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坪北油田动态分析法剩余油描述_莫云亮

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油田 动态 分析 剩余 描述 莫云亮
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坪北油田动态分析法剩余油描述莫云亮,罗玲*(长庆油田分公司坪北石油合作开发项目经理部,陕西安塞717408)[摘要]坪北油田已进入高含水开发期,挖潜剩余油是目前及今后有效开发的重要方向。结合坪北油田实际,开展储层裂缝特征和注水开发见效见水特征研究,并利用矿场生产资料和动态监测资料对剩余油的成因进行了分析。分析认为平面剩余油分布受开发井网、储层物性和裂缝控制,剖面剩余油受射孔井段和纵向渗透性控制,建议在低渗透油藏部署井网排距时要充分考虑储层的渗透性,在注采井排建立有效驱替压力梯度,采取细分层的开发方式规避层间矛盾,提升开发效果。[关键词]坪北油田;动态分析法;剩余油;低渗透油藏[中图分类号]TE431[文献标识码]A[文章编号]1009—301X(2017)06—0024—03坪北油田已进入高含水开发期,挖潜剩余油是目前及今后控制油田自然递减,保证油田高效开发的重要方向。本文运用动态分析方法对平面、剖面剩余油进行描述,贴近矿场实际,为老油田的挖潜提供借鉴。1储层裂缝特征研究1.1早期监测成果根据开发初期对区域储层露头剖面和微地震波储层裂缝监测成果,延长组储层中裂缝具有明显规律性。人工裂缝平面延伸方向在NE70°~80°,天然裂缝主要有NE25°~45°和NW20°~45°两组,属隐性裂缝。1.2矿场动态响应情况在压裂或注水后,不仅形成了人工裂缝,也易将天然隐裂缝诱发为显裂缝,注入水沿裂缝突进,造成油井快速见水。压裂产生的人工裂缝有支撑剂支撑,其渗透率比天然裂缝大,“水窜”速度更快。矿场资料显示,在注水井NE70°~80°方向,油井含水上升较快,水淹井较多。压力监测数据表明,水淹井地层压力已接近注水井的井底流压,平均为18.74MPa。1.3压裂人工裂缝监测2015-2016年对5口井实施8井次交叉偶极声波测井,其中3口井进行了压裂前后的对比监测。测井显示,压裂前地层各向异性弱,方向一致,没有明显裂缝,压裂后地层各向异性强度和方向均发生变化,形成了低、中、高角度的人工裂缝。压裂后,所有井层的射孔井段各向异性呈低-中强度变化,而且方向也连续变化,体现在这些井段内产生的裂缝多为低-中角度裂缝。射孔段上、下部相邻井段的各向异性也表现为相同特征,说明压裂产生的低-中角度裂缝会向射孔井段上、下部延伸,向上延伸井段在1~5m,向下延伸井段在2~8m,延伸井段的长短与压裂施工规模没有明显关系。压裂后,发现部分井段各向异性集中,方向基本一致,体现出这些井段产生了高角度裂缝,且高角度裂缝延伸井段长度和加砂强度有正对应关系。2见效见水特征研究油田注水开发,油井在见效、见水上会表现出不同动态特征:一般是先见效、后见水,直至最后被水淹。见效、见水状况不是孤立存在的,因见效、见水方向不同,其状况可能相互转化。特低渗透储层为孔隙-裂缝双介质渗流,因此油井的见效与见水类型可以分为孔隙型、裂缝型和孔隙-裂缝型三类。注入水沿孔隙推进,地层与油井间压裂梯度增大,注水江汉石油职工大学学报2017年11月JournalofJianghanPetroleumUniversityofStaffandWorkers第30卷第6期*[收稿日期]2017-10-09[作者简介]莫云亮(1984-),男,大学,高级工程师,现主要从事油田开发油藏工程方向的研究工作;罗玲(1987-),女,大学,助理工程师,现主要从事油田开发采油工艺方向的研究工作。后4-6个月油井就能见效,单井产能和动液面上升或保持稳定,含水小幅下降或稳定,持续数月到数年。当注水前沿推进到油井的人工裂缝时,开始见到注入水,生产含水缓慢上升,产出水氯离子含量下降,直至油井完全水淹。注入水沿裂缝推进,其渗流速度较快,压力传导也快,油井见效后生产情况与孔隙型见效相近,但见效持续时间很短。因注水裂缝和油井人工裂缝直接沟通,油井在注水后3个月内会见到注入水,快的甚至只要几天。油井裂缝型见水生产表现为产能、动液面、含水快速上升,产油量、产出水氯离子含量下降,从见水到水淹的过程一般小于3个月。孔隙-裂缝型见效、见水特征介于上述两者之间。油井的见效、见水类型与储层物性密切相关。渗透性较好、均质性较强的储层吸水能力好,注水一般不会把隐性天然裂缝变为显性,周边油井受效均匀,见效周期长,见水慢。渗透性差的储层吸水困难,注水造成井底蹩压,形成NE70°~80°的人工裂缝,造成主向上的二注井快速水淹;还可能将天然裂缝压开,侧向油井见效、见水。3剩余油分布特征研究3.1平面剩余油3.1.1井间剩余油这类剩余油存在于油井排。相邻两口油井间部分区域与人工裂缝之间没有达到启动压差,该区域内原油无法流动,形成剩余油。部署早期井网时参考坪南区块,预测压裂半缝长,为175~200m,极限泄油半径为40m,设计450m的排距刚好可以实现油井排内的有效渗流。2003-2013年,在坪北油田实施井网加密调整,调整形式为井间加密、排间加密和上述两种方式的结合。其中,井间加密部署的油井距为225m,即早期井网的一半。加密后实际油井距最小为151m,最大为273m。统计与加密井相邻、且生产层相同油井的产量曲线,发现只有5口井的产液量曲线在加密井投产后出现了递减趋势加快的拐点。其中,4口井与加密井的井距小于200m,1口井大于250m。另外,所有井间加密井投产后至少都可以达到与邻井相同的水平,说明早期井网设计450m井距偏大,造成油井排的井间存在剩余油。3.1.2排间剩余油这类剩余油存在于油井排和水井排之间,以及两个相邻的油井排之间。部署区块储层渗透性差,因设计排距偏大,注采压力梯度达不到启动驱替梯度,油井只能依靠弹性能量生产,在水井排到油井排有效渗流范围之间的区域形成排间剩余油。SP199区、北四区和北二区西部P115~P116井区生产油层均以为长61为主,其储层平均渗透率都在0.9mD左右,开发井网同为排状交错注采井网(北四区主体区二注井已全部转注),不同的是北四区和北二区西部排距为150m,SP199区排距为110m,三个区域注水开发效果差别较大。在这些区域各自投入开发5年时,注采比、单井产液量和动液面均不同,表现出SP199区水驱效果较好、北四区水驱效果较差、北二区西部P115-P116井区水驱效果不明显,说明排间剩余油的存在。部分早期井网经过排间加密,出现了加密区两排注水井间夹着两排油井的现象,两排相邻油井之间没有注水驱替,形成了剩余油富集区。3.1.3裂缝两侧剩余油前两类剩余油的成因与部署井网密切相关,这类剩余油的成因则是和储层物性和裂缝有关。注水开发后,易沿储层中的裂缝推进形成水窜。一部分裂缝是二注井采油时压裂形成,一部分裂缝是局部井区注水压力超过裂缝开启压力后形成。裂缝水窜造成平面矛盾,注入水沿裂缝突进后,裂缝成为相对高压带,裂缝上的油井见效、见水快,裂缝侧向油井见效缓慢,甚至长期不见效,水驱动用程度极差,形成了裂缝侧向的剩余油。因部署井排方向和压裂人工裂缝方向一致,部分区域此类剩余油的分布特征和排间剩余油的分布特征相同。3.2剖面剩余油油井纵向剩余油主要分布在油层未射孔井段,水井纵向剩余油主要分布在渗透性较差井段。考虑层间矛盾因素,多层合采井纵向剩余油在低压储层较富集,多层合注井在相对靠上储层较富集。3.2.1层内剩余油2010-2014年共对老井实施PNN剩余油测井33井次,解释结果显示所有已射开油层剖面上都有水淹和未水淹井段,且水淹井段大多集中在射孔井段。生产高含水的井,在PNN剖面上可以看到明显出水点,出水点以外的大部分井段存在剩余油。通过油水井小层对比观察,油井水淹井段与注水井射孔井段无明显对应关系。2006-2014年对注水井实施层内吸水剖面监测37井次:18个层纵向上吸水较为均匀,这些层全部未经过压裂;19个层纵向上吸水不均,主要表现为某一射孔井段强吸水,其中有18个层都是经过压裂后转注的,人工裂缝发育。52莫云亮,等.坪北油田动态分析法剩余油描述3.2.2层间剩余油层间矛盾是层间剩余油的主要产生原因。1998-2001年油田上产时,半数投产井均为多层合采。统计266口井产油数据,其中,单层生产井133口,两层合采井114口。对比其不同时期的产油量,发现两层合采井产量普遍高于单层生产井,产量递减液较缓。但随着生产时间的延长,合采井与单采井产量差距越来越小,在投产初期时为1.28倍,投产一年后为1.08倍,投产两年后只有1.05倍。这些事实说明合采井的层间矛盾一直存在,随着油藏开采时间的延长,矛盾在逐渐加大。历年多层合注井吸水剖面测试结果显示,某一层主吸水的现象越来越严重,注水井的层间矛盾也越来越大,因此,纵向上,油井出力差、水井吸水差的层段剩余油富集。层间矛盾的产生与多种因素有关。多层注水井各层吸水情况受储层状况和各层在纵向上的相对位置影响。注入水可经人工裂缝、天然裂缝和储层基质(孔喉)等三种介质进入储层。二注井储层经压裂改造,人工裂缝由支撑剂支撑导流能力好,注水最为容易。未经压裂的储层也能注得进水,一般井口油压不高于8MPa。在油压上升至9MPa以后,天然裂缝开启,储层吸水量快速增加。多层合注时,注水容易的储层吸水较多;当各层注水容易程度相近时,靠下部的储层更容易吸水。另外,储层的非均质性也会造成层间渗透率差异,影响吸水情况。多层合采油井层间矛盾主要是储层压力差异造成,较高压层会影响较低压层“出力”,这也是开发初期便存在层间矛盾的原因。投产初期层间矛盾相对较小是因为当时各层压力差异较小,层间干扰也较小。随注水层间矛盾的加深,单井层间压力差异增大,油井层间矛盾影响增大,甚至出现合采井产量低于某一层单采产量的情况。2007年以来,利用井下智能开关测试合采井单层产量25口井,其中18口井合采产量低于单采产量,占测试井数的72%。4结论1)平面剩余油分布受开发井网、储层物性和裂缝控制;剖面剩余油受射孔井段和纵向渗透性控制。2)动用低品位储量,部署井网排距的设计要充分考虑储层的渗透性,注采井排须建立有效驱替压力梯度。3)坪北油田需要采取细分层的开发方式规避层间矛盾,提升开发效果。[参考文献][1]莫云亮.坪北油田层间矛盾矿场研究[J].江汉石油职工大学学报,2016,29(02):33-35.[2]虢麟.特低渗裂缝油藏行列井网小排距加密试验评价[J].江汉石油职工大学学报,2017,30(03):50-52.[3]苟瑞.坪北油田井网细分重组可行性研究[J].江汉石油职工大学学报,2016,29(01):43-46.[4]陈秀兰.坪北区低渗透油藏开发调整措施及效果[J].江汉石油职工大学学报,2007(02):3-6.DescriptionofRemainingOilinPingbeiOilfieldbyMeansofDynamicAnalysisMethodMOYunliang,LUOLing(PingbeiPetroleumCooperationDevelopmentProjectDepartmentofChangqingOilfieldCompany,SINOPEC,Ansai,Shanxi,717408,China)Abstract:TappingthepotentialofremainingoilisanimportanttaskfromnowtothefutureforPingbeiOilfieldwhichhasgoneintohighwatercutdevelopmentstage.Thispaperconductsaresearchonthecharacteristicsofreser-voirfractureandwaterfloodresponseinPingbeiOilfieldandanalyzestheorigineofremainingoilbyusingtheoilfieldproductiondataanddynamicmonitoringdata.Thispaperbelievesthatplaneremainingoildistributioniscontroledbywelpattern,reservoirphysicalpropertyandfractureandsectionalremainingoilbyperforationintervalandlongi-tudinalpermeability.Onthisaccount,itsuggeststhatreservoirpermeabilitybetakenintofulconsiderationwhiledeployingwelpattern,thatefectivedisplacementpressuregradientbeestablishedininjectionandproductionwelarrayandthatreservoirsubdivisiondevelopmentmodebeadoptedtoavoidconflictsbetweenlayersandpromotede-velopmentefect.Keywords:PingbeiOilfield;DynamicAnalysisMethod;RemainingOil;Low-permeabilityReservoir[编辑易文媛]62江汉石油职工大学学报
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