严重非均质油藏二次开发实践与认识

2014-06-27贾云超中石化中原油田分公司采油三厂山东莘县252434

石油天然气学报 2014年11期

贾云超 (中石化中原油田分公司采油三厂,山东莘县 252434)

严重非均质油藏二次开发实践与认识

贾云超 (中石化中原油田分公司采油三厂,山东莘县 252434)

针对胡状集油田严重非均质油藏一类层目前高含水、高采出的开发状况,分析了油藏非均质特征及其剩余油分布特点,特别对韵律层层内隔夹层的识别、展布及层内剩余油分布开展了研究,对剩余油分布类型提出了新的划分方法。依照储层物性相近、剩余油饱和度相近的原则,适当打破原有开发层系进行二次重组开发,实现深度水驱。同时通过注水方式的改变,把原来影响开发的不利因素变成有利因素,从而达到提高储量动用程度、改善开发效果的目的,采收率得到大幅度提高。

非均质油藏;剩余油分布;韵律层;隔夹层

我国目前已开发的陆相主力老油田总体上已进入高含水、高采出阶段。产量占国内总产量的70%左右,仍居于举足轻重的地位[1]。高含水期仍是重要的开发阶段[2],积极有序地推动二次开发,较大幅度地提高注水采收率,已成为需特别关注的当务之急[3]。

胡状集油田位于东濮凹陷西部斜坡带第二断阶带,属典型严重非均质复杂小断块油藏,投入开发近20a。由于储层非均质严重,主力层韵律段发育,注入水沿层内高渗条带突进,层内水驱波及系数低。为了改善油田开发状况,提高采收率,近几年开展了以主力层韵律段为主的二次重组研究与实践,取得了良好较果。

1 油藏地质特征

胡状集油田主要含油层位为沙三中、沙三下亚段砂组。储层属于湖盆边缘扇三角洲水下扇沉积体系,具有重力流和牵引流两种沉积作用,储层平面、层间、层内及微观非均质均较严重。纵向上物性差异大,渗透率级差主要分布在20～100;同一小层平面上由不同沉积微相组成,平面级差主要分布范围10～60;层内矛盾突出并多样化,存在着正韵律、反韵律和复合韵律等层内非均质特征。层内渗透率变异系数0.35～0.99,渗透率级差7.5～1780。

油田平均孔隙度20.4%,平均渗透率177.19mD,地面原油黏度12.05～102.13mPa·s,地饱压差14.6～15.3MPa,溶解气油比44～54m3·m-3。

2 存在的主要问题

油田于1986年投入开发,次年投入注水开发,经历了快速建产、分层系注采完善、综合调整治理等阶段后,针对严重的层间非均质对开发的影响,自1996年以来开展以胡12块、胡7南、胡5块3大主力块为主的重组细分[4]及以井组为单元的精细注采调整,实现了原油产量稳定,递减得到了较好地控制。目前综合含水92.9%,已进入特高含水开发阶段,在开发中暴露出诸多问题,主要表现在以下2个方面。

1)一类层高含水,采收率低主力区块一类层累计水驱控制程度94.5%,动用程度82.2%,目前水驱控制程度65.4%,动用程度47.8%,综合含水已达96%,采出程度为29.91%。平面水淹严重、层内波及系数小,开发效果较差。主要原因一是层内高渗条带发育,水驱波及系数小;二是平面剩余油分布零散,平面调整潜力较小;三是部分一类层注采井网损坏,目前水驱控制及动用程度低。

2)重组细分后二、三类层得到有效动用,层间调整余地变小重组细分后大部分二、三类层得到有效动用,在此基础上针对仍未得到有效动用的部分砂体,开展精细注采调整,层间动用状况得到进一步改善,大部分二、三类层逐渐水淹高含水。从近几年饱和度测试情况来看,二、三类层1、2级水淹厚度占到了76.4%,层间调整的潜力逐渐变小。

3 剩余油分布规律

3.1 剩余油分布历年变化状况

通过2002年、2007年及2012年胡12块、胡7南块剩余油分布状况对比可以看出,随着水淹面积的扩大,高含水储量比例增加。由于层内非均质性造成相对中、低渗条带剩余油所占比例明显增加,由2002年的28.7%增加到2012年的49.3%。特别是一类层由38.7%增加到64.7%。该类储量的调整挖潜应该成为下步治理的主要对象。

3.2 剩余油潜力类型

考虑剩余油分布特点及储层特征,对剩余油进行重新划分。共分为复合韵律层内剩余油、简单韵律层内剩余油、滞留区及构造型剩余油、连片分布相对差油层型剩余油及物性差难以水驱型剩余油5种类型。从调查结果 (表1)看复合韵律层内剩余油剩余可采储量占30.5%,简单韵律层内剩余油可采储量占19.2%,因此层内剩余油是高含水期油田开发的挖潜重点。

表1 胡12块、胡7南剩余油分布潜力表

4 二次开发的主要做法及效果

4.1 通过二次重组,实现高含水储量深度水驱

4.1.1 复合韵律层层内剩余油的挖潜

利用电测、动态监测资料、取心资料等对复合韵律段进行隔夹层识别、划分,搞清其平面、纵向发育规律。利用监测资料、动态分析资料等结合隔夹层的展布规律进行复合韵律段剩余油定量描述,按物性相近、剩余油饱和度相近的原则将隔夹层明确、水淹相对较弱、潜力较大的韵律段利用未射孔井潜力段补孔、挤堵重炮、下4in套管等措施进行二次重组开发,提高采收率。先后试验复合韵律段挖潜15井次,平均单井日增油2.2t(表2)。通过韵律段挖潜取得了一定的较果,但单独采一个厚度极小的韵律段,必然造成单井控制储量低,产能低,有效期短,效益差,而其他储层储量无法控制,油藏稳产基础薄弱,递减控制难度大。因此,可以将层段相近、物性相近的一类层储层韵律段组合在一起开发,实现储量动用最大化。

表2 复合韵律段挖潜试验效果表

4.1.2 简单韵律层层内剩余油的挖潜

在层间、平面剩余油研究的基础上,结合沉积微相,针对不同相带发育特点,对剩余油饱和度较高且纵向上叠合性较好的区域,以井组为单元,打破原主力层开发层系,在注采井网优化配置的基础上,油井适当放大生产压差。先后试验简单韵律层纵向上组合5井次,平均单井日增油2.0t,综合含水由96.8%下降至92.6%(表3)。

表3 简单韵律层纵向上组合试验井效果表

4.2 以层间细分注水为基础,适当放大生产压差

以层间细分注水为基础,适当放大生产压差,是改善层间动用、提高采收率的一种有效途径。多层IPR曲线显示,在井底流压越小的情况下,启动的层就越多,其产液能力越强,放大生产压差,都可以提高产量。但含水变化受储层含油饱和度及小层压力影响,当高压高含水层、低压油层生产时,提液可以提高产量并且控制含水上升;高压油层、低压高含水层,提液可以提高产量,但含水会随之上升[5]。胡状集放大生产压差绝大部分生产井含水下降,证明剩余油富集的小层多为低压层,放大生产压差后能够提高产量并控制含水上升。先后放大生产压差提液10井次,平均单井日增油1.3t,综合含水率由97.5%下降至96.7%(表4)。

表4 提液井放大生产压差井效果表

4.3 合理优化注水政策,夯实油藏稳产基础

原来油藏开发,注水主要考虑两个平衡,但对于非均质严重且已进入特高含水开发阶段的胡状集油田,除考虑两个平衡外,还要考虑通过注水方式的改变,把原来影响开发的不利因素 (层内微观及层间非均质)变成有利因素,从而达到提高储量动用、改善开发效果、提高采收率的目的。近几年通过开发实践、探索,总结出了一种根据单井储层发育特征及开发特点,以井组为单元的 “合理优化注水”方法,其流程如图1所示。通过该方法,可以最大限度地实现井组稳产,提高井组储量的动用程度,从而达到提高油藏的动用程度,实现油田的稳产。