南八仙油田试注水效果评价及改善开发效果调整

杨银山 陈浩军

(1.中国石油青海油田公司冷湖油田管理处 甘肃敦煌) (2.中国石油测井有限责任公司长庆事业部 陕西 高陵)

南八仙油田试注水效果评价及改善开发效果调整

杨银山1陈浩军2

(1.中国石油青海油田公司冷湖油田管理处 甘肃敦煌) (2.中国石油测井有限责任公司长庆事业部 陕西 高陵)

以地质研究为基础,开展南八仙油田N22、N12、N1主要层段试注水效果评价,通过对主力区块试注水井影响注水因素分析,揭示注水开发过程中存在的主要问题,通过油藏合理的经济方案指标计算,结合油藏潜力评价,提出了改善油田开发效果调整意见。

试注水;效果评价;改善;调整

0 引 言

南八仙油田勘探开发简况:1955年发现了南八仙构造,并在N22层段获得工业油气流,从而发现了南八仙油田。1999年开始大规模原油试采,2001年10月开始天然气试采,2005年开始先后对7口井试注水。截止2010年12月底,南八仙油气田已钻井96口,其中投入试采井73口。

1 地质特征

自中生代末以来,研究区基本上处于沉降、沉积阶段,除了基底与中生界、中生界与路乐河组、路乐河组与干柴沟组、油砂山与狮子沟组、狮子沟组与七个泉组之间存在明显的不整合外,其它地层之间基本为连续沉积,主要为一套陆相碎屑沉积地层。南八仙地区的地层除基底外共划分出8个地层组。侏罗系小煤沟组、古-新近系的路乐河组、下干柴沟组、上干柴沟组、下油砂山组、上油砂山组、狮子沟组和第四系的七个泉组[1]。

2 油藏试注水效果评价

南八仙油藏从2005年开始先后在主力产油区投转注水井7口,通过注采分析,有以下几点认识。

2.1 试注水井吸水能力强,吸水状况基本稳定

油田注水开发初期,为了满足水井配注要求,将注水井井口注水压力由初期的11.6 MPa上提到14.7 MPa,日注水量基本保持在30 m3/d左右,视米吸水指数由0.34 m3/d.MPa.m下降到0.24 m3/d.MPa.m。通过5年多的试注水工作,目前的7口注水井中只有5口井能够正常注水,2口井由于注水压力逐渐升高而注不进去水。通过分析,储层物性差是导致仙13、仙中13井注不进水的主要原因。

2.2 受储层物性影响,层间吸水差异大

对比7口井的试注水层段物性参数,两口关停井仙13、仙中13井射孔段渗透率均在10 mD以下,而其余5口正常注水井平均在20 mD以上。通过测井资料表明,南八仙油藏纵向砂体层数多,砂体间物性差异大,因此导致注水过程中的层间吸水差异大。图1是仙中8井吸水剖面图,图2是仙105井吸水剖面图。如仙中8井试注水的Ⅱ-4-3和Ⅱ-4-7,储层渗透率分别为73.99mD、12.29 mD;通过吸水剖面测试发现,Ⅱ-4-3小层吸水性好,Ⅱ-4-7小层吸水性较差。同时注水井随着注入时间的延长,注水压力逐渐升高,小层吸水性明显下降,如仙105井随着注水时间延长,物性最差的Ⅱ-6-8小层逐渐不吸水。

图1 仙中8井吸水剖面

2.3 井间连通性差,导致注水不见效

南八仙油田由于受到断层复杂化作用,储层连通性变差,通过压力监测和干扰试井,部分注水井和受益井之间有断层存在,基本处于不连通的状态[2];目前的

图2 仙105井吸水剖面

5口正常注水井有3口通过干扰试井表明,注入层位与周围生产井不连通,导致注水井组见效慢或者注水不见效。正常注水井对应油井产状变化见表1。

2.4 流体相态转化、气体反凝析产生储层伤害,导致注水不见效

通过对南八仙油田高压物性取样分析,南八仙油田属于凝析油气藏。对于凝析气而言,随着地层压力的降低,气体反凝析析出凝析油[3],由于凝析油数量较小难以形成连续相流动,倾向于以分散相分布于孔隙吼道处,造成地层渗透率降低,而油和气体流度的差异,导致气体更加易于产出,表现为注水难以受效。

表1 正常注水井对应油井产状变化表

3 存在的主要问题

3.1 层间、井间开采差异大,产液结构不合理

南八仙油田先后投入试采井73口,年产油3.3×104t,采油速度0.3%,累计采出原油31.44×104t,综合含水39.9%,采出程度2.81%。为主产层,年产油占全油田的76.2%,N1年产油25.8%,目前储量没有动用。

通过几年的开发试验,南八仙油田单井产液结构两极分化严重,低产低效井及产量大于2 t/d油井各占1/3,井间开采差异大。单井产量大于2 t/d的油井主要集中在油田构造的东西的仙3、仙8区块。

南八仙油田单井产状分级柱状图如图3所示。

图3 南八仙油田单井产状分级柱状图

3.2 地层能量不足,地层压力保持水平低

南八仙油田浅层天然能量包括边底水驱动能量、弹性驱动能量、溶解气驱能量和重力驱能量。由于构造平缓重力驱采油速度很小,采收率低可忽略不计,本次主要分析前三种能量。采用零维模型计算弹性驱采收率公式:Boi/Bb

计算结果见表3,由于地饱压差小,弹性采收率低,仅为1.9%。

溶解气驱采收率采用经验公式计算:

表3 南八仙油田弹性采收率计算

计算结果见表4,溶解气采收率为10.7%。

表4 南八仙油田溶解气驱采收率计算

对于边底水驱动能量评价,本次采用了三种方法。

1)首先采用容积法:Vw=100ΦAH-Vo计算了水油体积比为1630.4,反映南八仙油田水体较大。

2)采用稳态流法计算水油体积比为97.8,说明水体具有一定的驱动能量。

3)非稳态流法:We=Br∑ΔPeQ(tD,rD)计算了水侵速度与采液速度之间关系,二者比值基本在1.5左右,说明南八仙油田水体较大,具有一定的边底水驱动能量。但受断层封闭作用影响,需要补充能量。目前平均地层压力系数0.75,主产区仙8压力保持水平低,南北两翼压力保持水平高。

3.3 油层连通程度低,目前井网适应性差

根据研究对比发现,南八仙油田砂体连通率最高的只有46.1%,最低的在20%～30%,个别小层砂体不发育,没有井控制。全油田连通率为29.8%,其中单向连通占97%,双向连通只有3%,说明目前井网对砂体控制程度很低[4]。

4 改善开发效果治理意见

在油砂体及剩余油研究基础上,依靠整体或局部加密,结合注采关系调整,充分考虑加密井与原井网协调关系。配套相应措施,最大限度动用地质储量,提高采油速度及最终采收率,从根本上改善油藏开发效果,实现经济合理开发。

合理中网密度是盈利最大时的井网密度,极限井网密度是盈利为零时的井网密度[5]。根据极限井网密度计算在油价为40美元/桶条件下,经济合理井网密度为14.39口/km2,经济极限井网密度为18.91口/km2,采用加三分差法,综合井网密度为15.9口/km2,加密井数22口,注采井距180 m。

根据单井极限可采储量与单井平均(初期)日产油量经济极限计算结果表明:在40美元/桶油价下,单井增加可采储量0.55万吨,平均单井日产2.5 t/d,初产3.0 t/d。

调整部署及目标[6]:

1)以Ⅰ、Ⅱ类油砂体为主,兼顾Ⅲ类油砂体,井网控制程度提高到70%以上,其中对于Ⅰ、Ⅱ类油砂体提高10%。

2)以仙3、仙8区块为重点,以井网未控制和滞留区所形成的剩余油为主要调整对象,兼顾其它类型。

3)区块含水下降5%以上,最终采收率提高5%以上。加密井平均单井增加可采储量0.6万吨以上,日产油大于2.5 t/d,1%采油速度稳产2年以上。

5 结束语

南八仙油田通过井网进一步调整加密可以有效提高砂体的控制程度,可以改善油藏的注水开发效果。在具体的实施过程中,应根据不同断块油气砂体的连通情况和剩余油的富集程度有所调整。

[1] 颉永琛,谢孟毅.南八仙油田井网适应性研究(内部资料),2008

[2] 宋彦海,温灵祥.南八仙油田仙8区块数值模拟(内部资料),2008

[3] 张方礼,张志昌.高凝油油藏地质与开发[M].北京:石油工业出版社,2007

[4] 寇福德,张永梅.南八仙油田油藏特征认识及下一步开发建议[J].青海石油,2007,25(4)

[5] 刘春枚,刘 刚.水驱油田开发后期井网密度的确定[J].新疆石油地质,2008,29(5)

[6] 韩乾凤,晁吉俊.试电阻增大率在南八仙油气田油气水研究中的应用[J].测井技术,2006,29(5)

Evaluation and adjustments of trial-injection water to improve the oilfield development effect in Nan Baxian oilfield.

Yang Yinshan.

The evaluation on trial-injection water is based on the geological studies of main layer in N22,N21,N1 reservoir in Nanbaxian oilfield.The analysis of the factors that affect injection water on injection well in main block reveal the main problems in the process of water flooding.The writer brings forward the adjusting suggestion to improve the producing effect by calculating reasonable economic program targets and assessing reservoir potential.

trial-injection water;Evaluation of effect;Improvement;Adjustment

TE357.6

B

1004-9134(2011)04-0049-03

杨银山,男,1974年生,地质工程师,1998年毕业于重庆石油高等专科学校石油地质专业,现在青海油田公司冷湖油田管理处从事开发地质研究工作。邮编:736202

2011-07-05编辑高红霞)

PI,2011,25(4):49～51

·方法研究·