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发展适用技术实现吉林油区难采储量逐步动用

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1发展适用技术实现吉林油区难采储量逐步动用张辉 司云革(吉林油田公司勘探开发研究院) 前言近些年来,随着我国石油工业的发展,高效储量资源的相继开发动用,未动用储量这部分资源有逐年增加的趋势。吉林油区目前拥有探明未动用石油地质储量 50655 万吨,其中自营区占 而新探明储量正以每年 5000 万吨的速度递增。根据对油田发展形势的分析,这部分储量如何动用、动用效果好坏将直接关系到油田未来的发展。针对这种情况,吉林油田分公司加大了难采储量综合评价技术研究,深入分析未动用难采储量的状况,从地质、油藏、工艺、经济技术等多方面入手探索未动用难采储量有效动用的途径,取得了一定的认识,并在油田增储上产中发挥了重要的作用。一、以精细油藏描述专项技术为突破点,做好油藏科学评价。1、构造精细解释技术近几年油田新区开发的储量中,难采储量占有很大比重,并且油藏类型以复杂隐蔽岩性油藏为主。强化难采储量的油藏评价,瘦中选优,必须依赖构造精细解释落实各油层的顶面构造和断裂系统评价。吉林油田英坨地区地质条件复杂,具有构造幅度低、小断层、小断块、多断层的特点。断层位置和圈闭范围不落实。根据此区的开发难点应用三维地震资料,利用相干性分析和地层倾角等技术制作三维数据体,并采用等时切片和沿层雕刻的方法,可以清晰地识别断裂格局,使断层尤其是小断层的解释准确可靠。同时结合三维可视化技术完成断层组合,从而搞清了断裂分布格局。在解释过程中,精细制作合成记录,采用多信息井震标定技术实现了主力油层的准确标定。在对基干剖面精细追踪解释的基础上,采用种子点追踪技术实现了层面的准确刻画。在落实断层的工作中,依据波组错断,同相轴分叉、合并、扭曲以及振幅的强弱变化等现象确定断点。断层平面组合主要考虑断层性质、倾向、断距及区域地质规律等,采用了可视化技术,利用相干体沿层切片、层倾角图、边棱检测图、方位角图等手段,清楚客观的揭示了各个反射层断层的平面分布规律、组合方式及相互之间的切割关系,搞清了断裂分布规律,实现了断层的科学组合。在此基础上,根据该区速度谱资料,利用井误差校正建立三维速度场,采用变速构造成图方法编制油层顶面构造图。利用这一成果实现了英东大量小型复杂断鼻油藏的开发。部署开发井成功率达到了 并且通过开发井资料验证平均相对误差在 对误差低于 2、地震储层横向预测吉林油田难采储量有很大一部分为低丰度的岩性油藏,这一类油藏储层砂体呈明显的条带状展布,且岩性物性变化大。在井网密度较小的情况下,难以实现油藏的科学评价和油层的准确刻画,从而无法使油藏工程设计达到最优化,大大增加了开发部署的风险程度。因此基于地震资料的储层反演工作就显得尤为重要。由于多数未动用区存在地震资料较差、储层厚度薄、预测难度大等问题。我们有针对性的开展了“高分辨地震处理技术、三维地震处理解释技术、储层和含油性预测方面的各种新技术”研2究和推广应用工作。1999 年在吉林油田推广应用了 件,它的反演技术是以测井资料丰富的高频信息和完整的低频成分补充地震有限带宽的不足,用已知地质信息和测井资料作为约束条件,推算出高分辨的地层波阻抗资料,为储层的深度、厚度等精细描述提供可靠的依据。该技术成功地应用于两井、孤店等油田的未动用储量评价工作中。在大情字油田开发评价中,研究并提出了“测井约束多参数联合地震反演预测储层及含油性” 。该项技术中,储层预测以测井约束多参数联合地震反演为基础,结合地震属性参数提取和综合地震属性判别方法,以小层为单位,进行综合的储层和含油气分布的预测。多井约束地震反演方法,使测井资料的纵向分辨率和地震资料的横向变化信息有效地结合在一起,它充分利用了测井资料中的低频和高频成份,这样便突破地震资料在高、低频成份上缺失所造成的带宽限制,最终获得高分辨率的反演结果;而含油性预测上平均弧长属性与实际结果对照好于均方根振幅、平均反射强度这二个属性。通过对大情字井油田弧长属性平面预测图研究发现,在三维区边部存在着一个与黑 46 区块相似属性特征区域,对构造研究发现,此区受一反向正断层控制,因此先后部署黑 79 井及 5 口开发控制井。从完钻的控制井证实不仅青一段Ⅲ砂组含油性较好,而且意外地证实了泉四段含油性也较好。黑 125 井单投泉四段4 号小层初期液 d,油 10.7 t/d。目前区块钻开发井 121 口井,并且取得了较好的开发效果。这项研究成果在大情字井油田中早期区块优选中发挥了重大的作用,预测结果与实际开发情况符合程度较高,以此为指导确定了一批油气富集区块。随着大情字井油田开发工作的逐渐深入,未动用储量品质越来越差,目前所面临的剩余未动用储量,其油层多以单一的河口坝砂体为主,砂体宽度一般小于 500m,其单砂层厚度一般在2~8m 之间,如此薄的储层采用常规波阻抗或岩性反演方法,难以识别和区分,必须采用特殊的方法和技术。为此根据实际情况总结出一套此类油层的储层预测方法—多属性联合分析反演技术评价储层。该项技术在储层精细标定的基础上,首先利用各种地震属性信息分析处理技术和地震相分析技术,预测储层段砂岩发育的有利沉积相带。在了解储层砂体声波响应特征后,采用多属性相干体分析、分频扫描分析、属性聚类地震相等技术进行多属性联合参数反演。从而完成储层的综合评价和预测。利用该方法发现,在黑 98 井区存在一窄条带状砂岩,在斜坡背景下上倾尖灭,依据此项成果部署了黑 98,获得了成功。目前黑 98 区块部署开发井 67 口,平均单井日产油 d。在开发过程中根据预测的砂体展布状况优化了开发井的部署,有效的控制了低效井的出现。3、沉积微相研究吉林油田各未动用区多数为低渗透砂岩岩性油藏,对储层发育及变化情况的认识对于评价结果至关重要。针对这种情况开展了大规模、全方位深入细致的沉积微相研究工作。弄清研究区沉积环境,沉积相和沉积微相类型及时空演化,进而揭露砂体成因类型、体积形态、规模大小、展布方向以及纵横向的连通性,并探讨沉积微相与油气的关系。这一技术的深入开展,在大情字井和乾安油田未动用储量开发评价中,发挥了重要的作用。通过大情字井油田沉积微相研究,提出了青一段为三角洲河控单叶体模式和复合坝叶体模式。微相类型为水下分流河道→河口坝主体→坝内缘→坝外缘→坝间。利用密井网开发区分析了单砂体微相与控油成藏规律。认为大情字井油田青一段三角洲水下河控单叶体及复合坝叶体是造成储层及含油性变化的重要原因,岩性油藏具有高产能,并将超过构造油藏。从生储机理上解释了大情字井油田满凹含油的油藏模式—凹陷谷底岩性圈闭成藏模式。利用这一理论观点,在储层砂体有效3预测的基础上,成功的部署了以情 66 96代表的一批评价井,同时开发部署了黑 60 区块取得了较好的效果。确定了大情字井油田向斜底部的开发模式。在乾安油田的开发研究中,乾北油田以砂岩上倾尖灭岩性油藏为主,油水分布受单砂体控制,储层物性及微相类型直接影响着油井的产量,因此开展了储层沉积微相研究,总体上由南西向北东方向依次发育有水下分支河道、河口坝主体、河口坝、坝内缘、坝外缘。储油砂体主要为水下分支河道、河口坝主体、河口坝,坝内缘次之。寻找储层物性好、相带有利的砂体是开发部署的关键。根据沉积微相研究成果,在开发部署上,在砂体的主流线区域部署开发井,如乾 118 区块北部-乾 165 井区,根据试验区密井网解剖,25号小层在沿北西方向发育一个远砂坝条带,因此沿此条带部署开发井及评价井,取得了比较好的开发效果。乾 164块的 3 号小层为条带状河口坝微相,根据砂体沉积方向,在有利的相带,部署开发井 8 口,实施后 2 口井试采,获得较高的产量。沉积微相研究,不仅在未动用储量开发评价中,发挥了重要的作用。同时也是难采储量的开发部署及优化实施过程中的一项重要技术。4、裂缝早期识别吉林油田总体来看,属于低渗透裂缝性砂岩油藏。裂缝在开发中的影响尤为重要。目前已开发大部分油田沿裂缝东西向水淹或高含水的现象较为普遍,而难采储量区储层同样具有这样的特点。天然和人工裂缝的产状和延伸压力对注水开发和井网形式及井排距的优化组合具有很大影响。因此在吉林油田开展这一方面的研究就显得尤为重要。裂缝监测及研究工作难度大,不确定因素多,以往在监测手段的局限下,不仅采用了地应力测试、岩芯裂缝描述、微观裂缝观察、地层倾角测井和开发动态监测等手段进行研究。同时利用整体构造形态和断裂系统研究、井轨迹瑰形图、井眼椭球体、压裂干扰试验等手段进行裂缝的研究。近几年随着软、硬件的发展,利用了有限元法三维数值模拟、5700 成像测井、井间微地震等方法进行裂缝研究,使储层断裂系统和裂缝研究到了一个新的高度。尤其是成像测井技术在油藏评价中的应用。成像测井技术是近年来迅速发展起来的高新测井技术,利用声、电响应模拟成图像。通过图像观察可以比较直观地看到井筒所在地层的地质信息,天然裂缝和钻井诱导的人工裂缝均可以观察到。为了科学准确合理的确定,未动用储量评价区内储层的裂缝发育状况和渗流能力,采用了多种方法进行裂缝研究。目前评价区内评价井和新区开发井均有一定比例的成像测井,同时对重点区块进行了井间微地震试验。不仅实现了储层裂缝静态刻画,同时对裂缝在注水条件下的导流状况有了一定的认识。为油田开发井网方式及井排距的合理部署提供了有效的依据。大情字井油田和乾安未动用储量区在裂缝研究的基础上,科学的部署了开发井网,大情字井油田于 2000 年开始投入开发,注水后(水井滞后注水 6 个月) ,地层压力稳定上升,油水井排的油井地层压力变化平稳,年度含水缓慢上升,未出现水淹水窜油井,开发效果良好。5、测井综合解释与多井评价开发应用 井综合处理解释) 、藏识别) 、R 境校正软件)等测井软件以及成像测井技术,建立了储层测井精细解释模型,使得对于储层性质的确定、确定裂缝的发育情况及油气水层的识别达到了一个新的高度和水平。目前该项研究成果在大情字井等油田得到成功应用。又如在莫里青油田未动用储量评价工作中,在测井解释模型建立的基础上,综合测井资料、储层物性资料、储层厚度资料、试油资料等,研究应用灰关联模糊物元分析方法进行了储层质量评价研究工作,研究成果综合反映了储层岩性、4物性及含油性的好坏,有力地指导了未动用区各项评价工作的开展。6、地质建模技术油藏建模的根本目的就是为了建立一个更直观、更客观反映地下油藏构造形态、储层分布、物性变化和其非均质性,以及流体的分布等模型,为油田开发决策提供依据。根据资料的拥有程度选有不同的方法,可以有效地应用于勘探开发的各个阶段。通过油藏建模技术,可做为油藏数值模拟的地质模型。油田开发中两项重要研究技术——油藏建模和数值模拟,二者有机结合和各自技术的不断完善,将促进油田开发效果和经济效益的不断提高。油藏三维地质建模技术,在吉林油田开展和应用尚处于初步阶段。由于目前未动用储量地质条件复杂,油藏单元逐渐缩小,给油藏评价和开发工作带来了很大的难度—油藏认识更新快、储层精细刻画难度大、基础工作量巨大。为了提高油田开发技术水平,实现油田开发现代化,2000 年我们引进了“三维地质模型软件系统(”,在英台等油田的未动用难采储量评价中得到了成功应用,为英 101 区块的成功开发提供了重要参考依据。根据油田地质研究技术工作的需要,2002 年引进了目前油田开发行业广为应用的微机版三维建模软件—软件把地震解释、构造建模、岩相建模、油藏属性建模和油藏数值模拟显示于一体,同时应用了各种先进技术。乾北油田油藏研究的很大一部分工作就是在这一软件平台上实现的。利用该建模软件,实现了有机的多井对比,增加了油层对比的精度和准确程度,同时数据资料微机化以后大大提高了工作效率。由于软件具有地震数据体的功能,为开发工作者应用地震资料提供了便利的途径。以沉积微相研究成果,干预储层骨架数据体的建立,实现了储层准确刻画为井网优化部署提供了科学的依据。通过该软件的应用,增加了对油藏内部细节的认识、精确描述油藏属性的空间分布,提高了工作效率。对于乾北这样一个千万吨级储量规模的大油田,大大缩短了前期油藏开发评价的时间。7、深入开展储层微观孔隙结构和渗流特征研究,科学评价储层的储渗性能低渗透油田地质条件极其复杂,开采难度很大,搞好低渗透油田储层综合评价,对于低渗透油田的开发方向及投资决策具有十分重要的意义。以往的方法通常是采用现场开辟生产试验区,但这种方法的不足之处是投资量大、周期长、储层平面上代表性有限。为了提高储层综合评价的科学性,需要对储层孔喉结构和渗流特征进行深入的研究。通过对大情字井油田孔喉结构特征、岩石润湿性和流体性质等参数的研究发现,油田具有低幅度成藏的孔喉条件。以此为指导提出了大情字井油田具有构造精细解释发现低幅度油藏的潜力。同时结合相渗资料,根据已开发区块,不同构造部位油井产出含水状况,计算出单一油藏不同构造部位,行了已开发区块的滚动外扩。不仅对黑 46 和 75 区块实施了外扩,同时实现了两个区块的连片开发。部署新开发井 15 口,平均单井日产油 d,含水 有效的实现了外围难采储量的高效动用。国内大量低渗透油田岩样的物理渗析实验已经取得重要的认识;低渗透油藏的非达西渗流特征已经达成共识,大量的动静态资料反映非达西现象的存在;非达西渗流现象的表征仍在探索中。这一方面的研究在吉林油田低渗透油藏的开发中尤为重要。在两井油田数值模拟的研究中引入了启动压力这一概念,进一步提高了数值模拟的可信度,增加了方案的科学性。但对于包括:油水相对渗透率曲线和启动压力测试、渗析实验研究、流固耦合特征及规律研究,尚须开展更为深入的研究工作,实现低渗—超低渗透油田科学开发。二、优化注采井网系统,实现油田高效、持久发展5吉林油区低渗透裂缝性砂岩油藏经历了几十年的摸索,总结出了一套开发部署初期科学的井网方式—井排方向与裂缝方向相同的压扁菱形反九点的井网方式,在开发后期演变为现状注水这一模式。这一井网系统沿裂缝方向布井,采用井网密度相对较大的线状井网。沿裂缝方向拉大井距,垂直裂缝方向缩小排距。采用这一井网方式,获取较高的采油速度,同时有效延长了油井见水时间。因此吉林油田未动用储量多是采用此种井网方式部署开发井。只是井排距的选择需根据各油田裂缝发育状况、储层特征、渗透率和丰度进行综合确定。大情字井油田在开发初期采用 212×424m 菱形反九点的井网方式部署开发井。通过后期研究发现,该井网排距选择过大,而井距确偏小,为此对在其它新区块的井网进行了调整,调整后的排距为 160m,井距为 480m。开发后,地层能量的保持水平由原来的 72%,提高到 85%,油井的产能水平得到了有效的发挥。选用灵活的井网方式开发特殊油藏。对于裂缝异常发育的新区采用菱形反七点的井网方式部署开发井,通过强化注水,使地层能量得到了有效的补充。提高了油井的稳产水平。小规模断块油藏,一般能量比较充足,开发部署时根据区块实际情况,选用灵活的井网方式部署开发井,确保注采系统合理,同时保证油井的多方受效,以达到较好的开发效果。三、开拓新的开发方式,努力提高开发效果1、早期注水技术推广应用低渗透油田开发中具有递减快、稳产难的特点,除去低渗透储层沉积特点造成的不利因素(储层连续性、非均质性、裂缝等因素) ,还与低渗透油层的渗流规律有关。低渗透油层不符合达西渗流规律,存在启动压力梯度,随驱替压力梯度的上升,流速呈非线性增长。为提高低渗透油藏开发效果,从提高地层能量,增加驱替压力、改善低渗油层渗流条件的角度,在吉林油区开展了早期注水工作。新 119 块于 2002 年 7 月开展早期注水试验,此区储层平均渗透率为 0,属于低孔、低渗油藏。采用 120×500m 菱形反九点面积注采井网部署开发井,水井早期注水。当油层压力达到原始地层压力的 09%时,主力油层压力呈上升趋势,根据注水情况和对油层的认识决定投产。投产初期新 119 产油 水 26%,第六个月单井平均日产液 产油 水 11%。与邻区新 214、228 区块对比,初期平均单井产油能力是邻区 ;。采油强度明显高于邻近的新 214 区块。至 2004 年 10 月,早期注水试验区内油井已投产17 个月,水井井口注入压力为 井单井平均日产液 产油 水 动态上表现出初产高、递减小、稳产水平高、含水较低的特点。对比新 214、228 区块,月递减率分别低 表明早期注水开发取得了良好的开发效果。乾 118 区块早期注水试验同样取得了较好的开发效果。通过乾 118 区块连续生产的 18 口油井与外围试采井动态特征对比可以发现:试采井一般初产较高,但递减快,而乾 118 区块产能、含水稳定;对比外围 3 口试采井,早期注水开发区块月递减率较试采井低 由此可见,早期注水对于低渗透油田的稳产具有积极的作用。通过超前注水技术,使新 119、乾 118 区块取得了较好的开发效果,但开发过程中也显露出一些问题。即油井投产后地层压力下降较快,这一问题使我们认识到,早期注水技术的难点不是如何确定油藏最佳压力保持水平,而是如何保持这个压力水平。通过早期注水技术可以弥补低渗透油层能量补充不足的问题,但要长期充分的发挥早期注水的优势,必须与优化井网技术、整体压裂等技术相配合,形成适合于早期注水开发的配6套技术。这一技术的将会带动庞大的低渗、难采储量的开发步伐。尤其对于潜力大、丰度低、产量差的边际油藏,具有更广泛的推广价值。2、水平井技术应用利用水平井开发油田是当前世界石油工业上重点研究发展的方向之一。水平井打开油层面大,单井产量高,是发展稀井高产少投入的行之有效措施。水平井开发这项技术,在提高单井产能、提高采收率和降低开发投资方面具有明显的效果。这 3 项指标也是困扰吉林油田难采储量难以动用的主要问题。为此在 90 年代,吉林油田曾经开展过水平井开发室内研究,并且取得了一定的研究成果。但当时的研究仅局限在室内,并未开展矿场试验,并且研究所依托的水平井工艺技术具有时代的局限性。截止 2004 年底吉林油田已经完钻 3 口水平井:老平 1、民平 1 和近期新完钻的扶平 1 井。这三口井在钻井上是成功,但是由于油藏认识的问题老平 1 和民平 1 井均未取得预期效果。扶平 1 井压裂投产后,日产油达到 10t/d 以上,达到了预计效果。扶余油层水平井的成功实施,证实了水平井在吉林油田应用具有广阔的前景。2005 年对扶余油田水底压覆和城区下的难采储量,开始了大范围的采用水平井开发,预计到年底实施 30 口。3、小井距注水开发试验合理的井网密度对于低渗透油田的开发而言,是个成败攸关的关键问题。井网密度虽然是油田开发方案的主要技术指标,但它与市场油价有着密不可分的联系,同一油藏在不同油价下具有不同的合理井网密度。吉林油田难采储量在目前的油价下所被迫选用的井网密度一般在 8~20 口/用这一井网对油砂体分布范围小,连续性差,非均质性强、低渗透的油田难以达到理想的开发效果。并且在开发中暴露出一系列的问题:油井产量递减过快,水井注入压力持续攀升,地层压力持续下降,同时由此而带来的油水井所发生的各种问题,致使注水开发在早期就难以维持下去。为了对实现这类难采储量的有效注水开发,需要采用较大的井网密度。但对于密井网是否能够在油田开发初期保持较长时间的稳产和较高的采油速度,在此方面我们仍然缺乏认识。为此吉林油田 2003 年在大情字井油田黑 123 区块开辟了小井距试验早期注水试验区,采用 120×400m 菱形反九点井网方式部署开发井。从试验效果来看,油井初期达到了较高的产能水平。但由于采用小井距,在油井投产时严格控制了压裂规模,致使油井后期在较低水平上实现了稳产。水井注水压力快速攀升的状况却得到了缓解,与油藏特征相近的黑 75 区块比较,初期启动压力黑 75 区块略高,注水后黑 75 区块注入压力快速上升,而黑123 区块一直稳定在 12右。小井距早期试验虽然没有取得成功,但取得了一定的认识。通过试验使我们认识到,小井距开发并不是单纯的将井网密度加大,还要有与之相适应的整体压裂改造工艺,同时还要确定科学合理的注水强度和采油速度。2005 年将在前期经验教训总结的基础上,在两井油田开展小井距注水开发试验,为沉睡多年的两井油田寻找经济开发方式。四、强化压裂工艺技术研究,科学提高单井产能1、注重油藏地质研究,建立科学合理的油层压裂改造技术模式通过长期的技术攻关,在低渗透储层开发压裂改造技术工艺中,形成了以乾安为代表的早期注水小单元整体压裂改造技术模式,有效提高了三低储量的产能水平。①单元井网内平面连续主力储层, 按小单元整体压裂设计。②单元井网内平面连续但感应差异较大或电性感应形态下滑的储层,按近井地带解堵压裂设计。③单元井网中非主力及局部发育储层,按评价井规模设计。利用这一压裂改造技术模式有效的提高了开发区块的单井产能水平。2、优选支撑剂有效提高人工裂缝导流能力剩余未动用储量油藏埋藏均较深,以大情字井油田为例,埋深 1900层地应力高,7闭合压力一般在 40上。选用石英砂作为支撑剂已经不能满足油田开发的需要。采用陶粒作为支撑剂,其导流能力下降的速度要小于石英砂,同时也可以延长压裂有效期。为了提高油井的产能水平,开展了以陶粒作为压裂支撑剂的矿场试验。通过黑 60 区块 2 口开发井的试验表明:①采用陶粒压裂井,在很长的时间内,油井保持了旺盛的供液能力。②投产相同时间(162 天) ,情西100平均日产油 d(石英砂压裂) ,情西 102平均日产油 d(陶粒压裂) ,采用陶粒压裂产能提高率为 为此乾安新区 2005 年开发井均采用陶粒压裂,这一革新使油井产能水平得到了有效提升。以黑56 区块为例,2002 年部署的评价井黑 56产青一段 12 号小层(采用石英砂压裂) ,初期日产油 4t/d 左右。由于区块产能水平较低,而无法进行开发部署。2005 年在投产工艺取得突破的情况下进行部署。采用陶粒压裂的新井平均单层加砂强度仅为 m,但第四个月的平均产量却为 d,产能提高率达到了 吉林油田近几年压裂工艺技术水平的提高,实现了很大一部分难采储量的动用。结束语目前很多油田增储上产所面临的资源均为难采储量,而新增效益储量仅占很小的一部分。要想实现这一部分储量的高效动用必须从各个方面增加投入和研究力度。该文主要从吉林油田实际情况出发,以难采储量油藏地质评价为重点,对一些突出和卓有成效的技术进行讨论。虽然吉林油田在这一方面取得了一定的成果,实现了油田快速上产。但要想实现油田的跨越式发展,必须立足于新思路、新技术,以技术创新实现难采储量逐步动用。
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