乍得Bonger盆地Ronier C-1块开发方式研究

2010-08-15田大亮中国石油集团长城钻探工程有限公司地质研究院

石油石化节能 2010年12期

田大亮 (中国石油集团长城钻探工程有限公司地质研究院)

田大亮 (中国石油集团长城钻探工程有限公司地质研究院)

根据Ronier C-1块现有地质资料,通过对区块地质特征进行分析、对油品性质进行重新分析化验、对区块地质储量进行评价以及建立地质模型和开展数值模拟等工作,确立了初期利用天然能量开采、适时转入常温注水开发的开采方式,并对布井方式、井网、井距、注水时机以及采油速率进行了优化选择。

断块地质建模数值模拟开发方式注水时机

Ronier C-1块位于乍得南部Bonger盆地。2003年中国石油集团勘探开发公司 (CNODC)开始在Bonger盆地进行风险勘探,2004年以来先后在6口探井上获得重要油气发现,2008年下半年开始加快了Ronier区块的勘探开发步伐。

1 油藏地质特征

区域上Bonger盆地作为一个典型裂谷盆地,研究区位于Mimosa构造带上,白垩纪时期,在拉张环境下产生了近东西向的断陷盆地。Ronier C-1块的整体构造形态为一个小型断裂背斜,北部边界受一条近东西向三级断层所控制,其他方向受到四级断层的封闭,形成独立的一个小断块。

该区块主力含油层位为Ronier组,油藏埋深600～788 m,平均油层有效厚度9.1 m,平均孔隙度为21.9%,平均渗透率为654×10-3μm2,综合评价为中孔高渗储层。地面原油密度0.944 6 g/cm3,黏度 (50℃)374.1 mPa·s,凝固点-23℃,含蜡量3.65%,胶质、沥青质含量40.72%,地层水型为NaHCO3型。区块含油面积4.07 km2,石油地质储量 327.71×104t,储量丰度为80.521×104t/km2,属于有自然产能、低丰度、中深埋藏、小型稠油油藏。

根据区块6口油井21个层位的实测压力、温度资料分析,油藏中深压力为6.7 MPa,压力梯度为0.98 MPa/100 m;油藏中深温度为50.8℃,温度梯度为3.3℃/100 m。

2 试油试采分析

区块只有 Ronier C-1井试油,共试油3层,试油井段734.0～770.5 m。2008年7月1日射孔,射孔厚度23.9 m/6层;7月9日采用螺杆泵求产,累计产液35.5 m3,累计产油31.3 t。

本次研究依据Ronier C-1井地层测试、螺杆泵求产资料,分别计算了二开、三开流动期间产量及螺杆泵求产时在流压相对稳定的两个工作制度下的产量,确定了生产压差。利用不同工作制度下求得的产量与其生产压差进行线性回归[1],得到相关系数为0.98,说明回归结果较可靠,求得该井的采油指数为11.4 t/(d·MPa)。

3 储层地质建模

针对Ronier C-1块建立了全定量化的储层地质模型[2],为开发提供了合理的地质静态模型。按照沉积单元划分将油藏划为13个小层,根据地层厚度,采用在顶底构造形态的约束下计算各小层顶底构造面的方法来建立精确的三维框架模型。

经过小层细分层之后,区域平面网格步长50 m×50 m,纵向网格步长按照各个沉积单元最小单砂体厚度划分为0.3 m,网格节点115×45×241=1 247 175。经过岩相建模、属性建模和地质储量计算对比,地质模型能够合理地代表Ronier 3个油藏的实际物性和流体分布。

在此基础上进行了模型粗化。粗化网格平面网格步长为50 m×50 m,纵向网格则以小层为单元。为了对比不同网格步长带来的影响,做了两套粗化网格:①平面网格步长50 m×50 m,垂向根据沉积单元的划分,定义23个单元,总网格数809 760个;②平面网格步长100 m×100 m,垂向根据沉积单元的划分,定义23个单元,总网格数156 240个。

对粗化后的模型进行储量计算,验证粗化场数据的合理性。输出粗化的模型,为油藏数值模拟提供参数场。

4 油藏数值模拟

网格划分采用与地质建模统一的网格大小,即50m×50m,纵向上则根据各个井区小层划分的不同,将每个独立的小层作为一个模拟层。平面上划分成139×240个网格。纵向上划分为23层,其中含油小层11层,模型网格总数为 767 280个。Ronier油田原油性质、高压物性参数均采用在油藏特征研究部分所确定的数据。模拟相渗曲线则根据各个小层渗透性的不同选择使用不同的曲线[3],均采用同层位Ronier 3井油层所测的相渗曲线。

5 油藏工程设计

5.1 开发层系确定

由于Ronier C-1块平均油层有效厚度只有9.1 m,不具备细分开发层系条件,所以确定采用一套层系开发。

5.2 开发方式优化

为了确定区块最佳开发方式,进行了天然能量开发、天然能量-常温注水开发、天然能量-注热水开发、天然能量-蒸汽吞吐开发、天然能量-蒸汽吞吐-蒸汽驱开发等多种开发方式可行性研究,从经验公式、数值模拟研究等多种研究结果得出结论:依靠天然能量开采采收率只有9%,满足不了油田开发的需要,因此需要补充地层能量。天然能量-常温注水开发采收率为25%,天然能量-注热水开发采收率为28.9,天然能量-蒸汽吞吐开发采收率为16.8%,天然能量-蒸汽吞吐-蒸汽驱开发采收率为34.7%。综合考虑油藏地质条件、原油物性特点、开采技术的难易程度、工艺设备、地面管网建设等,确定Ronier C-1块的开发方式为初期利用天然能量开采,适时转入常温注水开发。

5.3 布井方式及井网、井距选择

本着有利于吸水剖面的调整、提高水驱控制程度的原则,选择直井布井方式。

本区属于整装的岩性构造油藏,油层分布相对稳定,但是非均质性较强,为了便于后期调整,确定采用正方形、反九点注采井网。

合理的井网密度直接关系到油藏的水驱控制程度、水驱采收率及采油速率。一般来说,井网密度越大,水驱采收率及采油速率越高,但是井网密度增大会造成建设投资增加,因此井网密度的选择应以经济效益综合评价的结果为准则。在利用经验公式法、李道品法、类比法和数值模拟法进行综合比较后,优选的合理井距为250 m。

5.4 注水时机选择

选择注水时机总的原则是从提高产油量的观点出发早期注水,开发注水的最优时机主要考虑压力因素;最合理的地层压力是略低于原始饱和压力,因为这时地下原油黏度最小,有利于提高流度和体积涉及系数,因此油井产能最高。此外从提高采收率的观点出发,油层压力可以降至较低水平,允许油层在溶解气驱下开采一段时间,因为自由气饱和度有利于注水驱油饱和度的增加。通过数值模拟,分别对在原始压力、饱和压力、下降到饱和压力80%～90%时转入注水时机进行了研究。数模结果表明,地层压力水平保持在饱和压力到饱和压力90%之间时转入注水开发生产效果最好。

5.5 采油速率

合理的采油速率是指在合理的注采井网、合理的注采系统、现有的工艺技术条件下,能充分发挥油井的采油能力和注水井的注水能力,不降低油藏的水驱油效率,达到较好的开发效果。其经济效益最优,同时考虑一定的抗风险能力。

对于水驱开发砂岩油田,采油速率是否合理是一个十分重要的问题。在开发中如果采油速率过高,平面和层间矛盾加剧,油藏最终采收率低;反之,如果采油速率偏低,则不能满足国家对采油速率的要求,亦不能发挥油藏潜力。利用数值模拟技术进行了15、20、25、30、35 t/d的采油速率分析和研究,以确定断块的合理采油速率。从不同采油速率的开发指标对比来看,采油速率过高,含水率上升较快,采油速率过低,单位生产时间内采出程度较低,因此确定水驱单井日产在10～15 t/d较为适宜,折算采油速率为2%左右。