论文部分内容阅读
[摘 要]为寻找剩余油,挖掘油藏潜力,采用物质平衡法和动态综合分析法,定量定性预测剩余油分布状况,确定目标区,利用水平井技术进行挖潜部署,为小规模主河道短砂体的经济开发提供矿场实践。3口水平井均见到较高产能,平均日产量是区域直井的10.6倍,已累计增油量3.18×104t。
[关键词]水平井 剩余油 挖潜 部署
中图分类号:TM121.1.3 文献标识码:B 文章编号:1009-914X(2015)37-0023-01
1.水平井技术简介
水平井是指最大井斜角保持在90°左右,同时在目的层相对水平地维持一定井段长度的特殊井,主要用于石油和天然气的勘探与开发。水平井开发技术是通过扩大泄油面积来提高油井产量、提高油田开发效益的,适用于油田开发的全过程[1]。特别在油田进入开发中后期,直井挖潜效益差的情况下,利用水平井泄油面积大、生产压差小的特点,发挥水平井抑制含水上升、提高油井产能、节约钻井投资等优势,为老油田提供一种经济有效的挖途径。曙光油田是辽河油区最大的油田,作为一个开发40年的老油田,目前正处于资源接替紧张阶段,水平井开发无疑对油田持续稳定发展起到至关重要的作用。
2.挖潜目标区块现状
水平井挖潜最基本的原则是地质体可控、产能可控,以达到油层钻遇率和生产能力的双重保障。经过大量前期地质研究,对曙光油田各区块进行剩余油潜力分析,最后筛选出曙1-6-12块为水平井挖潜目标区块。
曙1-6-12块1978年4月天然能量试采,1980年9月采用200~350m井距注水开发,目前区块共有油井65口,开井44口,日产油141t,平均单井日产油3.2t,采油速度0.82%,综合含水81.7%,累产油272.68×104t,累产水500.63×104t,可采储量采出程度89.1%;有注水井10口,开井9口,日注水659m3,累注水825.84×104m3。
投入开发至今历时35年, 其间不断经历完善注采井网和挖潜调整,主要可分为三大阶段:1991年前的完善注采井网;1995~1999年的主体加密和北部扩边;2002~2006年的东南部扩边挖潜。经过历年调整,该区目前注采井网完善,井距100m左右。区块经历了基础井网上产、稳产阶段,加密调整二次上产、稳产阶段,目前处于降产阶段,年产油量由最高时的12.89×104t降到目前的3.29×104t,采油速度由最高时的2.1%降到目前的0.82%,已进入高含水、高采出 “双高”开发阶段,稳产难度大。
3.潜力分析
3.1油藏地质特征认识清楚
曙1-6-12块是四周被断层围限的封闭断块,断层位置已由地震资料和钻井资料确定,构造形态虽受断裂活动影响,但总体上为北西--南东倾向的单斜[2]。油层平面分布特点是南厚北薄,这是受沉积相控制的结果,该块是南北两条主水道向湖盆延伸形成的水下扇浊积体,北部水道规模较小。储层物性条件好,属高孔高渗储层。原油性质平面上差异明显,主体部位原油粘度相对较小,边部受断层影响原油粘度则相对较大,这也决定了主体部位注水、边部蒸汽吞吐的开发方式。油藏以浊积岩被泥岩包围为主要圈闭条件,自成独立的油水系统,全块有统一的油水界面。因此,从成因上分,该油藏为岩性--构造油藏;从油水分布特点看,为块状边底水油藏。
3.2产能状况落实
浊积体往往具有较高产能,主体部位初期平均单井日产油21.5 t,最高日产油68.4t;扩边区初期平均单井日产油20.6t,最高日产油33t;全块初期平均单井日产油21.3t,局部区域油井初期具有自喷生产能力。目前区块处于开发中后期,平均单井日产油已下降到3.2t,仍是曙光油田平均日产油(1.9t)的1.7倍。
3.3剩余油分布状况明确
剩余油研究一直是老区挖潜的重中之重,目前国内外研究剩余油分布的方法较多,如数理统计、物质平衡、岩心分析、动态分析、数值模拟等。物质平衡法和动态综合分析法是现场符合率较高的两种方法。
物质平衡法研究剩余油的分布:该方法主要是根据容积法计算原油地质储量的原理,进行剩余油饱和度计算,计算公式为:N=100AhΦSoiρo/ BOi
可得出剩余油地质储量公式:Nr = 100AhΦSorρo/ Bor,
剩余地质储量Nr=N-Np
式中:Sor-目前剩余油饱和度,小数;
Soi-原始含油饱和度,小数;
N-原始地质储量,104t;
Np-累积采油量,104t;
BOi-原始地层原油体积系数,小数;
Bor-目前地层原油体积系数,小数;
A-含油面积,Km2;
h-油层有效厚度,m;
Φ-油层有效孔隙度,小数;
ρo-平均地面原油密度,g/cm3。
计算出地层原油平均剩余油饱和度为0.389。表明地层孔隙中,仍有38.9%的原油未被采出,为油藏挖潜提供物质保障。
动态综合分析:通过油水井生产动态,能直观有效地确定剩余油分布范围。区块中南部34口油井,开井25口,综合含水达到86.9%,中高含水井已占70.6%,其中含水大于95以上9口,占开井数36%,产量仅占10%。这一区域进入注水开发中后期,水淹严重。区块北部,由于受断层切割影响,轻质成分挥发,原油粘度大,采用100m井距蒸汽吞吐开发,共有油井12口,开井3口,平均单井日产油1.4t,有3口井因油层总厚度小且有底水不具备直井投产条件,另有6口井因后期底水上窜或套坏关井。已投产井有较好生产能力,初期日产油19.3t,单井累产油1~2.5×104t,采出量偏小。综合这些因素,认为该区域没有受到注水波及,剩余油富集,是有利的挖潜部署目标。
4.水平井挖潜部署及效果
在目标区域直井开发效果不理想的情况下,鉴于水平井技术的不断成熟,决定利用水平井泄油面积大、生产压差小的特点,发挥水平井抑制底水上窜、提高油井产能、节约钻井投资等优势,对区域实施水平井挖潛部署[3]。共部署3口水平井,实施后,油层钻遇情况和产能状况都达到预期效果,钻井成功率100%,平均油层钻遇率90.8%,达到优秀标准,初期平均日产油22.7 t,目前平均日产油15.5t,是区域直井的10.6倍。截止2015年4月,3口挖潜井已累计增油3.18×104t。
5.结论
(1)水平井产能状况不仅取决于水平段长度,与储层性质、剩余油富集程度密切相关。
(2)油田开发中后期,精细地质研究是各项挖潜增效的基石,重研究、重实践才能保持油田稳定发展。
(3)对于那些直井开发不经济的油藏,如底水油藏,含夹层水的薄层油藏,总厚度小但连续分布的层状油藏,低渗油藏,利用水平井也许能增加储量动用程度,使储量转化为产量,提高油田开发经济效益。
参考文献:
[1]张建军,舒勇等,水平井在国内外油田的应用,水平井技术发展及应用案例,2012:2-9.
[2]许国民,曙光油田油藏类型与地质特征,曙光油田稠油开发技术与实践,2011:1-19.
[3]周大胜,支印民等,超稠油水平井分层开发技术,特种油气藏,2014,21(2):89-92.
作者简介:
霍东明,男,现从事油藏测试工作.
[关键词]水平井 剩余油 挖潜 部署
中图分类号:TM121.1.3 文献标识码:B 文章编号:1009-914X(2015)37-0023-01
1.水平井技术简介
水平井是指最大井斜角保持在90°左右,同时在目的层相对水平地维持一定井段长度的特殊井,主要用于石油和天然气的勘探与开发。水平井开发技术是通过扩大泄油面积来提高油井产量、提高油田开发效益的,适用于油田开发的全过程[1]。特别在油田进入开发中后期,直井挖潜效益差的情况下,利用水平井泄油面积大、生产压差小的特点,发挥水平井抑制含水上升、提高油井产能、节约钻井投资等优势,为老油田提供一种经济有效的挖途径。曙光油田是辽河油区最大的油田,作为一个开发40年的老油田,目前正处于资源接替紧张阶段,水平井开发无疑对油田持续稳定发展起到至关重要的作用。
2.挖潜目标区块现状
水平井挖潜最基本的原则是地质体可控、产能可控,以达到油层钻遇率和生产能力的双重保障。经过大量前期地质研究,对曙光油田各区块进行剩余油潜力分析,最后筛选出曙1-6-12块为水平井挖潜目标区块。
曙1-6-12块1978年4月天然能量试采,1980年9月采用200~350m井距注水开发,目前区块共有油井65口,开井44口,日产油141t,平均单井日产油3.2t,采油速度0.82%,综合含水81.7%,累产油272.68×104t,累产水500.63×104t,可采储量采出程度89.1%;有注水井10口,开井9口,日注水659m3,累注水825.84×104m3。
投入开发至今历时35年, 其间不断经历完善注采井网和挖潜调整,主要可分为三大阶段:1991年前的完善注采井网;1995~1999年的主体加密和北部扩边;2002~2006年的东南部扩边挖潜。经过历年调整,该区目前注采井网完善,井距100m左右。区块经历了基础井网上产、稳产阶段,加密调整二次上产、稳产阶段,目前处于降产阶段,年产油量由最高时的12.89×104t降到目前的3.29×104t,采油速度由最高时的2.1%降到目前的0.82%,已进入高含水、高采出 “双高”开发阶段,稳产难度大。
3.潜力分析
3.1油藏地质特征认识清楚
曙1-6-12块是四周被断层围限的封闭断块,断层位置已由地震资料和钻井资料确定,构造形态虽受断裂活动影响,但总体上为北西--南东倾向的单斜[2]。油层平面分布特点是南厚北薄,这是受沉积相控制的结果,该块是南北两条主水道向湖盆延伸形成的水下扇浊积体,北部水道规模较小。储层物性条件好,属高孔高渗储层。原油性质平面上差异明显,主体部位原油粘度相对较小,边部受断层影响原油粘度则相对较大,这也决定了主体部位注水、边部蒸汽吞吐的开发方式。油藏以浊积岩被泥岩包围为主要圈闭条件,自成独立的油水系统,全块有统一的油水界面。因此,从成因上分,该油藏为岩性--构造油藏;从油水分布特点看,为块状边底水油藏。
3.2产能状况落实
浊积体往往具有较高产能,主体部位初期平均单井日产油21.5 t,最高日产油68.4t;扩边区初期平均单井日产油20.6t,最高日产油33t;全块初期平均单井日产油21.3t,局部区域油井初期具有自喷生产能力。目前区块处于开发中后期,平均单井日产油已下降到3.2t,仍是曙光油田平均日产油(1.9t)的1.7倍。
3.3剩余油分布状况明确
剩余油研究一直是老区挖潜的重中之重,目前国内外研究剩余油分布的方法较多,如数理统计、物质平衡、岩心分析、动态分析、数值模拟等。物质平衡法和动态综合分析法是现场符合率较高的两种方法。
物质平衡法研究剩余油的分布:该方法主要是根据容积法计算原油地质储量的原理,进行剩余油饱和度计算,计算公式为:N=100AhΦSoiρo/ BOi
可得出剩余油地质储量公式:Nr = 100AhΦSorρo/ Bor,
剩余地质储量Nr=N-Np
式中:Sor-目前剩余油饱和度,小数;
Soi-原始含油饱和度,小数;
N-原始地质储量,104t;
Np-累积采油量,104t;
BOi-原始地层原油体积系数,小数;
Bor-目前地层原油体积系数,小数;
A-含油面积,Km2;
h-油层有效厚度,m;
Φ-油层有效孔隙度,小数;
ρo-平均地面原油密度,g/cm3。
计算出地层原油平均剩余油饱和度为0.389。表明地层孔隙中,仍有38.9%的原油未被采出,为油藏挖潜提供物质保障。
动态综合分析:通过油水井生产动态,能直观有效地确定剩余油分布范围。区块中南部34口油井,开井25口,综合含水达到86.9%,中高含水井已占70.6%,其中含水大于95以上9口,占开井数36%,产量仅占10%。这一区域进入注水开发中后期,水淹严重。区块北部,由于受断层切割影响,轻质成分挥发,原油粘度大,采用100m井距蒸汽吞吐开发,共有油井12口,开井3口,平均单井日产油1.4t,有3口井因油层总厚度小且有底水不具备直井投产条件,另有6口井因后期底水上窜或套坏关井。已投产井有较好生产能力,初期日产油19.3t,单井累产油1~2.5×104t,采出量偏小。综合这些因素,认为该区域没有受到注水波及,剩余油富集,是有利的挖潜部署目标。
4.水平井挖潜部署及效果
在目标区域直井开发效果不理想的情况下,鉴于水平井技术的不断成熟,决定利用水平井泄油面积大、生产压差小的特点,发挥水平井抑制底水上窜、提高油井产能、节约钻井投资等优势,对区域实施水平井挖潛部署[3]。共部署3口水平井,实施后,油层钻遇情况和产能状况都达到预期效果,钻井成功率100%,平均油层钻遇率90.8%,达到优秀标准,初期平均日产油22.7 t,目前平均日产油15.5t,是区域直井的10.6倍。截止2015年4月,3口挖潜井已累计增油3.18×104t。
5.结论
(1)水平井产能状况不仅取决于水平段长度,与储层性质、剩余油富集程度密切相关。
(2)油田开发中后期,精细地质研究是各项挖潜增效的基石,重研究、重实践才能保持油田稳定发展。
(3)对于那些直井开发不经济的油藏,如底水油藏,含夹层水的薄层油藏,总厚度小但连续分布的层状油藏,低渗油藏,利用水平井也许能增加储量动用程度,使储量转化为产量,提高油田开发经济效益。
参考文献:
[1]张建军,舒勇等,水平井在国内外油田的应用,水平井技术发展及应用案例,2012:2-9.
[2]许国民,曙光油田油藏类型与地质特征,曙光油田稠油开发技术与实践,2011:1-19.
[3]周大胜,支印民等,超稠油水平井分层开发技术,特种油气藏,2014,21(2):89-92.
作者简介:
霍东明,男,现从事油藏测试工作.