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    海上河流相油田分層系增產(chǎn)策略研究與應(yīng)用
    ——以渤海M油田為例

    2018-06-22 09:19:14吳小張張建民陽曉燕
    石油地質(zhì)與工程 2018年3期
    關(guān)鍵詞:層系級差水淹

    吳小張,張建民,江 聰,陽曉燕,張 博

    (中海石油(中國)有限公司天津分公司,天津 300459)

    渤海南部海域普遍發(fā)育河流相油田[1-3]。渤海油田河流相沉積砂體作為油氣聚集的主要場所,受其復(fù)雜的構(gòu)造演化及沉積環(huán)境的影響,油藏地質(zhì)情況復(fù)雜多變。油氣藏類型以巖性、巖性-構(gòu)造油氣藏為主。另外,由于構(gòu)造破碎,斷塊面積小、砂體展布規(guī)律復(fù)雜、砂體橫向變化大、單個砂體儲量規(guī)模小,油田總體儲量豐度低,多為中小型油田[4-8]。渤海M油田主要采用定向井合采為主的開發(fā)方式,經(jīng)過多年的注水開發(fā),層間矛盾日趨突出。生產(chǎn)實踐表明,由于水淹情況復(fù)雜,并且受限于工程上的各種制約,實施分層注水和調(diào)配成本和難度較大,效果并不理想,只能暫時緩解層間矛盾。針對這一問題,筆者開展了海上河流相油田分層系增產(chǎn)挖潛的可行性研究,對剩余油分布規(guī)律及水淹狀況進行了分析,并對細分層系開發(fā)進行了數(shù)值模擬研究。在此基礎(chǔ)上,選擇4井區(qū)進行了礦場實驗,取得了很好的增油效果,為海上復(fù)雜河流相油田的高效開發(fā)提供了理論依據(jù)和生產(chǎn)經(jīng)驗。

    1 油藏概況

    渤海M油田位于渤海南部海域,為發(fā)育于黃河口凹陷中央構(gòu)造脊上的一個復(fù)雜斷塊油田,其主要含油層系發(fā)育于新近系明化鎮(zhèn)組下段,從上至下劃分為NmⅠ、NmⅡ、NmⅢ、NmⅣ、NmⅤ五個油組。油田范圍內(nèi)明下段下部主要以曲流河沉積為主,明下段中上部以淺水三角洲沉積相為主,主要含油層段為NmⅡ、NmⅢ、NmⅣ油組,是典型的構(gòu)造巖性復(fù)合油氣藏、巖性油氣藏。儲層平均孔隙度30.3%,平均滲透率643×10-3μm2。明下段原油具有飽和壓力高(10.60~16.00 MPa,平均12.89 MPa)、地飽壓差小(0~2.97 MPa,平均1.34 MPa)、溶解氣油比中等(33~93,平均54)、地層原油黏度低(1.32~12.50 mPa·s,平均4.99 mPa·s)等特點。油田壓力梯度為0.95 MPa/100 m,溫度梯度3.38 ℃/100 m,屬于正常的壓力、溫度系統(tǒng)。目前油田共有開發(fā)井81口,其中采油井56口,注水井25口;平均日產(chǎn)油3 635.3 m3,日產(chǎn)氣36.1×104m3,綜合含水44.5%,氣油比113。

    2 分層系增產(chǎn)策略可行性研究

    非均質(zhì)油藏在注水開發(fā)時,層間矛盾的存在影響開發(fā)效果,中低滲層得不到有效水驅(qū)動用,儲量動用程度不均衡。按照儲層物性及流體性質(zhì)相近原則,采取成組(段)分層系開發(fā)是解決層間非均質(zhì)性的根本措施,縱向上將儲層物性(沉積類型、原油物性、流體性質(zhì))和潛力狀況(采出狀況)相近的同類油層進行層系組合,實現(xiàn)低滲透油層和高滲透油層的分采,減少層間干擾;同時,細分開發(fā)層系要能夠滿足油田正常生產(chǎn)的需要,具備單獨劃分一套層系的經(jīng)濟下限,層系調(diào)整要兼顧各類油層[9]。

    2.1 分層系開發(fā)技術(shù)界限概念模型研究

    2.1.1 概念模型的建立

    根據(jù)實際研究區(qū)的地質(zhì)屬性參數(shù)及開發(fā)動態(tài)參數(shù),利用Eclipse數(shù)值模擬軟件,建立3層非均質(zhì)概念模型,包括上下兩個儲層和中間一個隔層,儲層厚度為10 m,隔層厚度為0.2 m;平面上,網(wǎng)格大小為5 m×5 m,平均滲透率為600 ×10-3μm2,孔隙度為0.28%。設(shè)計一注一采兩口井,油水井距為400 m。

    2.1.2 滲透率級差界限研究

    依據(jù)M油田的油層情況,層系內(nèi)滲透率級差是重組開發(fā)層系的關(guān)鍵參數(shù)。按照滲透率級差組合開發(fā)層系的思路,滲透率級差設(shè)計為 1.0,1.5,2.0,2.5,3.0,5.0,7.0,9.0,11.0,13.0,16.0,共 11 個方案,建立11個相應(yīng)的概念模型。每個方案各層滲透率與滲透率級差的關(guān)系見表1。

    表1 各層滲透率與滲透率級差的關(guān)系

    設(shè)計注水井注入量為120 m3/d,生產(chǎn)井產(chǎn)液量為120 m3/d,定液生產(chǎn),預(yù)測各方案的采收率,得到不同滲透率級差下的采收率曲線(圖1)。

    圖1 不同滲透率級差下的采收率

    由圖1可以看出,隨著滲透率級差的增大,采收率整體呈下降趨勢,在滲透率級差為3時出現(xiàn)明顯的分界,當(dāng)滲透率級差小于3時,采收率緩慢下降,開發(fā)效果較好,當(dāng)滲透率級差大于3時,采收率迅速下降,開發(fā)效果較差。因此,在分層系開發(fā)過程中,每套開發(fā)層系內(nèi)的滲透率級差越小,開發(fā)效果越好,滲透率級差界限在3左右。

    2.1.3 水淹程度級差界限研究

    在油田注水開發(fā)過程中,儲層非均質(zhì)性導(dǎo)致各儲層水淹程度不同。在高滲層中,儲層流體的流動性強,見水較快,水淹強度較高;反之,在低滲層中,儲層流體的流動性弱,見水較慢,水淹強度較弱。由于水的流動能力大于油的流動能力,含油飽和度越高,儲層流體的流動性越弱;含油飽和度越低,儲層流體的流動性越強。儲層間的含油飽和度級差越大,儲層流體流動能力差異也越大,開發(fā)效果越差。因此,為了保證分層系開發(fā)的效果,同一套開發(fā)層系間的含油飽和度級差應(yīng)保持在一定范圍內(nèi)。

    在概念模型中,為了模擬實際地層的水淹情況,含油飽和度級差分別取 1.0,1.1,1.2,1.3,1.4,1.5,1.6,各方案的含水飽和度分布見表2。

    表2 水淹程度界限劃分方案

    設(shè)計注水井注入量為120 m3/d,生產(chǎn)井產(chǎn)液量為120 m3/d,定液量生產(chǎn),預(yù)測各方案的采收率,得到不同含油飽和度級差下的采收率曲線(圖2)。

    圖2 不同含油飽和度級差下的采收率

    由圖2可以看出,隨著含油飽和度級差的增大,采收率整體呈下降趨勢,在含油飽和度級差為1.2時出現(xiàn)明顯的分界,當(dāng)含油飽和度級差小于1.2時,采收率緩慢下降,開發(fā)效果較好;當(dāng)含油飽和度級差大于1.2時,采收率迅速下降,開發(fā)效果較差。因此,在分層系開發(fā)過程中,每套開發(fā)層系內(nèi)的含油飽和度級差越小,開發(fā)效果越好,含油飽和度級差界限在1.2左右。

    2.2 分層系增產(chǎn)策略可行性研究

    渤海M油田投產(chǎn)初期,為節(jié)約投資成本,采取少井高產(chǎn)的開發(fā)策略,基本采用定向井大段合采的開發(fā)方式。隨著開發(fā)的持續(xù)深入,油田含水逐步上升,層間矛盾逐漸顯現(xiàn)出來,各個層段水淹不均,剩余油分布復(fù)雜。為提高油田開發(fā)效果,選取有代表性的4井區(qū),建立油藏數(shù)值模擬模型,結(jié)合生產(chǎn)動態(tài)資料分析油田水淹狀況和剩余油分布規(guī)律,進一步研究分層系增產(chǎn)策略的可行性。

    通過開展精細油藏數(shù)值模擬研究,得到4井區(qū)油藏剩余油飽和度分布(圖3)。可以看出,該井區(qū)幾個主力層之間的含油飽和度差異明顯,表明各層水驅(qū)狀況并不均勻,若繼續(xù)采用大段合采的方式,由于層間干擾的存在,必然造成部分層過早水淹,含水迅速上升,影響油田最終采收率。因此,為減小油井縱向上的層間矛盾,采取細分開發(fā)層系的策略勢在必行。根據(jù)前述概念模型的研究結(jié)果,考慮滲透率級差控制在3左右,結(jié)合水淹狀況和剩余油飽和度分布,含油飽和度級差也控制在合理范圍之內(nèi),同時兼顧附近非主力層,使得每個層系內(nèi)都具有一定規(guī)模的儲量,以保證其產(chǎn)能和開發(fā)的經(jīng)濟性。推薦的層系組合如圖4所示。通過數(shù)值模擬對目前開發(fā)井網(wǎng)和分層系開發(fā)井網(wǎng)進行了方案預(yù)測,結(jié)果表明,細分層系開發(fā)能夠提高采收率 1.8%,累增油12.7×104t,增油效果比較明顯。因此,現(xiàn)階段對油田實施細分開發(fā)層系的增產(chǎn)策略來改善開發(fā)效果是必要且可行的。

    圖3 渤海M油田4井區(qū)油藏數(shù)值模擬剩余油飽和度分布

    圖4 渤海M油田4井區(qū)細分開發(fā)層系

    3 礦場試驗及實施效果分析

    在分層系增產(chǎn)策略可行性研究的基礎(chǔ)上,對渤海M油田4井區(qū)開展了調(diào)整井方案研究,提出了調(diào)整井分層系并壓裂的增產(chǎn)策略,進一步改善開發(fā)效果。根據(jù)設(shè)計的調(diào)整井井位分布和油藏地質(zhì)特點,篩選了其中的M17井進行先期礦場試驗。該井實施后,鉆遇油層厚度 40 m,含油井段縱向跨度較大,層間干擾嚴(yán)重。根據(jù)該井實鉆油藏情況,采用數(shù)值模擬方法進行了方案對比,結(jié)果表明,采取合采方案預(yù)計日產(chǎn)油100 m3,采取分層系方案預(yù)計日產(chǎn)油120 m3。根據(jù)分層系開發(fā)研究結(jié)果,目前射開第二套層系開發(fā),射開厚度26 m,并對主力層進行了壓裂充填完井,實際日產(chǎn)油達150 m3,增產(chǎn)效果明顯,達到預(yù)期設(shè)計目的(圖5)。

    圖5 渤海M油田調(diào)整井M17井開采曲線

    4 結(jié)論與建議

    (1)海上河流相斷塊油田由于儲層非均質(zhì)性的存在,隨著油田開發(fā)的進行,層間矛盾逐漸凸顯,通過細分層系開發(fā),可以達到增產(chǎn)的目的。

    (2)對于油田已開發(fā)區(qū)塊,細分層系開發(fā)需要綜合考慮滲透率級差、水淹程度級差等的影響。渤海 M油田的研究實踐表明,細分層系技術(shù)界限為:滲透率級差大于3,或含油飽和度級差大于1.2時,分層系開發(fā)增產(chǎn)效果明顯。

    (3)應(yīng)根據(jù)各個斷塊的地質(zhì)特點及生產(chǎn)特征,深入開展其他井區(qū)的對應(yīng)增產(chǎn)策略研究,以期進一步提高油田的整體開發(fā)效果。

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    [2] 徐玉霞,柴世超,廖新武,等.海上復(fù)雜河流相油田高效開發(fā)技術(shù)研究與實踐[J].石油地質(zhì)與工程,2015,29(3): 69–72.

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