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特低渗水驱砂岩油藏中高含水期剩余油分布规律探讨_刘杰

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渗水 砂岩 油藏 中高 含水 剩余 分布 规律 探讨 刘杰
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1前言油田开发经验表明,打加密调整井是开采剩余油、保持油田稳产、改善水驱效果最有效的方法。剩余油富集区主要存在于油层中断层附近、岩性变化剧烈的地区、现有井网未控制住的边角地区、注采井网不完善地区、非主流线的滞留区和构造较高部位或构造局部高点]。DQ油田G46区块砂岩油藏水驱已开发15年,目前已进入中高含水期,剩余油分布特点如何?为此,本文利用目前较为丰富的动静态资料,结合精细油藏描述技术,围绕研究区对青一段高台子油层剩余油进行了分析,找到剩余油富集区,开辟加密调整试验区,实现了非主力油层的有效动用。2区域地质与开发概况2.1地质概况该区东部为近南北向两条正断层切割的西倾单斜构造,东侧发育的大型反向正断层对油气富集起到了良好的控制作用。其主要含油层段集中在青一段Ⅱ、Ⅲ砂组。青一12号层平面砂体分布较为稳定,但物性变化较大。尤其是在平面上两个区带存在明显的岩性变化,为此套储层油气富集提供了良好的岩性变化区带。因此青一段12号层在断层和岩性控制下,形成了断层岩性油藏。研究区青一11、12号层为主力油层,有效厚度大,分布范围广。统计区块4口取心井397块岩石样品的孔隙度及其对应渗透率,青一段孔隙度5%-18.8%,平均10.98%,渗透率0.01×10-3-20.21×10-3μm2,平均3.12×10-3μm2。2.2开发概况研究区2000年开辟注水开发试验区,2001年对试验区特低渗水驱砂岩油藏中高含水期剩余油分布规律探讨刘杰(中国石油吉林油田分公司勘探开发研究院油田研究所吉林松原138000)摘要:油田开发经验表明,打加密调整井是开采剩余油、保持油田稳产、改善水驱效果最有效的方法。本文以特低渗水驱砂岩油藏中高含水期G46区块为例,应用PNN测井、沉积微相及数值模拟等方法分析了青一高台子油层剩余油分布规律,并以此开辟加密调整试验区。研究结果表明非主力油层剩余油饱和度整体高于主力油层,前缘沙坝物性稍差(2-4mD)剩余油饱和度较高,是下步动用的主力相带,加密新井初产和累产高于河口沙坝主体,进一步验证了剩余油认识结果;非主力油层加密井目前平均日产油为2.4t,见到较好效果,实现了非主力油层的有效动用。关键词:剩余油;PNN测井;沉积微相;数值模拟;非主力油层进行了完善,2003年开展加密试验,随着油藏认识的不断深入,2004-2006年进行了滚动外扩,截至目前,共完钻油井175口,开井137口,完钻水井66口,开井56口。平均单井日产液7.6t,日产油1.4t,综合含水81.3%,采出程度12.1%,采油速度0.7%,累注采比1.08。3油藏剩余油分布研究本文以特低渗油藏水驱砂岩中高含水期的DQ油田G46区块青一段高台子油层为例,利用PNN测井、沉积微相及数值模拟等方法综合分析,对剩余油分布规律有了较明确的认识。3.1PNN测井研究结合研究区已有的9口PNN测井,利用PNN测井分析目前平均剩余油饱和度为38.5%,整体下降了16.5%。从图1中可以看出,主力油层青一12和11号层剩余油饱和度分别为34.2%和35.3%,非主力油层青一6、7、8、15号层剩余油饱和度均在40%以上,均高于平均水平38.5%,其中青一6号层为43.6%;从PNN饱和度测井方面看,非主力油层剩余油饱和度高于主力油层。图1G46区块青一段不同层位剩余油分布图(PNN测井法)50·石油知识双月刊论文之窗/DISSERTATION同时结合各层吸水比例来看,主力油层青一12号层吸水比例为50%、11号层吸水比例为20%、非主力油层吸水比例占整体的30%,分析研究区青一段主力油层12、11号小层由于水驱开发已形成优势通道,水驱潜力较小;下步水驱调整以动用非主力油层为主。3.2沉积微相研究沉积相带控制着储层砂体的分布和注入水在油层中的运移,是影响剩余油分布的重要因素。在储层砂体发育,储层物性好的区域,这些地区虽然采出程度较高,但原始储量比较大,仍然是剩余油富集区;砂体侧缘相带的物性较差,驱油效果较差,水淹程度较低,剩余油较富集。图2表明研究区青一段不同沉积相带渗透率在2.2~5.6mD,其中主力相带河口沙坝主体、前缘沙坝主体渗透率为4.0~5.6mD,非主力相带前缘沙坝侧缘物性较差,为2.2mD。图2G46区块青一段不同相带渗透率分布柱状图从图3中可以看出,利用PNN饱和度测井分析四个主力相带平均剩余油饱和度为40%,其中河口坝主体和侧缘物性较好,渗透率5.6mD,剩余油饱和度略低、前缘沙坝物性稍差(2-4mD),剩余油饱和度较高,研究表明平面上前缘沙坝是下步动用的主力相带。图3G46区块青一段不同相带剩余油饱和度统计图3.3数值模拟研究利用油藏数值模拟技术研究油层饱和度,可以计算整个油层中油、水饱和度在空间上的分布和随时间的变化,并可以预测饱和度未来的变化规律,对比孔隙度、渗透率的空间变化,可以分析油水饱和度的影响因素。目前从宏观角度研究剩余油主要是从剩余油饱和度、剩余地质储量丰度、剩余地质储量等角度描述其分布特征,分析在不同的水淹级别区剩余油的分布状况。从图4和图5中可以看出,研究区平面剩余油分布规律较强,断层附近、砂岩尖灭区及油井排剩余油饱和度较大,主力油层青一12号层剩余油饱和度平面分布不均,非主力油层局部剩余油饱和度较高。4非主力油层挖潜方案根据研究区剩余油分布认识,为提高非主力油层动用程度,开展了非主力油层加密调整先导试验。加密井全部为油井排加密,结合投产效果,第四个月平均单井日产液/油/含水为7.9/2.2/71.8%,目前平均单井日产液/油/含水为10.1/2.4/76.5%,平均单井均在2t/d以上,见到较好效果;并且结合图6和图7可以看出,河口沙坝主体经历10余年水驱开发,已形成优势通道,新井含水高于前缘沙坝侧缘,初产和累产低,进一步验证了剩余油认识结果。同时非主力油层加密调整先导试验总体实现了非主力油层的有效动用,为下步扩大实施提供了依据。图6G46区块前缘沙坝侧缘新井采油曲线图5G46区块青一14层剩余油分布图图4G46区块青一12层剩余油分布图2017年第1期·512017年第1期的改造方式。目前5-13CP井的改造方式效果较好。在低渗透油藏的开发过程中,水平井的产能是评价水平井开发效果的重要指标。为实现水平井的合理开发,首先要深入研究水平井产能的影响因素及影响规律。包括水平段长度、储层物性、裂缝发育状况、渗透率各向异性、油层厚度、构造特征、流体性质等因素的综合作用。在水平井开发过程中,包括自然因素和人为因素,都会对水平井的整体质量产生一定影响,随着M油田的不断开发,储层条件逐渐变差,致使钻井风险增加,钻遇率难以保证;能量补充难度大,水平井初产比较高,后期递减却很快;设计要求符合程度:压裂施工未达到设计要求,完井管柱下井时容易遇卡。5结论与认识(1)侧钻水平井利用废弃老井原有的配套设施,节省(上接第49页)图7G46区块河口沙坝主体新井采油曲线5结论(1)综合运用PNN测井、沉积微相及数值模拟分析研究区非主力油层剩余油饱和度高于主力油层;前缘沙坝物性稍差(2~4mD),剩余油饱和度较高,是下步动用的主力相带;(2)河口沙坝主体新井含水高于前缘沙坝侧缘,初产和累产低,进一步验证了剩余油认识结果;(3)非主力油层加密井目前平均日产油为2.4t,见到较好效果,实现了非主力油层的有效动用。参考文献[1]俞启泰.论提高油田采收率的战略与方法[J].石油学报,1996,17(2):53-61.[2]俞启泰.关于剩余油研究的探讨[J].石油勘探与开发,1997,24(2):46-50.[3]韩大匡.准确预测剩余油相对富集区提高油田注水采收率研究[J],石油学报,2007,28(2):73-78.[4]谢俊,张金亮.剩余油描述与预测[M].北京:石油工业出版社,2003:1-13.[5]林承焰.剩余油的形成与分布[M].东营:石油大学出版社,2000:1-52.[6]陆健林,李国强,樊中海.高含水期油田剩余油分布研究[J].石油学报,2001,22(5):48-52.[7]李阳,王端平,刘健民.陆相水驱油藏剩余油富集区研究[J].石油勘探与开发,2005,32(3):91-96.[8]陈馨,苏崇华,刘双琪.综合利用动静态资料研究剩余油分布规律[J].石油钻采工艺,2007,29(6):45-47.[9]韩大匡等.油藏数值模拟基础[M].北京:石油工业出版社,1993.了征地、地面三抽设备、直井段钻井及套管费用,经济效益较好;(2)开窗侧钻技术作为一项挖潜剩余油的新技术,关键是施工过程的优化设计;(3)常规与体积压裂施工相结合是获得油井较好的开发效果的保证;(4)水平井及侧钻开发方式在M油田外围低丰度区具有一定的可行性,为下一步剩余低丰度区域的有效开发提供了有效技术手段。参考文献[1]彭汉修,田启忠,李海涛.侧钻水平井完井技术研究与应用[J].石油天然气学报;2011,02.[2]高立军,王广新,郭福祥等.大庆油田小井眼开窗侧钻水平井钻井技术[J].断块油气田,2008,15(4):90-98.52·石油知识双月刊论文之窗/DISSERTATION
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