呈东西区水驱开发评价及剩余油分布研究

摘要:强化泡沫驱作为三次采油中一项十分重要的技术,由于能大幅度的提高采收率,已成为当前世界各国油田后期开发阶段潜在的重要开发手段。本文对埕东油田西区试验区水驱开发评价及剩余油分布进行了研究,对泡沫驱条件进行了分析和试验区的选择。

关键词:水驱评价;剩余油研究

中图分类号:U455.462文献标识码:B文章编号:1009-8631(2009)12-0070-01

一、概况

1)第一阶段(1976-1978)为投产、完善、产量上升阶段

76年5月全面投入开发,77年5月采用反九点面积井网投入注水开发,产量逐渐上升,阶段末有油井21口,水井8口,日产油564t/d,含水上升到41.23%,年产油达到阶段高峰18.44×104t,采油速度1.64%,阶段产油45.3×104t,采出当时储量的4.02%,日注水平699m3/d。

2)第二阶段(1979-1990)加密调整,强注强采阶段

进入79年后含水上升速度加快,产量有所下降,含水上升率高达20.54%。为此,80年对Ng33层进行了加密调整,由400m井距加密到350m,井网密度由4.13口/Km2上升到5.43口/ Km2,含水上升率降至1.8%,年产油稳定在14.5×104t左右,但83、84年含水上升率又有所加大,分别为6.53%、5.54%,于是85年进行了二次加密调整,井网密度由6.52口/Km2上升到7.93口/ Km2,年产油由14.5×104t上升到86年的16.7×104t,含水上升率降至2.97%。阶段完钻新井49口,转注32口,年注采比最高达到1.52,累积注采比1.07。在强化注水的同时,老井主要措施为引进大泵提液,据产量构成数据统计,该阶段共实施老井措施43井次,当年增油15766t,其中大泵提液29井次,占总措施井次的67.44%,当年增油14171t,占总措施增油的89.88%。89年后, Ng33层进入特高含水开发阶段。

3)第三阶段(1991-1995)为堵水调剖,局部调整阶段

油田进入特高含水开发后,层内部矛盾突出,注入水沿底部大孔道推进,含水上升速度加快,产量递减快,为此91年对Ng33层南块采用冻胶和颗粒堵剂对油水井进行整体堵水调剖,在成功的基础上,92年又采用钠土-HPAM稀体系或浓体系实施油水井大剂量堵水调剖26井次,年产油上升,但进入93年后,调剖效果逐渐消失,93年上半年实施油水井堵水调剖24井次,基本没有见到效果,导致油田开发形势急剧恶化。

4)第四阶段(1996-目前)为特高含水期层系调整、高产稳产阶段

该阶段已历时84个月,采出程度38%,含水达到94.5%,阶段含水上升率0.43%。

5)开发现状

目前,埕东西区Ng331单元开油井34口,日液水平3731 t/d,日油水平205t/d,平均单井日液水平110t/d,平均单井日油水平6.0t/d,综合含水94.5%,采油速度1.0%,采出程度38%。开水井25口,日注水平6464m3/d,月注采比1.72,累积注采比1.6,平均动液面297m。

试验区开油井10口,日液水平1031t/d,日油水平46t/d,平均单井日液水平93.7t/d,平均单井日油水平4.2t/d,综合含水95.5%,采油速度1.4%,采出程度39.5%。开水井6口,日注水平750 m3/d,平均单井日注188m3/d,平均注入压力3.8MPa,月注采比0.72,累计注采比1.5。

二、油藏开采特征

1)中低含水期含水上升快,采出程度低,高含水期后含水上升速度减缓

西区Ng331单元生产历史较长,为注水开发的油藏,表现为稠油高渗透的特征:中低含水期含水上升快,可采储量采出程度低。含水70%以前,只采出可采储量的21%,平均含水上升率达4.1%,含水90%时采出可采储量的27%,阶段平均含水上升率下降到1.6%。特高含水期后含水上升速度进一步减缓,阶段含水上升率降至0.43%,将采出可采储量的40%以上,因此高含水期仍然是稠油油藏的重要采油阶段。

2)平面水淹严重

根据西区Ng331单元目前含水分级统计,正常生产的30口井中,含水小于90%的井有12口,占总井数的40%,含水在90-95%之间的井有4口,含水在95-98%之间的井占总井数的1/3,其余17%的井含水均在98%以上,平面低含水井点分布零星,已难找到纯油区。试验区内,含水低于90%的有4口,占总井数的30.7%,含水在90-95%之间的井有2口,含水在95-98%之间的井有3口,其余4口井含水在98%以上,试验区内平面水淹更严重。

3)油层非均质性日趋严重,大孔道相对发育

西区Ng331单元属曲流河正韵律沉积油层,油层非均质性严重,又经历20多年的注水开发和各种工艺技术实施,油层物性变化十分明显。据南块不同时间完钻的相邻14口井多功能资料统计,投产初期至目前,平均渗透率由1056×10-3μm2增加到2099×10-3μm2,增加了1043×10-3μm2,孔隙度由33.5%增加到36.4%,增加了2.9%,孔道数量越来越多,孔径越来越大。

在埕25-111井组采用硫氰酸氨示踪剂监测结果显示,南部3口油井埕26-121、埕25-121、埕25-104分别22.5-36小时见到示踪剂,水线推进速度分别为140m/d、267m/d和350m/d,而北部的埕25-11井监测62天仍未见到示踪剂。定性分析认为C25-111井周围大孔道相对发育,主要分布在变异系数较大的南部井区。

依靠单纯的提液和常规的堵水调剖或常规聚合物驱油等技术封堵大孔道、发挥低渗层、差油层的作用不理想。强化泡沫体系具有较强的封堵调剖能力,能有效封堵高渗层,发挥低渗层作用。

4)油稠出砂

埕东西区Ng331埋深浅,压实作用低,胶结疏松,加之油稠,整个开发过程显示出砂严重。从目前生产情况看,因为地层出砂导致停产或减产的油井有7 口,影响液量1020t/d,减少油量62t/d,造成水井井下管柱沉砂,不能正常注水的有2口,影响日注450 m3/d。试验区内,因为出砂,2口油井1口水井生产不正常,需要采用防砂技术抑制地层出砂。

三、剩余油分布规律

1)平面剩余油分布

西区Ng331层77年采用反九点井网实施早期注水开发,由于油稠渗透率高,平面水淹严重。但由于油层的非均质性,与老井相比,新井含水比老井低,说明在平面上油层水淹程度不均匀,仍然存在含水相对较低,剩余油相对富集的地区。新井大多在油藏的边部,注水波及程度相对较低,与老井相比含水低的幅度相对较大。

由数值模拟(为方便研究,数模将油层纵向上分为3个韵律段)结果可以看出:储层顶部的采出程度较低,采出程度为19.4%,含油饱和度基本在40%以上,剩余油呈连片分布;储层中部的采出程度较高,采出程度达到41.9%,含油饱和度基本在30～40%之间,剩余油主要分布在西部边角地区;储层底部的采出程度已达到57.5%,含油饱和度基本在30%以下。

2)纵向水淹特征及剩余油分布

埕东西区Ng331单元纵向渗透率分布具有明显的正韵律特点,服从正韵律油层注水开发的一般规律,即从上到下水洗程度逐渐提高,动用程度增大,剩余储量减少。

统计埕东西区Ng331单元近年的吸水剖面资料,油层顶部每米相对吸水量平均4.5%,中下部每米相对吸水量平均20.5%,也证实了正韵律油层剩余油分布特点,即油层中下部水淹严重,剩余储量小,顶部水驱动用程度低,剩余储量大。

根据Ng331层油藏数值模拟结果,原油底部动用程度为57.5%,而第一小层动用程度仅为19.4%。原油动用主要在底部,上部动用程度低,剩余储量大,油层中上部是下一步挖潜的主要层段。作者简介:陈其勇,男,现就职于中国石化胜利油田分公司河口采油厂。