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摘 要:针对辽河油田锦州采油厂千12塊产量递减趋势逐年加大,为减缓区块产量递减,通过精细地质研究,深入挖掘大凌河油层潜力及千31块莲花油层长停井复产的潜力,并在千22块莲花油层水驱井网转变开发方式,实施周期注水与注汽交替实施的开发方式,使得千12块产量在连续10年递减的情况下终于走出低谷,实现稳产。
关键词:产量递减 地质研究 大凌河油层 千31块 长停井 水驱井网 交替注采 稳产
千12块主要发育莲花油层和兴隆台油层,笔者对千12块大凌河油层进行精细地质研究,并确定出潜力区逐年扩大开发;对千31块莲花油层地质特征进行再认识、重新认识该块剩余油状况、制定出长停井复产方案,并在年组织实施,效果明显;对千22块莲花油层水驱井网实施周期注水及转注汽开发,以上几项工作实施后,见到了明显的效果。
一、油藏基本概况
1.地质概况
千12块位于辽河坳陷西部西斜坡南段上倾部位,东接欢127块,南邻锦7块、锦99块,含油面积4.2km22,地质储量1309×104吨,块内主要发育兴隆台、莲花两套含油层系,部分发育大凌河油层。其中莲花油层含油面积2.9 km2,地质储量585×104吨;兴隆台油层含油面积3.3 km2,地质储量724×104吨。
2.构造特征
千12块为在西斜坡背景上发育起来的单斜构造,北、西、西南三侧被断层切隔,由北西向南倾没。莲花油层顶面构造面积7.0 km2,地层由东北向西南倾斜,倾角3~8°。断块内发育的10条小断层将其分隔成构造面积不等,原油富集程度不同的11个小断块,千22、千12、千31断块为该层系的主力生产区块。
3.储层特征
千12块储层平均孔隙度为28.7%,平均渗透率为0.496μm2。油层埋深-1000~1286m,油层较发育,其中千22断块油层最厚,最大40.3m,而千43井区油层基本不发育。
4.流体性质
20℃时原油密度:莲花油层0.963g/cm3,兴隆台油层0.988 g/cm3,大凌河油层0.9756g/cm3,50℃时地面脱气原油粘度:莲花油层654.3mpa.s,兴隆台油层3821 mpa.s,大凌河油层1806.07 mpa.s。
5.地层压力及温度
莲花油层压力梯度0.95,原始地层压力10.63MPa,饱和压力2.5 Mpa, 目前地层压力5.0 Mpa,地层温度50℃;兴隆台油层压力梯度1.02,原始地层压力7.6 Mpa,地层温度35.6℃。估计目前地层压力5.0Mpa。
二、主要做法及取得的成果
千12块在2000年以前年产油量呈持续递减趋势,且递减幅度较大,2000年投产10口新井,生产形势较好。2001年以来,为了减缓产量递减幅度,实现稳产我们主要采取了以下几项做法并获得成功。
千12块1997~2003年产油量柱状图
三、开展综合地质研究工作取得的成果
2001年初开始对千12块大凌河油层进行精细地质研究工作,确定出大凌河油层开发潜力区,并在2001年4月开始组织实施。上返后表现出良好的生产形势,至2003年底,已实施上返大凌河油层13口井,累计增油40621吨。
1.实施效果评价
近两年来千12块能够顺利完成全年原油生产任务,对大凌河油层的挖潜起到了十分重要的作用。随着大凌河油层开发井数的增多,产液量、产油量亦明显增加,含水基本保持稳定,最高日产达到90吨。大凌河油层的产量逐渐上升。
2.挖掘小断块内部潜力,千31块莲花油层长停井复产喜获高产
2.1千31块莲花油层概况
千31块是千12块的东部的一个次级小断块,块内莲花油层含油面积0.211km2,地质储量70万吨。共有8口油井,累产油8.7621万吨,采出程度12.52%。至1998年6月8口油井因高含水全部停产。
2.2长停井复产潜力分析
2.2.1断块采出程度低,剩余可采储量高
千22块莲花油层蒸汽吞吐采收率为28%,千31块油藏特点及原油物性与之相近,目前采出程度为12.52%,与之类比还有15.48%即10.8万吨的可采储量可供开采。
2.2.2单井控制储量高,井距大,井间剩余油潜力大
该块地质储量70万吨,单井控制储量高达8.7万吨,井距118米,单井平均累产油1万吨,据《锦45块合理井网密度研究》成果稠油加热半径为35~50米,井间剩余油潜力大。
2.2.3纵向上动用程度低,未水淹层潜力大
千31块属边底水油藏。受边底水影响大。据96年2口井C/O比测试资料分析,该块纵向动用程度仅52%,有28%的层动用差,20%的层未动用。另外,正常生产的7口井中油井高含水后只有2口井采取过堵水措施,而剩余井均未堵水即上返。
2.2.4长停井复产方案
注水开发由于水流动速度快,容易在地下形成通道,而油分子流速慢,阻力大,加上受到水分子的挤压作用,油井就表现为供液差。通过在千22块水驱井网又选注5口井,增油效果明显,这7口井截至03年12月底累增油4750吨,目前日产还有35吨。
四、开发效果评价
1.通过对全块的综合地质研究后,说明部分小断块由于前期认识程度不够,仍存在一定潜力。也就是说对老区块的开发,下步的上产方向应着眼在对各个小断块的挖潜上。
2.注水开发的普通稠油油藏进入高含水阶段后,由于受储层非均质性的影响,区块内部仍存在剩余油,鉴于局部井区油水粘度比大,注水波及面积小,水驱油又具有明显的方向性,则为进一步提高油藏开发效果,选井进行吞吐开发,以采出地层孔隙中的剩余油,来改善水驱开发效果是可行的。
参考文献
[1]张永昌,梁狄刚,张长江,关于古生界烃源岩有机质丰度的评价标准[J],石油勘探与开发,2001,29(2):8-12.
[2]钟宁宁,卢双舫,黄志龙,张有生,薛海涛,烃源岩TOC值变化与其生排烃效率关系的探讨,沉积学报,2004年5月.
关键词:产量递减 地质研究 大凌河油层 千31块 长停井 水驱井网 交替注采 稳产
千12块主要发育莲花油层和兴隆台油层,笔者对千12块大凌河油层进行精细地质研究,并确定出潜力区逐年扩大开发;对千31块莲花油层地质特征进行再认识、重新认识该块剩余油状况、制定出长停井复产方案,并在年组织实施,效果明显;对千22块莲花油层水驱井网实施周期注水及转注汽开发,以上几项工作实施后,见到了明显的效果。
一、油藏基本概况
1.地质概况
千12块位于辽河坳陷西部西斜坡南段上倾部位,东接欢127块,南邻锦7块、锦99块,含油面积4.2km22,地质储量1309×104吨,块内主要发育兴隆台、莲花两套含油层系,部分发育大凌河油层。其中莲花油层含油面积2.9 km2,地质储量585×104吨;兴隆台油层含油面积3.3 km2,地质储量724×104吨。
2.构造特征
千12块为在西斜坡背景上发育起来的单斜构造,北、西、西南三侧被断层切隔,由北西向南倾没。莲花油层顶面构造面积7.0 km2,地层由东北向西南倾斜,倾角3~8°。断块内发育的10条小断层将其分隔成构造面积不等,原油富集程度不同的11个小断块,千22、千12、千31断块为该层系的主力生产区块。
3.储层特征
千12块储层平均孔隙度为28.7%,平均渗透率为0.496μm2。油层埋深-1000~1286m,油层较发育,其中千22断块油层最厚,最大40.3m,而千43井区油层基本不发育。
4.流体性质
20℃时原油密度:莲花油层0.963g/cm3,兴隆台油层0.988 g/cm3,大凌河油层0.9756g/cm3,50℃时地面脱气原油粘度:莲花油层654.3mpa.s,兴隆台油层3821 mpa.s,大凌河油层1806.07 mpa.s。
5.地层压力及温度
莲花油层压力梯度0.95,原始地层压力10.63MPa,饱和压力2.5 Mpa, 目前地层压力5.0 Mpa,地层温度50℃;兴隆台油层压力梯度1.02,原始地层压力7.6 Mpa,地层温度35.6℃。估计目前地层压力5.0Mpa。
二、主要做法及取得的成果
千12块在2000年以前年产油量呈持续递减趋势,且递减幅度较大,2000年投产10口新井,生产形势较好。2001年以来,为了减缓产量递减幅度,实现稳产我们主要采取了以下几项做法并获得成功。
千12块1997~2003年产油量柱状图
三、开展综合地质研究工作取得的成果
2001年初开始对千12块大凌河油层进行精细地质研究工作,确定出大凌河油层开发潜力区,并在2001年4月开始组织实施。上返后表现出良好的生产形势,至2003年底,已实施上返大凌河油层13口井,累计增油40621吨。
1.实施效果评价
近两年来千12块能够顺利完成全年原油生产任务,对大凌河油层的挖潜起到了十分重要的作用。随着大凌河油层开发井数的增多,产液量、产油量亦明显增加,含水基本保持稳定,最高日产达到90吨。大凌河油层的产量逐渐上升。
2.挖掘小断块内部潜力,千31块莲花油层长停井复产喜获高产
2.1千31块莲花油层概况
千31块是千12块的东部的一个次级小断块,块内莲花油层含油面积0.211km2,地质储量70万吨。共有8口油井,累产油8.7621万吨,采出程度12.52%。至1998年6月8口油井因高含水全部停产。
2.2长停井复产潜力分析
2.2.1断块采出程度低,剩余可采储量高
千22块莲花油层蒸汽吞吐采收率为28%,千31块油藏特点及原油物性与之相近,目前采出程度为12.52%,与之类比还有15.48%即10.8万吨的可采储量可供开采。
2.2.2单井控制储量高,井距大,井间剩余油潜力大
该块地质储量70万吨,单井控制储量高达8.7万吨,井距118米,单井平均累产油1万吨,据《锦45块合理井网密度研究》成果稠油加热半径为35~50米,井间剩余油潜力大。
2.2.3纵向上动用程度低,未水淹层潜力大
千31块属边底水油藏。受边底水影响大。据96年2口井C/O比测试资料分析,该块纵向动用程度仅52%,有28%的层动用差,20%的层未动用。另外,正常生产的7口井中油井高含水后只有2口井采取过堵水措施,而剩余井均未堵水即上返。
2.2.4长停井复产方案
注水开发由于水流动速度快,容易在地下形成通道,而油分子流速慢,阻力大,加上受到水分子的挤压作用,油井就表现为供液差。通过在千22块水驱井网又选注5口井,增油效果明显,这7口井截至03年12月底累增油4750吨,目前日产还有35吨。
四、开发效果评价
1.通过对全块的综合地质研究后,说明部分小断块由于前期认识程度不够,仍存在一定潜力。也就是说对老区块的开发,下步的上产方向应着眼在对各个小断块的挖潜上。
2.注水开发的普通稠油油藏进入高含水阶段后,由于受储层非均质性的影响,区块内部仍存在剩余油,鉴于局部井区油水粘度比大,注水波及面积小,水驱油又具有明显的方向性,则为进一步提高油藏开发效果,选井进行吞吐开发,以采出地层孔隙中的剩余油,来改善水驱开发效果是可行的。
参考文献
[1]张永昌,梁狄刚,张长江,关于古生界烃源岩有机质丰度的评价标准[J],石油勘探与开发,2001,29(2):8-12.
[2]钟宁宁,卢双舫,黄志龙,张有生,薛海涛,烃源岩TOC值变化与其生排烃效率关系的探讨,沉积学报,2004年5月.