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摘 要:河南油田泌浅10区IV9层属于浅薄层特稠油油藏,单井平均吞吐达到10周期以上,可采储量采出程度已达64%。吞吐后期注入水和边水水淹严重、平、剖面矛盾突出,生产效果变差,实施综合治理前油组产能只有10吨左右。通过剩余油监测资料分析和沉积微相研究,有针对性地实施了氮气助排、泡沫调剖、降粘、复合调剖、潜力油井扶产及低效井调层回采等措施,油组产能上升到80吨以上,取得了较好的治理效果。
关键词:特稠油油藏;潜力;治理
1 地质概述及开发简况
1.1 地质概述
泌浅10区位于古城油田的西北部,断块主要受北部和西部两条正断层控制的鼻状构造,西部有一条逆断层将断块分割成东西两部分,东区地层趋于单斜形式,倾角11-16℃,西区为特征明显的逆断层伴生的正牵引构造。区块叠加含油面积1.4km2,地质储量529×104t,已动用地质储量462×104t,可采储量217×104t,标定采收率42.7%,主要含油层位III-VII油组,共开发了三套主力层:IV7层、IV9层和VI3层,其余均为兼采层(III油组、IV1.2层、IV11层、V油组、和VI1.2层)。油藏埋深156.0-503.8m,油层有效厚度1.0-45.2m,单层有效厚度小于10.0m。储集层组成矿物以石英为主,岩屑以变质岩为主,胶结类型为孔隙型胶结。地层水水型NaHCO3型,总矿化度平均为7400-9300mg/L,原油密度0.9407-0.964g/cm3,油层温度下脱气原油粘度2.5-8.8×104mPa.s,胶质沥青质含量37.23-43.92%,平均41.24%,含蜡量2.68-8.57%,含硫0.21-0.3%,凝固点7-24℃。
1.2 开发简况
自1987年投入开发,已经历了20多年的开发历程,总井数282口,7周期以上的井占总吞吐井的76%,单井平均吞吐11.5个周期,已进入高周期吞吐生产阶段。局部实施一次井网开发,二次井网加密调整,3-5m及3m以下薄油层的动用,局部蒸汽驱和热水驱开发试验等阶段,三套主力层系IV7层立足于蒸汽吞吐,IV9层在蒸汽吞吐基础上实施间歇式蒸汽驱开采,VI3层以蒸汽吞吐为主,辅之以局部点式汽驱和热水驱,截止2014年8月,全区累计注汽354.07×104t,累计产液357.77×104t,产油80.84×104t,综合含水78%,累计油汽比0.23,可采储量采出程度37%。
2 剩余油潜力分析及化学辅助吞吐效果
2.1 剩余油潜力分析
2.1.1 平面上潜力
从储层动用上看,主力层Ⅳ7层地质储量51×104t,剩余地质储量40.4984×104t,采出程度20.6%;Ⅳ9层地质储量189×104t,剩余地质储量133.0360×104t,总体采出程度较高,但剩余油潜力也较大。从单井采出程度上看,Ⅳ7层平面上采出程度小于20%占总生产井数的62.5%;Ⅳ9层采出程度小于20%的井占总生产井数的59.1%。
高周期吞吐后因河道侧缘及分流间湾处油层物性差,蒸汽波及面积小,一般此区域原始含油饱和度30-70%,高周期吞吐后剩余油饱和度仍然保持在在30-50%左右,储量动用差,剩余油较富集。
从数模研究结果看,主力油层沉积微相主要是以河道为主,物性好,高周期吞吐后蒸汽易沿河道窜流,导致平面上井点间剩余油仍较高,从加密井组古J505高周期吞吐后数模结果看,剩余油饱和度在60%以上的面积为0.724ha,相当于一次老井控制面积的72.4%,可见仍有较大的挖掘潜力。
2.1.2 纵向上潜力
纵向上,因储层物性差异大,高渗层因油层物性好,动用程度高;中低渗透层因物性差,动用程度较低。Ⅳ9层剖面上细分为4个单层,渗透性及含油性好的单层是Ⅳ92、Ⅳ93层,强水淹25个单层,占解释单层数的41%,中水淹27个单层,占解释单层数的44%,弱水淹9个单层,占解释单层数的15%。蒸汽主要沿渗透性好的单层突进,且存在蒸汽超覆现象。根据监测油井分布情况看,Ⅳ91、Ⅳ94层中部动用程度较高,为强水淹,Ⅳ92、Ⅳ93层中部动用较为均匀,主要为中水淹。弱水淹分布主要在渗透较差的区域,剩余油潜力为Ⅳ9层中弱水淹区域。
2.2 化学辅助吞吐效果分析
Ⅳ9层经过多轮次吞吐,随着油层内部压力下降,边水内推,边部油井大部分进入高含水阶段,中部油井进入低产低能阶段,通过细分沉积微相图及结合剩余油监测结果,找出了剩余油分布区域,利用现有成熟的工艺技术封堵边水及调整厚油层剖面矛盾,以达到释放相对中、低渗透小层能力的作用。
氮气增产机理:(1)增加气驱能量机理;(2)稀释降粘作用机理;(3)优先进入水体,降低油水界面;(4)泡沫的驱油机理。
2014年1月份以来,结合氮气增产机理和油井实际生产情况,通过以氮气助排、泡沫调剖、降粘、复合调剖、潜力油井扶产及低效井调层回采等措施,对BQ10区主力油层IV9层实施综合治理,截止2014年8月,共实施氮气助排87井次,泡沫调剖18井次,助排加降粘2井次,复合调剖1井次,累计注汽9.6942×104t ,注氮气246.9631×104标方,吞吐油井产液8.7938×104t,产油1.8229×104t,阶段采注比0.90,井口油汽比0.19,累计增油1.09×104t,措施有效率56 %,Ⅳ9层日产油由实施前的12.2t上升到87.2t。
Ⅳ9层见效特征主要体现在以下两方面:
(1)氮气的调剖作用
对注入水水淹井及边水水淹油井有较好的抑制作用,见图2。
实施注氮注汽措施后,对油井的高含水有较好的抑制作用,油井排水期大大缩短。高含水油井平均周期排水期由38天缩短为3天,日均产油由0.9t上升到2.6t,日均产液下降3.4t,含水由92%下降至64%。
(2)氮气的助排增能作用
统计了14口注氮气油井周期生产情况,日均产油由2.5t上升到20.6t,日产液由34.4t上升到98.7t,含水由93%下降至79%,单井累积产油达到了243.2t,从实际生产效果看,氮气的助排作用非常显著。
3 泌浅10区Ⅳ9层见效规律认识及下步治理思路
3.1 Ⅳ9层见效规律认识
(1)Ⅳ9层见效油井采出程度涵盖范围较广,采出程度从2.9%到69.6%的油井均不同程度的见到了注氮效果。平均采出程度32.5%。
(2)受效油井产状跨度大,无论是高液量高含水油井(产液在10t以上)或是低液量油井均见到较好的效果。
(3)受效井在平面上分布较广,覆盖了Ⅳ9层所有的含油面积。
3.2 Ⅳ9层下步治理技术对策
(1)做好效果差油井的技术分析工作,制定相应的技术对策,保证治理效果。
(2)继续加大对氮气助排及调剖机理的研究工作,对不同产状类型和不同构造部位油井,根据油井的采出程度、水淹状况、汽窜干扰情况、蒸汽偏流的影响等因素,采取有针对性的技术措施,优化工艺参数,进一步提高开发效果。
(3)进一步做好剩余油监测和区域沉积微相研究工作,深挖油藏潜力,控水稳油,为稠油老区挖潜提供示范。
关键词:特稠油油藏;潜力;治理
1 地质概述及开发简况
1.1 地质概述
泌浅10区位于古城油田的西北部,断块主要受北部和西部两条正断层控制的鼻状构造,西部有一条逆断层将断块分割成东西两部分,东区地层趋于单斜形式,倾角11-16℃,西区为特征明显的逆断层伴生的正牵引构造。区块叠加含油面积1.4km2,地质储量529×104t,已动用地质储量462×104t,可采储量217×104t,标定采收率42.7%,主要含油层位III-VII油组,共开发了三套主力层:IV7层、IV9层和VI3层,其余均为兼采层(III油组、IV1.2层、IV11层、V油组、和VI1.2层)。油藏埋深156.0-503.8m,油层有效厚度1.0-45.2m,单层有效厚度小于10.0m。储集层组成矿物以石英为主,岩屑以变质岩为主,胶结类型为孔隙型胶结。地层水水型NaHCO3型,总矿化度平均为7400-9300mg/L,原油密度0.9407-0.964g/cm3,油层温度下脱气原油粘度2.5-8.8×104mPa.s,胶质沥青质含量37.23-43.92%,平均41.24%,含蜡量2.68-8.57%,含硫0.21-0.3%,凝固点7-24℃。
1.2 开发简况
自1987年投入开发,已经历了20多年的开发历程,总井数282口,7周期以上的井占总吞吐井的76%,单井平均吞吐11.5个周期,已进入高周期吞吐生产阶段。局部实施一次井网开发,二次井网加密调整,3-5m及3m以下薄油层的动用,局部蒸汽驱和热水驱开发试验等阶段,三套主力层系IV7层立足于蒸汽吞吐,IV9层在蒸汽吞吐基础上实施间歇式蒸汽驱开采,VI3层以蒸汽吞吐为主,辅之以局部点式汽驱和热水驱,截止2014年8月,全区累计注汽354.07×104t,累计产液357.77×104t,产油80.84×104t,综合含水78%,累计油汽比0.23,可采储量采出程度37%。
2 剩余油潜力分析及化学辅助吞吐效果
2.1 剩余油潜力分析
2.1.1 平面上潜力
从储层动用上看,主力层Ⅳ7层地质储量51×104t,剩余地质储量40.4984×104t,采出程度20.6%;Ⅳ9层地质储量189×104t,剩余地质储量133.0360×104t,总体采出程度较高,但剩余油潜力也较大。从单井采出程度上看,Ⅳ7层平面上采出程度小于20%占总生产井数的62.5%;Ⅳ9层采出程度小于20%的井占总生产井数的59.1%。
高周期吞吐后因河道侧缘及分流间湾处油层物性差,蒸汽波及面积小,一般此区域原始含油饱和度30-70%,高周期吞吐后剩余油饱和度仍然保持在在30-50%左右,储量动用差,剩余油较富集。
从数模研究结果看,主力油层沉积微相主要是以河道为主,物性好,高周期吞吐后蒸汽易沿河道窜流,导致平面上井点间剩余油仍较高,从加密井组古J505高周期吞吐后数模结果看,剩余油饱和度在60%以上的面积为0.724ha,相当于一次老井控制面积的72.4%,可见仍有较大的挖掘潜力。
2.1.2 纵向上潜力
纵向上,因储层物性差异大,高渗层因油层物性好,动用程度高;中低渗透层因物性差,动用程度较低。Ⅳ9层剖面上细分为4个单层,渗透性及含油性好的单层是Ⅳ92、Ⅳ93层,强水淹25个单层,占解释单层数的41%,中水淹27个单层,占解释单层数的44%,弱水淹9个单层,占解释单层数的15%。蒸汽主要沿渗透性好的单层突进,且存在蒸汽超覆现象。根据监测油井分布情况看,Ⅳ91、Ⅳ94层中部动用程度较高,为强水淹,Ⅳ92、Ⅳ93层中部动用较为均匀,主要为中水淹。弱水淹分布主要在渗透较差的区域,剩余油潜力为Ⅳ9层中弱水淹区域。
2.2 化学辅助吞吐效果分析
Ⅳ9层经过多轮次吞吐,随着油层内部压力下降,边水内推,边部油井大部分进入高含水阶段,中部油井进入低产低能阶段,通过细分沉积微相图及结合剩余油监测结果,找出了剩余油分布区域,利用现有成熟的工艺技术封堵边水及调整厚油层剖面矛盾,以达到释放相对中、低渗透小层能力的作用。
氮气增产机理:(1)增加气驱能量机理;(2)稀释降粘作用机理;(3)优先进入水体,降低油水界面;(4)泡沫的驱油机理。
2014年1月份以来,结合氮气增产机理和油井实际生产情况,通过以氮气助排、泡沫调剖、降粘、复合调剖、潜力油井扶产及低效井调层回采等措施,对BQ10区主力油层IV9层实施综合治理,截止2014年8月,共实施氮气助排87井次,泡沫调剖18井次,助排加降粘2井次,复合调剖1井次,累计注汽9.6942×104t ,注氮气246.9631×104标方,吞吐油井产液8.7938×104t,产油1.8229×104t,阶段采注比0.90,井口油汽比0.19,累计增油1.09×104t,措施有效率56 %,Ⅳ9层日产油由实施前的12.2t上升到87.2t。
Ⅳ9层见效特征主要体现在以下两方面:
(1)氮气的调剖作用
对注入水水淹井及边水水淹油井有较好的抑制作用,见图2。
实施注氮注汽措施后,对油井的高含水有较好的抑制作用,油井排水期大大缩短。高含水油井平均周期排水期由38天缩短为3天,日均产油由0.9t上升到2.6t,日均产液下降3.4t,含水由92%下降至64%。
(2)氮气的助排增能作用
统计了14口注氮气油井周期生产情况,日均产油由2.5t上升到20.6t,日产液由34.4t上升到98.7t,含水由93%下降至79%,单井累积产油达到了243.2t,从实际生产效果看,氮气的助排作用非常显著。
3 泌浅10区Ⅳ9层见效规律认识及下步治理思路
3.1 Ⅳ9层见效规律认识
(1)Ⅳ9层见效油井采出程度涵盖范围较广,采出程度从2.9%到69.6%的油井均不同程度的见到了注氮效果。平均采出程度32.5%。
(2)受效油井产状跨度大,无论是高液量高含水油井(产液在10t以上)或是低液量油井均见到较好的效果。
(3)受效井在平面上分布较广,覆盖了Ⅳ9层所有的含油面积。
3.2 Ⅳ9层下步治理技术对策
(1)做好效果差油井的技术分析工作,制定相应的技术对策,保证治理效果。
(2)继续加大对氮气助排及调剖机理的研究工作,对不同产状类型和不同构造部位油井,根据油井的采出程度、水淹状况、汽窜干扰情况、蒸汽偏流的影响等因素,采取有针对性的技术措施,优化工艺参数,进一步提高开发效果。
(3)进一步做好剩余油监测和区域沉积微相研究工作,深挖油藏潜力,控水稳油,为稠油老区挖潜提供示范。