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1概况
中一区Ng5单元位于孤岛披覆背斜顶部,构造简单平缓,南高北低,地层倾角1°左右,纵向上分为4个小层,其中主力油层Ng53大面积分布,含油面积5.4km2,地质储量1083×104t,占中一区Ng5单元地质储量的71.8%。Ng5-6为辫状河沉积,储层具有高孔隙度、高渗透、非均质性强等特点,地面原油粘度280～2100mPa.s。
1.1开发简历
中一区Ng5单元自1971年10月投入开发以来,经历了天然能量、注水驱、聚合物驱三个开发阶段、七个开发时期:
①天然能量开发阶段(1971年10月～1974年8月)
②注水开发阶段(1974年9月～2000年8月)
A.无水采油期(1974年9月～1975年4月)
B.低含水采油期(1975年5月～1977年2月)
C.(细分前)中含水采油期(1977年3月～1981年9月)
D.(细分后)中含水采油期(1981年10月～1984年4月)
E.高含水采油期(1984年5月～1990年3月)
F.特高含水采油期(1990年4月～2000年8月)
③聚合物驱开发阶段(2000年9月～目前)
21.2开发现状
2003年12月,中一区Ng5有油井99口,开井89口,单井日产液62.7t,单井日产油6.9t,综合含水88.9%;注水井62口,开井61口,单井日注131m3,采出程度45.2%,水驱采收率为47.6%,聚合物驱提高采收率8.2%,预计最终采收率为55.8%。
2厚油层层内夹层分布规律及对剩余油分布的影响
2.1 中一区Ng53储层特征
中一区Ng53储集砂体以河道充填微相砂体与心滩坝微相砂体为主,其次为洪泛沉积的薄层砂。按照河流沉积学理论,河道成因砂体垂向上可以是一个单砂体,也可以是多期单砂体的垂向叠加形成的复合型砂体。在同期辫状河沉积中,河道砂与心滩坝砂体之间通过侵蚀面或者侧积面而相互叠切、互相连通,形成同期沉积复合体。而不同期次沉积,由于辫状河河道的频繁摆动,而在垂向上互相叠加或侧向接触,建造了相当规模宽度的大型复合储集砂体,这是Ng53层沉积砂体的主要成因类型。其特点是:砂体厚度大,在8～12m之间,平均为9.4m,一般顺河道延伸方向,砂体厚度变化小,垂直河道方向,砂体厚度变化大,平均渗透率1500×10-3μm2,孔隙度32%,泥质含量10.8%。一般心滩亚相泥质含量低(6%),孔隙度32～36%,渗透率大于1000×10-3μm2,变异系数大于0.8,突进系数大于2.0;河道充填亚相泥质含量10～15%,孔隙度28～34%,渗透率200～1000×10-3μm2,变异系数0.4～0.8,突进系数1.5～2.0;河道边缘亚相泥质含量20%,孔隙度小于28%,渗透率小于200×10-3μm2。纵向上可以细分微两个沉积时间单元,Ng531、Ng532。
总体上看,中一区Ng53河道砂体横向切面呈透镜状,河道下切明显,往上形成叠加砂体,砂体侧向厚度变化快,连通性变差,河道砂体沿水流方向延伸较远,一般在砂体发育的地方泥质含量较低。
2.2中一区Ng53厚油层层内夹层成因
中一区Ng53夹层最基本的成因有2种:一是沉积形成的泥粉质岩夹层和物性夹层。主要包括:心滩坝上部的成层泥粉沉积,是洪峰波动过程中憩水期的悬浮质落淤加积产物;河道砂坝沉积末期,洪水水动力减弱形成的泥粉质沉积,多位于正韵律段顶部;以及河道间水动力弱,水中泥粉质物沉积下来形成的夹层。二是成岩作用形成的钙质夹层,由于砂质沉积物在成岩作用过程中,有机质热演化产生的大量CO\-2与储层水中的Ca2+、Mg2+离子,在一定条件下结合形成的碳酸盐岩胶结致密夹层,分布局限。
2.3 中一区Ng53厚油层层内夹层分布规律
统计表明,Ng53砂体内部纵向上各类夹层所占比例不同,以泥质夹层为主,局部灰质含量较高,厚度一般在0.2～2.0m之间,平均为1.4m,延伸长度一般为100～500m,分布面积一般为0.02～0.2km2,最大的东部区域夹层分布面积0.38km2;夹层钻遇率87.1%,其中夹层厚度小于0.5m的井20.0%,夹层厚度大于0.5m的井占67.1%。从不同沉积时间单元间夹层分布看,受后期沉积的Ng531河道下切部位及切割程度控制, Ng531与Ng532之间夹层尽管较发育,但连续性差,垂向上多呈交错分布。
2.4层内夹层对剩余油分布的影响
孤岛油田1996年以来4口取芯井资料统计表明,正韵律厚油层呈下部水洗好,中上部还存在较多剩余油,剩余油饱和度上部比下部高4～8%。但是由于不同成因叠置砂体厚油层受层内渗透性差异影响,储层连通性复杂多样,加上油水重力分异的作用,造成流体渗流特征也有明显差异,层内水淹程度差异较大,尤其是厚油层内部的夹层对剩余油的分布起着重要的作用。一般在夹层下部的正韵律油层顶部1～2m区域水驱效果较差,剩余油比较富集。
而在局部区域,尤其是上下均为河道或心滩沉积,隔夹层不发育、储层连通性好、注采完善区域,上、下部含油饱和度相差不大。中10J413井位于河道下切叠置区,储层均质性好,因此水驱较均匀,Ng531与Ng532含油饱和度仅差1.5%。统计中一区1998～2002年新钻井Ng53不同沉积时间单元间无明显夹层的4口井资料,Ng53-1、Ng53-2含油饱和度相差不大,Ng53-1比Ng53-2高1.9%,且含油饱和度的绝对值较低。
3正韵律厚油层顶部水平井挖潜实践
3.1水平井位置优化
(1)平面位置优化
选取距油井排为原井距的1/3、1/4、1/5、1/10和油井井间,即距油井排120m、90m、70m、35m、0m 等5个位置进行优化,模拟表明水平井距离油井排近,井组开发效果好。但随着水平井平面位置距油井排距离的减少,水平井会干扰直井的生产。
从单井开发效果看,差异较大,有的井靠近油井排累计产油量大,也有的井靠近油井排累计产油量小,还有的井在1/4处产量是最高的,与具体位置剩余油的分布有关。选取三口水平井在各自最佳位置进行计算,最终采收率53.23%,均高于其他方案。所以水平井在平面位置的选取,不能一个标准。
(2)水平井距油层顶部位置优化
选择水平井段距油层顶部0.5m、1.0m、2.0m三个参数进行优化,从正交模拟的效果分析,水平井段距油层顶部越小,初期含水越低,十年累产油越高,反映水平井距油层顶部越小越好。水平井段距油层顶部0.5m,初期含水38.4%,十年累产油4.22×104t。考虑到储层物性及工艺适应性影响,水平井距油层顶部1m左右较佳。(表2)
3.2 水平井长度优化
在理想情况下,水平段越长开发效果越好。但由于受井筒摩擦、井壁坍塌、周围直井等诸多因素的影响,实际生产中,并非水平段越长越好。根据数模计算结果:合理的无因次井段(=水平段长度/富集区域折算直径)在0.23～0.36之间,当无因次长度大于0.36,最终采收率有减少趋势。在实施过程中,水平井段长度可根据井网及剩余油情况进行具体调整。
3.3水平井生产压差优化
模拟了生产压差分别等于0.1、0.3、0.5、0.7、1.0、1.3MPa等6种方案。当生产压差大于0.5MPa后,开发效果明显变差,采收率趋于平缓并逐步下降。生产压差选取0.5～1.0MPa采收率达到最优。
3.4实施效果
在充分论证基础上,2002年底首先在中一区Ng5对Ng53开展顶部剩余油挖潜试验。试验区
选择位于中一区Ng5单元中部,Ng53油层埋深1244～1270m,砂体大片连通,厚度大,纵向上可划分为Ng531、Ng532。隔夹层较发育,厚度在0.3～3.0m之间,平均为1.4m。由于中一区Ng531储层发育稳定,正韵律特征明显,纵向上储量动用不均匀,顶部储量动用低、剩余油饱和度较高,因而试验目的层选择为顶部韵律段Ng531,含油面积为2.84km2,有效厚度3～6m,平均4.1m,地质储量为192×104t。
根据方案的总体部署,2002年10月首先在中10XN509井附近部署了先导试验井中9P9,延伸方向为北西-南东向,A靶点垂深1245.5m,B靶点垂深1245.5m,水平段距油层顶0.5m,水平段长度130.7m。采用三段式射孔:1346～1362m,102枪102弹,水平两排射孔,相位角180o,10孔/m;1380～1430m,102枪102弹,水平下相位四排射孔,相位角60o ,14孔/m;1430～1467m,102枪102弹,水平下相位四排射孔,相位角60o ,16孔/m;射孔长度103m,用金属毡防砂。2002年11月投产,初期日产油达33.5吨,含水仅有38.8%,峰值产油47t/d,含水22.3%;目前日产液70.0t,日产油21.9t,含水68.7%,日产油能力相当于中一区直井产量的3倍,已连续生产417天,累计产油1.09×104t。
目前中一区Ng5水平井投产5口，初期平均单井日产液为49.5t，单井日产油29.0t，含水41.4%，动液面603m；目前平均单井日产液为38.2t，单井日产油13.6t，含水64.5%，动液面913m，已累积产油1.92×104t (表3)。
与周围及同期投产直井相比，水平井投产初期单井日产油是直井的2～3倍，含水比直井低30～50%，含水上升速度比直井慢1.3%/月，取得了较好的开发效果。但由于水平井所处相带层内夹层分布及注采状况等不同，水淹状况各异，造成水平井生产动态差异大。
4认识与体会
水平井技术是特高含水期正韵律厚油层顶部提高采收率的一项重要挖潜措施，但其配套技术仍需不断的攻关与完善。
厚油层层内夹层比较发育，但连续性差，在平面上多呈窄条带状或孤立的土豆状，其分布与沉积相带的展布密切相关，自河道中心相带向河道边缘相带夹层层数逐渐增多。夹层的发育特征，是控制和影响层内波及体积和剩余油形成分布的重要因素，高含水后期厚油层剩余油极其分散。开展韵律段级别油藏描述，搞清储层内部结构、隔夹层分布和平面、纵向非均质性，定量描述剩余油分布，是准确设计水平井的关键。
(作者通讯地址: 胜利油田孤岛采油厂 山东东营 252700)
中一区Ng5单元位于孤岛披覆背斜顶部,构造简单平缓,南高北低,地层倾角1°左右,纵向上分为4个小层,其中主力油层Ng53大面积分布,含油面积5.4km2,地质储量1083×104t,占中一区Ng5单元地质储量的71.8%。Ng5-6为辫状河沉积,储层具有高孔隙度、高渗透、非均质性强等特点,地面原油粘度280～2100mPa.s。
1.1开发简历
中一区Ng5单元自1971年10月投入开发以来,经历了天然能量、注水驱、聚合物驱三个开发阶段、七个开发时期:
①天然能量开发阶段(1971年10月～1974年8月)
②注水开发阶段(1974年9月～2000年8月)
A.无水采油期(1974年9月～1975年4月)
B.低含水采油期(1975年5月～1977年2月)
C.(细分前)中含水采油期(1977年3月～1981年9月)
D.(细分后)中含水采油期(1981年10月～1984年4月)
E.高含水采油期(1984年5月～1990年3月)
F.特高含水采油期(1990年4月～2000年8月)
③聚合物驱开发阶段(2000年9月～目前)
21.2开发现状
2003年12月,中一区Ng5有油井99口,开井89口,单井日产液62.7t,单井日产油6.9t,综合含水88.9%;注水井62口,开井61口,单井日注131m3,采出程度45.2%,水驱采收率为47.6%,聚合物驱提高采收率8.2%,预计最终采收率为55.8%。
2厚油层层内夹层分布规律及对剩余油分布的影响
2.1 中一区Ng53储层特征
中一区Ng53储集砂体以河道充填微相砂体与心滩坝微相砂体为主,其次为洪泛沉积的薄层砂。按照河流沉积学理论,河道成因砂体垂向上可以是一个单砂体,也可以是多期单砂体的垂向叠加形成的复合型砂体。在同期辫状河沉积中,河道砂与心滩坝砂体之间通过侵蚀面或者侧积面而相互叠切、互相连通,形成同期沉积复合体。而不同期次沉积,由于辫状河河道的频繁摆动,而在垂向上互相叠加或侧向接触,建造了相当规模宽度的大型复合储集砂体,这是Ng53层沉积砂体的主要成因类型。其特点是:砂体厚度大,在8～12m之间,平均为9.4m,一般顺河道延伸方向,砂体厚度变化小,垂直河道方向,砂体厚度变化大,平均渗透率1500×10-3μm2,孔隙度32%,泥质含量10.8%。一般心滩亚相泥质含量低(6%),孔隙度32～36%,渗透率大于1000×10-3μm2,变异系数大于0.8,突进系数大于2.0;河道充填亚相泥质含量10～15%,孔隙度28～34%,渗透率200～1000×10-3μm2,变异系数0.4～0.8,突进系数1.5～2.0;河道边缘亚相泥质含量20%,孔隙度小于28%,渗透率小于200×10-3μm2。纵向上可以细分微两个沉积时间单元,Ng531、Ng532。
总体上看,中一区Ng53河道砂体横向切面呈透镜状,河道下切明显,往上形成叠加砂体,砂体侧向厚度变化快,连通性变差,河道砂体沿水流方向延伸较远,一般在砂体发育的地方泥质含量较低。
2.2中一区Ng53厚油层层内夹层成因
中一区Ng53夹层最基本的成因有2种:一是沉积形成的泥粉质岩夹层和物性夹层。主要包括:心滩坝上部的成层泥粉沉积,是洪峰波动过程中憩水期的悬浮质落淤加积产物;河道砂坝沉积末期,洪水水动力减弱形成的泥粉质沉积,多位于正韵律段顶部;以及河道间水动力弱,水中泥粉质物沉积下来形成的夹层。二是成岩作用形成的钙质夹层,由于砂质沉积物在成岩作用过程中,有机质热演化产生的大量CO\-2与储层水中的Ca2+、Mg2+离子,在一定条件下结合形成的碳酸盐岩胶结致密夹层,分布局限。
2.3 中一区Ng53厚油层层内夹层分布规律
统计表明,Ng53砂体内部纵向上各类夹层所占比例不同,以泥质夹层为主,局部灰质含量较高,厚度一般在0.2～2.0m之间,平均为1.4m,延伸长度一般为100～500m,分布面积一般为0.02～0.2km2,最大的东部区域夹层分布面积0.38km2;夹层钻遇率87.1%,其中夹层厚度小于0.5m的井20.0%,夹层厚度大于0.5m的井占67.1%。从不同沉积时间单元间夹层分布看,受后期沉积的Ng531河道下切部位及切割程度控制, Ng531与Ng532之间夹层尽管较发育,但连续性差,垂向上多呈交错分布。
2.4层内夹层对剩余油分布的影响
孤岛油田1996年以来4口取芯井资料统计表明,正韵律厚油层呈下部水洗好,中上部还存在较多剩余油,剩余油饱和度上部比下部高4～8%。但是由于不同成因叠置砂体厚油层受层内渗透性差异影响,储层连通性复杂多样,加上油水重力分异的作用,造成流体渗流特征也有明显差异,层内水淹程度差异较大,尤其是厚油层内部的夹层对剩余油的分布起着重要的作用。一般在夹层下部的正韵律油层顶部1～2m区域水驱效果较差,剩余油比较富集。
而在局部区域,尤其是上下均为河道或心滩沉积,隔夹层不发育、储层连通性好、注采完善区域,上、下部含油饱和度相差不大。中10J413井位于河道下切叠置区,储层均质性好,因此水驱较均匀,Ng531与Ng532含油饱和度仅差1.5%。统计中一区1998～2002年新钻井Ng53不同沉积时间单元间无明显夹层的4口井资料,Ng53-1、Ng53-2含油饱和度相差不大,Ng53-1比Ng53-2高1.9%,且含油饱和度的绝对值较低。
3正韵律厚油层顶部水平井挖潜实践
3.1水平井位置优化
(1)平面位置优化
选取距油井排为原井距的1/3、1/4、1/5、1/10和油井井间,即距油井排120m、90m、70m、35m、0m 等5个位置进行优化,模拟表明水平井距离油井排近,井组开发效果好。但随着水平井平面位置距油井排距离的减少,水平井会干扰直井的生产。
从单井开发效果看,差异较大,有的井靠近油井排累计产油量大,也有的井靠近油井排累计产油量小,还有的井在1/4处产量是最高的,与具体位置剩余油的分布有关。选取三口水平井在各自最佳位置进行计算,最终采收率53.23%,均高于其他方案。所以水平井在平面位置的选取,不能一个标准。
(2)水平井距油层顶部位置优化
选择水平井段距油层顶部0.5m、1.0m、2.0m三个参数进行优化,从正交模拟的效果分析,水平井段距油层顶部越小,初期含水越低,十年累产油越高,反映水平井距油层顶部越小越好。水平井段距油层顶部0.5m,初期含水38.4%,十年累产油4.22×104t。考虑到储层物性及工艺适应性影响,水平井距油层顶部1m左右较佳。(表2)
3.2 水平井长度优化
在理想情况下,水平段越长开发效果越好。但由于受井筒摩擦、井壁坍塌、周围直井等诸多因素的影响,实际生产中,并非水平段越长越好。根据数模计算结果:合理的无因次井段(=水平段长度/富集区域折算直径)在0.23～0.36之间,当无因次长度大于0.36,最终采收率有减少趋势。在实施过程中,水平井段长度可根据井网及剩余油情况进行具体调整。
3.3水平井生产压差优化
模拟了生产压差分别等于0.1、0.3、0.5、0.7、1.0、1.3MPa等6种方案。当生产压差大于0.5MPa后,开发效果明显变差,采收率趋于平缓并逐步下降。生产压差选取0.5～1.0MPa采收率达到最优。
3.4实施效果
在充分论证基础上,2002年底首先在中一区Ng5对Ng53开展顶部剩余油挖潜试验。试验区
选择位于中一区Ng5单元中部,Ng53油层埋深1244～1270m,砂体大片连通,厚度大,纵向上可划分为Ng531、Ng532。隔夹层较发育,厚度在0.3～3.0m之间,平均为1.4m。由于中一区Ng531储层发育稳定,正韵律特征明显,纵向上储量动用不均匀,顶部储量动用低、剩余油饱和度较高,因而试验目的层选择为顶部韵律段Ng531,含油面积为2.84km2,有效厚度3～6m,平均4.1m,地质储量为192×104t。
根据方案的总体部署,2002年10月首先在中10XN509井附近部署了先导试验井中9P9,延伸方向为北西-南东向,A靶点垂深1245.5m,B靶点垂深1245.5m,水平段距油层顶0.5m,水平段长度130.7m。采用三段式射孔:1346～1362m,102枪102弹,水平两排射孔,相位角180o,10孔/m;1380～1430m,102枪102弹,水平下相位四排射孔,相位角60o ,14孔/m;1430～1467m,102枪102弹,水平下相位四排射孔,相位角60o ,16孔/m;射孔长度103m,用金属毡防砂。2002年11月投产,初期日产油达33.5吨,含水仅有38.8%,峰值产油47t/d,含水22.3%;目前日产液70.0t,日产油21.9t,含水68.7%,日产油能力相当于中一区直井产量的3倍,已连续生产417天,累计产油1.09×104t。
目前中一区Ng5水平井投产5口，初期平均单井日产液为49.5t，单井日产油29.0t，含水41.4%，动液面603m；目前平均单井日产液为38.2t，单井日产油13.6t，含水64.5%，动液面913m，已累积产油1.92×104t (表3)。
与周围及同期投产直井相比，水平井投产初期单井日产油是直井的2～3倍，含水比直井低30～50%，含水上升速度比直井慢1.3%/月，取得了较好的开发效果。但由于水平井所处相带层内夹层分布及注采状况等不同，水淹状况各异，造成水平井生产动态差异大。
4认识与体会
水平井技术是特高含水期正韵律厚油层顶部提高采收率的一项重要挖潜措施，但其配套技术仍需不断的攻关与完善。
厚油层层内夹层比较发育，但连续性差，在平面上多呈窄条带状或孤立的土豆状，其分布与沉积相带的展布密切相关，自河道中心相带向河道边缘相带夹层层数逐渐增多。夹层的发育特征，是控制和影响层内波及体积和剩余油形成分布的重要因素，高含水后期厚油层剩余油极其分散。开展韵律段级别油藏描述，搞清储层内部结构、隔夹层分布和平面、纵向非均质性，定量描述剩余油分布，是准确设计水平井的关键。
(作者通讯地址: 胜利油田孤岛采油厂 山东东营 252700)