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江苏小断块油藏剩余油成因和挖潜调整对策

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江苏 小断块 油藏 剩余 成因 挖潜 调整 对策
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1 前言江苏油田主要由系列小断块油藏组成 ,油藏具有 “小 、碎 、散 、贫 ”的特点 。 “十五 ”以来 ,在高含水老油田调整挖潜的基础上 ,按照 “高中找高 、高中找低 、差中选优 、分类治理 ”的思路 ,深入开展剩余油研究 。通过综合应用地质分析 、地层精细对比 、油藏数值模拟 、 剩余油监测和油藏动态分析等技术方法 ,在 “双高 ”油藏中寻找局部构造高点 、高含油饱和度韵律层段 、低采出程度砂体和低效条带 ,在 “双高 ”油田中寻找低含水 、低采出程度单元 ,采取配套对策分类治理 , 高含水油田调整挖潜效果明显 ,总体上呈现出稳定的开发态势 。 因此 ,研究高含水油田小断块油藏剩余油成因 ,总结与探讨不同成因的剩余油调整挖潜对策 ,有利于进一步改善老油田开发效果 ,巩固老油田稳产基础 ,推动江苏老油田剩余油调整挖潜研究工作的开展和小断块油藏采收率的提高 。江苏油田小断块油藏剩余油成因研究技术方法简介如下 :油藏进入中高含水开发后期 ,研究和认识油藏剩余油成因是开展调整挖潜的基础 ,也是提高采收率和开发效益的保证 。目前国内外研究剩余油分布成因的方法比较多 ,主要有地质综合分析法 、精细油藏数值模拟法 、油藏工程动态综合分析法 、剩余油监测法 、水驱特征曲线法 、神经网络法和开发地震法等 。应用比较成熟的方法主要有地质综合分析法 、精细油藏数值模拟法 、油藏工程动态综合分析法 、剩余油监测法 。 以下分别加以介绍 :① 地质综合分析法主要以精细油藏描述为手段 ,选择有代表性的标准层 、准标志层 、区域标志层和局部标志层 ,应用层序地层学时间单元等旋回对比 、 等高程对比 、相变对比 、砂体叠置对比 、砂体下切对比 、砂体平面闭合对比等模式开展地层精细对比 , 重塑地质模型 。通过断层及低序断层组合方式与封挡性研究 、构造分析与微构造研究 、 储层精细评价和成藏规律研究 ,确定剩余油成因 。 大量的生产实践资料证明 ,进入开发后期 , 油层微构造对剩余油分布有很大影响 ,主要表现为 :油层的倾斜和起伏形成的高差会引起油水重新分异 , 正向微构造多为剩余油富集区 ,负向微构造多为高含水区 ;油层微构造影响注入水的驱油方向 ,正向微构造中的微高点和微断鼻均为向上驱油 ,使剩余油富集 ;而负向微构造以向下驱油为主 ,剩余油难以聚集 。 在油田开发的中后期 ,井点增多 、井距变小 ,地质资料的大量增加为深入研究储层的微构造提供了物质基础 。 在单砂层精细划分对比的基础上 , 直接以油层的顶面为准 ,绘制微构造图 ,通过构造线的扭曲和变形 ,可确定低江苏小断块油藏剩余油成因和挖潜调整对策姜天良1,陆 陈2,黄金林3(1.中国石化江苏油田分公司试采一厂 ,江苏 江都 225265;江苏 扬州 225002;江苏 江都 225200)摘 要 江苏油田小断块油藏剩余油成因的研究方法主要有地质综合分析法 、精细油藏数值模拟法 、油藏工程动态综合分析法 、剩余油监测法 。 剩余油的成因有 4 种 ,即储层非均质性 (如沉积微相 )的控制 、构造 (如断层 )的控制 、注采系统完善程度的影响 、复合因素的影响 。 根据不同的油藏类型 、储层特征及开发条件下形成的剩余油的不同 ,实施不同的调整挖潜对策 。关键词 断块油藏 剩余油 挖潜调整对策作者简介 :姜天良 ,工程师 ,1994 年毕业于中国石油大学 (华东 )石油地质专业 ,目前主要从事油田开发及现场管理工作 。 14 卷· 62 ·中 外 能 源层和剩余油有利分布区域 。② 精细油藏数值模拟法以计算机为辅助手段 ,在对精细油藏描述建立三维精细地质模型的基础上 , 结合室内实验成果 ,动静结合 ,以动态为主 ,应用油藏工程原理开发数值模拟软件 ,模拟油田开发过程和拟合油田开发指标 。 通过应用超大节点规模的精细油藏模拟 ,可研究剩余油的分布类型 、成因和存在形式 ,指出挖潜方向 。③ 油藏工程动态综合分析法从油藏沉积相沉积微相入手 ,充分利用油水井在钻井 、 试油及生产过程中所录取的各项资料 ,如调整井的电测 、试油 、试采 、测压 、C/O 资料 ,吸水剖面 、油水井的卡堵水和生产动态资料 ,综合分析油层在平面和纵向的油水分布和油水运动规律 ,进而定量分析出剩余油的分布 。④ 剩余油监测法主要以剩余油饱和度测试手段 ,根据剩余油饱和度测井技术的原理和适应性 ,优选 中子 、双源距 C/O 等饱和度测井技术 ,定量监测剩余油饱和度 。 按照饱和度测井定量解释成果 ,结合油井在构造上的位置 、储层及隔夹层在平面和纵向上的分布状况确定剩余油成因类型 。2 江苏小断块油藏剩余油成因及分布特点根据地质综合研究 、生产测井 、数值模拟和油藏动态分析研究成果 ,断块油藏高含水期剩余油的成因主要有以下 4 种类型 。层非均质及沉积微相的控制古水系及物源方向 、 古气候和地质活动的变迁 ,是影响储层非均质性的主要原因 ,也是导致储层不同沉积微相的主要因素 。 储层非均质性是沉积微相的具体体现 ,主要表现为层内非均质 、层间非均质和平面非均质 3 种 。层内非均质是指单砂体在垂向上的变化 ,包括层内渗透率 、孔隙度在垂向上的差异程度 、层内粒度韵律和渗透率的非均质程度及层内不连续的泥质薄夹层的分布等 。 在水驱开发过程中 ,由于渗透率 、孔隙度在垂向上的差异 ,高渗段先水淹 。 剩余油分布受沉积韵律的影响 ,一般分布在低渗段 ,形成夹层顶部遮挡型和上下隔层夹持型剩余油类型 。层间非均质是指各砂层组内小层或单砂体之间的垂向差异性 ,包括层组的旋回性 、各小层之间的渗透率非均质程度 、隔夹层的分布 。 层间非均质是层间干扰和单层突进的内因 。 在油藏开发过程中 ,由于层间非均质和沉积微相的不同 ,高渗主力层主出主吸 ,导致高渗层水淹严重 ,低渗层或非主力层不出力 ,因此大段合采井中低渗层水淹程度较低 ,剩余油相对富集 。平面非均质是指由砂体的几何形态 、 规模 、连续性 、孔隙度和渗透率的平面变化所引起的非均质性 , 包括各砂层组小层或单砂体在平面的非均质性 。 砂体在平面上的展布 、延伸规律 、连通性受沉积微相所控制 。 注入水在单砂体平面上的运动主要受沉积相和压力场分布的影响 。 平面上油水运动和分布与砂体的几何形态基本一致 ,注入水首先沿砂体主流线高渗区域突进或舌进 ,导致主体带高渗区域油井见效快 、见水快 ,水淹严重 ,注入水在主体带高渗区域形成一个通道 ,致使砂体侧缘低渗区域基本不见效或不出力 。 因此平面上在注水井长期冲刷的主流线 、裂缝方向或一线上油井水淹严重 ,内部的二 、三线井 、套损区及非主流线上的井间滞留区和岩性尖灭区水淹程度弱或未水淹 ,剩余油富集 。造和断层的控制油田在投入开发以后 ,油藏内的油气水等流体在注入水或边底水的压场作用下 ,渗流状态不断处于动态变化过程中 。 由于注入水或边底水总是向阻力最小的方向流动 ,边界断层 、低序小断层附近 、砂体尖灭区及构造高点 ,受断层切割 、遮挡及高度差异的影响 ,注入水或边底水发生饶流 ,形成水动力滞留区 ,造成油藏水淹程度弱或未水淹 ,因此平面上主控断层及低序小断层附近 、砂体延伸变差和微构造高部位剩余油相对富集 。此外 ,在长期停采单元 ,受地层倾角和油水重力分异的影响 ,在构造高部位存在一定的二次运移的剩余油 。 主要机理为 :油井长期停采后 ,在水动力 、毛管力 、浮力 、渗透扩散等多种复杂地下因素的作用下 ,强淹段内剩余油与水相比 ,具有更高的位能 ,必然再次向位能较高的位置聚集 ,二次成藏到高部位 。 其中地层倾角是影响油气运移的主要因素 。采系统完善程度的影响在已建立注采井网的断块油藏中 ,注采系统的完善程度是决定高含水期剩余油分布的决定性因· 63 ·第 2 期 姜天良等 . 江苏小断块油藏剩余油成因和挖潜调整对策35 井生 产 井图 1 曹 11 断块注采井网图素 。 在注采系统相对完善的区域 ,平面上在注入水波及的主流线和储层物性好的区域 ,剩余油饱和度较低 ,在注入水未波及的非主流线和其他区域剩余油饱和度较高 ;纵向上受储层非均质性影响 ,主力砂体动用程度好 ,水淹较强 ,一些低渗非主力砂体水淹程度较弱 。 此外 ,在开发过程中 ,由于腐蚀 、地应力变化和修井等因素形成了一定的套损井 ,破坏了井网对油藏储量的控制程度和动用程度 ,套损井区剩余油也相对富集 。 因此 ,注采系统的完善程度对油藏高含水期的剩余油分布有着重要影响 。合因素产生的剩余油小断块油藏相对复杂 ,构造和断层难以认识到位 ,同时砂体在平面和纵向上分布不稳定 ,相变较快 ,注采系统难以一次配套到位 ,在开发上产生了一定的复合因素 ,导致剩余油的产生 。 主要包括注采井网未控制 ,污染 、越层开发和边水舌进或底水锥井形成的剩余油 。3 剩余油调整挖潜对策及应用效果分析① 应用现代油藏描述技术 ,指导高含水油藏剩余油调整挖潜通过储层精细描述 、精细地层对比 ,研究主控断层和微构造 ,并应用数值模拟技术 ,研究剩余油分布规律 ,在剩余油富集区实施老井侧钻或部署调整井挖潜 。如真 12 块 含水率为 96%的情况下 ,通过开展地质精细描述 ,在主体上认识了一批低级序小断层 。 由于小断层的遮挡作用 ,在小断层的下降盘剩余油富集 ,同时数值模拟技术也证实了小断层附近的剩余油富集 。2006~2008 年在真 12 块 相继 实 施 了 真 39、真 73A、真 116、侧 真 148 和 真 72等 5 口井的侧钻 ,侧钻挖潜均获得成功 。 其中侧真39 井于 2008 年 2 月 8 日投产 , 在 ,日产油初期达 d,目前为 d,含水率为 累计产油 5605t。② 调整油藏内压力场分布 ,建立有效压力驱替系统“双低 ” 单元平面和纵向上水驱储量控制和动用程度低 ,剩余油相对富集 。 因渗透率和压力水平低 ,渗流阻力大 ,过大的注采井距不能在油井周围建立有效的驱替压力系统 。“双高 ”油藏由于井网长期未得到调整 ,在长期注水的冲刷下 ,在油藏内部主河道形成高渗条带 ,水驱方向单一 ,注入水利用率低 ,侧缘剩余油富集 。针对 “双低 ”单元 ,应缩小注采井距 、使注水井点内移 ,增加油井受效方向 ;“双高 ”油藏在主河道内应转注高含水井 ,改变水驱液流方向 。 通过注采井网的调整 ,油藏内的流场和压力场发生变化 , 重新形成有效的驱替压力系统 ,油藏开发效果明显改善 。如 “双 低 ”单 元 曹 11 断 块 (见 图 1)侧 曹 29 井2007 年侧钻投产的 0砂体因与周围注水井不对应 ,投产后不久就处于低液状态 。 2007 年 6 月转注与侧曹 29 井有对应关系的高含水油井曹 45井 ,将注水方式改为边外加内部点状注水 ,侧曹 29井在 1 个月后就见效 , 由长期间抽转为全天生产 ,日 产 液 由 d 上 升 到 目 前 的 d, 日 产 油 d 上升到目前的 d, 含水率由 72%下降到44%。真 12 块 原采取边内加内部点状注水开发方式 ,如图 2 所示 。由于井网长期未得到调整 ,在长期注水的冲刷353501151881889912455119140106106 井完 钻 井图 2 真 12 断块注采井网调整图562009年 第 14 卷· 64 ·中 外 能 源在油藏内部注水井真 117~119 井一线形成高渗条带 ,水驱方向单一 ,注入水利用率低 ,内部油井因高含水关井 ,侧缘剩余油相对富集 。 2006 年通过重建井网 ,新钻油井真 188~193 等 6 口 ,转注主河道内部的油井真 106 、侧缘的真 67 和真 189 井 ,恢复真 134 井生产 。 油藏调整后 ,开井数从 2 口上升到 8 口 , 日产油由最高 d 上升到 d,综合含水率由最低 降到 d,综合含水率为 83%。③ 综合应用生产测井技术 ,指导油田的开发调整和挖潜在高含水油藏中 ,重点实施以指导开发单元整体调整为目的的剩余油监测 ,在高含水低产井开展以挖潜为目的的剩余油监测和分析 、强化两个剖面的测试工作 。 通过实施硼中子测试 、余油监测以及常规 同位素等测试 ,全面了解 、认识储层的平面 、层间动用状况及水淹规律 ,为油藏实施进一步调整提供科学依据 。通过对低产 、 停关井实施剩余油监测和分析 ,努力寻找层间 、层内剩余油富集区 ,实施卡堵水 、调补层和提液等多种工艺措施 ,剩余油挖潜工作取得新进展和新成效 。 如曹 51 井通过硼中子测试实施卡堵水后初期日增油在 10t/d 以上 。 沙 埝油田沙7纵向上含油砂体全部射开生产 。 从油水井两个剖面来看 ,其余砂体储量动用不充分 。 通过实施注水井分注 、油井整体卡水压裂工作 ,油藏开发态势由递减转为稳产态势 ,提高采收率 增加可采储量 04t。④ 拓宽特殊结构井的应用规模和领域 , 提高剩余油挖潜的针对性水平井因能增加油层接触面积 ,提高波及系数和在相同压差及采液强度下比直井具有提液优势 ,目前已成为油藏提高采收率的重要技术 。 江苏油田断块小 ,随着油田开发程度的加深 ,剩余可采储量有相当部分集中在断层附近水驱未波及区 、套损井区和注采不完善井区 , 如何高效挖掘这部分剩余油 ,成为改善油田开发效果的关键 。 而侧钻井具有投资省 、见效快 、效益高的特点 ,对于节约投资 、挖掘剩余油 、提高油田经济可采储量具有显著作用 。如曹 7 断块 油井由于高含水长期停采 。 在实施 余油监测验证油藏高部位油层顶部相对富集剩余油的基础上 ,实施曹 7 平 1 井 ,钻遇水淹层 月 11 日投产初期日产油 d、含水率为 目前日产油 7t/d、含水率为 95%,累积产油 1611t。初步实现水平井挖掘特高含水期厚油层顶部剩余油的成功 ,为今后高含水油藏正韵律厚层顶部剩余油挖潜开辟了新途经 。2006 年 ,在真武 、曹庄 、富民 、安丰 、徐家庄等高含水油田小断块油藏中 , 实施侧钻井挖掘断缺油层 、完善注采井网以及滚动评价等 ,共投产侧钻井21 口 ,实现年增油 04t,取得了非常明显的效果 。 2008 年共投产侧钻井 16 口 , 04t,日产油 d。⑤ 依靠工艺技术进步 , 挖掘层间和平面的剩余油在工艺上 ,重点应用压裂 、酸化 、大修 、调 、提 、卡 、堵等技术 ,挖掘高含水油藏剩余油潜力 。 在压裂方面 ,拓宽思路 ,优化压裂措施选井选层 ,解放低渗油藏非主力层 、指导老区注采调整 ,评价落实探井产能 、指导了滚动勘探开发 ,逐步发展了油井整体压裂 、重复压裂 、薄夹层压裂 、转向压裂和水井压裂酸化等技术 ,实现年增油均在 04t 以上 ,累计增油 04t。压裂已成为一项常规的增产增注措施 ,广泛运用到油田开发中 ,改善了中低渗油藏开发效果 ,对油田稳产上产目标的实现起了重要的促进作用 。此外 , 随着油田开发的深入发展 , 因套损 、串槽 、井下落物 、套损等影响生产或挖潜的疑难井日趋增多 。 近年来 ,不断应用新工艺 、新技术恢复疑难井的生产能力 ,取得了较好的效果 。 如 2007 年真武油田通过插管桥塞挤灰 、膨胀管补贴 、悬挂小套管 、换套和泵带封隔器等技术与手段 , 陆续恢复了真35 149、真 143、真 166、真 185、真 38、真 77等井的生产或挖潜 ,初期日增油 d,目前日增油 d。4 结论与认识① 断块油藏高含水期剩余油成因复杂 , 不同的成因所起的作用不同 。 储层非均质及沉积微相是控制剩余油分布的根本因素 ;构造是影响剩余油分布的重要因素 ;井网和注采系统的完善程度是决定· 65 ·第 2 期 姜天良等 . 江苏小断块油藏剩余油成因和挖潜调整对策il u 25265;25002;25200)[of in by as of of of of of be to of to 开发条件是影响剩余油分布不可忽视的因素 。② 认识地下剩余油的成因是提高小断块油藏调整挖潜的基础 ,也是提高采收率的技术关键 。 多学科协同 、多技术综合已经成为当前精细研究剩余油分布的系统方法和成熟手段 ,只有认识地下剩余油的成因 ,才能有效指导开发综合调整 。③ 断块油藏调整挖潜技术手段具有较强的针对性和多样性 。 不同的油藏类型 、储层特征和开发条件下形成的剩余油不同 ,剩余油规模不同 ,因而调整挖潜的技术手段应有所区别 , 采取的对策不同 ,同时调整挖潜的技术手段具有多样性 ,因此应根据剩余油规模组合多种技术进行调整挖潜 。参考文献 :[1] 李洪玺 ,刘全稳 ,温长云 ,等 ]2006,13(3):82] 王艳红 ,王先荣 ,马淑娇 ,等 J]2004,24(1):313] 张兴焰 ,樊继宗 5 块精细油藏描述与综合治理一体化研究 [J]2001,27(2):144] 宿春梁 ,叶明标 ,王顺华 ,等 J]2004,30(2):90编辑 谢 非 )2009年 第 14 卷· 66 ·中 外 能 源
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