花土沟油田注水开发动态分析

1、文章编号:1673-8217(201006-0059-03花土沟油田注水开发动态分析黄 海1,王新海1,严利咏2,魏进荣2(1.油气资源与勘探技术教育部重点实验室 长江大学,湖北荆州434023;2.长江大学地球科学学院摘要:油田注水开发进入中高含水期阶段以后,地下流体的分布状态已经发生了很大的变化,为了找出这一规律以及为开发方案做调整提供依据,因此及时的掌握动态开发状况具有重要意义。文章通过示踪剂监测技术和综合利用油藏工程方法来研究油藏的动态变化规律,立足于花土沟油田的动态生产数据,分析各项开发指标的变化规律,评价油田的动态开发效果,在此基础上结合数值模拟研究确定了剩余油的分布。关键词:动态

2、分析;油藏工程方法;示踪剂;数值模拟;剩余油分布中图分类号:TE331.3 文献标识码:A花土沟油田从1980年正式注水开发,目前已进入中高含水阶段,剩余油仍达60%左右1。该油田断块复杂,油砂体多而小,渗透率低,地层压力低,新钻井产能低,含水上升快,及时准确地分析动态资料对提高二次采油的最终采收率有着重要意义。由于目前对油藏动态状况了解较少,改造这类油层的工艺技术措施还不成熟,致使产能下降,生产形势被动。针对出现的问题,有必要对生产动态进行分析,研究剩余油饱和度的分布,确定挖潜的主力方向。1 地质概况花土沟油田位于柴达木盆地西部南区,在茫崖凹陷狮子沟-油砂山构造带的狮子沟构造主高点-花土沟高

3、点。花土沟油田地形复杂,相对高差50 200m,坡度在30 70 之间,地面海拔在3000m 左右。地面构造为一走向近南北的不对称短轴背斜,长约6000m,宽约300m,闭合高度为312m,闭合面积18.5km2。地面构造断层相当发育,规模较大的有50余条,为两组高角度的走向近南北、倾向相对的正断层。该油田储层位于下油砂山组下部和上干柴沟组上部地层。储层岩性以砾状砂岩、含砾砂岩及中细砂岩为主,有部分粉砂岩;颗粒以石英、长石为主,有较多的变质岩矿物存在,颗粒分选差,圆度以次棱角状及次圆状为主。沉积相为侧向加积为主的分流河道沉积。储层具有薄、多、散、杂,非均质程度高的特征。2 示踪剂监测技术应用应

4、用示踪剂监测技术评价注水开发油藏井间动态连通性2、注入水流动方向,以及油藏剩余油分布规律,评价油田注水开发效果,同时对监测结果应用综合解释技术进行数值模拟,分析储层井间连通状况,物性分布特征等参数。为准确弄清楚断层发育和油水井连通状况,对花土沟油田24个油组进行了同位素3H的跟踪分析。下面以S1-6-3井注水井组为例来进行说明。 S1-6-3井组属于主力层系 层系,该井包含7口监测井,通过监测结果(如图1可知,S1-6-3井组共有三口井见到示踪剂,分别是S2-3-3、新S2-3-3斜、新S1-9-3。注剂井向见剂井的推进速度分别为新S2-3-3斜方向1.14m/d、S2-3 -3方向1.32m

5、/d、新S1-9-3方向0.92m/d,示踪剂的方向性相对明显,可初步推断该油井不受小断层的影响而连通。在注水井S1-6-3东部的断层以东的三口监测井S1-10-3、S2-4、S2-4-3均没有见到示踪剂,而这三口井和注水井对应的层位分别为 -4+5、 -6、 -18且产水量也不是很小,说明该断层为封闭断层,油水井不连通,注水效果不好。3 开发动态分析一个油田动态开发效果的好坏,不但取决于储收稿日期:2010-03-08;改回日期:2010-09-17作者简介:黄海,1985年生,2008获计算机科学与技术学士学位,矿产普查与勘探专业在读硕士,研究方向为油气田开发地质。基金项目:中国石油天然气

6、股份有限公司科学研究与技术开发项目(QH/JL-04-001。石 油 地 质 与 工 程2010年11月 PET ROLEU M GEOLO GY AN D ENGIN EERING 第24卷 第6期 图1 S 1-6-3井组示踪剂监测结果示意图层物性及流体性质,还与应用技术水平和油藏管理水平等诸多因素有关。应用油藏工程方法来客观评价开发指标对于稳产及调整挖潜是非常重要的。油藏工程方法是指综合利用各种生产数据,测试资料,将其绘制成表格,图形和曲线来研究注水状况,含水率变化状况,油田生产能力变化状况以及进行采收率预测和计算剩余油可采储量。3.1 含水上升率评价从花土沟阶段含水图(图2可以看出,从

7、1980年开始注水以来,到1985年含水率快速上升,1985年后全面注水到1995年历时10年,含水率稳定上升并保持在合理的范围之内, 开发效果较好。图2 花土沟油田阶段含水曲线后来,由于注采矛盾不断加大,1995年后含水逐步上升,1997年通过适当加密完善井网以及对油田报废井的再利用,使含水率趋于稳定。2000年后,含水率上升较快,主要由于长时间的注水开采后,纵向、平面、层内矛盾突出,对生产注水情况缺乏了解,没有采取及时的措施导致注水状况不合理。2005年将花土沟油田分为7个开发层系缓和了层间矛盾,含水上升率有所下降,开发效果好转。3.2 含水率与采出程度关系分析花土沟油田到2009年为止,

8、采出程度为0.13,含水率为0.49。根据童宪章3含水与采出程度表 达式,做出不同采收率条件下含水与采出程度关系曲线并且对理论值与油田实际值进行对比分析如图3。其数学表达式为lg f w1-f w =7.5(R -R m +1.69式中:f w 综合含水率,%;R 采出程度,%;R m 最终采收率,%。图3 含水率与采出程度关系曲线和童氏图版对比图 随采出程度不断增加其含水率不断升高,花土沟全油田含水率与采出程度关系曲线和童氏图版对比可知,含水率缓慢上升并趋向采收率40%曲线,总体反映油田近几年开发效果出现较好势头。3.3 含水上升率与含水率分析应用含水上升率和含水率关系曲线可以评价油藏含水率

9、上升速度的快慢。研究区含水与采出程度的关系属于典型的 S 型 曲线关系,R =A +B lgf w 1-f w,通过对采出程度微分,取d R =1/100,得到计算理论含水上升率与含水率公式如下:d f d R =2.3B f w (1-f w 1100统计R lgf w 1-f w 数据体,可以绘出含水上升率与含水关系理论曲线,再与实际曲线对比进行研究,花土沟油田f w f w '线对比图如图4。总体上油田早期含水与含水上升率曲线变化规律特征不明显,曲线点值跳跃频繁,充分反映油田早期井网不完善。近几年,通过层调、卡堵水、高含水井关停等治理措施对抑制含水上升的效果较为显著,油田随着阶段

10、含水率的逐渐上升,含水上升率接近理论值或个别点值超出理论曲线范围。3.4 水驱特征曲线研究计算剩余油及采收率的油藏工程方法有多种。典型的有:童宪章命名的甲型水驱曲线;演变的水驱曲线;乙型水驱曲线;甲型水驱曲线和水驱曲线演变法的交汇曲线;累积产油量的乘积和累积产液量的乘积与产液量之间的曲线。这些方法可以计算水驱 60 石 油 地 质 与 工 程 2010年 第6期动态地质储量、水驱动态可采储量、水驱采收率、水驱动态可采储量采出程度、剩余可采储量。但由于不同的方法对不同的油藏有一定的局限性,所以,应当根据油田生产数据表,绘制出各种方法的散点图然后回归,计算结果汇总,选取比较适中的适合本油藏的方法。

11、对于花土沟油田,经计算,甲型水驱曲线比较适中,故选取该种水驱曲线法作为剩余油的计 算方法。图4 花土沟油田f w f w '曲线对比图甲型水驱特征曲线表达式:lo g W P =a N P +b其中:W P 累积产水量,104m 3;N P 累积产油量,104t 。花土沟油田甲型水驱特征曲线如图5所示,结合地质储量,便可求出最终采收率为31.67%,剩余可采储量为530 104t 。图5 花土沟油田甲型水驱特征曲线3.5 剩余油分布油藏数值模拟技术是模拟油气藏中流体渗流过程的一项技术,它是定量研究剩余油分布的重要手段。应用动静态资料,通过数值模拟,可以确定剩余油的空间展布,在剩余油研究

12、基础上,采用补孔改层、完善注采井网、间歇注水等措施挖掘油层剩余油潜力,提高油藏采收率4。通过对该油藏进行数值模拟,得到每个小层的剩余油饱和度,综合砂体展布、井网部署等因素确定了花土沟各层系剩余油大体均衡分布。以油藏 -5小层为例,剩余油饱和度如图6所示。4 结论及建议 (1通过同位素示踪剂监测技术分析了S1-6图6 花土沟油藏 -5小层的剩余油饱和度分布图-3井组断层的开启性与封闭性及井间连通状况。(2综合利用油藏工程方法立足于动态生产数据,用各种动态特征曲线法,观察、研究它们的变化规律:细分开发层系后该油田的生产状况有所改善,地层能量得到一定补充,然而每个层系的注采井网还不完善,注水利用率仍然较低。(3通过注水开发动态分析对剩余可采储量和采收率进行了预测,结合数值模拟定性分析了剩余油饱和度分布图,为研究剩余油的分布规律以及挖潜方向提供了可靠依据。(4应用该动态分析方法分析了花土沟油田开发的结果是整体上开发效果较好,局部矛盾突出,特别是剩余油饱和度高的地区挖掘潜力很大。参考文献1 俞启泰.关于剩余油研究的探讨J.石油勘探与开发,1997,24(2:46-502