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    衛(wèi)城油田衛(wèi)360塊穩(wěn)產(chǎn)研究

    2016-02-22 20:17:42張亞偉
    科技視界 2016年4期
    關(guān)鍵詞:儲(chǔ)層特征

    張亞偉

    【摘 要】衛(wèi)城油田衛(wèi)360塊位于東濮凹陷中央隆起帶衛(wèi)城構(gòu)造的東北部,是由衛(wèi)東和衛(wèi)西兩個(gè)斷裂帶控制的壘形復(fù)雜斷塊油田,主要含油層位為沙河街組沙三段,目前在特高含水開發(fā)形勢(shì)下保持穩(wěn)產(chǎn)為最大開發(fā)目標(biāo)。

    【關(guān)鍵詞】?jī)?chǔ)層特征;構(gòu)造新認(rèn)識(shí);沉積相研究;調(diào)整挖潛

    1 油藏基本概況

    1.1 地質(zhì)特征

    油藏埋深為2800-3400m,含油面積5.72km2,地質(zhì)儲(chǔ)量721.12×104t,可采儲(chǔ)量144.63×104t,目前標(biāo)定采收率23.1%。

    1.2 儲(chǔ)層特征

    衛(wèi)360油藏儲(chǔ)集層巖性以長(zhǎng)石質(zhì)石英粉砂巖為主,有少量細(xì)砂巖和雜砂巖。根據(jù)區(qū)內(nèi)取心資料統(tǒng)計(jì),孔隙度一般在13~17%,平均15%,滲透率一般在1~40mD,平均10mD。

    1.3 地層壓力與溫度

    根據(jù)RFT測(cè)試資料分析,衛(wèi)360塊沙三上、沙三中、沙三下壓力系數(shù)為1.0左右,油藏原始地層壓力25~34.5MPa,地層溫度90~120℃,屬正常溫度、壓力系統(tǒng)油藏。

    1.4 油水流體性質(zhì)

    衛(wèi)360塊地層原油密度0.765g/cm3,地下原油粘度2.02~4.45MPa·s,地面原油密度為0.8476~0.8533g/cm3,粘度為13.5MPa·s,凝固點(diǎn)26~36℃。地層水總礦化度為31~33×104 mg/l,氯離子為19~21×104 mg/l,水型CaCl2。

    2 油藏基礎(chǔ)研究

    2.1 地層對(duì)比劃分

    本次研究通過以下步驟實(shí)現(xiàn)對(duì)比與劃分的目的。(1)收集資料,確定砂組界線;(2)選擇標(biāo)志層;(3)以基準(zhǔn)井為中心,由近及遠(yuǎn)對(duì)比,最終達(dá)到閉合;(4)把全區(qū)每一口井都以這種方式對(duì)比,使全區(qū)對(duì)比結(jié)果一致(5)以沉積砂體的旋回性劃分小層。

    根據(jù)以上幾點(diǎn)要求對(duì)全區(qū)各井統(tǒng)一劃分小層,沙三上劃分17個(gè)小層,沙三中劃分19個(gè)小層,沙三下劃分了46個(gè)小層。

    2.2 構(gòu)造新認(rèn)識(shí)

    復(fù)雜斷塊油藏具有構(gòu)造復(fù)雜,斷層多,斷塊小的特點(diǎn),影響復(fù)雜斷塊油藏開發(fā)效果的主要地質(zhì)因素是斷層分布,對(duì)斷層及斷塊的認(rèn)識(shí)是提高復(fù)雜斷塊油藏開發(fā)效果的關(guān)鍵所在。本次研究使用2008年新采集高精度三維地震資料、100余口井的鉆井、試油試采、開發(fā)動(dòng)態(tài)、HDT測(cè)井資料及RFT資料,采用人機(jī)聯(lián)作方式編制大量油藏剖面,繪制沙三上、沙三中、沙三下構(gòu)造圖及分砂層組構(gòu)造圖,對(duì)構(gòu)造有進(jìn)一步的認(rèn)識(shí)。

    2.3 沉積相研究

    2.3.1 沉積微相的劃分

    衛(wèi)360塊沙三段總體為湖泊背景下的三角洲沉積體系。根據(jù)本區(qū)測(cè)井曲線特點(diǎn),細(xì)分為水下分流河道微相、河道側(cè)翼微相、河口壩微相、遠(yuǎn)砂壩微相和泥灘微相。由于該區(qū)河口壩微相不發(fā)育,將其歸到水下分流河道微相前積型中。

    2.3.2 沉積微相平面展布

    根據(jù)各井測(cè)井相分析,編繪出各小層沉積微相分區(qū)圖。小層沉積微相分區(qū)圖反映出每層的沉積微相分布特征。河道走向已北西-南東向?yàn)橹?,呈條帶狀展布,儲(chǔ)層整體連片分布或呈扇狀展布。

    2.4 剩余油研究

    2.4.1 構(gòu)造高部位和斷層遮擋區(qū)剩余油

    由于注入水常向低處流,如果構(gòu)造高部位無井控制則可能造成水動(dòng)力滯留區(qū),注入水驅(qū)替不到,從而形成剩余油區(qū),衛(wèi)360塊構(gòu)造格局是北西高南東低,使得低部油層水淹程度低,高部位剩余油飽和度大。同時(shí),在沿著東北方向斷層以及南部的斷層復(fù)雜帶,由于注入水驅(qū)替不到而形成剩余油富集區(qū)。此類剩余可采儲(chǔ)量為32.8×104t,主要挖潛手段是順斷層面打雙靶定向井來挖潛。

    2.4.2 注采系統(tǒng)不完善區(qū)剩余油

    一些小型的透鏡狀或條帶狀砂體,井網(wǎng)很難控制,這些油層有些仍保持原始狀態(tài);有些砂體只有油井而沒有水井,僅靠天然能量采出少部分油,而成為低壓未動(dòng)用油層;有的砂體只有水井而沒有油井,注水后油層成為高壓未動(dòng)用油層。還有距離注水井遠(yuǎn)或距邊水遠(yuǎn)、驅(qū)動(dòng)水未能波及到,造成的它們多以零星片狀分布于油層中。再加上衛(wèi)360塊油水井存在的井況問題,破壞了原有的注采關(guān)系從而也形成的一部分剩余油區(qū)。此類剩余可采儲(chǔ)量為28.9×104t。主要挖潛手段是對(duì)應(yīng)的油水井補(bǔ)孔或加密井網(wǎng),老井側(cè)鉆,打更新井,大修等措施以完善注采關(guān)系,從而形成有注采系統(tǒng)的開發(fā)單元。

    2.4.3 井網(wǎng)損壞區(qū)剩余油

    主要是由于事故影響區(qū)。這類剩余可采儲(chǔ)量為5.6×104t。主要挖潛手段是側(cè)鉆、更新挖潛事故井區(qū)剩余油。

    2.4.4 水動(dòng)力滯留區(qū)存在的剩余油

    主力層系內(nèi)井網(wǎng)已比較完善,部分油井已高含水,水井也比較多,但在油水井主滲流通道以外的區(qū)域以及注水井之間存在著大量剩余油。這部分剩余油是注采相對(duì)完善區(qū)在注水開發(fā)過程中形成的死油區(qū)。生產(chǎn)過程中,由于注采關(guān)系不斷調(diào)整,油層內(nèi)液流方向不斷改變,將油層中的剩余油切割的零亂,此類剩余可采儲(chǔ)量為34.3×104t。

    對(duì)4套層系的4種類型的剩余油進(jìn)行了統(tǒng)計(jì)分析,我們認(rèn)為沙三下井網(wǎng)未控制型剩余油較多,考慮部署調(diào)整井完善注采井網(wǎng);沙三中1-5主要潛力是完善注采、減少層間干擾;沙三中6-7總體開發(fā)較好,重點(diǎn)還是解決層間干擾和水動(dòng)力滯留的問題。

    3 具體做法

    3.1 構(gòu)造新認(rèn)識(shí)區(qū)利用低效井側(cè)鉆挖潛高部位剩余油

    在沙三中1-5實(shí)施側(cè)鉆井1口,沙三下構(gòu)造高部位實(shí)施側(cè)鉆井1口、換井底1口,增加水驅(qū)控制儲(chǔ)量5.8萬噸,水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量3.9萬噸,年增油2161噸。例如衛(wèi)49-15h, 由于衛(wèi)49-15h處于構(gòu)造復(fù)雜帶,有注無采停井,2014年1月將該井換井底,動(dòng)用衛(wèi)360塊沙三下儲(chǔ)量,側(cè)鉆到360塊沙三下5南部斷塊高部位。初期日增油能力11噸,目前5噸,年增油1572噸。

    3.2 事故井區(qū)大修、轉(zhuǎn)注完善注采井網(wǎng)

    2014年大修2口,轉(zhuǎn)注2口,完善4個(gè)井組注采井網(wǎng),增加受效方向4個(gè),恢復(fù)水驅(qū)控制儲(chǔ)量10×104t,恢復(fù)水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量6.1×104t。如衛(wèi)360-69井正常生產(chǎn)時(shí)日產(chǎn)油4t,2010年套漏后未正常生產(chǎn),2014年4月大修下4寸套,補(bǔ)孔酸化后日產(chǎn)液25t,日產(chǎn)油3.3t,年增油603噸。

    3.3 注夠水的基礎(chǔ)上酸化壓裂引效

    實(shí)施壓裂井3口,酸化井4口,增加水驅(qū)控制儲(chǔ)量1.5×104t,水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量1.5×104,年增油1977t。例如,衛(wèi)360-34井沙三上4井段由于受平面影響,動(dòng)用不完全,此次壓裂引效,三上3井段未動(dòng)用,此次補(bǔ)孔壓裂動(dòng)用。措施后日產(chǎn)液38t,日產(chǎn)油8.2t,日增油6t。

    4 取得效果

    4.1 開發(fā)形勢(shì)好轉(zhuǎn)

    1)日產(chǎn)油量上升、含水保持穩(wěn)定

    與去年12月份相比,井口日產(chǎn)油量由2013年的114t上升到127t上升了13t,呈上升趨勢(shì)。含水由79.82%上升到79.87%基本保持穩(wěn)定。

    2)自然遞減減緩

    與去年同期相比自然遞減由39.31%下降到35.06%,下降了4.25個(gè)百分點(diǎn)。

    4.2 經(jīng)濟(jì)技術(shù)指標(biāo)

    1.針對(duì)提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度,實(shí)施總工作量26井次,增加水驅(qū)控制儲(chǔ)量26.8×104t,水驅(qū)動(dòng)用儲(chǔ)量13.3×104t。

    2.實(shí)施工作量投入費(fèi)用937.7萬元,年增油1.0213萬噸,噸油按2200元/噸計(jì)算,產(chǎn)出2247萬元,創(chuàng)利潤(rùn)1309.3萬元,投入產(chǎn)出比1:2.4。

    【參考文獻(xiàn)】

    [1]郭平.剩余油分布及研究方法[M].北京:石油工業(yè)出版社,1997.

    [2]朱俊生.低滲油藏衛(wèi)360塊沙三下精細(xì)描述及應(yīng)用[J].內(nèi)蒙古石油化工,2011(08).

    [3]楊勇,等.剩余油分布規(guī)律影響因素分析研究[J].石油天然氣學(xué)報(bào),2009(01).

    [責(zé)任編輯:楊玉潔]

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