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1、孤东采油厂,二一四年二月,孤东油田 提升开发质量与效益技术方向,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。,前 言,三、调思路，完善工艺，实现效益开发,一、孤东油田开发状况,二、转观念，调整流线，扩大波及体积,发 言 提 纲,四、认识与体会,孤岛采油厂,开 发 中 心,海洋采油厂,采油厂管理着孤东、红柳、新滩三个油田。其中主力油田孤东油田含油面积69.9平方千米，地质储量2.2108t，占
2、总储量的81.9%。,一、孤东油田开发状况,水驱单元井网状况表,特点1：密井网主力单元的井距为106-212米,孤东六区5-6单元井网图,一、孤东油田开发状况,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。,七区西馆上层系划分状况表,孤东七区西馆上油藏剖面图,第二套：52+3,第一套：41-51,第三套：54-61,第四套：63+4,第五套：62+65-8,馆上段共计16个小层，其中主力层4个，划分为5套层系开发,一、孤东油田开发状况,特点3：强注强采1990年调整后，采液速度20%左右，主力单元七区西采液速度25.0%，累计注水倍数达到4.8。,一、孤东
3、油田开发状况,孤东油田和同类油田含水与采出程度关系曲线对比,特点4：高速开发27年走完同类油田40年开发历程，目前仍保持0.8%的采油速度，处于“双特高”开发阶段，综合含水95.9%，剩余可采储量采油速度24.9%。,一、孤东油田开发状况,“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。,259.1,249.6,242.8,238.3,242.1,231.8,223.0,215.6,213.4,212.9,207.5,275.6,291.4,261.7,201.4,189.2,182.4,
4、总递减：4.24%,总递减：2.11%,总递减：2.10%,总递减：4.03%,孤东油田不同开发方式产油量变化图,310.2,一、孤东油田开发状况,一是资源接替阵地有限，产量补充难,一、孤东油田开发状况,一二类单元实施水平井调整、细分重组，单井控制剩余储量5.8万吨。,主力层调整到层内韵律段,非主力层精细到小砂体,“三小一新”技术，动用小砂体326个，平均单砂体储量2.2万吨，含油面积0.06Km2。,井网保持完善且井距小,注采对应率86.4%，多向对应率53.8%，注采井距150-200米左右。,二是层系井网一次到位，开发调整难,八区52+3层井网图,一、孤东油田开发状况,三采区块分布图,适
5、合化学驱资源量14544万吨，已动用12244万吨，动用率达85.6%，目前转后续水驱储量占到74.1%。目前正开展二次化学驱试验。,三是化学驱覆盖全区，储量接替难,一、孤东油田开发状况,孤东油田稠油储量942万吨，多次加密细分，实施了主力层汽驱开发，次要层水平井单层开发。井距由350米到141米，单井控制储量由13.2万吨调整到5.3万吨。,孤东油田九区年产油柱状图,孤东九区主力层55+61汽驱井网图,四是稠油极致开发，下步挖潜难,一、孤东油田开发状况,五是高含水低产井比重大，提效难,产量低于经济极限界限井统计表,孤东油田极限产油模版,孤东油田极限含水模版,超出经济界限的低效无效井230口，
6、占总开井数的12.6%，单井日油0.51吨，含水99.3%，年产油量4.0万吨。采取常规技术治理投入高，效益不合算。,一、孤东油田开发状况,三、调思路，完善工艺，实现效益开发,一、孤东油田开发状况,二、转观念，调整流线，扩大波及体积,四、认识与体会,深化认识，摸清剩余油规律,转变观念，开展转流线试验,精细研究，优化示范区方案,针对孤东油田面临的发展瓶颈问题，按照“调整流线，完善井网，强化学驱，效益开发”的思路，以剩余油研究为基础，流场调整为核心，通过示范引路，探索了不同类型油藏效益开发之路。,二、转观念，调整流线，扩大波及体积,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
7、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。,剩余油监测工作量汇总表,深化认识，摸清剩余油规律,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。,七区西Ng54-61剩余油饱和度分布图 (数模）,不同驱替方式不同位置饱和度统计表,水驱,聚合物驱,二元驱,深化认识，摸清剩余油规律,29J254井区63+4层井位图,29J254测井图,4米电阻,感应电导率,自然电位,电阻30欧姆.米,63+4层纵向剩余油分布图,井区累产油4.3万吨，采出程度39.6%，目前含水98
8、.8%。,注63+4:136万,注63:31万,63+4:4.4/62万,63+4:7.8/189万,63+4:0.2/7.9万,层内：受韵律性控制，剩余油顶部富集，顶底差异大,取芯井29J254位于63+4层分流线，油层顶部6m平均剩余油饱和度高达50%。,深化认识，摸清剩余油规律,层位,饱和度%,七区中3-6各小层目前含油饱和度柱状图,主力层剩余地质储量占剩余储量的65%,七区中3-6各小层剩余地质储量柱状图,深化认识，摸清剩余油规律,层间：非主力层剩余油饱和度高，剩余油潜力主要在主力层,剩余油分布研究,一类油藏 （单层）,二类油藏 （多层）,三类油藏 （多层薄层砂体）,层内：上部富集（3
9、9.7%）,平面,正对行列：油井间和分流线富集（37.4%、39.5%）,交错行列：油井间和分流线富集（46%、37%）,平面：油井间（38%）、分流线和不完善区域富集（36.7%）,层间：非主力层富集（44.7%）主力层（34.5%）,层间：非主力层富集（38.5%）主力层（36.2%）,平面：普遍富集（38.7%）,剩余油研究证明，孤东油田具备进一步调整的物质基础。 孤东油田平均剩余油饱和度36.5% 剩余可动油饱和度10-20%,深化认识，摸清剩余油规律,孤东油田样品驱油效率-注入倍数关系曲线,根据对孤东油田驱油效率-注入倍数的理论研究，当注入倍数为5-8倍时，可提高采收率8-10.38
10、%，水驱提高采收率仍具有较大的空间。,不同注入倍数采收率柱状图,理论计算水驱采收率仍具有较大的提升空间,深化认识，摸清剩余油规律,转流线选区调整前井网图,水井排,油井排,井网方式：212X212m交错行列式， 单井液量：107m3，单井日油：0.9t,88/0.8/99.1,72/0.3/99.6,122/0.5/99.7,133/0.4/99.7,89/2.6/97.1,130/2.2/98.7,116/0.3/99.8,孤东油田极限含水优化模版,试验井组七区西63+4单元25XN246井组，含水99.1%，比经济极限含水高0.4%，开发效益差。,探索特高含水油田提高效益途径,转变观念，开展
11、转流线试验,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。,转变观念，开展转流线试验,转流线选区调整前井网图,为实现效益开发：先后开展超支化堵调、常规调剖及PPG调剖，调剖后对应油井均未达到预期效果。,转变观念，开展转流线试验,平面行列式井网油井排剩余油富集,层内存在一定的优势通道,七区西馆63+4先导试验区主流线部位饱和度分布,从剩余油分布状况及常规堵调工艺特点看，目前的井网已形成固定水驱优势通道，井网不变的情况下进一步提高水驱采收率的难度很大。,试验区剩余油分布图,转变观念，开展转流线试验,2013年2月实施25XN246井组转
12、流线调整，通过油水井别互换，转流线60度，实施转注4口，转抽1口。,探索特高含水油田提高效益途径：转变观念，调整思路，开展了井别互换转流线井组试验。,转变观念，开展转流线试验,井别互换转流线,层内射孔优化：油水井均实施全井封堵复射顶部，挖潜厚油层顶部剩余油。,水转油25XN246（中心油井）,微电极,4米电阻,感应电导率,63+4,自然电位,声波时差,自然电位,27-4246井（中心油井）,4米电阻,感应电导率,63+4,62+3,微电极,新射孔井段,原射孔井段,转变观念，开展转流线试验,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。,转流线选区调整前井网图,转流
13、线选区调整部署图,转60,新转注水井4口，日注110m；老水井2口，日注50m。,井别互换转流线,转变观念，开展转流线试验,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。,水井转油井（中心井）7-25XN246效果：,转变观念，开展转流线试验,试验区剩余油分布图,190天开始见效,水转油排液阶段,日 液,日 油,含 水,动 液 面,水转油井7-25XN246井生产曲线（中心井）,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
14、.1%。,转流线后老油井7-27-4246效果：,试验区井网部署图,原水井排,原油井排,转注,转注,水转油,水转油,转变观念，开展转流线试验,7-28N266井8月实施水转油，累注165.5万m，目前累采液0.5万m，已经开始见油（129天）。,水转油井28N266井日度生产曲线,作业防砂提液,129天见油,水转油排液阶段,水井转油井扩大试验：7-28N266,转变观念，开展转流线试验,试验区井网部署图,原水井排,原油井排,转注,转注,水转油,水转油,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%。,+0.8t,-1.0%,变流线井区开发效果对比图
15、,转变观念，开展转流线试验,整装水驱单元,单层单元,多层单元,提高采收率,变流线+层内细分七区西52+3,有化学驱潜力单元,变流线+细分六区5-6,无化学驱潜力单元,变流线+抽稀+非均相二区馆5,高注入倍数下井组流场调整试验的成功，表明特高含水开发阶段，通过调整流线，能够充分挖掘剩余油，实现效益的提升。,精细研究，优化示范区方案,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。,1990年井网图,七区西52+3选区参数表,调整方案设计,1、单层厚油藏转流线调整七区52+3示范方案,根据七区西52+3的剩余油分布状况，设计井网变流
16、线调整方案6套。,隔一转变井别正对,调整方案设计,方案一,方案五,排间加密,方案三,抽稀二套、交替脉冲,方案二,抽稀一套,方案四,九点井网,隔一转变井别正对，加密,方案六,原井网变流线,抽稀,加密,1、单层厚油藏转流线调整七区52+3示范方案,正对行列井网调整对策：行列转九点，强化注水，矢量注采,正对行列井网调整对策：行列转九点，强化注水，矢量注采,结合油水井生产现状、数值模拟结果和经济指标，同时考虑充分利用现有老井，选择部署成大、小九点井组，实施分区域部署。,300300m九点,原井网,剩余油富集区,300150m九点井网,小九点,大九点,优选井网,300150m正对行列,1、单层厚油藏转流线调整七区52+3示范方案,
