低渗透油田高含水开发期剩余油分布类型及挖潜技术

2011-08-16姜东华

长春工业大学学报 2011年4期

姜东华

(吉林油田公司新民采油厂地质研究所,吉林松原 138000)

0 引言

民3区块位于新民油田西垒,控制面积6.89 km2,控制地质储量485.27×104t,是被3条断层遮挡相对独立的构造,属于岩性断块油藏。

目的层为下白垩系泉四段和泉三段上部的扶余及杨大城子油层,油层深度1050～1400 m,含油井段160 m,共划分5个砂组16个小层。主力油层为6,7,8,9,11,12小层。储集层为低孔、低渗、非均质性强。砂岩平均孔隙度为15.2%;砂岩平均渗透率为5.4毫达西;砂岩内非均质系数层内9.6,层间5.6。

经历21年的注水开发,民3区块已进入中高含水开发期,综合含水已达到72.1%,控水稳油难度极大,“评价剩余油、挖潜剩余油、实现区块稳产”成为区块目前主要研究任务。

1 确立的研究思路

针对目前区块存在的问题,在油藏描述的基础上,精细单砂体研究、确立静态连通关系、落实单一流动单元;开展分层评价、确立分层产出及潜力状况;综合应用各项监测资料认清水驱规律、剩余油方向;采取动态分析法、油藏监测法、数值模拟等技术方法研究中高含水开发期剩余油分布规律,采取有效办法调整挖潜,实现区块控水稳油。

2 剩余油分布类型及挖潜对策

动静态资料如图1～图3所示。

图1 测井曲线二次解释

图2 建立的储层模型

结合图1～图3综合评价,低渗油田中高含水开发期剩余油分布于构造高部位、砂岩边部,局部注采井网不完善区域,在高含水油井内部主要存在于层内、层间局部低渗透层段,如何挖潜这部分剩余油潜力,提高油藏采收率,将是区块综合调整的主攻方向。

2.1 构造高部位剩余油

油田注水开发21年来,水线的沟通,初期各油区构造图是以油组为单位做标志层顶面(底面)构造图,且做图比较小,而在实际开发中,目的层通常在标志层下部,且有一定距离。因此,标志层构造图往往不能反映目的层局部构造特征,如断层位置、局部构造高点等。而在开发后期,断层附近、局部构造高点正是剩余油富集区,也是调整挖潜的潜力区。

2.1.1 断层附近剩余油

受断层控制的构造油藏,线性井网注水后,东西向水井沿裂缝沟通,水线条带状沟通,断层的遮挡作用,使断层附近有剩余油,对于处于断层上升盘的构造油藏,越往下圈闭面积越大,就会发现油井与断层之间有构造高点存在,结合调整加密井,可获得很好的效果。针对此构造存在剩余油,2008年11月投产油井3口,2011年6月产量为8.1/5.3 t,累计产油4509 t[1-2],如图4所示。

图3 民3区块油水分布规律

图4 民3区块2008年投产新井生产柱状图

2.1.2 构造高点剩余油

地层成岩过程中,由于差异压实作用,在地层内部砂岩加厚的地方,砂岩顶面往往在局部形成微构造高点,同时,由于重力分异作用,剩余油往往集中在构造高点,使其在油田开发后期成为剩余油富集区,示踪剂监测资料、剩余油分布曲线证明此区域确实存有一定剩余油。对区块构造高点的10口油井压裂改造,单井增油200 t以上,当年累计增油2000 t以上,如图5所示。

图5 民3区块构造高点油井压裂生产曲线

2.2 高含水油井层内存在剩余油

低渗透油田民3区块控制油井140口,根据油井生产历史动态分析,综合数据模拟结果证明,民3区块水淹储量主要分布在Ⅲ,Ⅳ砂组的10,11,12小层,10,11,12小层油层厚度21.2/6.7 m,物性好,水驱控制及动用程度高,采出程度超过30%,剩余地质储量为337.1104万 t,占民3区块地质储量的70%左右,储量基数大,按最终采收率 41.3%计算,剩余油可采储量为53.8104万t,同时由于层内非均质影响,主力层内水驱油效率差异较大,如何有效挖潜主力、高含水油层剩余油,提高采收率是下步工作重点。具体见表1和图6所示。

表1 民3区块分层产量统计表

图6 民3区块采出程度与含水关系曲线

1)采用Khρo三参数法和小层产量贡献系数法进行定量评价确定目前主要产出层[3-5]:

①采用Khρo三参数法具体计算小层三参数百分数Boi:

Ki——i小层渗透率,mD;

Hi——i小层厚度 ,m;

ρoi——i小层含油饱和度,小数。

②采用小层产量贡献系数法:

式中:Boit——小层目前产量贡献系数,小数;

Si——小层分布面积分数,小数;

fi——小层目前含水率,小数,由分层测试资料确定;

Qoit——小层目前平均日产油,t/d,由分层测试资料确定。

两种方法评价结果的总趋势相近,新民油田民3区块目前的主力出油层为10,11,12小层。

2)利用碳氧比(图7)、动态监测资料(见表2)评价水淹层10,11,12小层存在大量剩余油,是挖潜主要方向。

图7 民3区块碳氧比曲线

表2 民3区块分层产液情况

低渗透油田民3区块在2009年对油井+13-6和+13-8进行碳氧比监测,监测结果证明,Ⅲ,Ⅳ砂组的10,11,12小层虽然含水较高,但有一定的剩余油,其中油井+13-8在2010年3月测产液剖面,全井产量9.2/2.2 t,10小层产量1.5/0.4 t,含水 73.3%,占全井产量 16.3%;11小层产量3.5/0.6 t,含水82.8%,占全井产量38.1%;12小层产量 3.4/0.9 t,含水73.5%,占全井产量37.0%。从各项监测资料评价,Ⅲ,Ⅳ砂组的10,11,12小层含水在70%以上,虽然含水很高,但仍是主要的产出层,产量占91.3%,是区块剩余油挖潜的主要方向[6-8]。

3)针对高含水油井层内存在的剩余油采取周期注水调控和调剖两种方式,有效提高了区块的开发水平。

应用综合资料评价高含水油井层内存在一定剩余油,但水洗程度高,为了有效挖潜高含水层内剩余油,使地层压力在合理的范围内恢复,有效保护油水井井况,实现区块的良性开发,采取周期注水政策、调剖挖潜措施,全面提高区块开发水平。

①针对6种状况,对全区的42口水井进行周期注水,民3区块周期注水调控的类型见表3。