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喇嘛甸油田厚油层精细控水挖潜技术

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喇嘛 油田 油层 精细 挖潜 技术
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2009年128卷第5期 大庆石油地质与开发 2009 8 0.3969/J.000—3754.2009.05.019 喇嘛甸油田厚油层精细控水挖潜技术 黄伏生赵云飞 方 亮 (大庆油田有限责任公司第六采油厂,黑龙江大庆163114) 摘要:喇嘛甸油田萨、葡油层以河流相沉积砂体为主,厚油层发育,层内非均质性严重。进入特高含水期后, 厚油层内既存在严重的无效、低效循环,又存在相对富集的剩余潜力。以沉积学理论为指导,通过现代沉积与 野外露头考察,确定了厚油层内部4级界面3种基本分布模式,确定了结构单元4种组合类型,揭示了层内结构 非均质特征。在深化储层精细描述的基础上,实现相控建模与精细数模一体化量化剩余油分布,搞清了注采无 效循环场的分布特征。通过创新层内细分注水与层内精细堵水技术控制无效注采循环,并通过代用井补孔方法 不断完善结构单元注采关系挖潜层内剩余油,有效地改善了喇嘛甸油田特高含水期油田开发效果。 关键词:喇嘛甸油田;厚油层;控水挖潜;特高含水期 中图分类号:献标识码:A 文章编号:1000009)05N un— 63 1 14,s in of by of as of of on of is of of by in O as to of in 稿日期:20098 作者简介:黄伏生,男,1962年生,教授级高级_士,现从事油田地质开发研究及管理工作。 E—OB.28卷第5期 黄伏生等:喇嘛甸油田厚油层精细控水挖潜技术 ·107· 喇嘛甸油田1973年投入开发,1997年进入特 高含水期开发阶段,目前全油田综合含水达94% 左右。随着含水的上升,生产成本上升、开发效益 下降,如何减缓产量递减,控制含水上升速度,是 喇嘛甸油田特高含水期面临的主要问题,也是全国 老油田目前所面临的共同问题。喇嘛甸油田储层主 要以河流相沉积为主,厚油层发育,层内非均质性 严重,储量主要分布在有效厚度大于2 ,占总储量的67.51%。密闭取心资料、室内物 模实验和现场动态监测资料均表明¨ :以厚油层 发育为主的非均质多油层砂岩油田综合含水上升到 90%以后,存在着严重的无效和低效循环问题。一 方面,大量的注入水沿高渗透、高含水“优势” 通道无效或低效循环;另一方面,层内还有相当多 的厚度因注水驱替不到储量无法动用或动用较差。 因此,根据喇嘛甸油田特高含水期油藏动态变化特 点,将结构调整的重点转移到厚油层内,确定了特 高含水期“控制无效循环,提高有效注入,扩大 波及体积,增加可采储量”的开发政策。 1特高含水期控水挖潜研究思路 充分应用多学科油藏研究的手段 ,以沉积 学理论为指导,通过现代沉积与野外露头考察,利 用岩心与密井网测井资料,精细解剖厚油层内建筑 结构特征揭示层内非均质。在此基础上,通过相控 三维精细地质模型建立和精细数值模拟,将剩余油 描述量化到厚油层内结构单元,搞清剩余油的分布 特征;同时,采用储层精细描述、数值模拟、动态 监测等多种手段综合识别注采无效循环部位及分布 特征。根据剩余油富集区类型与注采无效循环场的 分布特征,研究适合各类型剩余油挖潜的对策与控 制注采无效循环的有效方法。达到减缓产量递减、 控制含水上升速度的目的,不断改善喇嘛甸油田特 高含水期油田开发效果。 2精细描述剩余油与无效循环场分布 特征 2.1深化储层精细描述技术,深刻揭示层内结构非 均质特征 喇嘛甸油田从1973年开发到目前,储层精细 描述紧密围绕油田开发需要,经历了从层间到层 内、从宏观到微观、从定性到定量的发展阶段。近 几年研究表明 。 :在层内韵律段顶部富集剩余油 而层内韵律段底部存在严重的注采无效循环。因 此,迫切需要对厚油层内部建筑结构进行深化研 究。 2.1.1厚油层砂体结构解剖方法 厚油层砂体构成单位主要划分为6个级次,相 应地,内部不同构成单位之间的界面也划分为6 级。分别为河道复合体、单一河道单元、河道内大 型床砂底形的次级加积体(结构单元)、层系组单 元、层系单元、纹层单元。目前,喇嘛甸油田储层 描述到层内结构单元,其内部结构单元问的界面属 于结构界面。 结构单元的划分方法:结构单元属于河道沉积 厚油层内部具有一定规模的次级构成单位,其底界 面受原始地形、床砂底形以及河流水动力条件控 制,而顶部界面一般都属于平水期形成的细岩性 层、枯水期的泥质层、成岩时期的钙质致密层以及 上部结构单元的下切面。因此,寻找结构单元的顶 底界面是技术关键。 结构单元的对比方法:在单井结构单元划分的 基础上,采用“旋回对比,分级控制”的油层对 比基本方法,利用密井网测井曲线体现的旋回或韵 律特征、水淹界面、垂向渗透率差异、岩性差异等 各类界面,在标准层控制下,逐级进行对比,直到 结构单元层¨ 。 2.1.2结构界面与结构单元的分布模式 通过野外露头剖面考察与大量的精细解剖成果 表明,厚油层内结构界面主要存在3种最基本的分 布模式: 层状——界面基本呈现水平分布。辫状河道、 顺直型河道砂体内结构单元间局部界面属于这类分 布特点。 斜列——界面呈现两段或三段式变化规律,上 部近于水平、中部倾斜、下部又近于水平。曲流河 内部单一侧向加积体间、增生单元间的界面,均属 于这类分布模式。 波状——主要在辫状河道砂体内结构单元问, 由于床砂底形的变化或沉积能量的变化导致界面波 浪式迭拓起伏分布,其他类型的河道底部或内部也 局部存在这类分布特点。 结构单元剖面的组合特征表明,可以划分为4 种基本类型: 顶部超覆式——河道退洪或湖泛之后,河道砂 体或水下分流河道在其顶部沉积了泥质含量较高的 岩性——粉砂质泥或泥质粉砂。表现为上部差岩性 ·108· 大庆石油地质与开发 2009正 席状砂体将下部河道砂体全部覆盖,结构单元间界 面以泥岩或物性夹层为主,呈水平分布,结构界面 分布稳定。 楔状镶嵌式——在两个相邻的结构单元问出现 骑墙结构单元,属于单独发育的一个成因结构单 元,一般规模较小,分布面积只有1~2口井。该 类结构单元与周围结构单元之间表现为三类接触或 尖灭,与上下结构单元的界面类型不固定。 底托悬挂式——上、下河道或结构单元砂体分 布范围不同,上部体现被下部依托的关系,下部砂 体似悬挂于上部砂体之下,具有多种组合类型,结 构界面发育类型较稳定。 交错迷宫式——成因单元或结构单元由于层位 的不稳定,砂体之问的界面极其不稳定,导致砂体 接触关系复杂,似迷宫一样的组合类型。 2.2相控建模与精细数模一体化量化剩余油分布 2.2.1相控三维地质建模方法 相控属性模型建立主要依据沉积微相分布特 征,在相带边界控制下进行三维属性地质建模。该 方法不同于井间随机插值建模技术,解决了由于微 相突变不能真实反映储层属性突变的问题。 利用首先,利用字化后,运用直接赋值方法,生成以沉积相带图 为依据的微相模型 ;其次,在此微相模型基础 上,计算出各沉积微相的概率分布模型;最后,以 微相概率分布模型作为约束条件,利用序贯指示、 基于目标的示性点过程等方法,建立渗透率、孔隙 度等属性分布模型。 2.2.2精细数值模拟方法 在对厚油层内部建筑结构精细解剖及三维地质 建模的基础上,利用模拟。 静态模拟处理:充分考虑渗透率、有效厚度、 孔隙度、饱和度等参数随各单元沉积微相的变化实 际,纵向网格按结构单元划分模拟层;平面网格采 用平行于渗透率主流方向的非均匀直角网格体系。 这样既尊重单井的实际数据,又利用地质认识 (沉积相带)进行控制和约束,保证属性分布的真 实性和各向异性。 动态模型建立:将整个开发过程划分为若干个 时间阶段,保证油水井工作制度在同一时间阶段内 不发生较大变化,并能完整、连续地描述该阶段的 动态特征;并将井的开发历史、压力、措施信息等 资料加载到软件中,完成动态模型建立。采油井全 部采用定量方式,注水井采用内部井定量、边部定 压的方式注水。 历史拟合:采取了不同油层组的相渗透率曲线 校正、平面(垂向)渗透率和传导系数调整、单 井(井组、层系)动态追踪调试、虚拟井设置、 断层密闭性验证等方法,进行全区及单井的储量、 含水、压力、产油量、气油比等指标的精细历史拟 合。 2.2.3剩余油的分布特征 (1)剩余油主要存在于厚油层内部。 水洗资料表明:水洗层有效厚度占钻遇总厚度 的94.57%,但水洗层内剩余油仍然较多,未水洗 段主要分布在有效厚度大于2未水洗 段总厚度的71.76%。在有效厚度大于2 现多段多韵律水洗特点,其中弱、未水洗段有效 厚度52.6%位于韵律段内上部,30.1%位于中部, 17.3%位于下部。 (2)层内结构单元剩余油分布5种模式。 模式一:层状间隔式结构单元剩余油。分布较 稳定的结构界面对上下结构单元能起到很好的渗流 遮挡作用,层内岩性变差或注采不完善部位存在剩 余油。 模式二:底托悬挂式结构单元剩余油。底托悬 挂式结构单元因砂体发育不连续导致单元内注采不 完善存在剩余油。 模式三:底型切叠式结构单元剩余油。底型切 叠式结构单元由于结构界面分布不稳定,导致顶部 动用差存在剩余油。 模式四:楔状镶嵌式结构单元剩余油。楔状镶 嵌式结构单元由于结构界面的垂向和侧向均具有遮 挡作用,造成注采井问连通差存在剩余油。 模式五:交错迷宫式结构单元剩余油。交错迷 宫式结构单元砂体变化大,接触关系复杂,各结构 单元间多以三类连通为主,因此存在剩余油。 (3)数值模拟研究量化剩余油。 在精细历史拟合的基础上,可预测各单元的剩 余储量与采出程度。 2.3采用多种手段综合识别注采无效循环部位分布 特征 由于储层层内的非均质性以及各种资料的局限 性,要搞清无效水循环部位靠单一资料很难实现, 必须根据动、静态资料和各种监测资料,采用储层 精细描述、数值模拟、动态监测等多种手段综合识 第28卷第5期 黄伏生等:喇嘛甸油田厚油层精细控水挖潜技术 ·109· 别。 2.3.1依据新井水淹资料,圈定无效循环重点区域 首先绘制砂体连通图和渗透率等值图,充分认 清砂体的高渗透条带,结合新井水淹层解释资料, 圈定无效循环的重点区域。 2.3.2根据动态监测资料和油层累计注水倍数,确 定无效循环具体层位 无效注采循环重点区域圈定后,根据注入井吸 水剖面资料、小层压力降落资料、油井的产液剖面 以及数值模拟等资料,确定无效循环的具体层位。 2.3.3利用井间电位法监测技术,确定注入水主要 突进方向 电位法井问监测技术是一种有效的测定注水水 线推进方位的成熟测试方法之一。从喇嘛甸油田开 展6口电位法井间监测,从监测平面水线推进方向 看,大部分水线推进方向与动静态分析判断相符 合。 2.3.4依据常规裸眼井测井曲线响应特征,确定大 孔道具体部位 一是无效循环部位自然电位相对升高5~10 效循环形成后扩散吸附电位升高,同时过 滤电位升高,导致自然电位升高。 二是微电极曲线幅度要下降2~4 n·m。无效 循环形成后润湿性转变为偏亲水,含水饱和度大幅 度上升,泥浆滤液侵人多,导电性变好,使微电极 曲线幅度下降。 三是深浅三侧向曲线幅度下降到30 Q·。 2.3.5厚油层无效循环特征 主要分布在以大型曲流河、高弯曲分流河道沉 积为主的二类油层萨Ⅱ1—3、萨11 1—3和萨Ⅲ4— 7中。平面上,无效循环主要位于长期高强度注采 的区域,重点是主体河道砂内部和注采完善的高渗 透条带状砂体;纵向上,无效循环主要位于厚油层 的底部,一般占全层厚度三分之一。 3控制注采无效循环与挖掘剩余潜力 方法 3.1控制注采无效循环的主要方法与效果 3.1.1在控制无效注水方面的做法及效果 (1)创新层内细分注水技术,控制无效注水。 油田开发以来,通过不断加大层段细分调整力 度,有效的缓解了层问矛盾。但是,厚油层吸水状 况统计表明:厚油层内主要吸水部位吸水砂岩比例 由1985年的60.57%下降到2008年的32.40%。 厚油层内注人矛盾突出。对厚油层内高吸水部位实 施长胶筒封堵,加强厚油层内动用较差部位注水, 实现了层内注水结构调整,改善厚油层开发效 果 15,16]。主要采取以下3种做法: 一是对于多期河道叠加的厚砂体,利用沉积单 元间较稳定界面的渗流遮挡作用,封堵无效循环部 位,加强吸水差部位注水。 二是对于分流河道的顺直段沉积砂体,利用层 内稳定分布的水平夹层进行层内细分,封堵底部无 效循环部位,加强顶部注水。 三是对于点坝砂体内的注水层段,若注采方向 平行于夹层走向,利用层内侧积夹层的遮挡作用, 封堵注水层段底部无效循环部位,提高油层动用程 度。 “十一五”以来,实施厚油层内细分注水104 口井177个层段,其中高渗透部位控制无效注水 6 376 m /d,低渗透部位增加有效注水4 621 m。/ d,累计控制无效(低效)注水286.2×10 增加有效注水201.1×10 m 。统计89口层内细 分调整井吸水剖面表明:砂岩厚度吸水比例提高 7.32个百分点,有效厚度吸水比例提高9.65个 百分点。对比实施较早的89口细分井周围212口 无措施受效油井,细分后日产液16 852 t,日产 油876 t,综合含水94.80%。与细分前相比,日 产液减少744 t,日产油增加62 t,综合含水下降 0.57个百分点。 (2)通过周期注水和平面调整,提高注水利 用率。 在搞好井问、层间成片交替周期注水的基础 上,重点开展以下3方面工作: 一是加大全井周期注水的力度。选择综合含水 高、地层压力高的调整井开展全井周期注水,半周 期2个月,通过周期注水调整层间压差,减缓层间 矛盾,减缓含水上升和产量递减速度。 二是为控制无效注采循环而停注3年以上的厚 油层,目前可能成为潜力层,不能进行层内细分的 采取周期注水,提高厚油层的动用程度。 三是利用各套层系问的注采关系进行周期注 水。利用同井场的基础井和一次加密井进行层系间 周期注水;利用同一射孔层的基础井和二次井进行 井间周期注水。 “十一五”以来,共实施周期注水504井 ·110· 大庆石油地质与开发 2009年 (次)834个层段,累计控制无效(低效)注水 374.8×10 m。。 3.1.2在控制无效采出方面的做法及效果 油井堵水是控制无效、低效产液的一项直接而 有效的措施,但由于油井多层高含水,选井、选层 难度增大,堵水效果变差。为改善堵水效果,加强 了对厚油层层内无效循环及堵水技术研究。在选井 上,强调降水和增油并重;在选层上,强调动静态 分析和测试成果相结合的做法: 一是进行细分多段堵水。为多降水、少降油, 采取多段细分堵水的做法,将各小层按含水危险程 度组合成几段,应用可调式堵水管柱进行堵水。 二是从厚油层内寻找堵水潜力,拓宽控水思 路。按常规的方法大段封堵厚油层,势必要损失大 部分可采储量。因此,探索了层内识别结构界面, 利用层内隔层的遮挡作用,进行层内堵水技术。 三是从老堵水井中寻找堵水潜力,释放原堵层 的可采储量。通过调整堵层,既可以控制无效采 出,又可以解放剩余油富集的油层,挖潜剩余油潜 力。 四是堵、补、压、调配套结合,提高堵水综合 效果。对层层高含水井采取堵补、堵压、堵调相结 合的方法,增加堵水潜力。 “十一五”以来,实施层内精细堵水76口, 封堵后日降液2 114 t,日增油90 t,含水下降2.72 个百分点。同时,结合层系封堵、注水井调整等措 施,控制无效产液645.6 x 10 t,增加有效产液 834.5 x 10 t,减缓产量递减2.69个百分点,平均 每年使水驱年含水少上升0.02个百分点。 3.2挖潜油层剩余潜力的主要方法与效果 3.2.1通过代用井补孔方法挖潜厚油层内剩余油 通过几年来厚油层内补孔挖潜研究与实践,基 本搞清了层内剩余油形成原因、挖潜选井选层的基 本方法,探索出了特高含水期厚油层内完善结构单 元注采关系进行挖潜的有效途径,并取得了以下认 识: 一是利用注采井间分布稳定的结构界面挖潜层 内顶部剩余油,能取得较好的挖潜效果。 二是利用岩性界面(致密钙质层)挖潜层内 剩余油,有效期较长。 三是油、水井层内对应补孔,增液效果明显。 四是在不稳定结构界面下,通过预留一定厚度 作为保护隔层来实现强化挖潜目的。 “十一五”以来,实施厚层内选择性补孔58 口井,措施初期平均单井日产液58.6 t,日产油 8.7 t,综合含水85.23%。与措施前比,日增液 35.5 t,日增油7.1 t,含水下降8.2个百分点。平 均单井有效期内增油2 800 t。 3.2.2通过选择性压裂方法挖潜厚油层内剩余油 对于结构界面发育稳定厚油层,采用投蜡球选 择性压裂方式,挖潜层内剩余油。如喇9—3212井 的萨Ⅱ10—14、萨+2油层内底部单元与注水 井喇8—321有较好的连通关系。为改善顶部的开 发效果,2006年3月对该层采取了选择性多裂缝 压裂改造,压裂后初期日增液37 t,日增油9 t, 含水下降4.6个百分点。 “十一五”以来,通过精细分析油层动用状 况、全面调查压裂潜力,实施厚层内选择性压裂 93口井,初期平均单井日增液38..1 t,日增油4.4 t,含水下降2.3个百分点。平均单井有效期内增 油810 t。 3.3厚油层井网加密规模化挖潜剩余油 实践表明:立足于现井网通过补孑油是可行的,但是受到层系、井况、井网条件的 限制,不成规模。为此,开展了厚油层井网加密规 模化挖潜剩余油研究,探索水驱规模提液、控制递 减的新途径。 2007年,在北北块二区开展厚油层井网加密 规模化挖潜试验,面积5.0 目的层萨Ⅲ4— 10油层,新钻井204口,采用150 网。油井射开砂岩厚度3.9 m,有效厚度2.2 m。 其中,低、未水淹厚度为1.7 m,占总厚度的 77.3%。 3.3.1 100~150 潜 在储层精细地质研究基础上,解剖区萨Ⅲ4— 10油层各结构单元在不同注采井距下的水驱控制 程度表明:在300 构单元水驱控 制程度为86.36%,当加密到150 后,水驱控制程度达到了97.64%,提高了 8个百分点。井距由150 然水驱控制程度仅提高1.38个百分点, 但三向以上连通率进一步提高了5.43个百分点。 与原水驱300 密到100—150 构单元控制程度高,更加适应厚 油层内结构单元的发育特点和规模。因此,100~ 150 第28卷第5期 黄伏生等:喇嘛甸油田厚油层精细控水挖潜技术 · 13.3.2厚油层加密规模化挖潜具有可行性 一是选择性射孔能有效控制无效循环,形成新 的驱动体系。试验区采油井投产后,与相同布井方 式、萨Ⅲ4—10油层全部射孔、同期投产的北北块 一区相比,平均单井日产液低34.9 t,日产油高 1.0 t,含水低10.5个百分点,区块已累计减少无 效循环产水量133.4 X 10 试验区新钻注水井 萨Ⅲ4—10油层注水强度为10.6 m /(d·m)。其 中,厚油层中无效循环部位注水强度为2.3 m / (d·m),厚油层上部注水强度为10.9 m /(d· m),层内吸水状况也得到极大改善。 二是新井网与原井网注采井相互完善,减缓产 量递减。新钻注采井改变了原井网注采方向,形成 新流场,有利于老油井挖潜原井网动用差部位剩余 油,减缓产量递减。对比试验区原井网未封堵38 口采油井,平均单井日产油提高0.4 t,含水少上 升0.5个百分点,有效减缓产量递减速度。 三是厚油层规模化挖潜能够提高厚油层采收率 4.3个百分点。甲型水驱特征曲线表明:加密后, 水驱特征曲线向累计产油方向靠近,表明区块开发 效果得到改善,油层动用程度得到提高。通过计 算,萨Ⅲ4—10油层加密后选择性挖潜动用地质储 量136.7×10 t,比加密前增加可采储量13.4× 10 t,最终采收率可多提高4.3个百分点。 4结 论 (1)喇嘛甸油田厚油层层内韵律段顶部富集 剩余油而层内韵律段底部存在严重的注采无效循 环。层内的控水与挖潜工作是改善特高含水期开发 效果的攻关方向。 (2)喇嘛甸油田特高含水期厚油层建筑结构 解剖表明,厚油层内部结构界面存在3种基本分布 模式,结构单元存在4种组合类型,揭示了层内结 构非均质特征。 (3)特高含水期精细描述剩余油与无效循环 场分布特征必须应用多学科油藏研究方法综合研 究。 (4)控制无效注采循环可以通过细分注水、 周期注水、油井精细堵水等综合调整方法;挖潜剩 余油可以实施代用井选择性补孑L、选择性压裂等措 施。 (5)厚油层加密后通过新老井网互用,建立 了新的驱动体系,可提高厚油层内结构单元的控制 程度,扩大层内波及体积。 参考文献: [1]张宝胜,张淑洁,钟玲.喇萨杏油田各类油层水洗状况[J]. 大庆石油地质与开发,2002,21(6):4043. 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