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克拉玛依油田Ⅲ类砾岩稠油油藏吞吐中后期剩余油分布规

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克拉玛依油田Ⅲ类砾岩稠油油藏吞吐中后期剩余油分布规律及加密调整研究 涂超 彭通曙 郑爱萍 梁向进 吕其军 (中国石油新疆油田分公司重油开发公司,新疆 克拉玛依 834000) 摘要:在对六东区克下组Ⅲ类砾岩稠油油藏静态参数、动态生产数据、测试取芯资料分析研究基础上,采用动态法分析、测试资料解释、油藏数值模拟等技术方法找出油藏剩余油分布规律及潜力,并针对剩余油富集区域提出了更新井恢复套损区域储量动用及加密调整挖掘井间剩余油潜力的方法和思路,开展了加密调整实践,通过对加密调整井初期生产效果进行分析评价,有利于更加深入地了解油藏剩余油分布,为同类油藏的高效开发提供指导。 关键词:Ⅲ类砾岩稠油油藏;吞吐中后期;剩余油分布;加密调整 前 言 六东区克下组油藏是克拉玛依油田早期注水开发的Ⅲ类砾岩稠油油藏之一,经历了注水冷采、蒸汽吞吐、蒸汽吞吐+蒸汽驱三个阶段。目前该油藏处于吞吐开发中后期,油井生产效果变差,递减加大,生产形势严峻。在对油藏静态参数、动态生产数据、测试取芯资料分析研究基础上,开展了加密调整提高油藏开发效果实践,取得了显著成效。 1、油藏概况 克拉玛依油田六东区克下组油藏位于克—乌大断裂上盘,是一四面受断层切割的独立断块,顶部构造为被断层控制的断背斜,超覆沉积在石炭系风化壳之上,属山麓洪积相沉积,沉积厚度具有西厚东薄的变化特征,藏平均埋深480m,主力油层为渗透率524×10始含油饱和度65%,含油岩性以砾状砂岩、砂砾岩和小砾岩为主。 过多年开发,始地层温度为19℃~20℃,20℃地面脱气油粘度5378s。经储量复算,用探明地质储量1059×104t。 2、加密开发调整背景 六东区克下组油藏于1976年投入开发,大致经历了注水冷采、蒸汽吞吐、蒸汽吞吐+蒸汽驱三个阶段:1976年~1996年间注水冷采开发阶段;1997年~2001年间蒸汽吞吐开发阶段;2001年~2007年间蒸汽吞吐+蒸汽驱开发阶段。 该油藏注蒸汽开发十多年,初期取得了较好效果,但随着生产时间的延长,油井生产效果急剧变差,油藏递减逐渐加大,目前多数油井已经入中高轮次生产(生产形势极为严峻。另外该区油藏井况差,固井质量差,部分区域地层水发育,严重影响油井正常生产,剩余油潜力较大。油藏剩余油分布研究认为,该区井距大(100×140井间区域采出程度低,剩余油饱和度高,具有较大的潜力。因此,对该油藏进行加密调整能充分挖掘油藏潜力,改善油藏开发效果,并取得较好经济效益。 3、剩余油分布潜力研究 通过采用测试资料解释、动态法分析及油藏数值模拟技术研究剩余油分布认为,该区油藏动用情况及剩余油分布具有以下特征: (1)薄油层及渗透率相对较低的层动用程度低,但由于油层薄,分布零星,储量低,因此,此类油层开发价值较小,不是下步开发挖潜的重点; (2)主力油层右,高温蒸汽未波及范围井间饱和度一般保持在55%左右,剩余油饱和度比间剩余油饱和度在50%~65%范围内。剩余油饱和度高的区域主要在65110汽驱区域及值区呈连片分布,为下步重点挖潜区域。 (3)吞吐期井筒附近油层的纵向动用程度较高,剩余油较少,而距老井40~70余油饱和度较高; (4)采出程度低的区域主要分布在区内三条小断裂带和6206井断裂待东南区域; (5)套损井由于长期关井,吞吐注汽蒸汽带被原油重新饱和,近井地带油层含油饱和度还较高在45~50%,仍有较大的开发潜力; (6)汽驱范围,除部分井组汽驱见效外,大部分井未见到汽驱效果,注采井间油层未得到充分动用,剩余储量大,井间剩余油饱和度也在50%~65%。 4、加密开发调整研究 ①.加密检查井密闭取心情况 为验证六东区克下组前期分析得出的剩余油分布研究结果,落实纵向上和平面上的含油饱和度,2007年1月在该区部署检查井6口,其中3口密闭取心井,具体部署目的见表1 表1 六东区克下组检查井部署表 井号 钻井进尺(m) 密闭取心进尺(m)检查目的 检561 510 了解粘度较高区域剩余油分布及潜力 检562 510 53 了解加密调整试验区剩余油分布及潜力 检563 440 60 了解克上组岩心物性及克下组套损井含水较高区域剩余油分布及潜力 检564 470 了解吞吐后采出程度较低区域剩余油分布及潜力检565 480 35 了解蒸汽驱后剩余油分布及潜力 检566 510 了解南部含水较高区域剩余油分布及潜力 合计 2920 148 根据3口加密检查井密闭取心资料(见表2)分析表明:在目前100×140蒸汽开采10年后,蒸汽波及范围仅在井筒附近35距井筒70油饱和度仍维持在50%以上。 表2 六东区克下组密闭取心井含油饱和度统计表 取心时蒸汽开发生产时间(a) 电阻率 (Ω.m) 含油饱和度 (%) 取心 井号 层位 吞吐 汽驱 距老井或注汽井距离(m) 油层部位邻井取心井 邻井取心井 含油饱和度下降百分数(%)上部70 70 部60 60 562 70 下部50 50 部90 70 部70 70 563 70 下部70 60 部90 80 部100 90 565 70 下部90 80 密检查井前期生产效果较好,也印证了前期剩余油分布研究结果。 ②.加密调整方案部署及实施情况 前期研究认为:六东区克下组原100×140间剩余油基本未动用,可以进行加密调整开发。为此,2007年12月编制完成了《克拉玛依油田六东区克下组油藏开发调整方案》,部署加密直井148口、控制井2口、更新井30口、水平井9口,总井数189口,04m,04t,方案分两年实施。 根据开发调整方案部署,六东区克下组油藏于2008年5月开始开发调整井钻井,9月份投产,截止12月底,共完钻投产开发调整直井48口(其中:更新井11口,定向斜井7口,加密直井30口),水平井15口,累积注汽103398t,累积产油10581t,累积产水18148t,综合含水63%。 ③.调整井生产效果分析及评价 1)开发调整井生产特征 (1)开发调整井初期注汽压力较低、注汽速度高。调整井与临近老井首轮注汽参数对比可以看出:开发调整井注汽压力均低于临近老井,注汽速度高于临近老井;更新井注汽压力低于加密直井,注汽速度高于加密直井。注汽情况综合表明:更新区域和井间加密区域都有着不同程度的动用,更新区域动用程度较大。 (2)自喷期短,产油水平低。与临近老井相比,开发调整井投产初期基本没有冷喷能力,且自喷期短,自喷期产油水平低。自喷期生产情况反应出:六东区克下组油藏经过多年注蒸汽开发后,井间区域都有着不同程度的动用,地层能量降低较快,更新区域动用程度较大,加密区域次之。 (3)油温降低快,生产周期短。六东区克下组开发调整井周期内产量递减大,油井转抽后进入产油高峰期,但产油高峰期时间短,一般持续20天左右进入低产期,生产周期较短。 2)调整井生产效果评价 (1)开发调整井生产效果差异大,未达设计产能井比例高。从开发调整井初期生产效果来看:调整井初期生产效果差异大,总体上达到方案设计产能,但部分油井生产效果差,未达到设计产能井比例高,占到总井数的近一半。 (2)更新井初期生产效果较好。针对六东区克下组油藏油井井况恶化,套管损坏严重现状。2008年对加密调整有利区域内11口采出程度低、剩余油潜力大、套损前生产效果好油井进行了更新恢复。从初期生产效果来看,效果较好,,8口井达到了方案设计产能,为全区套损井的综合治理提供了确实依据。 (3)西南部吞吐区域采出程度高,剩余油饱和度低,加密井生产效果差。从油藏西南部区域部署投产的2口控制直井及1口水平井C/南部区域油井前期生产效果好,采出程度较高,井间区域油层动用程度较大,剩余油饱和度低,平均仅40%左右,加密可行性较低;同时这3口井初期生产效果不理想,也印证了该区域加密可行性低。 (4)东南部吞吐区域油层条件差,地层亏空严重,部分油井生产效果差。通过对东南部加密调整区域比测试资料进行分析表明:余油饱和度较低;余油饱和度较高,平均达到50%,具有加密潜力。从该区域调整井生产效果看,未达到设计产能井主要分布于调整区东南部高含水区域,该区域产地层水,平均回采水率达463%,地层亏空严重,分析认为地层亏空是该区域油井生产效果差主要原因之一。 (5)中部汽驱区域调整井生产差异大,整体达到方案部署要求。汽驱区域调整井生产差异大,综合对比分析开发调整井生产效果及汽驱井组前期见效情况可以得出:汽驱见效区域调整井生产效果差,不见效井组,套损严重、高含水井组区域调整井生产效果较好。分析认为:汽驱见效区域油层连通情况较好,井间剩余油动用程度大,剩余油饱和度低,因此开发调整井生产效果较差;汽驱不见效井组,由于井间未形成有效连通,井间剩余油未充分动用,剩余油饱和度高,加密井效果较好。 ④.影响因素分析及存在问题 对2008年投产开发调整井进行影响因素分析认为主要影响因素有: (1)地面建筑、管网、高压电网分布复杂,井点损失多,钻井实施困难; (2)随着油层有效厚度的增大,油井产油能力增加; (3)每米油层注汽量在100t/m~140t/(4)生产效果较好油井主要集中在20℃000 析认为:原油粘度较低区域,原油流动性大,井间动用程度大,剩余油饱和度低,生产效果差;而原油粘度较大区域虽然动用程度低,但是流动性差,影响油井产能。 (5)地层亏空大区域调整井生产效果较差; (6)前期采出程度高区域调整井生产效果较差。 ⑤.克上组未开发层试验 质储量470×104008年结合六东区开发调整契机,优选克上组油层发育区域进行试油试采,部署完钻水平井井初期生产效果看,克上组2口试验井均接近方案设计产能,生产效果较好,但克上组油藏原油粘度高、且前期开发试验井少,流体性质并没有形成系统认识,规模开发存在很大风险。 ⑥.开发调整部署效益评价 根据方案调整部署和预测开发指标,对推荐方案加密范围新井和老井产量进行了逐年配产配注。预计吞吐+汽驱累积生产8年,04t,04t, 5、结论与认识 (1)剩余油分布研究及密闭取芯资料表明:六东区克下组油藏原100×140间剩余油丰富,具有加密开发潜力; (2)开发调整井前期生产效果表明:由于六东区不同区域油层条件不同,前期采出程度也不尽相同,开发调整井生产效果差异大,整体上达到方案设计产能。 (3)更新井初期开发效果较好,建议下步加大六东区套损井更新恢复力度,恢复井点损失产能动用,提高油藏开发效果; (4)油藏西南部3口控制井生产效果及C/南部区域油井前期生产效果好,采出程度高,井间区域动用程度较大,剩余油饱和度低,后期加密调整风险大; (5)由于油层条件差及前期产地层水,地层亏空严重影响,调整区东南部区域及汽驱见效区域部分油井生产效果差,建议加大对2009年调整部署区域进行精细分析,并进行开发部署调整; (6)六东区克上组试验井初期生产效果较好,达到方案设计产能,尽管该区储量比较落实,但该区原油粘度高、且前期开发试验井少,流体性质并没有形成系统认识,规模开发存在很大风险。建议下步加大克上组油藏试油工作,并对油藏进行开发可行性论证; (7)六东区克下组油藏2008年开发调整井初期生产效果较好,根据方案调整部署和预测开发指标,六东区克下组油藏经过加密开发调整后, 参考文献: [1] 黎庆元,马鸿,008. [2] 霍进,张新国,李拥军,]000,21(6):01. [3] ]005,19(5):3. [4] 廖广志,]995,22(6):3. 联系方式:姓名:涂超 地址:新疆油田公司重油开发公司 电话:0990手机:13565459724
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