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摘 要:针对断块复杂化,以及开发进入三高阶段的特点,加强综合研究分析,从油藏地质特征、油藏分布特征、储藏的物性、流体性质、油层压力及温度等方面进行分析,提出合理的增产措施。
关键词:利津油田;地质特征;开发现状;措施分析
1 地质特征
(1)本区地层发育集中,从目前完钻井资料看,钻遇下第三系沙河街组。目的层主分布在沙二段,埋深2000-2400m,地层厚度320左右。
(2)油藏地质特征,L7断块被两条大断层和两条小断层划分为四个小断块,其中21小块最大,为东西向长条状断块,长轴为近东西向,构造高点各层均在L21X27井附近,构造西部地层倾角较缓,为1-1.5度,构造东翼倾角变化较大,1-5.5度,在21-35井区构造最缓,倾角1度。
(3)油层分布特征。
L7块各含油小层具有统一的油水界面,其深度大约在-2142m左右;油层分布主要受构造控制,局部受岩性影响,为一个常温、常压、中渗透、低粘度、低饱和度、强亲水的层状砂岩断块构造油藏。其中1、2砂组主要受岩性控制,油藏类型为构造岩性层状油藏;3、4砂组主要受构造控制,其油藏类型为岩性构造层状油藏。主力含油小层:34、35、41、42共4个小层。
(4)储层物性。
L7块储集层是沙二段砂岩储层,以粉细砂岩为主,根据L21-1、L11-14、L25三口井取芯资料,含油砂岩的粒度中值为0.06mm-0.50mm,以高岭石胶结为主,高岭石含量为10-81%,碳酸盐含量为0.5%-3.8%,渗透率为24-22311 × 10-3um2平均1971×10-3um2,孔隙度为25.1-34.7%,平均30.2%。
(5)流体性质。
该块地下原油密度0.8 g/m3,地面原油密度0.89-0.9 g/m3,地下粘度4.32-9.0mpa.s,地面粘度20-40mpa.s,凝固点30.5 0C;地层水总矿化度5000-8000mg/l,氯离子1000-2500 mg/l ,水型为NaHCO3;天然气密度0.729g/m3,甲烷含量84 %。
(6)油层压力及温度。
统计该块投产51口测压井,原始地层压力21.5MPa,压力系数1,饱和压力10.08MPa,地层温度85度左右,属常温常压油藏。目前该块油井的油层温度一般 在75-84℃,平均80℃左右。
2 开发历程及现状
L7块是1980年1月投入开发,1985年12月转入全面注水开发,到目前经历五个开发阶段:
(1)弹性开发及逐层上返阶段(1980年11月—1985年11月)。
1980年投产后,主要采取逐层上返层间接替开发方式,产量稳定上升,含水稳定,,阶段累计产油105.6645万t,采出程度10.44%。
(2)以完善注采系统为主的注采调整阶段(1985年12月-1987年12月)。
1985-1987年进行了以完善注采系统为主的调整,结束了逐层上返的开发方式,阶段累计采油52.5194万t,阶段采出程度5.19%。
(3)第二次全面调整(1988年1月-1991年12月)。
分沙二段2-3砂层组和4-5砂层组两套层系开发,共钻新井19口,投转注水井7口。进入1991年后,开发形势有所变差。到1991年12月,阶段采油103.6705万t,采出程度10.24%。
(4)第三次调整(1992年)。
到2001年12月,阶段采油145.2542万t,阶段采出程度14.45%。 2002年L25块进行了注采调整。新钻油井5口初产日液101.9吨,日油42.5吨,含水58.3%,动液面609米,平均单井日产8.5吨。
(5)加强井层注采管理和控水稳油工作,不断完善注采系统(1993年)。
2003年L21块进行了注采调整。新钻井10口(油井7口,水井3口);初期日液255.0t,日油88.7t,含水65.2%,动液面865m,初增油88.7t/d,平均单井初增油8.8t/d。至2006年6月,累计采油468.6925万t,采出程度46.31%。
3 存在问题
(1)由于水井欠注或注不进,造成对应油井供液不足、产能低的井共有17口,占L7块开井数的34.7%,其中有4口井停产,13口井低产低能维持生产,共影响液量42.2t,油量9.8t,平均动液面达1339米。
(2)油水井作业事故率增加,井况变差,导致部分井区动态井网不完善,影响产量及措施工作量的实施。
(3)水井分注率、分层注水合格率低,层间矛盾突出。
L7块共投产水井26口,开井19口,计关4口,脉停1口,待作业2口,方案分注井13口,实际分注井8口,(25X4、X77、X75未分层调配,71-2套变未分层调配,24未补孔分层调配),分注率42.1%,测试井分层注水合格率为50%,层间矛盾突出以21块为例:
(4)油层动用状况变差,一向注采对应率较高,造成平面注采不平衡。
分析吸水剖面资料:动用储量中仍有部分井层动用较差和未动用,2006.6吸水差和不吸水的厚度由33.8%上升到45.5%,说明油层动用状况变差。从表二看出,一向注采对应井的厚度占65.2%,造成平面矛盾突出,油层水淹快。
(5)注采比偏低,地层压力较低。
由于水井动态井网不完善,一向对应率较高,油井注水受效后含水上升较快,产量递减幅度大,所以近几年一直采取控制注水量,致使累计注采比,累计存水率下降,部分单元井区,压力低。
4 具体调整工作实施
调整的原则:
(1)以增加产量提高采收率为目标;(2)完善注采系统,提高水驱效率,改善L7块的开发效果;(3)在剩余油富集区对油井进行补孔、提液等增产措施。
①21-1井组有水井4口,油井8口,其中21X44因井筒及地层问题,目前已注不进水,21X16日注20方,21c31因在高部位注水,一直控制在50方以内,为了缓解平面、层间矛盾。2007年11月29日-12月19日对21-1井进行了调剖。同时对油井21-41、21-52采取了堵水措施,通过油水井堵调结合,缓解层间矛盾,挖掘层间潜力。
②11-29井组油有水井3口,油井5口,48X3在边部注水,油井基本不受效,49井因多处套变,地面漏水,目前已计关,为了缓解层间矛盾,2008年1月10日-1月27日对11-29井进行了调剖,2008年对11-7井,11-32井进行了转注,现在区块注采系统已经完善,水驱效果良好。
5 效果分析
(1)实施堵水调剖,改善层间矛盾。
L21块21-1井组整体调剖,对应油井8口,水井21-1采用的是KY-Ⅱ膨胀凝胶调剖。其中油井21-52、21-41采用KY-Ⅱ堵水剂实施调剖。21-1井2007年11月28日-12月19日调剖,单井施工压力起始最低为14MPa,最高为17MPa。从水井调剖前后压力看,注水油压由调剖前的9.5 MPa上升到13.2MPa,上升了 3.7 MPa,注水压力上升幅度较大,
(2)实施注采调配,改善水驱油效果。
为了改变油层水驱油方向,减缓油层平面矛盾,截至目前2008年共实施水井调配脉冲21井次,见效8井次,对应油井21口,见效11口,初增油7.2吨,累增油652.1吨,见到了增油效果。
(3)精细井层分析,挖掘剩余油潜力。
今年我们通过精细井层分析,共采取油井提液措施3井次,补孔3井次,换层1井次,防砂2井次,釋封合采泵升级1井次。初增油12.6吨,累增油2252吨,见到了较好的增油效果。
通过以上一系列油水井综合治理工作的实施,今年该块开发形势明显好转,综合含水由93%下降为92.9%,月含水上升率由3.5%下降为2.5%,月自然递减变缓由7.42%变为2.3%,累计增油3225吨,取得了较好的经济效益。
L7块水驱规律曲线:从1996年开始,L7块采取水井调剖、脉冲、动态调配等措施,提高了区块水驱油效率,增加了水驱动用储量,虽然增油效果逐年变差,但是随着采出程度的增加,剩余油开采难度也不断加大,因此,今后做好水井这篇文章,精细水井管理,搞好控水稳油工作是今后挖潜增效的主攻方向。
L7断块小层剩余油分布显示:上下层系仍有剩余油潜力可挖掘,因此,L7断块仍需要进一步注采调整,通过油井补孔、提液、转注、侧钻,水井调剖、攻欠、补孔等措施,提高剩余油动用储量。
关键词:利津油田;地质特征;开发现状;措施分析
1 地质特征
(1)本区地层发育集中,从目前完钻井资料看,钻遇下第三系沙河街组。目的层主分布在沙二段,埋深2000-2400m,地层厚度320左右。
(2)油藏地质特征,L7断块被两条大断层和两条小断层划分为四个小断块,其中21小块最大,为东西向长条状断块,长轴为近东西向,构造高点各层均在L21X27井附近,构造西部地层倾角较缓,为1-1.5度,构造东翼倾角变化较大,1-5.5度,在21-35井区构造最缓,倾角1度。
(3)油层分布特征。
L7块各含油小层具有统一的油水界面,其深度大约在-2142m左右;油层分布主要受构造控制,局部受岩性影响,为一个常温、常压、中渗透、低粘度、低饱和度、强亲水的层状砂岩断块构造油藏。其中1、2砂组主要受岩性控制,油藏类型为构造岩性层状油藏;3、4砂组主要受构造控制,其油藏类型为岩性构造层状油藏。主力含油小层:34、35、41、42共4个小层。
(4)储层物性。
L7块储集层是沙二段砂岩储层,以粉细砂岩为主,根据L21-1、L11-14、L25三口井取芯资料,含油砂岩的粒度中值为0.06mm-0.50mm,以高岭石胶结为主,高岭石含量为10-81%,碳酸盐含量为0.5%-3.8%,渗透率为24-22311 × 10-3um2平均1971×10-3um2,孔隙度为25.1-34.7%,平均30.2%。
(5)流体性质。
该块地下原油密度0.8 g/m3,地面原油密度0.89-0.9 g/m3,地下粘度4.32-9.0mpa.s,地面粘度20-40mpa.s,凝固点30.5 0C;地层水总矿化度5000-8000mg/l,氯离子1000-2500 mg/l ,水型为NaHCO3;天然气密度0.729g/m3,甲烷含量84 %。
(6)油层压力及温度。
统计该块投产51口测压井,原始地层压力21.5MPa,压力系数1,饱和压力10.08MPa,地层温度85度左右,属常温常压油藏。目前该块油井的油层温度一般 在75-84℃,平均80℃左右。
2 开发历程及现状
L7块是1980年1月投入开发,1985年12月转入全面注水开发,到目前经历五个开发阶段:
(1)弹性开发及逐层上返阶段(1980年11月—1985年11月)。
1980年投产后,主要采取逐层上返层间接替开发方式,产量稳定上升,含水稳定,,阶段累计产油105.6645万t,采出程度10.44%。
(2)以完善注采系统为主的注采调整阶段(1985年12月-1987年12月)。
1985-1987年进行了以完善注采系统为主的调整,结束了逐层上返的开发方式,阶段累计采油52.5194万t,阶段采出程度5.19%。
(3)第二次全面调整(1988年1月-1991年12月)。
分沙二段2-3砂层组和4-5砂层组两套层系开发,共钻新井19口,投转注水井7口。进入1991年后,开发形势有所变差。到1991年12月,阶段采油103.6705万t,采出程度10.24%。
(4)第三次调整(1992年)。
到2001年12月,阶段采油145.2542万t,阶段采出程度14.45%。 2002年L25块进行了注采调整。新钻油井5口初产日液101.9吨,日油42.5吨,含水58.3%,动液面609米,平均单井日产8.5吨。
(5)加强井层注采管理和控水稳油工作,不断完善注采系统(1993年)。
2003年L21块进行了注采调整。新钻井10口(油井7口,水井3口);初期日液255.0t,日油88.7t,含水65.2%,动液面865m,初增油88.7t/d,平均单井初增油8.8t/d。至2006年6月,累计采油468.6925万t,采出程度46.31%。
3 存在问题
(1)由于水井欠注或注不进,造成对应油井供液不足、产能低的井共有17口,占L7块开井数的34.7%,其中有4口井停产,13口井低产低能维持生产,共影响液量42.2t,油量9.8t,平均动液面达1339米。
(2)油水井作业事故率增加,井况变差,导致部分井区动态井网不完善,影响产量及措施工作量的实施。
(3)水井分注率、分层注水合格率低,层间矛盾突出。
L7块共投产水井26口,开井19口,计关4口,脉停1口,待作业2口,方案分注井13口,实际分注井8口,(25X4、X77、X75未分层调配,71-2套变未分层调配,24未补孔分层调配),分注率42.1%,测试井分层注水合格率为50%,层间矛盾突出以21块为例:
(4)油层动用状况变差,一向注采对应率较高,造成平面注采不平衡。
分析吸水剖面资料:动用储量中仍有部分井层动用较差和未动用,2006.6吸水差和不吸水的厚度由33.8%上升到45.5%,说明油层动用状况变差。从表二看出,一向注采对应井的厚度占65.2%,造成平面矛盾突出,油层水淹快。
(5)注采比偏低,地层压力较低。
由于水井动态井网不完善,一向对应率较高,油井注水受效后含水上升较快,产量递减幅度大,所以近几年一直采取控制注水量,致使累计注采比,累计存水率下降,部分单元井区,压力低。
4 具体调整工作实施
调整的原则:
(1)以增加产量提高采收率为目标;(2)完善注采系统,提高水驱效率,改善L7块的开发效果;(3)在剩余油富集区对油井进行补孔、提液等增产措施。
①21-1井组有水井4口,油井8口,其中21X44因井筒及地层问题,目前已注不进水,21X16日注20方,21c31因在高部位注水,一直控制在50方以内,为了缓解平面、层间矛盾。2007年11月29日-12月19日对21-1井进行了调剖。同时对油井21-41、21-52采取了堵水措施,通过油水井堵调结合,缓解层间矛盾,挖掘层间潜力。
②11-29井组油有水井3口,油井5口,48X3在边部注水,油井基本不受效,49井因多处套变,地面漏水,目前已计关,为了缓解层间矛盾,2008年1月10日-1月27日对11-29井进行了调剖,2008年对11-7井,11-32井进行了转注,现在区块注采系统已经完善,水驱效果良好。
5 效果分析
(1)实施堵水调剖,改善层间矛盾。
L21块21-1井组整体调剖,对应油井8口,水井21-1采用的是KY-Ⅱ膨胀凝胶调剖。其中油井21-52、21-41采用KY-Ⅱ堵水剂实施调剖。21-1井2007年11月28日-12月19日调剖,单井施工压力起始最低为14MPa,最高为17MPa。从水井调剖前后压力看,注水油压由调剖前的9.5 MPa上升到13.2MPa,上升了 3.7 MPa,注水压力上升幅度较大,
(2)实施注采调配,改善水驱油效果。
为了改变油层水驱油方向,减缓油层平面矛盾,截至目前2008年共实施水井调配脉冲21井次,见效8井次,对应油井21口,见效11口,初增油7.2吨,累增油652.1吨,见到了增油效果。
(3)精细井层分析,挖掘剩余油潜力。
今年我们通过精细井层分析,共采取油井提液措施3井次,补孔3井次,换层1井次,防砂2井次,釋封合采泵升级1井次。初增油12.6吨,累增油2252吨,见到了较好的增油效果。
通过以上一系列油水井综合治理工作的实施,今年该块开发形势明显好转,综合含水由93%下降为92.9%,月含水上升率由3.5%下降为2.5%,月自然递减变缓由7.42%变为2.3%,累计增油3225吨,取得了较好的经济效益。
L7块水驱规律曲线:从1996年开始,L7块采取水井调剖、脉冲、动态调配等措施,提高了区块水驱油效率,增加了水驱动用储量,虽然增油效果逐年变差,但是随着采出程度的增加,剩余油开采难度也不断加大,因此,今后做好水井这篇文章,精细水井管理,搞好控水稳油工作是今后挖潜增效的主攻方向。
L7断块小层剩余油分布显示:上下层系仍有剩余油潜力可挖掘,因此,L7断块仍需要进一步注采调整,通过油井补孔、提液、转注、侧钻,水井调剖、攻欠、补孔等措施,提高剩余油动用储量。