精细油藏研究提高通块高含水期采收率样本

资料内容仅供您学习参考，如有不当或者侵权，请联系改正或者删除。精细油藏研究提高通61块特高含水期采收率摘要:从精细油藏描述入手,开展了通61断块特高含水期剩余油分布规律及挖潜对策研究。经过油藏工程、数值模拟、动态分析等技术方法,深入开展了油藏剩余潜力研究,基本认清了当前地下剩余油分布状况。开发中应用定向斜井及侧钻井技术、开发测井技术等方法进行调整挖潜实施后,断块开发效果得到了明显的改进,提高采率2.5个百分点,建产能5.7万吨;储量控制程度由50%提高到76%,提高26个百分点。此次调整的成功,对类似油藏高含水后期高效挖潜具有重要指导意义。关键词:通61断块;高含水;剩余油;井网重塑,采收率0引言通61断块含油面积3.7km2,地质储量1808×104t,是1974年投入开发的中央背斜带富集高产断块之一。随着开发的深入,因高含水、井况报废停产井增多,由于长期单向水驱造成平面水淹严重不均衡,水驱油效率低;由于长期长井段、多油层合采、合注,导致层间剩余油分布复杂,治理难度越来越大。因此加强剩余油的研究对进一步改进开发效果提高采收率具有重要意义1、断块特高含水开发期面临的主要问题1.1、现井网对储量控制不充分,造成油藏潜力难以有效发挥一是现井网平面不均衡,断块腰部及低平区储量控制程度不够。区块腰部累积井网密度为40口/km2、采出程度为46.2%,低平区累积井网密度为19.1口/km2、采出程度为40.5%,远低于构造高部位的采出程度48.6%和区块平均水平45.7%;二是井况差,造成井网不完善,储量失控严重。据统计,当前有74口井存在不同程度的井况问题,其中油井50口,造成373×104t地质储量失控,预计可采储量56.1×104t;水井24口,损失水驱储量441×104t,。三是局部有利构造部位、有利沉积相带仍无井控制。根据精细油藏描述结果,当前有9个构造部位、3个有利沉积相带仍无井控制,地质储量41.7×104t,可采储量19.6×104t。1.2、长期强化开采,造成平面及纵向动用不均衡90年以后,为强化上产,加大了电泵、大泵提液,补孔改层措施,在此期间平均每年实施大泵电泵措施15井次,补改措施26井次,再加上井筒腐蚀老化、封卡难度大,造成了区块平面及纵向上动用不均衡。另根据分层采出程度统计结果,沙二4、沙二5、沙二6仍具有相对较大的潜力空间,同时有17个小层、21.5%的储量采出程度在45%以下,有17个小层、50.9%的储量采出程度在45-55%之间,可见,虽然该断块动用程度较高,但层间动用差异较大。2、剩余油研究与分布为进一步提高开发水平,继续保持通61断块稳产,我们以精细地质研究结果为基础,充分利用丰富的开发生产资料、动态监测资料和新井测井资料,综合研究分析油藏水淹状况,定量或半定量描述剩余油分布规律。2.1、地质因素与剩余油分布特点①微构造与剩余油分布特点本次研究了包括沙一段、沙二段共计48个小层的微构造,采取2米等值线间隔加密构造线成图,研究结果显示有利构造部位近17处,与剩余油分布特点匹配后可分为两类,一类是微构造高点是剩余油的富集区;二是构造平台处易形成井间滞流区。②沉积微相与剩余油分布特点通61断块沉积相类型通61断块主要沉积相为辫状河沉积、湖相滩坝砂体和三角洲前缘沉积,不同的沉积微相发育区储量动用程度有所差异,根据以来测试的11口C/O测井资料显示,水淹较强的是辫状河沉积的中心微相带、湖相滩坝沉积下的中心微相带和三角洲前缘沉积下的河口坝核部微相带,这些沉积微相带渗透率高,沉积厚度大,储量动用较为充分;而河道边部、侧缘及过渡微相带这些区域油层相对较薄,渗透率相对较低,水淹相对较轻,储量动用相对较差。如位于断块构造高部位的通61-G19井的S257、S258小层位于辫状河沉积下的中心微相带,其C/O测井资料显示水淹程度较高,油层中上部C/O含水率为91.1％,剩余含油饱和度较低,而同样位于构造高部位的通61-X155井,由于处于水道边缘,水淹程度比较轻,C/O测试资料显示C/O含水率较低,剩余油饱和度61%。由此说明平面上的动用程度仍存在着差异。③砂体发育开启程度与剩余油分布特点由于通61断块不同砂体的形成油气圈闭的有岩性尖灭、构造遮挡两种主要因素,根据能量状况将纵向上各个小层划分为三类:一是大部分为开启型,该类砂体主要是受断层遮挡形成圈闭,含油面积较大,有较强的边水能量供给,生产井表现为能量充分,动液面一般在200m以上,如沙二14、41、56、58,73,76、77等;二是局部开启型,该类砂体主要是受岩性、断层双重遮挡形成圈闭,天然能量相对较好,生产井表现能量存在着差异,在岩性变化带附近、油藏内部的生产动液面一般在300-500m,在靠近边水附近的生产动液面一般在200m左右,如沙二12、沙二31、沙二44、沙二51、沙二53,沙二64,沙二711,沙二72等;三是少数为封闭型,主要是受岩性遮挡形成圈闭,水体发育状况不等,总体能量较差,生产井动液面一般在400m以下,如沙二12,44,52、54,61等。由于历史上长期大段合采合注,开启型砂体能量充分,在生产发挥作用大,动用程度高;封闭型、半封闭型砂体相对动用程度低,剩余油较为富集。④地层倾角与剩余油分布特点由地质综合研究发现,通61断块各砂层组构造比较平缓,地层倾角为0.3—4.5°,这就导致储层的油水过渡带较宽,纯含油高度较小,绝大多数油井含水采油。根据地质院对通61断块沙二53、75小层的地层倾角对油井含水上升的影响所做模拟研究结果表明,当采液速度一定时,地层倾角越小,含水上升速度越快,采出程度越低,开发效果越差,也就是说,大部分可采储量需在中高含水期采出。2.2开发动态与剩余油分布特点①井网、井况与剩余油的分布特点通61断块于地层倾角小,油水过渡带较宽,历史上部署开发井网采取了”顶密边疏”的布井方式,构造高部位井网密度大,井控程度高,而构造腰部、低平区井网密度小,井控程度低,根据近几年投产新井情况以及油井动态监测资料显示,剩余油不但仅存在于构造高部位,构造腰部以及局部构造低部位的低平区剩余油也相对比较富集。另外,因井况问题造成的储量失控区、因套管腐蚀老化等难以封卡有效动用的井层也是剩余油的富集区域。②强化开采及油气重新运移形成的剩余油一是强化开采过后,油气重新运移(见图4-3)形成剩余油潜力。主要是在强采过程中形成高压通道区,停采后形成负压区,造成油水向该区域运移,与有利构造、储层变化带匹配后,形成剩余油潜力区。如通61-90井位于通61主断层构造高点,各主力层都是大泵、电泵强采,生产末期含水都在97%以上,该井于3月扶停,全井下300m3/d电泵,初期日液333t/d,日油26t/d,含水92.2%,到当前累增油2713t。二是强化开采容易形成边水指进大孔道(见图4-4),形成井间滞留的剩余油潜力。如通61-侧斜156井,该井与两侧邻井通61-斜733和通61-21处在同一构造位置,末期沙一33和沙二15含水都在96%以上,于10月该井补孔沙一33与沙二15合采,工作制度95×3×4,初期日液量102t/d,日油6.6t/d,含水93.5%,当前累增油1310t。该井与邻井的井距仅为100米左右。③层间干扰与剩余油的分布特点采液强度与射开厚度的关系产液能力与射开厚度的关系根据油井投产初期射开厚度与采液强度相关曲线(见图4-5)能够看出,随着射开厚度的增加,油井的采液强度不断降低,当油井射开厚度达3-4m时,采液强度最高达40-60t/d.m,当油井射开厚度≥6.0m时,采液强度降低到20t/d.m,因此认为油井最佳射开厚度为3-5m。2.3、利用开发测井解释资料结合生产资料研究剩余油分布特点①剩余油饱和度测井成果统计表显示,由于层间、层内的储层非均质性严重,水淹极不均衡,从而导致储量动用也不均衡。根据自以来断块所测12口井剩余油饱和度测井成果解释结果分析,统计测试层层数145层,厚度561.9米,其中弱水淹层12层60.1m,占总厚度的10.7%,中水淹层23层88.8m,占总厚度的15.8%,强水淹层110层413m,占总厚度的73.5%,由此可见,纵向上受层间渗透率差异等非均质性影响,动用差异大。统计12口井的剩余油饱和度测井结果,分析认为平面上剩余油主要集中构造高部位、构造低平带井间滞留区和有利沉积相带。分析不同构造位置油井剩余油饱和度测井资料,其中中、低水淹层8层30米,占测试层厚度的24.5％、层数的22.9％,表明不同构造位置油井层间动用不均衡。(见表4-4)②新井多功能测井解释经过将断块来新钻的13口新井、侧钻井新井钻遇情况小层归位后能够看出,油层、油水同层主要集中在沙二32、沙二41、2、3、4、5、沙二52、3、7、8、沙二63、4、5、沙二74、6、7等小层。平面上看,能量相对较好的沙二32、沙二41、3、5、沙二56、8、沙二74、5、6、7剩余油潜力集中在构造屋脊一线,而能量相对较差的沙二52、3、沙二63、4、沙二711、2等小层剩余油潜力不但仅集中在构造屋脊一线,构造低平带井间滞留区和有利沉积相带也存在剩余油。3、改进开发效果的具体做法完善的井网是油藏开发调整、剩余油挖潜的基础,根据油水系统、砂体的储层物性及天然能量差异,为充分发挥层间潜力,根据断块新的地质模型,新注采井网的油层组合,将通61断块分为沙一1-沙＝3、沙二4-7非主力、沙二4-7主力三个层系分别完善。沙－1-沙＝3层系工作量:①油井工作量:新钻油井3口,老油井利用8口②水井工作量:新水井下分层1口,大修打塞转注1口,封堵重射后转注1口,利用老水井下分层1口。沙二4-7非主力层工作量:①油井工作量:新钻油井5口,层系归位1口(补孔改层),老油井利用13口②水井工作量:新钻水井下分层3口,封堵重射后转注2口,大修封堵重射后转注2口,封堵重射后扶停注井1口,老水井下分层2口沙二4-7主力层工作量:①油井工作量:新钻油井6口,老油井利用10口。②水井工作量:新钻水井下分层3口,老水井下分层2口经过以上调整后,通61断块共有油井46口,水井19口,油水井数比为2.4:1。4、开发效果评价综合治理后,区块的开发效果大大改进,12月与6月相比,开井数由36口上升到47口,日产油能力由194t/d上升到288t/d,采油速度由0.4%上升到0.59%。油水井数比由当前的6.8:1提高到2.4:1注采对应率由83.6%提高到91.2%。利用水驱法对通61断块采收率预测结果是注采井网不完善时水驱采收率能够达到51.3%,根据开发指标预测结果,利用平移法得出实施调整后采收率能够达到54.2%,比调整前提高了2.9个