1、雙 河 油 田 油 組匯報人：劉麗娜二00七年十一月 1匯報提綱一、地質、開發特點二、剩余油分布特征三、井網重組優化技術四、應用效果五、結論2構造位置：地理位置： 河南省桐柏、唐河兩縣交界處構造位置： 泌陽凹陷南部雙河鎮鼻狀構造帶雙河油田3ESWN油組構造特征： 構造形態: 位于泌陽凹陷西南部雙河鼻狀構造，為一完整的由東南向西北抬起的單斜構造。砂體南部為斷層所擋，沿西北方向上傾直至尖滅。油藏類型：層狀構造巖性油氣藏4 油組在縱向上包括18個含油小層，地質儲量1505.1104t，目前分上（包括1-3，14小層）和下（包括4-13，15-18小層）兩套層系進行開發。124-515-186-131

2、12-3145上層系構造形態：上層系含油面積為10.35km2，地質儲量862.6104噸，該油組共有4個小層。6油組下層系含油面積7.37km2，地質儲量642.5104t。 該層系由14個小層疊合而成.下層系構造形態：7儲層沉積特征： 粒度分析表明，上層系沉積物以細礫巖、礫狀砂巖、中砂巖為主，下層系沉積物以中砂巖、細砂巖為主。 油組屬于下第三系核桃園組核三段地層，油藏埋深-1712-2233m。儲層屬于扇三角沉積，沉積相研究表明，由東南物源向西北湖心方向呈扇形分布，依次發育有水下分流河道、前緣砂、河口壩、邊緣席狀砂亞相。8油砂體分類及評價雙河油田油砂體分類評價標準9油砂體分類及評價-共有四

3、類油組油砂體分類狀況主力油砂體（一二類）個數占35.7，儲量占88.6非主力油砂體（三四類）個數占64.3，儲量占11.410 油砂體分類及評價-縱向及平面非均質性較強11儲層物性與流體性質：儲層物性流體性質12相滲特征束縛水飽和度0.28-0.30，殘余油飽和度0.18-0.20。13基礎井網階段（77.12-83.12）井網局部完善調整階段（96.01-2001.12）井網一次加密階段（88.01-92.12）井網二次加密階段（93.01-95.12）井網細分調整階段（84.01-87.12）井網綜合調 整調整階段（2002.01-目前）開發歷程：14 上層系：甲型水驅曲線87.1283.

4、1292.1296.012001.01細分層系，月注采比首次達到0.84穩油控水階段：注水弱點強面，控制產液量，水油比一直保持在13-20之間。1587.1283.1292.1296.012001.01下層系：甲型水驅曲線2003年前水油比一直保持在14以下。16開發指標開發現狀17匯報提綱一、地質、開發特點二、剩余油分布特征三、井網重組優化技術四、應用效果五、結論18剩余油分布特征研究方法剩余油分布規律及三維定量化描述剩余油成因類型分析剩余油分布特征研究工作思路：油藏工程分析法油藏精細數值模擬法19 目前主力油層井網比較完善，水驅控制程度高，水淹嚴重；非主力油層動態井網密度一般小于8.0口/

5、km2，井距在350-580m之間、油水井數比在1.0-3.0之間，水驅控制程度較低，水淹程度也較低。層間水淹程度差異大：20層間水淹程度差異大：層位數模原始地質儲量（萬噸）累積產油（萬噸）剩余地質儲量（萬噸）采出程度（%）目前含水（%）12-314.00 1.19 12.81 8.51 56.80 2621.00 260.80 360.20 42.00 94.81 3273.00 114.24 158.76 41.85 94.70 411.00 3.17 7.83 28.78 89.25 518.00 4.42 13.58 24.55 89.46 671.00 26.45 44.55 37.

6、25 97.17 8116.00 41.43 74.57 35.71 94.98 994.00 30.58 63.42 32.54 90.26 10127.50 49.82 77.68 39.08 96.01 1167.00 28.87 38.13 43.09 97.89 1321.00 7.73 13.27 36.80 93.28 1480.00 26.73 53.27 33.42 96.56 15123.00 4.65 18.35 20.21 72.23 1816.00 3.76 12.24 23.48 85.35 合計1552.50 603.83 948.67 38.89 95.00 非

7、主力層非主力層非主力層非主力層，平均含水85.2%非主力層非主力層非主力層主力層平均含水95.26%21層間采出程度差異大： 主力油層采出程度在32.5-43.1%之間，平均40%；而非主力油層采出程度在8.5%-36.8%之間，平均24.2%。主力與非主力油層動用程度相差15.8個百分點。 22平面水淹差異大： 低含水區分布在：油砂體的邊角部位、平面低滲透區、壓力平衡區及注采對應相對較差的非主力油層。是今后挖潛的重要方向。 至2005年底，低含水（低于90）的剩余地質儲量占總剩余地質儲量的30.99% 特高含水（高于95）的剩余地質儲量占總剩余儲量的54.52% 特高含水區主要分布在油砂體的

8、主體部位、平面高滲透區，這類剩余油目前所占比較大，儲層物性好、井網完善、采出程度及綜合含水都很高，如何提高這類剩余儲量的采出程度是今后老油田開發的重點和難點。232上傾邊角部位平面水淹程度差異大：一、二類油砂體平面低滲區10壓力平衡區該類儲層有：2、3、6、8、9、10、11、14小層，剩余地質儲量870.6104t，占總剩余儲量的89.0。2419821984198619881990199219941996199820002002200420060.580.700.500.470.440.400.100.00改變液流方向后剩余油重新聚集一、二類油砂體： 這種剩余油分布面積小、縱向上疊合較差，

9、而且在平面上的位置不是固定不變的，隨著液流方向的改變，它的大小和位置也在不斷地變動25三類油層：4上傾邊角部位181-2井網不完善區該類儲層有：4、5、7、13、151、172、181-2小層，剩余地質儲量85.3104t，占總剩余儲 量的8.7。26四類油層12該類儲層有：11、12、12、152、16、171、183層，剩余地質儲量22.8104t，占總剩余儲量的2.3。井網不完善27匯報提綱一、地質、開發特點二、剩余油分布特征三、井網重組優化技術四、應用效果五、結論28 1、開發單元細分界限研究 據實際生產資料統計：采油井滲透率與啟動生產壓差(s)、注水井滲透率與啟動注水壓差(i)它們之

10、間有較好的冪函數關系式 ：雙河油田滲透率與啟動生產壓差曲線s1.999(0.6052)R=-0.9572i8.36(-0.3435) R=-0.990829 1、開發單元細分界限研究 由此可建立不同滲透率級差（j）儲層，所需啟動壓差的比例關系式：(i+1)/ij(B) 當滲透率級差為2.5時，油井低滲透層啟動生產壓差是高滲透層的1.74倍，水井低滲層所需的啟動注水壓差是高滲層的1.20-1.37倍，級差越大，層間干擾越嚴重，開發效果越差。要保證低滲層得以動用，在井網重組時，滲透率級差應控制在2.5倍以下。 30 1、開發單元細分界限研究 進行井網重組技術政策研究時，根據油組儲層的空間展布狀況，

11、遵循縱向上疊合程度高、物性相近、采出狀況相近的原則，重組開發單元。將疊合程度高、滲透率高、物性好的主力層組合為兩套井網，稱為主力層動態組合單元，滲透率級差為1.201.72，采出程度為32.543.1；將滲透率低、物性差的非主力層組合為三套井網，稱為非主力層動態組合單元，滲透率級差為1.042.28，采出程度為8.536.8。31 2 細分開發單元開采，提高非主力油層的動用程度12-38-1311，1215-184-632 2 細分開發單元開采，提高非主力油層的動用程度 重組細分前后各單元的基本情況統計表 單元重組后滲透率級差降低，非均質性減弱，對非主力層的潛力發揮比較有利。 333、優化井網

12、部署，提高波及體積 根據主力開發單元及非主力開發單元存在的問題，采用不同的井網優化方式： 針對主力開發單元主體區采出程度高、含水特高、局部剩余油富集的特點，采取高水淹區抽稀井網，低水淹區加密井網的方式，改變液流方向，對主體低滲區進行強注強采的井網方式進行調整。343、優化井網部署，提高波及體積353、優化井網部署，提高波及體積 針對非主力開發單元及主力開發單元上傾及邊角部位的三低（采出程度低、含水較低、地層能量較低)的局面，以完善井網、補充地層能量、提高儲量動用程度為目的，進行井網優化調整。 在空間展布上五套開發單元疊合較好，所以在調整中充分利用現有井網資源，充分利用老井層系互換、上返、轉注、

13、轉采、儲層改造等措施，改變液流方向，提高波及體積。363、優化井網部署，提高波及體積373、優化井網部署，提高波及體積 利用數值模擬技術對重組優化方案與常規細分調整方案進行對比，從含水率與采出程度關系曲線看出，重組方案的開發效果得到了明顯改善，含水上升得到了有效控制。 不同方案含水率與采出程度關系曲線 采出程度 38匯報提綱一、地質、開發特點二、剩余油分布特征三、井網重組優化技術四、應用效果五、結論39 通過開展整體井網重組及優化調整技術研究，以此研究結果為指導編制了雙河油組井網重組優化方案，本方案共部署新井16口(其中采油井7口，注水井9口)。老井綜合利用58口（轉注10口，轉采2口,復產9

14、口，復注5口，油井層系互換4口，老井措施28口）。40非主力單元部署新井2口，注水井補孔1口，復注1口，增注1口。41非主力單元42非主力單元8-1378-151T4-608部署新井4口，注水井補孔1口，復注井2口。43主體區上傾、邊角區部署新井7口（油井2口，水井5口）。老井工作量29口主力單元44利用12-3，14層系注水井H8-147采用雙靶心加深至10小層，認識主力油層內部剩余油重新分布潛力類型。部署新井2口（油井1口，水井1口）。老井工作量12口主力單元45新井實施效果顯著： 自2007年3月起開始現場實施，已實施新井12口，新井投產初期平均單井日產油9.3 t，綜合含水63.9%，至目前累計產油7400多噸。在措施井尚未實施的條件下，油組采油速度由實施前的0.35%上升到0.40%，含水由95.44%下降為94.91%，層系整體開發水平得到了提高。