太平油田沾14东块开发状况及挖潜措施
2014-12-10王丽萍苗海芸东胜河口公司山东东营
王丽萍 苗海芸(东胜河口公司 山东 东营)
沾14东块位于山东省东营市河口区太平乡境内,构造位置位于渤海湾盆地济阳坳陷义和庄凸起的东部,南接邵家洼陷,西为义和庄凸起主体部位,北为义北斜坡带和郭局子洼陷,东邻四扣洼陷,是一个被生油洼陷所环绕的上第三系潜山披覆构造带。总体上具宽缓的鼻状构造特点,区内无明显断层。坡度小于2°-3°,埋藏深度在1300米左右,北东低,西南高。目的层段馆下4、5砂组,含油面积6.2km2,探明地质储量398×104t。
一、沾14东区块概况
1.构造特征
2.油藏基本特征
沾14东为受潜山基岩面控制的油水分异差、具有一定边底水能量的常规稠油、层状油藏。该区砂岩埋深浅,胶结疏松,储层物性好。据岩心常规分析,孔隙度为30%,渗透率为1334*10-3μm2。残余油饱和度22.9%。
原油密度0.926-1.0187g/cm3,粘度 135-11812mPa·s,凝固点-16℃-28℃之间,属于高粘、高密、低凝固点油藏。纵向上,自下而上原油变稠,密度增大;平面上,南稀北稠、东稀西稠。
二、开发历程及现状
1.开发历程
沾14东区1985年投产,1994东胜公司年接管,采用350米方形井网一套层系天然能量开采,截止到2013年6月,先后部署投产新井21口,从开发曲线来看研究区经历了六个阶段:
接管至2000年9月为含水快速上升期,2000年10月到2003年12月为含水缓慢上升期,2004年1月到2008年9月为相对稳定期,2008年7月到2010年4月为产量递减期,2010年5月至2011年新井投产,产量上升,2013年1月至今,含水上升,老井递减,产量下降。
2.开发现状分析
该区总井数37口,回灌井4口,油井33口,开井25口,区块日液水平317.4吨,日油35.5吨,单井平均日液12.7吨,日油1.5吨,累计产油37.5045万吨,综合含水88.8%,已进入高含水采油阶段。
三、开发效果评价
1.产能变化规律
从产能变化曲线来看,研究区老井年自然递减和月自然递减均遵循指数递减。
年产量变化在LgQ-t坐标中呈现较好的直线关系,说明该区块年自然递减符合指数递减的规律,处于递减阶段的中期,回归直线方程:
对比指数递减公式:
年递减率D0=0.057/0.4343=13.12%。
月产量变化在LgQ-t坐标中呈现较好的直线关系,说明研究区月递减符合指数递减的规律,回归直线方程:
对比指数递减公式:
2.地层能量评价
该区原始地层压力13.39MPa,饱和压力12.27MPa,地饱压差1.12MPa。2010-2013年测压资料显示,地层压力在12.46-13.07之间,压降值在0.32-0.93之间,但从动液面变化曲线来看,液面下降明显,平均月下降速度为3米,为保证单井产量,可以考虑注热水开发。
3.储量动用程度评价
截止2013年6月,研究区累计采油37.5045万吨,采出程度9.4%采油速度0.34%。依据综合含水,通过甲型水驱曲线计算,研究区可采储量66.74万吨,采收率可达到16.77%,剩余可采储量29.34万吨。为了进一步了解储量动用状况,本次研究对主力层储量动用状况进行计算。
(1)45+6小层储量动用评价
45+6小层,地质储量110万吨,截止2013年6月,累油11.3万吨,综合含水90.67%,采出程度10.38%。
依据目前生产状况,根据甲型水驱曲线理论公式,取极限含水率98%,计算45+6小层的水驱可采储量16.9121万吨,采收率15.37%,可采储量采出程度67.56%,剩余可采储量5.6121万吨。
(2)51小层储量动用评价
51小层,地质储量49万吨,截止2013年6月,累油7.1337万吨,综合含水93.8%,采出程度14.56%。
依据目前生产状况,根据甲型水驱曲线理论公式,取极限含水率98%,计算45+6小层的水驱可采储量9.23万吨,采收率18.84%,可采储量采出程度77.29%。剩余可采储量2.0963万吨。
(3)52小层储量动用评价
51小层,地质储量34万吨,截止2013年6月,累油4.12万吨,综合含水92.1%,采出程度12.12%。
依据目前生产状况,根据甲型水驱曲线理论公式,取极限含水率98%,计算52小层的水驱可采储量6.199万吨,采收率18.23%,可采储量采出程度66.462%,剩余可采储量2.079万吨。
从主力小层的储量动用程度来看,沾14东垂向储量动用程度差别不大,主力层采出程度均大于10%,52小层相对较高,采出程度14.56%,45+6小层相对较低,采出程度10.4%。
四、下一步挖潜措施
1.调整开发方案,完善注采井网,提高储量动用程度
从历年开发曲线看,沾14东产量递减严重,由2013年1月日液能力469吨,降至6月日液能力317吨。从工况分析来看,开井25口,供液不足的井9口,其中包括2010年后投产两口新井,占总井数的40%,动液面下降明显,平均月下降速度为3米。从累积地下亏空来看,2010年来沾14东以每月1.16747万方的速度增加,综合来看研究区地层能量有所下降。
建议调整开发方案,中部加布注水井,完善注采井网,一方面补充能量,提高储量动用程度,另一方面,平衡边水内推。
2.重新认识油水层,优化补孔,寻找接替层
依据电测解释和目前储量动用程度,该区块还有近40%的油层和油水同层未射。但是从近年的措施效果来看,地层实际的油水分布并不能与电测解释完全相符,出现电测解释油层但射开后为水层的情况,因此为保证补孔效果,要对研究区油水层重新认识。首先提高本区构造解释精度,降低微构造影响下油水分布认识的误差,其次通过相关技术手段(如C/O)来测试目的层段的剩余油饱和度,及时的认识油水界面变化,提高补孔效果;再次加强邻井对比,通过邻井产量、含水,确定补孔、避射井段,提高补孔效果。
根据该区块的测井解释和目前的射孔层位,结合补孔效果和邻井含水状况,研究区具有接替层潜力的油井有23口其中未射油层有效厚度68.5米,占总油层有效厚度的37%,未射油水同层有效厚度49.2米,占总油水同层的40%。
3.加布水平井,提高单井产量
水平井是挖掘高含水期正韵律油藏层内夹层剩余油的重要措施,也是高含水底水油藏提高原油采收率的重要手段。布置水平井区块选择的原则是:①油藏埋深在1000-4000米之间;②采出程度相对低的区域③正韵律砂体连片发育④单砂体有一定的规模。
根据该区储层发育状况和目前的开采程度,可以选择主力层进行纵向加密;平面上,该区的西北部井网密度较小,采出程度较低,可以选择布置水平井,增大油井的泄油面积,提高单井产量以及油藏的采收率。
五、结论与认识
1.沾14东区块目前已经全面步入高含水采油阶段,近40%的生产井日产液量不足10吨,日产油量不足1吨,超过50%的油井已经进入特高含水采油期。
2.沾14东区地层能量下降,注采井网不完善,垂向储量动用程度变化不大,平面动用不均针对区块存在的问题,建议调整开发方案,确定注水方式,完善注采井网、优化补孔,提液增油,提高储量动用程度。
3.依据沾14东目前的储量动用程度和地层发育特征,可以选择主力层布置水平井,增大油井的泄油面积,减小渗流阻力,提高单井产量以及油藏的采收率。
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