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摘要:文章论述了断块注水油藏特高含水期注水利用率低、低速开采等主要矛盾,深化剩余油规律研究,实施以改变地下渗流方向为中心的注采结构综合调整,达到改善油藏注水开发效果的目的。以锦16(东)块兴隆台油层为例,在精细油水运动规律及剩余油分布研究的基础上,有针对性地开展了注采结构综合调整,区块采油速度从0.17%提高到0.3%,取得了较好效果,总结该块的成功做法,对类似油藏开发中后期改善注水效果具有借鉴意义。
关键词:断块油藏;特高含水期;注采结构综合调整;锦16(东)块;精细油水运动
中图分类号:TE323
文献标识码:A
文章编号:1009-2374(2009)18-0046-03
锦16块(东)兴隆台油层是欢喜岭采油厂稀油主力开发区块,是辽河油田高效开发的典型区块之一。该块动用含油面积2.08km2,石油地质储量1462×104t,1979年1月投入注水开发,以2%以上的采油速度稳产了13年,实现了高速、高效开发。然而,进入开发后期以来,注水利用率低,油水关系日趋复杂,常规调整效果差等开发矛盾,使油藏一直处于低速开发,最低采油速度只有0.17%。针对开发矛盾,通过精细油藏描述,研究油藏潜力,实施注采结构综合调整,区块日产油由69吨上升到最高132吨,取得了显著效果。
一、油藏基本特征及开发现状
锦16(东)块位于辽河盆地西部凹陷西斜坡欢喜岭油田南端,储层为新生界下第三系沙河街组沙一下至沙二地层(即兴隆台油层),位于西八千三角洲前缘河口砂坝坝核部位,动用含油面积2.08km2,石油地质储量1462×104t。
锦16(东) 块兴隆台油层为一套三角洲前缘河口砂坝沉积,岩性以厚层粉至粗砂岩和细砾砂岩为主,划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三个油层组,17个砂岩组,33个小层,主力油层为Ⅱ、Ⅲ油层组,具有统一的油水界面。油层单层最大厚度20.8m,一般为5m左右,平均油层有效厚度36.2m,平均孔隙度29.1%,空气渗透率2.201?滋m2,有效渗透率0.75?滋m2,为高孔高渗储层。岩石固结程度差,泥质胶结为主,泥质含量12.4%。原油具有高密度(0.9317g/cm3)、高粘度(50℃时72.8MPa.s)的特点,属层状边水油藏类型。
该块于1979年全面投入注水开发,经历多次开发调整和综合治理,目前已进入特高含水开发阶段。实施调整前共有油井42口,单井日产油1.6t/d,综合含水为高达97.6%,采油速度0.17%,可采储量采出程度为87.2%。
二、开发中存在的主要问题
(一)注水利用率低,水驱效果明显变差
锦16(东)块已注水开发近30年,注水井与油井之间已形成固定渗流通道,注入水在油水井之间形成无效循环,造成注水利用率低,从F~R曲线及水驱特征曲线明显看出,水驱效果变差。目前油藏注入倍数1.58,注入水波及体积系数达87.8%,驱油效率50.2%,宏观可动剩余油分布相当零散,常规水驱油进一步扩大波及体积、提高驱油效率的难度越来越大。
(二)采油速度低,达不到标定采收率
锦16(东)块采出程度45.91%,已采出可采储量的87.2%,综合含水高达97.6%,按照综合含水98%的标准,区块已经濒临废弃,采油速度低,仅为0.17%。按目前的开发形势,通过F-R曲线、水驱特征曲线、含水与采出程度关系曲线以及日产油与累产油关系曲线四种方法预测[4],区块的最终采收率在50%左右,达不到标定采收率52.7%。
三、注采结构综合调整研究
(一)油藏潜力研究
剩余可采储量:锦16(东)块地质储量1462×104t,标定收率52.7%,可采储量770.5×104t,目前采出程度45.8%,剩余可采储量100.8×104t,仍有较大的潜力。
剩余油分布状况研究:研究表明,断块注水油藏剩余油按控制因素和成因类型分为三大类:静态型剩余油、动态型剩余油和复合型剩余油。在特高含水开发阶段,以动态型和复合型为主。锦16(东)块主要有以下三种剩余油分布形态:
一是构造高部位再富集型剩余油。这种类型是指在油层构造高部位有油井生产,由于强水淹而封堵停采该层,该区域就成为一个低势闭合区,周围连续或零散的剩余油在浮力、低部位注水或边水水势的作用下,在一定的时间后,剩余油在构造高部位重新聚集而成为潜力区。例如:锦2-4-005井是位于构造高点,1997年9月封堵兴Ⅲ油层,封前单采兴Ⅲ,日产油8.2t,含水82%;由于低部位注水,剩余油在4-005井区重新富集为潜力区。 2002年7月回采该层,日产油40t,含水20%。
二是侧向遮挡与水势复合控制型剩余油。这种类型是侧向动态水势作用与侧向遮挡条件(断层或岩性)共同作用,在油井和断层之间形成剩余油富集区。例如:欢2-20-206井于2005年4月水淹关井,关前日产液7m3,综合含水99%。受欢2-20-06C、21-2106、20-207井持续注水和北断层遮挡的共同作用,剩余油在欢2-20-206井与断层边聚集形成剩余油富集区。2005年6月欢2-20-206井向断层边侧钻,20-206C井投产初期日产油8.2t,含水20.4%。
三是井间低势闭合区剩余油。这种类型指在2口及多口稳定注水的水井之间,或稳定生产的采油井之间,形成一个低势闭合区(即所谓的压力平衡区),剩余油在浮力、流体势的作用下,在一定的时间后,在此区域重新聚集而成为潜力区。例如:锦2-5更-6兴Ⅱ5小层1998年10月高含水(日产液90m3,含水98%),锦2-5-236井转注4个月后,该井见效,日产油最高上升到30t以上,含水35.8%。
剩余油研究结果表明,平面上剩余油主要富集在微构造高点附近,如锦2-4-005井区、5-316井区以及合采区北断层附近的欢2-22-5井区和欢2-20-206井区。就层系而言,上层系普遍水淹严重,剩余油仅在微构造高点零星分布;下层系较上层系水淹程度较弱,剩余油富集范围相对较大,饱和度相对较高;合采区低部位水淹严重,剩余油主要分布于北断层构造高部位。
(二)滞留区剩余油开采机理研究
1.优势运移机理。石油二次运移中存在优势运移,即在运移前缘处不断出现细小的指进分支,当一个小分支变粗发展为一个小路径,其它分支则停止不动。而且运移路径一旦形成且条件保持不变,其形态和空间展布变化微小,一直到运动结束。这个机理告诉我们,当一定的注水速率确定后,注水线总是沿着压力变化最快的方向运行,而且一旦某个分支到达油井,则“压差”形成,这时只要条件保持不变,只有大于这个既定压差的分支可以继续运移,其它分支驱油将中断。当把油井关掉,那么随着运移压力的变化,将从新启动中断的分支运移。即将沿着原水驱曲线向周围辐射,扩大驱替体积,把水线滞留的剩余油驱替到其他水线上。
2.柱状注水机理。当油水井间存在大孔道后,注入水很快从相应的采油井采出,起不到注水采油的目的。当大孔道形成后,如果对应油井封高窜水层或者关井,那么油水井之间就形成一条大孔道构成水柱。如果继续在注水井注水,就形成以这条水柱为“线”的现状注水通道,它把“滞留区”油驱替周围的注水井洗油区域,大大扩大了以单井“点”状注水形成的驱油波及体积。
(三)总体调整思路
针对各层系剩余油分布特点,通过实施轮换注水、脉冲注水、强采强注等手段,改变平面、纵向的压力分布,形成区域性压力扰动,以此来改变地下液流方向,达到扩大注水波及体积,提高水驱油效率的目的。
(四)调整可行性分析
1.改变液流方向是改善高含水注水驱油效果很有效的一种方法,实验室物理模型研究已表明,它主要是通过分析原有方法导致的残余油的分布、存在形态,通过改变工作制度、改变井网或井别,来引起油、水渗流方向的改变,在油层中形成新的压力分布,达到扩大面积波及系数,改善水驱效果的目的。
2.锦16(东)块为一个高流度比的油藏,随着开发时间延长,含水上升,采液指数上升。根据最佳合理排液量的研究,锦16块平均单井排液量与总压降呈直线关系:
ql=130.1-23.2△P总,(R=0.978)
该式表明锦16块单井排液量随总压降减少而增大,但最大为130m3/d。目前平均单井排液量在70t左右,因此,具有较大的提液空间。
3.油藏具有较高的压力水平,具备提液的条件。油藏一直保持较高的压力水平,平均地层压力在12.5MPa以上(原始地层压力13.98MPa),具备提液的基本条件。
(五)综合调整方案
1.调整原则。以层系为单元,针对剩余油分布特点,围绕潜力区进行调整。
2.调整方法。下层系:通过油、水井的间采间注,实施轮换注水,调整平面水驱方向,动用井间滞留区剩余油。实施油井转注4口,生产井间开5口,注水井轮换注水18井次;上层系:通过注水井增大注水量、油井下大泵、换螺杆泵放大生产压差增排,达到既缓解层间矛盾,又加快地下渗流速度,提高水洗油效率,实现提液增油的目的。增大配注量9井次,日增注水量1160m3。放大生产压差、换泵增排17口,日增液622t;合采区:采用强弱脉冲方式注水,动用北断层附近剩余油。主要是在东部扩边区进行调整,当注水井加强注水时,关掉一线高含水井,当二线受效井效果变差时,注水井限制注水,同时一线高含水井实行间开生产,在油水井之间形成“区域脉冲扰动”,扩大水驱油面积,改善开发效果。注水井调整4井次,油井间开5井次。
四、实施效果
通过以上工作,全块日注水量从3231m3上升到3863m3,日产液从2853t上升到3485t,日产油从69t上升到最高132t,采油速度从0.17%提高到0.3%,综合含水从97.6%下降到96.7%;自然递减率从2005年的26.95%下降到2007年的-34.08%,阶段累计增油1.99×104t。预计最终提高油藏采收率1～2个百分点。
五、结论
注采结构综合调整,以剩余油研究为基础,针对不同的剩余油存在形式,综合实施轮换注水、脉冲注水和强注强采等措施,改变地下渗流方向,达到扩大注水波及体积、提高注水利用率的目的。该方法明显改善了锦16(东)块的注水开发效果,它是断块油藏高含水开发后期改善注水开发效果的有效方法之一,其特点是投入相对很小,经济效益可观,因此,具有较广泛的应用前景。
参考文献
[1]刘斌.欢喜岭油田锦16块开发调整效果分析及认识[J].石油勘探与开发,1999,(2).
[2]李同发.锦16块兴隆台油层层系调整方案附件3[J].最大排液量的研究,1981.
[3]张继芬,等.提高石油采收率基础[M].石油工业出版社,1997.
[4]俞启泰.关于剩余油研究探讨[J].石油勘探与开发,1997,24(2).
[5]俞启泰.注水油藏大尺度未波及剩余油的三大富集区[J].石油学报,2000,21(2).
作者简介:符永江(1974-),男,中油辽河油田公司工程师,南京大学地球科学与工程学院在职研究生,研究方向:油田开发。
关键词:断块油藏;特高含水期;注采结构综合调整;锦16(东)块;精细油水运动
中图分类号:TE323
文献标识码:A
文章编号:1009-2374(2009)18-0046-03
锦16块(东)兴隆台油层是欢喜岭采油厂稀油主力开发区块,是辽河油田高效开发的典型区块之一。该块动用含油面积2.08km2,石油地质储量1462×104t,1979年1月投入注水开发,以2%以上的采油速度稳产了13年,实现了高速、高效开发。然而,进入开发后期以来,注水利用率低,油水关系日趋复杂,常规调整效果差等开发矛盾,使油藏一直处于低速开发,最低采油速度只有0.17%。针对开发矛盾,通过精细油藏描述,研究油藏潜力,实施注采结构综合调整,区块日产油由69吨上升到最高132吨,取得了显著效果。
一、油藏基本特征及开发现状
锦16(东)块位于辽河盆地西部凹陷西斜坡欢喜岭油田南端,储层为新生界下第三系沙河街组沙一下至沙二地层(即兴隆台油层),位于西八千三角洲前缘河口砂坝坝核部位,动用含油面积2.08km2,石油地质储量1462×104t。
锦16(东) 块兴隆台油层为一套三角洲前缘河口砂坝沉积,岩性以厚层粉至粗砂岩和细砾砂岩为主,划分为Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ三个油层组,17个砂岩组,33个小层,主力油层为Ⅱ、Ⅲ油层组,具有统一的油水界面。油层单层最大厚度20.8m,一般为5m左右,平均油层有效厚度36.2m,平均孔隙度29.1%,空气渗透率2.201?滋m2,有效渗透率0.75?滋m2,为高孔高渗储层。岩石固结程度差,泥质胶结为主,泥质含量12.4%。原油具有高密度(0.9317g/cm3)、高粘度(50℃时72.8MPa.s)的特点,属层状边水油藏类型。
该块于1979年全面投入注水开发,经历多次开发调整和综合治理,目前已进入特高含水开发阶段。实施调整前共有油井42口,单井日产油1.6t/d,综合含水为高达97.6%,采油速度0.17%,可采储量采出程度为87.2%。
二、开发中存在的主要问题
(一)注水利用率低,水驱效果明显变差
锦16(东)块已注水开发近30年,注水井与油井之间已形成固定渗流通道,注入水在油水井之间形成无效循环,造成注水利用率低,从F~R曲线及水驱特征曲线明显看出,水驱效果变差。目前油藏注入倍数1.58,注入水波及体积系数达87.8%,驱油效率50.2%,宏观可动剩余油分布相当零散,常规水驱油进一步扩大波及体积、提高驱油效率的难度越来越大。
(二)采油速度低,达不到标定采收率
锦16(东)块采出程度45.91%,已采出可采储量的87.2%,综合含水高达97.6%,按照综合含水98%的标准,区块已经濒临废弃,采油速度低,仅为0.17%。按目前的开发形势,通过F-R曲线、水驱特征曲线、含水与采出程度关系曲线以及日产油与累产油关系曲线四种方法预测[4],区块的最终采收率在50%左右,达不到标定采收率52.7%。
三、注采结构综合调整研究
(一)油藏潜力研究
剩余可采储量:锦16(东)块地质储量1462×104t,标定收率52.7%,可采储量770.5×104t,目前采出程度45.8%,剩余可采储量100.8×104t,仍有较大的潜力。
剩余油分布状况研究:研究表明,断块注水油藏剩余油按控制因素和成因类型分为三大类:静态型剩余油、动态型剩余油和复合型剩余油。在特高含水开发阶段,以动态型和复合型为主。锦16(东)块主要有以下三种剩余油分布形态:
一是构造高部位再富集型剩余油。这种类型是指在油层构造高部位有油井生产,由于强水淹而封堵停采该层,该区域就成为一个低势闭合区,周围连续或零散的剩余油在浮力、低部位注水或边水水势的作用下,在一定的时间后,剩余油在构造高部位重新聚集而成为潜力区。例如:锦2-4-005井是位于构造高点,1997年9月封堵兴Ⅲ油层,封前单采兴Ⅲ,日产油8.2t,含水82%;由于低部位注水,剩余油在4-005井区重新富集为潜力区。 2002年7月回采该层,日产油40t,含水20%。
二是侧向遮挡与水势复合控制型剩余油。这种类型是侧向动态水势作用与侧向遮挡条件(断层或岩性)共同作用,在油井和断层之间形成剩余油富集区。例如:欢2-20-206井于2005年4月水淹关井,关前日产液7m3,综合含水99%。受欢2-20-06C、21-2106、20-207井持续注水和北断层遮挡的共同作用,剩余油在欢2-20-206井与断层边聚集形成剩余油富集区。2005年6月欢2-20-206井向断层边侧钻,20-206C井投产初期日产油8.2t,含水20.4%。
三是井间低势闭合区剩余油。这种类型指在2口及多口稳定注水的水井之间,或稳定生产的采油井之间,形成一个低势闭合区(即所谓的压力平衡区),剩余油在浮力、流体势的作用下,在一定的时间后,在此区域重新聚集而成为潜力区。例如:锦2-5更-6兴Ⅱ5小层1998年10月高含水(日产液90m3,含水98%),锦2-5-236井转注4个月后,该井见效,日产油最高上升到30t以上,含水35.8%。
剩余油研究结果表明,平面上剩余油主要富集在微构造高点附近,如锦2-4-005井区、5-316井区以及合采区北断层附近的欢2-22-5井区和欢2-20-206井区。就层系而言,上层系普遍水淹严重,剩余油仅在微构造高点零星分布;下层系较上层系水淹程度较弱,剩余油富集范围相对较大,饱和度相对较高;合采区低部位水淹严重,剩余油主要分布于北断层构造高部位。
(二)滞留区剩余油开采机理研究
1.优势运移机理。石油二次运移中存在优势运移,即在运移前缘处不断出现细小的指进分支,当一个小分支变粗发展为一个小路径,其它分支则停止不动。而且运移路径一旦形成且条件保持不变,其形态和空间展布变化微小,一直到运动结束。这个机理告诉我们,当一定的注水速率确定后,注水线总是沿着压力变化最快的方向运行,而且一旦某个分支到达油井,则“压差”形成,这时只要条件保持不变,只有大于这个既定压差的分支可以继续运移,其它分支驱油将中断。当把油井关掉,那么随着运移压力的变化,将从新启动中断的分支运移。即将沿着原水驱曲线向周围辐射,扩大驱替体积,把水线滞留的剩余油驱替到其他水线上。
2.柱状注水机理。当油水井间存在大孔道后,注入水很快从相应的采油井采出,起不到注水采油的目的。当大孔道形成后,如果对应油井封高窜水层或者关井,那么油水井之间就形成一条大孔道构成水柱。如果继续在注水井注水,就形成以这条水柱为“线”的现状注水通道,它把“滞留区”油驱替周围的注水井洗油区域,大大扩大了以单井“点”状注水形成的驱油波及体积。
(三)总体调整思路
针对各层系剩余油分布特点,通过实施轮换注水、脉冲注水、强采强注等手段,改变平面、纵向的压力分布,形成区域性压力扰动,以此来改变地下液流方向,达到扩大注水波及体积,提高水驱油效率的目的。
(四)调整可行性分析
1.改变液流方向是改善高含水注水驱油效果很有效的一种方法,实验室物理模型研究已表明,它主要是通过分析原有方法导致的残余油的分布、存在形态,通过改变工作制度、改变井网或井别,来引起油、水渗流方向的改变,在油层中形成新的压力分布,达到扩大面积波及系数,改善水驱效果的目的。
2.锦16(东)块为一个高流度比的油藏,随着开发时间延长,含水上升,采液指数上升。根据最佳合理排液量的研究,锦16块平均单井排液量与总压降呈直线关系:
ql=130.1-23.2△P总,(R=0.978)
该式表明锦16块单井排液量随总压降减少而增大,但最大为130m3/d。目前平均单井排液量在70t左右,因此,具有较大的提液空间。
3.油藏具有较高的压力水平,具备提液的条件。油藏一直保持较高的压力水平,平均地层压力在12.5MPa以上(原始地层压力13.98MPa),具备提液的基本条件。
(五)综合调整方案
1.调整原则。以层系为单元,针对剩余油分布特点,围绕潜力区进行调整。
2.调整方法。下层系:通过油、水井的间采间注,实施轮换注水,调整平面水驱方向,动用井间滞留区剩余油。实施油井转注4口,生产井间开5口,注水井轮换注水18井次;上层系:通过注水井增大注水量、油井下大泵、换螺杆泵放大生产压差增排,达到既缓解层间矛盾,又加快地下渗流速度,提高水洗油效率,实现提液增油的目的。增大配注量9井次,日增注水量1160m3。放大生产压差、换泵增排17口,日增液622t;合采区:采用强弱脉冲方式注水,动用北断层附近剩余油。主要是在东部扩边区进行调整,当注水井加强注水时,关掉一线高含水井,当二线受效井效果变差时,注水井限制注水,同时一线高含水井实行间开生产,在油水井之间形成“区域脉冲扰动”,扩大水驱油面积,改善开发效果。注水井调整4井次,油井间开5井次。
四、实施效果
通过以上工作,全块日注水量从3231m3上升到3863m3,日产液从2853t上升到3485t,日产油从69t上升到最高132t,采油速度从0.17%提高到0.3%,综合含水从97.6%下降到96.7%;自然递减率从2005年的26.95%下降到2007年的-34.08%,阶段累计增油1.99×104t。预计最终提高油藏采收率1～2个百分点。
五、结论
注采结构综合调整,以剩余油研究为基础,针对不同的剩余油存在形式,综合实施轮换注水、脉冲注水和强注强采等措施,改变地下渗流方向,达到扩大注水波及体积、提高注水利用率的目的。该方法明显改善了锦16(东)块的注水开发效果,它是断块油藏高含水开发后期改善注水开发效果的有效方法之一,其特点是投入相对很小,经济效益可观,因此,具有较广泛的应用前景。
参考文献
[1]刘斌.欢喜岭油田锦16块开发调整效果分析及认识[J].石油勘探与开发,1999,(2).
[2]李同发.锦16块兴隆台油层层系调整方案附件3[J].最大排液量的研究,1981.
[3]张继芬,等.提高石油采收率基础[M].石油工业出版社,1997.
[4]俞启泰.关于剩余油研究探讨[J].石油勘探与开发,1997,24(2).
[5]俞启泰.注水油藏大尺度未波及剩余油的三大富集区[J].石油学报,2000,21(2).
作者简介:符永江(1974-),男,中油辽河油田公司工程师,南京大学地球科学与工程学院在职研究生,研究方向:油田开发。