复合正韵律厚油层水平井生产动态的影响因素

大庆石油学院学报第 32卷第6期2008年12月JOURNALOFDAQINGPETROLEUMINSTITUTEVol.32No.6Dec.2008复合正韵律厚油层水平井生产动态的影响因素周伟东1,2,3(1.中国科学院地质与地球物理研究所气体地球化学重点实验室 ,甘肃 兰州730000; 2.中国科学院研究生院,北京100049;3.胜利油田分公司孤东采油厂,山东东营257237摘要:针对孤东油田厚油藏以正韵律、复合正韵律沉积为主、层内水淹程度差异大的特点,在研究厚油层韵律段细分对比及层内夹层分布特征的基础上,结合厚油层剩余油分布特征,在孤东油田七区西63+4小层构造高部位选取典型区域建立概念模型.应用数值模拟技术系统研究水平井开发该类油层的生产动态影响因素.结果表明:正韵律厚油层的顶部剩余油富集,适合水平井挖潜;水平井的生产动态受厚油层内夹层、水平井段长度、剩余油富集厚度的影响,夹层的范围越大,垂向渗透率越低,对开发越有利,水平井的布置因夹层的存在与否对剩余油富集区有不同的厚度要求;水平井段的长度应依剩余油富集区的大小而定 ,无因次长度在0.23~0.36为宜.关 键 词:复合正韵律;厚油层;水平井;生产动态;影响因素中图分类号:TE355.6 文献标识码:A 文章编号:1000-1891(200806-0060-04近年来,水平井技术在低渗透储层、薄差储层中的应用得到充分研究[1-5],并取得较好效果;水平井网在不同沉积微相的开发效果也得到较为系统的研究[6].而水平井在高渗透、厚油层中的生产动态大多限于定性的分析或现有水驱曲线的应用[7-9],难以满足现场需要,亟待进行系统深入的研究.孤东油田以正韵律、复合正韵律沉积为主,受沉积韵律及层内夹层的影响,厚油层渗透率高、层内水淹程度差异较大.根据检查井取心、动态监测资料和数值模拟结果,厚油层层内相对低渗透段和低水淹段的储量未得到较好动用,应用水平井开发具有很大的潜力.笔者在夹层分布特征和剩余油分布规律研究的基础上,应用数值模拟技术,分析正韵律厚油层水平井生产动态的影响因素,为应用水平井开发技术提供参考依据.韵律段细分对比韵律段对比以沉积规律、沉积单元和夹层的电性特征为识别准则,以沉积的等时性和相控砂体分布为原则.在河流相沉积的厚油层韵律段对比中,主要建立等高程对比模式、相变对比模式和叠置及下切砂体对比模式.等高程对比模式主要应用于近距离、曲线组合相似的井间对比;当砂体横向上相变迅速、砂体厚度变化大时,采用相变对比模式;新旧河道平面上交错,垂向上叠置,对叠置砂体采用劈层对比模式.根据韵律段的对比划分原则及对比模式,对孤东油田七区西馆上63+4厚油层划分为631,632,641,642四个韵律段.夹层分布特征孤东油田馆上段为河流相储层,储层非均质性严重,夹层的空间分布和物性变化非常复杂.首先建立夹层物性标准和电性标准,根据取心井的测井资料找出各类夹层的测井曲线特点,然后用韵律段对比法进行井间夹层预测,再应用测井数字处理技术描述夹层,最后定位分析夹层的分布特征.(1物性标准.采用胜利油田馆上段 47口井岩心资料、单层试油井段资料 ,其中油砂(含油浸粉砂岩以上样品2068块,非油砂(油浸粉砂岩以下样品462块,采用正逆累计和砍尾法,确定层内夹层的物性收稿日期:2008-10-24;审稿人:殷代印;编辑:王文礼作者简介:周伟东(1967-,男,博士生,高级工程师,主要从事油田开发管理方面的研究.上限:渗透率为150×10-3μm2,孔隙度为20%.(2电性标准.对取心井而言,根据其岩心、薄片和扫描电镜等资料较容易正确识别泥质夹层、钙质夹层和物性夹层.但对于一个油藏,其取心井十分有限,而测井资料却较普遍.因此,根据测井曲线特征识别夹层更具有普遍意义.3类夹层测井响应特征见表1.表13类夹层测井响应特征序号夹层分类岩性测井曲线特点备注泥质泥岩、砂质泥岩、致密粉砂岩微电位曲线回返至微梯度曲线位置 ,自然电位有异常.沉积作用为主2钙质钙质泥岩、胶结致密的钙质细粉砂岩微梯度曲线上升至微电位曲线位置 ,声速异常低值,0.45m电阻率异常高值.成岩作用为主3物性油斑细砂、粉砂微电位与微梯度同时上返或上升 ,自然电位常微弱异常.夹层具有一定的孔隙度和渗透率(3分布特征.孤东七区西Ng上63+4沉积期河道最大宽度大于3km,呈网状交织且全区分布,泥质质量分数较少,很少发育岩性夹层,而多发育物性夹层,厚度为0~2m;道间洼地、河道边缘河水流动能量和物源供应弱,该区域隔夹层最发育且连续性好,以泥质夹层为主,局部灰质质量分数较高,厚度为2~4m,延伸长度长,分布面积广,夹层分布最大区域为中部到东南区域,夹层的延伸长度约为2km.剩余油分布特征图1 正韵律油层可视化水驱油特征孤东七区西Ng上63+4厚油层主力韵律段水淹程度高,非主力韵律段水淹程度较低,主力韵律段剩余油饱和度低于非主力韵律段.631,632,641,642四个韵律段的剩余油饱和度呈现出由高到低的特征,分别为54%,49%,45%,42%.物理模拟显示结果也反映出类似的特点.正韵律油层可视化水驱油特征见图1.由图1可见,注入水首先沿着底部高渗透带向前推进,中部和顶部低渗透层波及面积较小.开采过程中,主要是油层底部发挥作用.当高渗透层见水时,中部渗透层水线只向前推进了模型的0.12~0.15倍的距离,顶部低渗透层水流几乎没有波及到.因此导致正韵律厚油层水驱开采过程中,层内矛盾突出,底部水洗严重,水洗厚度小,强水洗段出现的早,强水洗厚度小.大孔道的存在造成厚油层低渗透段富集(一般为油层上部.渗透率小于1500×10-3μm2时,注水开发后渗透率降低;渗透率大于1500×10-3μm2时,注水开发后渗透率增大.高含水河流相正韵律储层底部形成大孔道,注入水沿大孔道窜流,导致厚油层上部剩余油富集.层内夹层导致储层非均质性增强 ,并且使平面及垂向上河道砂之间的连通不完全,加上油水重力分异的作用,造成层内不同韵律段剩余油富集程度差异较大.如7-28-J266井取心资料显示,受夹层影响,上部水驱效率仅为23.8%,下部驱油效率达到47.03%.由此可见,纵向潜力主要分布于厚油层层内正韵律油层顶部 .这一潜力特点适合于采用水平井开采.影响因素4.1 概念模型建立根据一般的经验,水平井大都是选择构造上比较高、地层厚度比较大的部位部署,因此在63+4小层的构造高部位选取一区域,从地质模型上对韵律性进行体现,4个层段的单层厚度相同,其渗透率由上到下依次升高.考虑夹层的影响,在第2和第3小层之间建立一个厚度为0.06m的夹层,夹层的孔隙度为第6期 周伟东:复合正韵律厚油层水平井生产动态的影响因素表2 孤东七区西Ng上63+4层正韵律油层开发指标%项 目层位第1段第2段第3段第4段采出程度11.826.443.555.0综合含水率066.491.797.5平均日产油比例 19.319.916.26.0平均日产水比例02.712.114.9平均剩余油饱和度58.549.944.738.42%,对整个储量的计算影响不大 .正韵律油层的开发,一般情况下是底部见水,而上部的采出程度很低.概念模型的计算结果充分反映了这个特征,采出程度、剩余油饱和度的分布特征见表2.由表2可见,正韵律油层底部水淹严重,吸水量比例远远大于上部,而上部的剩余油饱和度远远大于下部,所以上部是挖潜的主要方向 .4.2 夹层表3 不同夹层分布范围下的无因次半径设置及采收率计算结果(底部注水序号无因次半径采收率/%开发时间/a10.7850.814.321.0550.814.331.6051.415.342.6052.116.453.5052.617.764.6053.119.375.3053.520.785.9053.721.5(1夹层大小.在概念模型中设置水平井的水平段为200m,水平井的垂向投影尽可能位于夹层的中央部位,开采过程中从油藏底部实施注水.为了使研究结果具有通用性,夹层大小采用无因次的形式表示:将夹层简化为圆形,其半径与水平井半长之比定义为夹层的无因次半径.夹层的无因次半径设置及采收率计算结果见表3.由表3可见,随着夹层控制范围的增加,模型的采收率增大,开发时间延长,表明夹层面积越大,开发效果越好.因为夹层控制范围的扩大,可有效阻止底部注入水上升.当无因次半径为1.60时,采收率增加的幅度最大,此后增幅逐渐降低而且比较稳定.图2采收率随夹层无因次垂向渗透率变化曲线(2夹层垂向渗透率.在概念模型中设置夹层的无因次半径为3.5.将夹层垂向渗透率Kz与正韵律油层垂向渗透率Kx的比值定义为夹层无因次垂向渗透率,其值依次设置为0,0.01,0.03,0.05,0.10,0.30,0.50等7个等级.将夹层下储层含油饱和度分为高、低2种情况研究夹层的垂向渗透率对水平井生产动态的影响.采收率随夹层无因次垂向渗透率的变化曲线见图2.由图2可见,随着夹层垂向渗透率的升高,采收率不断降低且降低幅度逐渐减小.当夹层无因次垂向渗透率大于0.1时,采收率趋于稳定.该规律表明,夹层的存在能阻止底部水向上部的窜流,且夹层的垂向渗透率越小,效果越好.夹层的渗透性对水平井的液量水平也存在影响.实验结果表明,在夹层垂向渗透率为0时,水平井的产液量最低,而产油量很高;当夹层垂向渗透率不为0时,水平井的产液量较高,而产油量较低.这是因为夹层垂向渗透率越高,油藏供液能力越强,导致产液量较高;同时夹层垂向渗透率越高,对底部水表4 不同水平井段含水率为 98%时的开发效果对比序号水平井段长度/m水平井段无因次长度采收率 /%累计产油量/m313000.5552.12970422500.4552.22904332000.3652.32826741750.3252.32802851500.2752.32725461250.2352.42684671000.1852.4260168750.1452.424978的阻挡作用越弱,含水率相应越高,导致产油量较低.由此可见,夹层的垂向渗透率越小 ,对生产越有利.4.3 水平井段长度为了研究结果的通用性,水平井段长度也采用无因次形式表示 .将剩余油富集区简化为圆形 ,水平井段长度与该圆直径之比定义为水平井段无因次长度 .模型中剩余油富集区域的等效半径定为550m,水平井的水平段长度设置和相应开发指标的对比见表 4.由表4可见,油藏含水率为98%时,水平井段越长,大庆石油学院学报第32卷2008年水平井的累计产油量越大,而整个油藏的采收率却略有减小.这是因为水平井段过长,对周围直井的干扰加剧所致.水平井的水平段越长,在初期相同的采出程度下,油藏的含水率越低.也就是说,水平井段越长,油藏的初期开发效果越好.随着水平段的增加,水平井的累计产油量不断增加,且当水平井段无因次长度大于0.23时,增加的速度减缓;当水平井段无因次长度大于0.36时,由于水平井对周围直井的干扰加剧,致使相邻直井的产油量下降,整个油藏最终采收率降低.因此,水平井段的无因次长度在0.23~0.36为宜.4.4 剩余油富集厚度在原有概念模型的基础上,在油藏顶部设置不同剩余油富集厚度,计算不同厚度的厚油层水平井动态,分为有夹层和无夹层2种情况讨论.不同剩余油富集厚度和计算结果见表5.由表5可见,随着地层厚度的增加,不论有无夹层,油藏的采出程度都在增加;但由于地层厚度增加而引起的采收率增加值却逐渐减小,有夹层的采收率变化幅度略大.如果以每增加地层厚度1m、增加采收率2.0%为标准,对于有夹层的剩余油富集区域,地层厚度在4m以上即可;而对于无夹层的剩余油富集区域,地层厚度至少大于5m才能达到要求.表5 不同剩余油富集厚度下的采收率变化厚度/m有夹层无夹层采收率/%开发时间/a采收率增加/%采收率/%开发时间/a采收率增加/%131.34.022.72.828.04.55.33445.08.53.0536.410.31.8638.012.21.6747.712.00.539.214.01.2结论(1地层细分对比是开发正韵律厚油藏的基础 ,夹层的准确识别和有效利用是开发该类油藏的关键.(2正韵律厚油层的顶部剩余油富集 ,适合水平井挖潜.(3水平井的生产动态受夹层的影响较大 ,夹层范围越大、夹层的垂向渗透率越低,对开发越有利.(4在剩余油富集区域一定的情况下 ,水平井段的无因次长度在 0.23~0.36之间为宜.(5水平井增加采收率的幅度受剩余油富集厚度和夹层的共同影响,如果以每增加地层厚度1m、增加采收率2.0%为标准,对于有夹层的剩余油富集区域,地层厚度超过4m即可;对于无夹层的剩余油富集区域,地层厚度至少应大于5m.参考文献:谢晓庆,丁爱美,姜汉桥,等.复杂小断块油藏水平井井网开发效果研究[J].西南石油大学学报,2008,30(3:102-105.李可峰.敖南油田薄差储层描述与水平井开发的可行性及优化[J].大庆石油学院学报,2008,32(2:47-51.凌宗发,王丽娟,胡永乐,等.水平井注采井网及注入量优化[J].石油勘探与开发,2008,35(1:85-90.庞长英,连军利.水平井直井联合开采低渗透油藏合理井网研究[J].石油天然气学报,2008,30(1:289-291.付学忠,赵斌,郭振莲.塔河油田阿克亚苏区块低渗透层对水平井的影响[J].西部探矿工程,2008(7:108-110.刘月田,周飞,张赟新.特低丰度油层沉积相分布对水平井网开发效果的影响[J].大庆石油地质与开发,2008,27(2:80-83.[7] 张建宁,师国记.永7断块水平井优化调整研究 [J].小型油气藏,2008,13(1:44-48.闫萍.孤岛油田中一区Ng53层厚油层水平井开发效果影响因素分析[J].中国科技信息,2008(6:20-21.王陶,李玉城,雷雨,等.砂岩油藏水平井水驱动态规律研究[J].新疆石油天然气,2008,3(1:67-70.第6期 周伟东:复合正韵律厚油层水平井生产动态的影响因素Abstracts JournalofDaqingPetroleumInstituteVol.32 No.6 Dec.2008Technicalcountermeasuresforimprovingwaterfloodingofheavyoilreservoirsoncomplexfault2block/2008,32(6:56-59SUNChong1,QINLing2,WUGuan2sheng2,SHENZhi2jun3,CAIDong2mei3,CHENGXin2sheng2(1.ExplorationandProductionResearchInstitute,SINOPEC,Beijing100083,China;2.HenanOilfieldCo.,SINOPEC,Nanyang,Henan473132,China;3.InternationalResearchCentreofCNODC,Beijing100083,ChinaAbstract:CharacteristicsofcomplexfaultblockheavyoilreservoirsarestudiedbytakingB123&B124faultblockofGuchengoilfieldinBiyangdepressionasexamples.Ordinaryheavyoilreservoirsoncomplexfaultblockfeatureinsmallfaultblock,irregularoil2watercontact,heavyheterogeneity,highcrudeoilviscosityandlowdisplacementefficiencyetc.Basedonthemechanismsofwaterdriving,thispapersys2tematicallystudiesvariationsofwater2cut,productivityfactor,accumulatedwater2holdingratio,remainingoildistributioninthemiddleandlatestagesofdevelopment.SeveraltechnicalmeasuresarepresentedandappliedtoB123andB124wells,thedevelopmenteffectsareim2proved,pressurearemaintainedathigherlevel,watercutiscontrolled,andoilproductionrateisincreased.Keywords:heavyoil;waterflooding;complexfaultblockProductionperformanceofhorizontalwellatthickoillayerwithcompositepositiverhythmsandanalysisofitsaffectingfactors/2008,32(6:60-63ZHOUWei2dong(1.GasGeochemistryKeyLaboratory,InstituteofGeologyandGeophysicsChinaAcademyofScience,Lanzhou,Gansu730000,China;2.GraduateSchoolofChinaAcademyofScience,Beijing100049,China;3.GudongOilRecoveryPlant,ShengliOilfieldBranchCom2pany,Dongying,Shandong257237,ChinaAbstract:ThethickreservoirsatGudongoilfieldaremainlydepositedbypositiverhythmsandcomplexpositiverhythms,withthecharacter2isticoflargedifferencebetweenwaterfloodeddegreeinlayers.Aimingattheabovefeatures,basedonfineclassifyingrhythmsofthickoillayersandanalyzingdistributionofinterbedsinlayers,combiningwiththedistributionofresidualoilinthickoillayers,conceptualmodelhasbeenestablishedintermsoftheclassicalareaselectedonthestructuralhighpositionof63+4sublayerinthewestofsevenblock,Gudongoilfield.Numericalsimulationtechnologyhasbeenadoptedtosystemicallystudytheproductionperformanceofhorizontalwellinthiskindofoillayer.Theresultsshowthatresidualoilconcentratesonthetopofthepositiverhythminoillayer,andissuitableforresidualoildevelop2mentbyhorizontalwell.Theproductionperformanceofhorizontalwellisimpactedbytheinterbedsofthickoillayers,thethicknessandsizeofresidualoilregion,largerinterbedandlowerverticalpermeabilityarebeneficialtodevelopment.Thearrangementofhorizontalwellhasdifferentthicknessrequirementsonresidualoilregionwhetherexistinginterbedornot.Thelengthofhorizontalwellshouldbesetbythesizeofresidualoilregion,andthenon-dimensionallengthshouldbe0.23~0.36.Keywords:compositepositiverhythm;thickoillayer;horizontalwell;productionperformance;affectingfactorTheflowmodelofthetriple2mediumcompositereservoirsandthetypecurves/2008,32(6:64-67,75CHENFang2fang1,2,JIAYong2lu2,HUOJin3,SHIGuo2xin3,ZHOUGuang2hua3(1.TarimOilfieldCompanyofPetroChina,Kuerle,Xinjiang841000,China;2.SChoolofPetroleumEngineering,SouthwestPetro2leumUniversity,Chengdu,Sichuan610500,China;3.LuliangOperationZone,XinjiangOilfieldCompany,PetroChina,Karamay,Xinjiang834000,ChinaAbstract:Consideringskineffectandwellbornstorage,awelltestinterpretationmodeloftriplehomogeneitymediumradialcompositereser2voirisestablished.ThroughLaplacetransformation,theLaplacespaceanalyticsolutionhasbeenobtainedandconvertedintorealspacebymeansofthenumericalinversion.Intheend,thepressureandthepressurederivativebilogarithmictypecurveshavebeendrawnup.Fromthephysicaltransfusionmechanism,theanalysisofthecurveshapecharacteristicsandtheflowregimedivisionhasbeencarriedout.Theeffectsofpermeabilityratioofinnertothatofouterzones,radiusofinnerzone,inter2porosityflowfactor,storativityratioonpressuretran2sientarediscussed.Theresultsindicates:whenthevalueofthepermeabilityofinnerzoneissmallerthanthatofouterzone,thepressurederivativecurvewilldeclineatlong2timevalues,onthecontrary,thepressurederivativecurvewillgoupwardatlong2timevalues.Theradi2usofinnerzonedeterminesthecomingtimeofpressuretransientreflectingtheeffectofouterpermeability,inter2porosityfactordeterminesthetimeofoccurrenceoftheinter2porosityflow,storativityratiodecidesthewidthanddepthofthehollowonthederivativecurve.Keywords:triple2porosity;compositereservoirs;mathematicmodels;Laplacetransformation;welltestanalysisSomeconstructionsoffatfractalpercolationofporousmedia/2008,32(6:68-70LIHong2bin,QINXiao2ping(1.OilRecoveryPlantNo.2,DaqingOilfieldCorp.Ltd.,Daqing,Heilongjiang1