低滲透油田高含水開發(fā)期剩余油分布類型及挖潛技術

姜東華

(吉林油田公司新民采油廠地質研究所,吉林松原 138000)

0 引 言

民3區(qū)塊位于新民油田西壘,控制面積6.89 km2,控制地質儲量485.27×104t,是被3條斷層遮擋相對獨立的構造,屬于巖性斷塊油藏。

目的層為下白堊系泉四段和泉三段上部的扶余及楊大城子油層,油層深度1050～1400 m,含油井段160 m,共劃分5個砂組16個小層。主力油層為6,7,8,9,11,12小層。儲集層為低孔、低滲、非均質性強。砂巖平均孔隙度為15.2%;砂巖平均滲透率為5.4毫達西;砂巖內非均質系數層內9.6,層間5.6。

經歷21年的注水開發(fā),民3區(qū)塊已進入中高含水開發(fā)期,綜合含水已達到72.1%,控水穩(wěn)油難度極大,“評價剩余油、挖潛剩余油、實現區(qū)塊穩(wěn)產”成為區(qū)塊目前主要研究任務。

1 確立的研究思路

針對目前區(qū)塊存在的問題,在油藏描述的基礎上,精細單砂體研究、確立靜態(tài)連通關系、落實單一流動單元;開展分層評價、確立分層產出及潛力狀況;綜合應用各項監(jiān)測資料認清水驅規(guī)律、剩余油方向;采取動態(tài)分析法、油藏監(jiān)測法、數值模擬等技術方法研究中高含水開發(fā)期剩余油分布規(guī)律,采取有效辦法調整挖潛,實現區(qū)塊控水穩(wěn)油。

2 剩余油分布類型及挖潛對策

動靜態(tài)資料如圖1～圖3所示。

圖1 測井曲線二次解釋

圖2 建立的儲層模型

結合圖1～圖3綜合評價,低滲油田中高含水開發(fā)期剩余油分布于構造高部位、砂巖邊部,局部注采井網不完善區(qū)域,在高含水油井內部主要存在于層內、層間局部低滲透層段,如何挖潛這部分剩余油潛力,提高油藏采收率,將是區(qū)塊綜合調整的主攻方向。

2.1 構造高部位剩余油

油田注水開發(fā)21年來,水線的溝通,初期各油區(qū)構造圖是以油組為單位做標志層頂面(底面)構造圖,且做圖比較小,而在實際開發(fā)中,目的層通常在標志層下部,且有一定距離。因此,標志層構造圖往往不能反映目的層局部構造特征,如斷層位置、局部構造高點等。而在開發(fā)后期,斷層附近、局部構造高點正是剩余油富集區(qū),也是調整挖潛的潛力區(qū)。

2.1.1 斷層附近剩余油

受斷層控制的構造油藏,線性井網注水后,東西向水井沿裂縫溝通,水線條帶狀溝通,斷層的遮擋作用,使斷層附近有剩余油,對于處于斷層上升盤的構造油藏,越往下圈閉面積越大,就會發(fā)現油井與斷層之間有構造高點存在,結合調整加密井,可獲得很好的效果。針對此構造存在剩余油,2008年11月投產油井3口,2011年6月產量為8.1/5.3 t,累計產油4509 t[1-2],如圖4所示。

圖3 民3區(qū)塊油水分布規(guī)律

圖4 民3區(qū)塊2008年投產新井生產柱狀圖

2.1.2 構造高點剩余油

地層成巖過程中,由于差異壓實作用,在地層內部砂巖加厚的地方,砂巖頂面往往在局部形成微構造高點,同時,由于重力分異作用,剩余油往往集中在構造高點,使其在油田開發(fā)后期成為剩余油富集區(qū),示蹤劑監(jiān)測資料、剩余油分布曲線證明此區(qū)域確實存有一定剩余油。對區(qū)塊構造高點的10口油井壓裂改造,單井增油200 t以上,當年累計增油2000 t以上,如圖5所示。

圖5 民3區(qū)塊構造高點油井壓裂生產曲線

2.2 高含水油井層內存在剩余油

低滲透油田民3區(qū)塊控制油井140口,根據油井生產歷史動態(tài)分析,綜合數據模擬結果證明,民3區(qū)塊水淹儲量主要分布在Ⅲ,Ⅳ砂組的10,11,12小層,10,11,12小層油層厚度21.2/6.7 m,物性好,水驅控制及動用程度高,采出程度超過30%,剩余地質儲量為337.1104萬 t,占民3區(qū)塊地質儲量的70%左右,儲量基數大,按最終采收率 41.3%計算,剩余油可采儲量為53.8104萬t,同時由于層內非均質影響,主力層內水驅油效率差異較大,如何有效挖潛主力、高含水油層剩余油,提高采收率是下步工作重點。具體見表1和圖6所示。

表1 民3區(qū)塊分層產量統(tǒng)計表

圖6 民3區(qū)塊采出程度與含水關系曲線

1)采用Khρo三參數法和小層產量貢獻系數法進行定量評價確定目前主要產出層[3-5]:

①采用Khρo三參數法具體計算小層三參數百分數Boi:

Ki——i小層滲透率,mD;

Hi——i小層厚度 ,m;

ρoi——i小層含油飽和度,小數。

②采用小層產量貢獻系數法:

式中:Boit——小層目前產量貢獻系數,小數;

Si——小層分布面積分數,小數;

fi——小層目前含水率,小數,由分層測試資料確定;

Qoit——小層目前平均日產油,t/d,由分層測試資料確定。

兩種方法評價結果的總趨勢相近,新民油田民3區(qū)塊目前的主力出油層為10,11,12小層。

2)利用碳氧比(圖7)、動態(tài)監(jiān)測資料(見表2)評價水淹層10,11,12小層存在大量剩余油,是挖潛主要方向。

圖7 民3區(qū)塊碳氧比曲線

表2 民3區(qū)塊分層產液情況

低滲透油田民3區(qū)塊在2009年對油井+13-6和+13-8進行碳氧比監(jiān)測,監(jiān)測結果證明,Ⅲ,Ⅳ砂組的10,11,12小層雖然含水較高,但有一定的剩余油,其中油井+13-8在2010年3月測產液剖面,全井產量9.2/2.2 t,10小層產量1.5/0.4 t,含水 73.3%,占全井產量 16.3%;11小層產量3.5/0.6 t,含水82.8%,占全井產量38.1%;12小層產量 3.4/0.9 t,含水73.5%,占全井產量37.0%。從各項監(jiān)測資料評價,Ⅲ,Ⅳ砂組的10,11,12小層含水在70%以上,雖然含水很高,但仍是主要的產出層,產量占91.3%,是區(qū)塊剩余油挖潛的主要方向[6-8]。

3)針對高含水油井層內存在的剩余油采取周期注水調控和調剖兩種方式,有效提高了區(qū)塊的開發(fā)水平。

應用綜合資料評價高含水油井層內存在一定剩余油,但水洗程度高,為了有效挖潛高含水層內剩余油,使地層壓力在合理的范圍內恢復,有效保護油水井井況,實現區(qū)塊的良性開發(fā),采取周期注水政策、調剖挖潛措施,全面提高區(qū)塊開發(fā)水平。

①針對6種狀況,對全區(qū)的42口水井進行周期注水,民3區(qū)塊周期注水調控的類型見表3。

表3 民3區(qū)塊周期注水調控的類型

②針對兩種見水方式,對全區(qū)4口水井進行調剖。

孔道型竄流通道型如圖8和圖9所示。

圖8 孔道型竄流曲線

圖9 孔道型竄流井歷年開采現狀圖

配方體系:顆粒凝膠體系;

施工工藝:段塞注入;

增產效果:兩口井當年增油300 t。

裂縫型竄流通道型如圖10和圖11所示。

圖10 裂縫型竄流曲線

圖11 裂縫型竄流歷年開采現狀圖

配方體系:凝膠體系;

施工工藝:連續(xù)注入;

增產效果:兩口井當年增油350 t。

3 結 語

評價剩余油存在類型,認清剩余油挖潛方向,明確有效措施主攻方向,實現區(qū)塊良性高效開發(fā),2010年取得以下開發(fā)效果:

1)日產油量上升:2009年12月92 t,2010年12月94 t,日產油上升了2 t;

2)自然遞減減緩:2009年為27.65%,2010年為7.1%,減緩了20.5個百分點;

3)綜合遞減減緩:2009年為25.74%,2010年為-5.5%,減緩了31.2個百分點;

4)含水上升率下降:2009年為3.6%,2010年為-3.0%,減緩了6.6個百分點;

5)井組穩(wěn)升率提高:2009年為43.0%,2010年為95.5%,上升了52.5個百分點;

6)2010年投產新井、壓裂、周期注水調控、調剖等措施累計增油 0.8442×104t,油價格按2644元/t計算,共產出2232.0648萬元,創(chuàng)利潤1129.05萬元。

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