孤东油田提升开发质量与效益技术方向幻灯片.ppt

孤东采油厂; 孤东油田已进入“双特高”开发阶段，面对资源接替不足、技术接替缺乏、产量接替困难的严峻局面，2012年以来，在油田领导、处室和研究院的关心支持下，围绕提升开发质量与效益，转观念、调思路，积极探索增加经济可采储量新途径，经过一年来的实践，取得了初步成效。;三、调思路，完善工艺，实现效益开发;;水驱单元井网状况表;特点2：细分层系，储量一次动用厚油层单层开发，多层单元仅一个主力小层，储量全部动用。;采油速度%;孤东油田和同类油田含水与采出程度关系曲线对比; “十五”、“十一五”期间依靠聚驱、二元驱，实现产量基本稳定。进入“十二五” 以来，由于储量及技术接替不足，油田总递减加大，孤东油田可持续发展难度越来越大。;孤东油田新区产能柱状图;五是高含水低产井比重大，提效难;三、调思路，完善工艺，实现效益开发;㈠深化认识，摸清剩余油规律; 特高含水油田剩余油分布研究是效益开发的关键, 2012年以来，制定并实施了覆盖全区（17个单元）的剩余油监测方案，重点是加大了核磁共振及取芯井工作量，分类型、分单元、分井组摸清了剩余油分布规律。;平面：二元驱和聚驱后富集规律不变，富集位置仍以油井排、分流线富集为主，二元驱后剩余油分布更加零散。;29J254井区63+4层井位图;层位;;孤东油田样品驱油效率--注入倍数关系曲线;转流线选区调整前井网图;开发特点：高注水倍数4.7PV，高含水99.1%，高采出程度41.7%，层内高渗条带发育，动态非均质性严重。;转流线选区调整前井网图;平面行列式井网油井排剩余油富集 ;;井别互换转流线;平面注采参数优化：转抽井强化提液；老水井控制注入，新水井强化注入，调整流线。; 7-25XN246井1987年投注，累计注水230万方，排液1.7万吨开始见油（190天），排液2.3万吨日油达到2.0吨（230天），目前日油3.3吨。; 7-27-4246实施全井封堵复射顶部，转流线后81天开始见效，175天达到高峰，日增油7.0吨，含水下降19.1%。; 7-28N266井8月实施水转油，累注165.5万m3，目前累采液0.5万m3，已经开始见油（129天）。; 变流线井区调整后平均单井日油由0.9吨增加到1.7吨，单井增加0.8吨，综合含水下降1.0%。;整装水驱单元;针对问题：井网形式固定，厚油层高注水倍数大孔道发育，效益差。 调整思路：变流线调整，强化弱驱，提高分流线驱油效率。;根据七区西52+3的剩余油分布状况，设计井网变流线调整方案6套。;正对行列井网调整对策：行列转九点，强化注水，矢量注采;;避射比例优化：;正对行列井网调整对策：行列转九点，强化注水，矢量注采;采出程度，%; 调整前井区平均单井日油0.6吨，综合含水99.7%，为实现效益开发，设计大小九点井组8个，预计平均单井日油能力2.3吨，十五年累增油19.3万吨，提高采收率2.1%。可推广地质储量7692万吨。 ;聚合物后续水驱调整对策：转流线+细分层系+非均相;2、多层油藏“转流线+细分层系+非均相”——二区Ng5示范方案;井网调整方案指标对比表; 细分成53、5455两套层系，井网由原来的南北向调整为东西向，流线改变90度。 53层系通过井别互换、钻新井形成菱形五点法井网； 54-5层系分流线钻新井形成250*250m的东西向正对行列井网。 ;二区54层方案井网部署图; 配套非均相驱，累增油33.5万吨，提高采收率7.8%,当量吨聚增油25t/t。可推广地质储量5122万吨。;二元后续水驱调整对策：转流线+细分层系;3、多层油藏转流线+细分层系——六区Ng54-68示范方案; 共设计7套方案，数模优化结果：细分两套层系后分别抽稀，形成两套交错排状井网，减缓层间矛盾，同时强化分流线剩余油的挖潜。; ;单井液量优化：液量110m3左右最优; 按照“整体部署、集中钻井、统一投产”的原则，目前3个示范方案正在有序实施过程中。;三、调思路，完善工艺，实现效益开发;㈠优化工艺，实施低效井组提液提效;孤东油田极限产油优化模版;能量不足，井网不完善;㈠优化工艺，实施低效井组提液提效;A--主河道微相 B--河道边缘微相 C-- 河漫微相;㈠优化工艺，实施低效井组提液提效;㈠优化工艺，实施低效井组提液提效;㈠优化工艺，实施低效井组提液提效;㈠优化工艺，实施低效井组提液提效;㈠优化工艺，实施低效井组提液提效;㈠优化工艺，实施低效井组提液提效;㈠优化工艺，实施低效井组提液提效;㈠优化工艺，实施低效井组提液提效;㈠优化工艺，实施低效井组提液提效;㈠优化工艺，实施低效井组提液提效;㈠优化工艺，