.4口/km2,经济合理井网密度16.2口/km2,经济极限井网密度34.7口/km2,合理井网密度小于经济极限井网密度,区块实际井网密度小于合理井网密度。因此,结合现场生产条件,在调整注采方案的同时,可考虑打加密井挖潜剩余油。
2.3 合理井距分析[5]
根据牛74块目前的井网部署情况,得出经济合理井距是248 m,经济极限井距是170 m,合理井距是201 m,而牛74块实际井距为235 m。在调整注采方案的同时,结合注水井见效井距,可考虑打加密井,开发中应注重完善老井,提高水驱效率,提高采收率。
3 注采井网完善程度评价
3.1 水驱储量动用程度评价[6]
水驱储量动用程度可以采用丙型水驱特征曲线方法确定,数学表达式为:
式中,B—丙型水驱规律曲线中的常数;
NOM—水驱控制储量(可动油储量),104 t;
N—地质储量,104 t;
Rgm—由油藏地质特征参数评价出的油藏最终采出程度,小数;
ROM—储量动用程度,小数。
根据已知数据作出牛74块的累积产液量/累积产油量与累积产液量的关系曲线,计算出B=0.022 4,即求得:
水驱控制储量(可动油储量):
储量动用程度:
根据水驱开发低渗透油藏水驱储量动用程度的评价标准,属于差的范围。
3.2 水驱储量控制程度评价
水驱储量控制程度是指现有井网条件下与注水井连通的采油井射开有效厚度与采油井射开总有效厚度之比值。应用分油砂体法计算出水驱储量控制程度为58.8%,属于差的范围,因此现注采井网不适合目前开采形势,需要调整开发方式[7]。
4 方案设计及对比
4.1 调整方案设计
通过以上的分析可以得出牛74块目前的井网不完善,注水井数少,井网密度小,井距比较大,利用数值模拟技术设计如下调整方案(为了使方案之间具有可比性,设定了油田含水率为90%,进行生产预测40年至2051年7月):
(1)按基础井网开发;
(2)设计两口水井复注,一口水井转产,五口油井转注;
(3)设计三口新井完善井网(两口水井,一口油井)。
4.2 设计方案效果对比
利用Eclipse模拟软件E100主模块的精细油藏数值模拟,对3个不同方案下的采出程度以及含水率进行预测,可以得到2个对比图形(图2、图3),具体对比数据见表4。
方案1作为基础方案是在当前的生产方式下不做任何调整进行生产预测,预测到2051年7月的累产油量为65.58×104 t,采出程度为13.35%,含水率为91.4%。方案2在方案1的基础上采取停产井复产、转注转采措施以达到优化井网,提高产油量。此方案的产油量达到72.63×104 t,采出程度为14.78%,含水率为92.72%。方案3改变目前注采关系,通过在井距较大且剩余油富集区域加密油井,在一定程度上完善注采井网,扩大注入水波及范围,使富集于井间、断层附近的剩余油得到了开采。预测其累产油为69.47×104 t,采出程度为14.14%,含水率为92%。
5 结论
(1)牛74块处于开发初期,采用235 m正方形井网,反九点注水方式,比较适合该区块目前的开发特点。
(2)该区块的合理油水井数比为2.3。而目前实际油水井数比为3.2,注水井数少于理论注水井数,可以适当增加注水井。
(3)该区块的合理井网密度为24.7口/km2,目前实际井网密度是15.4口/km2,小于合理井网密度,可考虑打加密井挖潜剩余油。
(4)该区块的合理井距是201 m,而目前的实际井距是235 m,在调整注采方案的同时,结合注水井见效井距,可考虑打加密井。
(5)该区块的水驱储量动用程度为45.43%,水驱储量控制程度为58.8%,都属于差的范围,因此现注采井网需要进行调整。
(6)利用数值模拟技术设计了三个方案,方案2和3累产油量都得到了提高,采出程度分别提高了1.43%和0.79%。
参考文献
[1]王建军,李振龙,马海骄,等.油田开发注水方式研究综述.内蒙古石油化工,2011;21:25—27
[2]刘玉娟,谢丛姣,欧阳明华.双河油田Ⅷ-Ⅸ油组井网适应性研究.断块油气田,2005;12(3):44—46
[3]杨国庆.确定低渗油藏合理井网密度的计算方法.内蒙古石油化工,2011;4:57—58
[4]龙卫江,杨菲,韩璐,等.合理井网密度经济界限计算方法在双河油田井网调整中的应用.石油地质与工程,2010;24(7):52—53
[5]李宁,张蕾,边凤晓,等.低渗透油田合理注采井网研究.辽宁化工,2011;40(9):965—968
[6]刘朝霞,邹连鹅.断块油藏高含水期零散新井的挖潜模式研究.胜利油田职工大学学报,2007;21(6),36—38
井网调整 篇3
关键词：特高含水,水驱,井网调整,层系重组,数值模拟
大庆萨尔图油田主力油层已进入特高含水开发后期, 非主力油层的开发成为油田稳产的关键[1,2]。试验区在长期注水开发中受多层合采和油层非均质性的影响严重, 非主力油层不能充分动用, 因此进入特高含水开发阶段仍有相当一部分剩余油富集, 采用传统井网调整技术已不适应地下油水分布的新特点[3]。为了充分挖掘砂岩油藏的剩余油, 应根据层间油藏特征及开发现状进行注采井网的重新调整, 并对不同的储层采用不同的开发对策[4,5]。针对这一问题, 通过分析水淹解释数据和目前试验区开发状况, 利用数值模拟方法给出的剩余油分布规律给出了层系重组方案。在进行层系重组的基础上进行了井网调整, 研究了不同开发方案的开发效果。
1 试验区基本情况
试验区块位于大庆油田北部纯油区内, 纵向上发育3个油层, 35个砂岩组, 118个沉积单元, 油层发育厚度较大, 但薄差层较为发育, 平均渗透率为269×10-3μm2, 低于其他纯油区区块, 且各个油层组的平均渗透率也低于其他纯油区区块。
1964年7月投产, 先后历经萨尔图基础、葡萄花基础、萨葡高一次加密、高II高III二次加密和萨葡高I二次加密五套井网四个主要开发阶段, 目前共有油水井76口, 其中注水井28口, 生产井48口。
2 试验区水淹解释分析
水淹级别按照水淹强度划分为高水淹、中水淹、低水淹和未水淹四个级别, 对于高、中水淹油层, 由于其进一步提高水驱采收率的上升空间不大, 一般仅进行井网调整, 且独立于低、未水淹油层, 以避免发生层间干扰;对于低、未水淹油层, 由于其进一步提高采收率的空间较大, 一般先进行层系调整, 使其独立于高、中水淹油层单独开发, 避免层间干扰现象发生, 之后进行井网调整, 优化开发效果。
试验区新井的水淹解释分析结果表明大部分油层组都有不同程度的见水, 总体水淹比例较高。按照厚度分级油层的水淹解释结果为:有效厚度≥2.0 m的油层水淹 (包括高、中、低水淹) 厚度比例为99.11%;2.0 m>有效厚度≥1.0 m的油层水淹厚度比例为89.86%;1.0 m>有效厚度≥0.5 m的油层水淹厚度比例为91.47%;有效厚度<0.5 m的油层水淹厚度比例为89%。低、未水淹厚度比例最高的油层主要集中在GⅢ组, 且以有效厚度<0.5 m的油层为主, 比例为52.84%, 因此以薄油层为主的GⅢ组应作为试验区进一步开发调整主要对象进行独立开发调整。
3 井网调整思路
进入特高含水开发阶段后, 目前井网开采方式注采井数比较低, 层间、层内干扰严重, 以常规井组为单位的调整难度大, 同时为充分利用目前井网老井, 应进行井网和开发层系组合的同步调整。收集、整理了试验区104口井的动、静态资料, 用Petrel软件建立精细地质模型。提取从1964年12月开始至2010年4月的开发井史, 应用Eclipse软件进行历史拟和, 同实际生产参数符合率达到98%以上。根据试验区开发现状和数值模拟方法, 将试验区118个沉积单元划分为三个开发层系, 分别是萨尔图油层、葡Ⅰ组-高Ⅰ9和高Ⅰ10-高Ⅲ。层系重组后在保证单一层系组合都具有充足的剩余可采储量的同时, 最大程度避免层间干扰的发生。在提高控制程度的前提下, 最大程度利用了老井网, 增加少量新井进行了井网调整, 调整前后老井网和新井网的油、水井数见表1。
注:采—采油井;注—注水井;转注—老井网的采油井转为新井网的注水井。
4 开发方案及预测
根据目前试验区开发现状, 结合历史拟合结果, 在尽量减少单井层间干扰发生的前提下, 确定井网调整方案中的第1、第3套井网开发萨尔图油层, 第2套井网开发葡Ⅰ组—高Ⅰ9, 第4套井网开发高Ⅰ10—高Ⅲ。
通过数值模拟, 对原井网 (方案1) 按目前工作制度生产进行了开发指标预测, 预测到含水98%;对新井网按目前工作制度, 改变注采比 (方案2—方案4) , 进行了开发指标预测, 到含水98%的预测结果见表2。
通过对表2数据分析可以看出, 方案1在目前井网继续开发的条件下, 油层压力下降到9.41MPa, 低于正常生产要求的最低压力9.5 MPa;井网调整后, 按照目前工作制度生产, 随着注采比的改变 (方案2—方案4) , 油层压力分别为9.14 MPa、10.02 MPa、10.93 MPa, 方案2中压力下降较多, 不能满足稳压的要求, 与保持油田开发压力稳定的目标相违背;同时, 对于特高含水开发阶段油田, 过低的注采比使油层采液让出的空间不能得到及时补充, 过度增加开发年限, 难以实现油田开发的经济目标。方案4中, 过高的注采比使高含水层进一步增加过流水量, 总体不利于全区采出程度的提高。综合比较4个开发方案, 对于特高含水阶段开发油田, 注采比为1的开发方案3较为合理, 在保证开发效果的同时, 能够保证油层压力稳定。
5 结论
(1) 低、未水淹厚度比例最高的GⅢ组应作为独立层系单独开发。
(2) 最佳开发方案的注采比为1, 到含水98%的最终采收率为47.85%, 阶段采出程度7.22%, 比在目前井网继续开发的阶段采出程度提高2.69%。
参考文献
[1]冯志琨, 张兴金, 马世忠, 等.低渗透砂岩油田开发地质分析.哈尔滨:黑龙江科技出版社, 1994
[2]孙国.胜沱油田特高含水期井网重组技术优化研究.油气地质与采收率, 2005;12 (3) :48—50
[3]韩大匡.深度开发高含水油田提高采收率问题的探讨.石油勘探与开发, 1995;22 (5) :47—55
[4]王家宏.多油层油藏分层注水稳产条件与井网加密调整.石油学报, 2009;30 (1) :80—83
井网调整 篇4
乌5井区位于准噶尔盆地乌夏断裂带乌尔禾鼻凸上, 主力产油区为三叠系克拉玛依组, 它与上覆地层侏罗系、下伏地层二叠系均为不整和接触。克下组自下而上可划分为2个砂层组, T2k11、T2k12, 主力油层为T2k12砂层组。油藏顶面构造为北东—西南向断裂遮挡的鼻状构造, 油层平均孔隙度15.0%, 平均渗透率为3.07×10-3μm2, 属于低孔、特低渗储集层。油藏类型为构造岩性油藏。
2 油藏注采井网调整研究及实施
2.1 井网调整的必要性
克下组储集岩为中细粒砂岩, 岩石润湿性为偏亲水。孔隙结构具有小孔细喉特征, 导致油滴运动会产生附加毛细管阻力, 室内研究发现如果水驱压力小于附加毛细管阻力, 油滴只变形不移动。通过计算, 在克下组储层中, 即使0.01cm的油滴运移需要克服的毛管压力梯度也要达到1.73 MPa/cm, 而目前克下组水驱压力梯度仅为0.000678MPa cm, 远不能满足注水需要, 只有加强注水或井网调整增加水驱控制方向才能有效提高水驱压力梯度。
其次, 该油藏最显著的注采特征就是注入水推进具有明显的方向性。统计油井注水见效时的水推月数, 其沿北东方向夹在两口注水井之间的双向受效油井水推较快 (水推速度平均为4.3月, 其它方向为13.1月) , 单向受效油井更慢 (平均为18.2月) 。位于注水井北东方向的油井多数已经水淹或高含水, 水驱方向单一, 井网利用率低, 井网调整势在必行。
2.2 剩余油分布规律
通过剩余可采储量平面分布规律发现, 剩余油主要分布在油藏东、西部一带 (图1) , 该区域单井剩余可采储量超过5.0×104t, 开展调整试验具有物质基础。
图1乌5井区克下组油藏剩余储量分布图
2.3 调整区优选
乌5井区克下组油藏为反九点菱形井网300米注采井距, 其东部为T2k12层开发区, 改层单一储层, 注采对应性好, 油层连通率高;西部为T2k11层开发区, 储层多而薄, 注采对应相对较差, 油层连通率低。两区邻接的中部区域, 储层发育差, 层系交错复杂。因此, 本次调整将集中于油藏东、西部, 对各开发层系接合部层系交错较多的部位, 暂不考虑井网调整, 留待以后挖潜完善 (图2) 。
2.4 注采结构调整方案优选
根据开发地质特征, 建立各试验区储集层的空间展布、储集层物性参数分布, 构造形态模型, 模拟区面积为1.21k m2, 网格步长为25m, 网格总数为:Nx×Ny×Nz=44×44×16=30976个。东区和西区分别对加密反九点、转五点、加密开发方式进行了模拟, 结果表明, 试验Ⅰ区、Ⅲ区采取转五点法注采井网开发效果最好;Ⅱ区采用加密五点效果最佳 (表1) 。
2.5 注采参数设计
本文重点针对试验Ⅰ区、Ⅲ区转五点法注水调整方案设计, 按照注水强度分别为0.9、1.0、1.1, 采油速度分别为0.3%、0.5%、0.8%, 压力保持程度分别为60%、70%、80%, 共计9套方案进行注采参数优化。
2.6 调整区实施效果评价
在上述研究基础上, 2010-2012年在该油藏开展了反九点转五点法井网调整试验, 效果对比发现, 调整区开采效果较好, 其中单层调整区 (I区) 效果最明显, 与模拟结果相吻合。
3 结论与认识
(1) 乌5井区克下组油藏在注水开发过程中具有明显的水推方向性, 通过有针对性转注见水井, 可明显改善油藏开发效果, 且层间矛盾越小的油层调整效果越好。
(2) 对于特低渗油藏, 不能按常规油藏的注采参数来调整注水指标, 注采参数优化的关键在于确定合理的小层注水强度和采油速度, 才能控制好油藏含水上升率, 最终提高采油率。
参考文献
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