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11-胜坨油田特高含水期潜力及开发对策--地

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非常规油气 分层注水 油藏钻采 稠油油藏
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胜坨油田特高含水期潜力及开发对策 胜利油田分公司地质科学研究院 2011 年 2 月 胜 利 油 田 2011 年 开发技术座谈会发言材料 内部资料 注意保密 胜坨油田特高含水期潜力及开发对策 编写:贾俊山 黄迎松 刘志宏 王延忠 李 响 曾显香 戴 涛 柳世成 佟 颖 魏 明 唐从见 刘丽杰 初 杰 徐冬梅 初审:杨 勇 张以根 王 军 审核:李振泉 胜利油田分公司地质科学研究院 2011 年 2 月 目 录 一、胜坨油田开发状况分析 ................................. 1 (一)胜坨油田开发效果 ............................... 1 (二)“十五”以来主要做法 ............................ 2 (三)“十五”以来产量构成及变化 ...................... 5 (四) 2010 年产量下降主要影响因素 ..................... 6 二、特高含水期潜力分析 .................................. 10 (一)水驱开发潜力分析 .............................. 10 (二)不同沉积类型储层剩余油分布特征 ................ 12 (三)特高含水期剩余油总体分布特征 .................. 24 三、特高含水期开发技术对策 .............................. 25 (一)指导思想 ...................................... 25 (二)开发技术对策 .................................. 25 (三)保障措施 ...................................... 33 1 一、胜坨油田开发状况分析 (一)胜坨油田开发效果 胜坨油田 1964 年投入开发,为胜利油区最早投入开发的油田 ,目前 已 累积 动用地质储量 104t。 胜坨油田为胜利油田的持续稳定发展做出了很大的贡献,其 高峰期年产油达到 600× 104t 以上, 并且实现 300× 104t 以上 连续 稳产 32 年。 胜坨油田开发总体上经历了四个阶段,即产量上升阶段、高速稳产阶段、产量递减阶段 以及 低速稳产阶段。 1990 年 开始 进入特高含水期,综合含水 地质储量采出程 度 可采储量采出程度 经过 20 年特高含水期 的精细 开发,目前 已 进入“深度开发”阶段 , 综合含水 地质储 量采出程度 可采储量采出程度 经过四十多年的开发,胜坨油田开发取得了较好效果,截止到2010 年底,胜坨油田标定可采储量 18701× 104t,标定采收率 与国内外同类油田 相比 , 胜坨油田开发也处于较高的水平 ,胜坨油田地层流度 嘛甸油田地层流度 者采收率基本一致,而东威明顿油田 地层流度 0.1 收率为 对比 这三个油田进入特高含水期以后 采出程度增幅变化,胜坨油田明显高于其 它 两个油田 。含水 90%时 , 胜坨油田、东威明顿和大庆喇嘛甸三个油田采出程度分别为 进 2 入特高含水期以后, 胜坨油田持续开发了 20 年 以上 ,含水 喇嘛甸油田开发了 13 年,目前采出程度 含水 东威明顿油田开发了 15 年,目前采出程度 含水 95%。 胜坨油田特高含水开发阶段采出程度增幅 明显高于其 它 两个油田 , 达到 东 威明顿和大庆喇嘛甸 则 分别 为 (二) “ 十五 ” 以来主要做法 “十五”以来, 通过精细勘探、精细开发、精细工艺, 依靠新储量投入、实施三次采油、强化水驱、增大措施工作量, 胜坨油田 2008年以前年产油量一直保持在 270× 104t 以上 。 1、 新区投入 “十五”以来 通过深挖细找,在三角洲前缘以及砂砾岩体 取得突破, 共发现各类新油藏 16 个,新增探明储量 5277× 104t,累积建产能 104t,累积产油 509× 104t,其中坨 142 块探明石油地质储量1163× 104t,新建产能 104t。 2、 层系井网调整 “十五”以来,针对胜坨油田含有小层多、储层非均质性严重,平面及纵向物性差异大的特点,积极开展油藏描述,强化剩余油分布研究。初步形成了针对河流相沉积的单砂体完善、针对三角洲前缘沉积的层内韵律层细分调整和针对细分潜力较小单元的跨层系井网重组等三种井网调整模式。 河流相正韵律、三角洲平原相油藏, 受沉积环境的影响,储层厚 3 度小,零散小砂体较为发育。 以完善单元注采关系 、 进一步提高水驱控制程度为主要目的, 实施单砂体完善。 主力油层以平面完善注采关系为主,非主力 油层 按砂体进行井网部署,重点完善一类潜力较大的砂 体的注采关系,增加二类潜力砂体的井网控制程度,兼顾三类砂体。如二区沙二 3层组在砂体分类评价的基础上,通过钻新井、转注、侧钻等措施重点完善非主力层的一类油砂体的注采井网。河流相正韵律、三角洲平原相油藏 共有 6 个区块 实施了调整 。 三角洲前缘反韵律沉积油藏,厚油层内韵律层发育,层内韵律层水驱动用不均衡。针对三角洲前缘相储层的沉积特点和开采特征, 分别制定不同的开发对策:物性好的主力韵律层完善井网,实施强注强采;物性差的非主力韵律层加密井网,温和开发。通过 韵律层 细分调整,有效减缓了 部分韵律层长期受干扰 、 潜力无法发 挥的 矛盾 。 如二区沙二 83元重点完善了剩余油较为富集、动用相对较差的 83( 4律层井网,钻新井 7 口 ( 油井 3 口,水井 4 口 ) ,增加可采储量 104t。“十五”期间, 二区 7二区沙二9 21 沙二 8 等 8 个区块 实施了韵律层细分调整 。 对于层系内部潜力规模相对较小、不具备细分调整物质基础的单元,实施跨层系井网重组,提高储量控制程度,提高油藏采收率。 把纵向上相邻几套层系内储层物性相近、开采状况相近的油层跨层系组合,实现中低渗透层和高渗透层的分采, 有效 地降低开发层系内的 储层非均质性,充分发挥各类油层潜力 。 如 坨七断块 1层组 5 套开发层系划分为 7 套,重点是将上下油组非主力层单独拿出来作为独 4 立井网开采,减少与主力层合采时的干扰。经过调整有效减缓了层间干扰,井网适应性提高,重组后提高采收率 增加可采储量 91× 104t。 “十五”以来, 胜坨油田针对不同沉积类型单元, 实施水驱综合调整单元 24 个,钻新井 377 口,增加产能 104t,104t,提高采收率 3、 措施挖潜 “十五”以来, 在 加强动态监测 的基础上 , 优化配套工艺, 强化措 施挖潜, 确保胜坨油田保持稳定。自 2000 以来,措施工作量不断增加,措施增油提高, 措施 总 井次由 2001 年的 351 口最高上升到 665口, 措施增油量由 2001 年的 104t 增加到 104t, 措施产量比例由 2001 年的 升到 进入“十一五“以后,措施工作量略有下降,但总体仍然保持较高的措施频次。 2010 年措施井次为 464 口, 措施年增油 104t, 占年产油的 4、 三次采油 胜一区沙二 1聚先导取得 成功 后, 2002 年及 2005 年陆续投入胜一区沙二 1大和二区沙 二 1北部注聚项目, 胜坨油田三次采油年增油 从 2001 年开始 呈逐年上升的趋势, 2001 104t, 2007 年年增油达到 最高 ,年增油 104t。由于后续接替阵地少, 2008 年开始三次采油 年增油下降, 到 2010 年 下降到 104t。 胜坨油田 化学驱Ⅱ类油藏储量 5748× 104t, 目前 已动用 5351× 5 104t,累增油 182× 104t,提高采收率 (三) “ 十五 ” 以来产量构成及变化 1、 中高渗水驱油藏是“十一五”产量下降的主体,其次是化学驱 按照中高渗水驱、化学驱 单元 、低渗透 以及稠油热采四种不同方式,分析了胜坨油田 “十五”以来 的 产量构成 及变化 。 “十五”期间,胜坨 油田 产量总体上保持较为稳定,“十五”末期与初期相比,产量下降了 104t,其中化学驱单元下降幅度较大,下降了 12× 104t,低渗透油藏以及中高渗水驱油藏分别下降了 104t 和 104t,稠油热采( 2004 年坨 11 南东二实施热采)则增加了 104t。 “十一五”期间,产量下降幅度较大,阶段产量下降了 104t,其中中高渗水驱是产量下降的主体,下降了 104t,其次化学驱下降较大,下 降了 19× 104t,低渗透区块增加了 104t,稠油区块增加了 104t。 2、 老井自然产量下降是中高渗水驱产量下降的主导因素,其次是措施增油 按照老井自然产油、措施年增油、老区老井以及新区新井对胜坨油田中高渗水驱“十五”以来的年度产量构成变化进行了分析,“十五”期间,由于措施力度不断增大,保证了中高渗水驱产量保持稳定,产量仅下降 2× 104t,其中新区新井下降幅度较大,下降了 104t,其次下降的是老井自然产油,下降了 104t,但措施增油呈增加的趋势,增加了 104t, 老区新井产量基本上没有变化,增加了 × 104t。 “十一五”以来, 中高渗水驱 产量下降幅度大, 104t, 老井自然产油 下降 是中高渗产量下降的主要因素,老井自然产油阶段下降了 32× 104t;其次是措施增油,措施增油阶段下降了 104t。从 “十一五”中高渗水驱产量 趋势来看,“十一五”前三 年,中高渗 水驱油藏 产量保持相对平稳, 2009 年开始出现下滑,2010 年 产量下降趋势加剧 。 (四) 2010 年产量下降主要影响因素 ◆ 产量下降主要原因是自然递减增大:具体表现为液量下降、含水上升快 通 过上述分析,中高渗水驱油藏是胜坨油田产量下降的主体,而老井产量下降是中高渗水驱产量下降的主导因素。分析表明 老井 自然产量下降 是造成 2010 年 胜坨油田 产量下降的主要因素,具体表现为液量下降和含水上升 。 从分类分析 结果 来看,液量下降 单元 造成 老井自然 产量递减 104t,占老井自然产量 下降 的 24%;含水上升 单元 造成 老井自然 产量递减 104t,占老井自然产量 下降 的 液量下降 且 含水上升 单元 造成 老井 产量递减 104t,占老井自然产量 下降 的 26%;其它正常递减 2× 104t,占老井自然产量 下降 1、 液量降低:注水井网差,油藏亏空大,地层能量下降 由于措施强度不断增大,注水井井况不断恶化,套损、套坏水井逐年增多,造成注水状况差,注水井网适应性变差,油藏亏空增大, 7 地层能量持续下降,导致开发单元液量下降幅度大。 分析液量下降幅度大的单元注水井的注水状况及井况, 按照 目前正常 注水 井、超注井、欠注井和问题井四种情况 进行 了 分类 统计 , 2010 年底 , 液量下降单元开水井 267 口, 欠注井 85 口,占水井开井数的 32%, 问题水井 67 口,占水井开井数的 25%, 两者合计所占比例达到了 57%, 体现出 液量下降单元 注水状况 差 的特点 。 如 坨 7 沙二 8元, 与 2009 年底, 该单元 2010 年液量下降了 104t, 年产 油 下降 104t。 单元 井况日益变差, 单元 套损井、问题水井 逐步增多 ,仅 2009两年新增套损井 20 口,日损失注水量 3360由于 注水状况差造成单元 欠注现象严重,注采比不断下降,由 2008 年底的 降到 2010 年底的 着单元注采比的降低,地层亏空不断增大,月亏空由 2008 年底的 104010 年底的 104亏空增加了 104地层亏空 的增大导致地层 压力 保持水平逐渐下降, 2010 年底与 2008 年底相比, 动液面降低了 152m。由于地层能量下降,单井日液 水平 下降较大, 2008 年底为 160t, 2010 年底下降到 138 t,单井日液减少了 22t,下降幅度达到 分析单元 2008 年来的 48 口同工同层井 主要开发指标变化 ,由于油藏亏空大 、 地层能量下降大, 与 2008 年底相比, 2010 年底含水基本保持稳定, 动液面降低了 井日液降低了 下降幅度 导致 日油 下降 2、 含水上升:注采井网不完善,局部强化开采,注 采结构不均衡 8 胜坨油田电泵提液经历了由坨 142、坨 143 新区到东营组到小断块到常规高含水单元转变的过程,由于注采井网不完善,局部强化开采,注采结构不均衡,导致含水上升加快。 如 坨 142 单元 2000 投入开发 , 2004 年开始提液, 采液速度 不断攀升 ,目前采液速度达到 20%以上。 如 1521系是坨 142 单元的主力层系, 目前开井 28 口,其中 电泵井 达到 20 口,占总油井数的 2010 年底层系日液水井 3944t/d,其中 20 口电泵井的日 液水井 3785 t/d,其所占比例高达 96%。 由于电泵井的局部 强化开采, 导致 注采 结构不均衡,造成层系 含水上升 加快 ,目前电泵井的含水为 56泵和 44 泵的含水分别为 层系含水达到了 提液井虽然取得了一定的增产效果,但由于局部强化提液,造成注采失衡,提液井井组产量递减趋势加大。 以 142 斜 51 井组为例,该井组有生产井 6 口,其中坨 142 2009 年 1 月提液,提液后单井取得了较好的效果, 分析井组的开发效果 , 提液后井组日油不断下降,从提液初期的 132 t/d 下降到目前的 45 t/d,井组含水上升明显加快,从提液初期的 升到目前的 3、 液量下降 且 含水上升:井网控制程度差,压力分布不均衡 由于井况问题日益突出,套坏及套损造成停产、停注井增多, 以及 高含水关井的影响,导致 井网 基础变差,井网控制程度低。此外,由于油、水井扎堆,超 、 欠注现象 突出 , 致使 地层能量分布不均衡。 如二区 沙二 83元,油、水井扎堆现象非常 突出 ,单元套损井多,超欠注现象 严重 。目前 单元 水驱控制程度为 注采对应率 9 为 两向以上注采对应率只有 与 2009 年底相比,该单元 年产 液量下降 104t,含水上升了 年产油 下降了 104t。 2010 年底注采井数比 采比 指标上反应,注采是比较平衡的,但实际上地层能量不断下降,动液面从 2008 年底的 744m 下降到 2010 年底的 874m。 分析二区沙二 83元的平面压力分布 状况 ,动液面在527间。 对 2010 年底 30 口油井的动液面进行分级统计, 动液面高于 600m 的井有 5 口,占开油井数的 动液面在 600 口,占开油井数的 30%,动液面在 800油井有 8口,占开油井数的 动液面低于 1000m 的油井有 8 口,占开 油井数的 反映了单元压力在平面上不均衡的特点。 例如 西北部能量相对较高的区域 , 2008 年 实施电泵提液, 进行强化开采 , 2010 年 12 月与 2008 年 12 相比, 井组 日液水平 从 1189t/412t/d, 提高了 223t/d,由于注采井网控制差,强化开采导致含水上升较快, 含水从 升到 上升了 日油水平从 40t/d 下降到 25t/d, 降低了 15t/d。 而 东南部能量差的区域, 由于注水状况差,欠注比较严重, 含水保持稳定, 液量呈下降趋势, 2010年 12 月与 2008 年 12 相比, 井组日 液水平从 1320t/d 下降 到 842t/d,日液水平 降低 478t, 日油水平从 35t/d 下降到 23t/d, 日油 水平 降低了12t。 综合上述 对胜坨油田 2010 年产量下降的影响因素分析可知,2010 年产量下降主要原因是井网完整性差,造成含水上升快,地层 10 压力水平下降、平面分布不均衡,产液结构不合理。 二、特高含水期潜力分析 (一)水驱开发潜力分析 室内水驱油实验结果 表明: 随着注入倍数的 不断 增大 ,驱油效率不断提高 。 根据 中高渗砂岩油藏 20 块样品(平均渗透率 2100× 10均油粘度为 44.6 室内 水驱油 实验结果,在注入倍数约 前胜坨油田注入倍数)时,含水为 驱油效率为 45%,当含水 上 升 到 98%时,注入倍数 为 4油效率可达 到53%,而当 含水升 到 99%时,注入倍数 为 9油效率可达 到 60%。说明特高含水期内 提高 水驱 采收率仍具较大潜力, 但与此同时也 是一个长期开发过程 。 在注水开发过程中, 注水驱动压力 对地层能量 的 维持 、采油速度的 控制 和提高 油藏 最终采收率至关重要 ,室内实验结果 显示 , 随着 驱替 压力梯度不断增大,残余油饱和度 不断 降低,驱油效率 可 大 幅度 提高 。 当 注入倍数 为 50 ,压 力 压力梯度由 m m,驱油效率 可 由 高到 增加 16%;残余油饱和度 则 由 至 下降 胜坨油田的 矿场实践也证明 了这一点, 随着注入倍数不断提高,特高含水期 内 采出程度 可以较大幅度提高。 如 河流相 沉积 的 坨 21 沙二 1系, 地质储量 735×104t, 标定采收率 61%, 含水 90%时 , 注 11 入倍数 采出程度 目前含水 达到 出程度上升至 增加了 预计含水 上升到 99%时 ,注入倍数为 出程度可达到 与目前相比, 采出程度 还能提高 再如 三角洲前缘 沉积 的 坨 7 沙二 11系, 地质储量 475×104t, 标定采收率 含水 90%时 , 注入倍数 出程度 目前含水 已达 注入倍数 出程度 增长到 至 增加了 预计含水 上升到 99%时,出程度可达到 与目前相比,采出程度还能提高 应用 室内实验 研究 结果 结合 矿场实践 分析 ,提高注入倍数、 增大驱替 压力梯度,胜坨油田仍 然能够大幅度提高采收率。综合理论驱油效率、波及系数研究和密闭取心纵向波及系数分析的研究成果, 分别 预测了不同 沉积 类型单元不同注入倍数下的采收率。 对于三角洲前缘沉积单元,当注入倍数 为 3, 在 目前驱替压力梯度( m)下 , 预测采收率 与 目前标定采收率相比, 可提高 增加可采储量 1069×104t; 若注采井距缩小至200m, 驱替压力梯度增加到 Pa/m,采收率 预计可达到 采收率 可提高 增加可采储量 1268×104t; 当注入倍数为 5目前驱替 压力梯度下预测采收率 增加可采储量 1760×104t,增加驱替压力梯度至 Pa/m,采收率 预计可达到 采收率 可提高 增加可采储量1974×104t。 对于河流相沉积单元,当注入倍数 为 3, 在 目前驱替压力 12 梯度( m)下 , 预测采收率 与 目前标定采收率 相比,可提高 增加可采储量 1916×104t; 若注采井距缩小至 200m,驱替压力梯度增加到 Pa/m,采收率 预计可达到 采收率可提高 增加可采储量 2162×104t; 当注入倍数为 5, 目前驱替压力梯度下预测采收率 预计可提高采收率 增加可采储量 2826×104t; 增加驱替压力梯度至 Pa/m, 采收率 预计可达到 采收率 可提高 增加可采储量 3091×104t。 在不同类型沉积单元潜力分析基础上,综合评价了胜坨油田水驱油藏的潜力,当注入倍数 3,保持目前驱替压力梯度,可提高采收率 增加可采储量 2861×104t; 注采井距缩小至 200m,可提高采收率 增加 可采储量 3360×104t。 当注入倍数 5,保持目前驱替压力梯度,可提高采收率 增加可采储量4440×104t; 注采井距缩小至 200m,可提高采收率 增加可采储量 4995×104t。 (二)不同沉积类型储层剩余油分布特征 胜坨油田位于济阳坳陷东营凹陷北部的陈南 一个受近 东西 走向的陈南铲式正断层派生的分支断层 12 条主要断层 将胜坨油田 分割成胜一区、胜二区和胜三区, 又 进一步细分为 11 个含油区块。胜一区即坨庄构造,胜二区处于胜 利村构造西南翼,胜三区为胜利村构造主体。 13 胜坨油田 含油层系较多,从下至上为古近系的沙四段、沙三段、沙二段、沙一段、东营组和新近系的馆陶组、明化镇组,其中沙二段是主要含油层系。沙二段 为一套完整的河流 由 15 个砂层组组成 ,其中 1 组为河流相沉积 , 二、三区 的 4组 主要为三角洲平原沉积,一区 的 4组 为三角洲前缘沉积 ,一、二、三区的 8 砂组以下均为三角洲前缘沉积。 截止到 2010 年底, 胜坨油田累计 动用 含油面积 累积动用 石油地质储 量 46000×104t。正韵律沉积主要包括河流相及 三角 洲 平原相, 其中河流相 储量 19725×104t,占胜坨油田总储量的 三角洲平原相储量 6632×104t, 占胜坨油田总储量的 合计26357×104t,占胜坨油田总储量的 反韵律沉积以三角洲前缘为主,储量为 17713×104t, 占胜坨油田总储量的 同时 还有 少量的扇三角洲及湖相沉积,储量为 1930×104t,反韵律沉积储量合计为 19643×104t,占胜坨油田总储量的 胜坨油田 进入特高含水 开发 期后,共 完 钻 密闭取心井 7 口, 统计分析 7 口 密闭取心 井 37 层 796 块样品 的 剩余油饱和度和驱油效率分布状况 ,剩余油饱和度在 其中 正韵律的河流 原相 平均 剩余油饱和度 反韵律的三角洲前缘相 平均 剩余油饱和度 按照不同沉积类型, 根据 胜坨油田特高含水期相对渗透率 曲线,对残余油饱和度 进行了统计。其中河流相沉积的相对渗透率曲线 43条,残余油饱和度在 15间,平均 24%;三角洲前缘沉积的相 14 对渗透率曲线 16 条,残余油饱和度在 14间,平均 23%。 通过上述分析,胜坨油田 平均剩余可动油饱和度 15总体上 呈现 “普遍分布,局部富集 ”特点。 1、河流相储层剩余油分布特征 ( 1)层间非均质 特征 ① 胜坨油田河流相储层单层厚度较薄 胜坨油田的河流相储层,主要包括沙二段 1层组及东营组。其中沙二段 1层组,是在湖盆演化末期,三角洲沉积背景上发育形成 的正韵律河流相沉积 , 而 孤东、孤岛馆陶组 是 发育于泛滥平原 形成 的河流相沉积 。受沉积环境的影响,虽然都为河流相沉积,但储层发育特征明显不同,与孤岛、孤东相比,胜坨油田河流相沉积储层 具有层数多,单层厚度薄的特点。 统计胜坨油田 8222 井层的 钻遇砂岩厚度频率分布 状况 ,胜坨油田河流相储层厚度小于 5 米的层, 占钻遇总层数的 而从孤岛 12044 井层的钻遇厚度频率分布状况来看,孤岛油田河流相厚度小于 5 米的层仅占 表明 胜坨油田的河流相储层发育程度差于孤东、孤岛的同类型储层。 ② 层系内合采层数多,主力层不突出,层间 差较大 胜坨油田河流相发育小层多,单层厚度薄,层系内合采层数多,一般在 5。由于层系内小层多,河流相主力层不突出, 主力层储量 14206×104t, 占河流相储层储量的 非主力层储量12151×104t, 占总储量的 孤岛、孤东油田一套层系内含油小层一般在 3,主力层储量一般大于 75%。 15 如胜坨油田 三区坨 28 块沙二段 1系, 层系内含油小层 12 个 ,其中主力层 4 个,地质储量 803×104t, 占该层系储量的 60%,非主力层 8 个,储量 532×104t, 占该层系储量的 40%;如 孤岛油田中一区馆3 单元,地质储量 2183×104t, 单元内有 5 个小 层 ,其中主力层 2 个,储量 1747×104t, 占单元总储量的 80%;又如 孤东油田七区西馆上62+65元,地质储量 1433×104t, 单元内也包含 5 个小 层 ,主力层 2个,储量 1145×104t, 占单元总储量的 80%。 由于储层发 育薄 , 层系内含油小层多, 胜坨油田河流相储层层间差 较大 大,一般为 如 坨 28 块沙二段 1系 差为 孤岛 中一区馆 3 单元的 差为 3,孤东 七区西馆上62+65元 的 差为 通过对胜坨油田河流相单元的主要地质特征分析,以及 与孤岛、孤东油田河流相储层典型 单元 的 对比 , 充分 反映 胜坨油田河流相储层具 含油小层多 、单层 厚度薄 、主力层不突出、层间 差 较大 的特点。 ( 2)层间剩余油 分布特征 ① 剩余油主要受 层间 控制,非主力层剩余油富集 以整装油田实际地质参数为 基础建立两层合采概念模型,设定薄层的厚度和渗透率不变(薄层渗透率 300× 10度 3m),改变厚层的厚度和渗透率 ,分析 对比不同 差 下层间开发效果 的差异 。研究结果表明:层间 差别是剩余油控制的主要因素,随着值的 增大 ,低 采收率逐渐降低,剩余油饱和度增大。当 16 层间 值大于 6,低 比高 采收程度降低 13%以上,层间 值达到 50 时,采出程度差值达 25%以上,低 剩余油富集。 通过 密闭取心井资料 统计分析 ,河流相单元 主力层剩余油饱和度在 间,驱油效率在 间;非主力层剩余油饱和度在 间,驱油效率在 间。 主力层与非主力层 相比 ,剩余油饱和度相差约 10%,驱油效率相差约 13剩余油层间差异大,非主力层剩余油富集。 如 331 井 , 主力层平均剩余油饱和度为 驱油效率为 非主力层剩余油饱和度为 驱油效率为 17 井,主力层平均剩余油饱和度为 驱油效率为 非主力层剩余油饱和度为 驱油效率为 ② 非主力层剩余油富 集 , 剩余油潜力大 根据 三区坨 28 沙二 1数值模拟研究 , 层间 采出程度 差异大 ,非主力层采出程度比主力层低 11 层系内 4 个主力层,分别为12、 23、 24、 32,采出程度在 间;其他 9 个非主力层的采出程度在 间, 主要分布区间为 非主力层的采出程度明显低于主力层。 从分小层的剩余地质储量分布状况来看,胜坨油田河流相单元的非主力层剩余储量规模大,总体上占剩余储量的 50%以上,具有较大的剩余油潜力。如 坨 28 沙二 1系, 4 个主力层的剩余地质储量分别为 34×104t,合计 170×104t,占总剩余地质储量 17 的 9 个非主力剩余地质储量 185×104t, 坨 28 沙二 4系, 3 个主力层( 44+5、 52+3、 65)剩余地质储量 299×104t,占总剩余储量的 10 个非主力层剩余地质储量329×104t,占总剩余储量的 孤岛、孤岛油田则表现了与胜坨油田明显不同的特征, 其剩余油潜力依然集中在主力层,主力层剩余储量规模大。如 孤东油田七区西62+65元 , 2 个主力小层( 62、 65)剩余地质储量分别为 04t,合计 715×104t,占总剩余地质储量的 74%, 3 个非主力剩余地质储量 04t,仅占总剩余地质储量的 26%。 而 孤岛中一区元 中, 2 个主力层( 33、 35)剩余地质储量 857×104t,占总剩余储量的 3 个非主力层剩余地质储量 237×104t,占总剩余储量的 通过 同一沉积类型 开发单元的比较,可以看出胜坨油田河流相 的非主力层剩余油富集,剩余油潜力大 。 ( 3)层内非均质 特征 胜坨油田河流相主力厚油层内部多为 2均质 或 正韵律砂体叠置而成,每个均质体厚度 约 2内级差小 ,其 自然电位曲线多呈中幅指状 或小钟形、 箱形叠置 。而孤岛油田的河流相主力厚层,多呈高幅钟形,正韵律 特征明显 ,内部岩性具有明显的二元结构,夹层发育。 统计胜二区 12、 34+5 两个 小层 410 口井的层内夹层 发育状况 ,砂体单层厚度 ,单层钻遇夹层数 ,夹层频率只有 / 18 层,夹层密度 /米。 而从 孤岛 油田 中一区馆 33、 35 层 410 口井的层内夹层 发育状况来看 ,砂体单层厚度 ,单层钻遇夹层数 层频率 /层,夹层密 度 /米。孤东 油田 七区西馆陶 52+3、 63+4 层 325 口井的层内夹层 统计结果显示 ,砂体单层厚度 层钻遇夹层数 ,夹层频率 /层,夹层密度 米。 此外, 统计 胜坨 油田 2008的 57 口新钻井 509 井层 的层内渗透率资料 ,层内渗透率级差小于 5 占 平均 为 层内部渗透率级差小。 上述对比统计分析表明 ,胜坨油田河流相储层与孤岛、孤东同类型比较,具有 油层发育 薄 、层内 由多个均 质 段叠置而成,层内级差小,且 夹层不发育的特点。 ( 4)层内剩余油 分布特 征 胜坨油田河流相储层与孤岛典型河流相厚层相比,由于 油层 薄、层内级差小、夹层不发育, 层内 剩余油 体现出 差异相对较小 、 整体水淹较均匀 ,顶部富集 厚度小 的特点 。 以 2009 年 10 月 完钻的胜三区坨28 井沙二段 12 层为例,单层砂厚 ,其中上部 ,剩余油饱和度 驱油效率 水淹级别为水洗;下部 ,剩余油饱和度 驱油效率 水淹级别为水洗;上下剩余油饱和度相差 驱油效率相差 整体水淹特征较为均匀。对于典型的河流相厚油层,如 孤岛的中 308 井馆上 段 35 层,单层砂厚 ,其中上部 ,剩余油饱和度 54%,驱油效率 19 水淹级别为水洗及弱见水;下部 ,剩余油饱和度 42%,驱油效率 水淹级别为水洗;上下剩余油饱和度相差 整体水淹特征上下差异较大,且以下部优先水淹。 动态监测资料也反映出同样的观点, 胜坨油田的 234+5 层 多功能测井资料显示 ,上部 层厚度为 余油饱和度为 下部 层厚度 余油饱和度 层内 饱和度之差为 8%。孤岛 12剩余油剖面图井 35 层 剩余油饱和度监测显示 ,上部 层厚度为 余油饱和度为 水淹级别为 水洗及弱见水;下部 层厚度 余油饱和度 水淹级别为水洗,层内饱和度之差为 相比而言,胜坨油田河流相层内驱替相对均匀,剩余油差异较小。 ( 5)平面剩余油 分布特征 受构造位置、储层非均质性以及注采流线的控制,胜坨油田河流相主力层主要在断层附近、井网控制差以及非主流线部位剩余油富集,主力层 的剩余油饱和度主要集中在 35区间。例如坨 28 沙二 1元, 12 层为主力小层, 剩余可动油饱和度面积百分数达到88%, 其中剩余油饱和度为 35面积占该小层含油面积的 37%,剩余地质储量为 04t,占该小层全部剩余地质储量的 剩余油饱和度在 45面积占小层含油面积的 剩余地质储量 04t,占小层剩余地质储量的 剩余油饱和度大于 45%的面积占小层含油面积的 剩余地质储量 04t,占小层剩余 20
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