呈東西區水驅開發評價及剩余油分布研究

摘要:強化泡沫驅作為三次采油中一項十分重要的技術,由于能大幅度的提高采收率,已成為當前世界各國油田后期開發階段潛在的重要開發手段。本文對埕東油田西區試驗區水驅開發評價及剩余油分布進行了研究,對泡沫驅條件進行了分析和試驗區的選擇。

關鍵詞:水驅評價;剩余油研究

中圖分類號:U455.462文獻標識碼:B文章編號:1009-8631(2009)12-0070-01

一、概況

1)第一階段(1976-1978)為投產、完善、產量上升階段

76年5月全面投入開發,77年5月采用反九點面積井網投入注水開發,產量逐漸上升,階段末有油井21口,水井8口,日產油564t/d,含水上升到41.23%,年產油達到階段高峰18.44×104t,采油速度1.64%,階段產油45.3×104t,采出當時儲量的4.02%,日注水平699m3/d。

2)第二階段(1979-1990)加密調整,強注強采階段

進入79年后含水上升速度加快,產量有所下降,含水上升率高達20.54%。為此,80年對Ng33層進行了加密調整,由400m井距加密到350m,井網密度由4.13口/Km2上升到5.43口/ Km2,含水上升率降至1.8%,年產油穩定在14.5×104t左右,但83、84年含水上升率又有所加大,分別為6.53%、5.54%,于是85年進行了二次加密調整,井網密度由6.52口/Km2上升到7.93口/ Km2,年產油由14.5×104t上升到86年的16.7×104t,含水上升率降至2.97%。階段完鉆新井49口,轉注32口,年注采比最高達到1.52,累積注采比1.07。在強化注水的同時,老井主要措施為引進大泵提液,據產量構成數據統計,該階段共實施老井措施43井次,當年增油15766t,其中大泵提液29井次,占總措施井次的67.44%,當年增油14171t,占總措施增油的89.88%。89年后, Ng33層進入特高含水開發階段。

3)第三階段(1991-1995)為堵水調剖,局部調整階段

油田進入特高含水開發后,層內部矛盾突出,注入水沿底部大孔道推進,含水上升速度加快,產量遞減快,為此91年對Ng33層南塊采用凍膠和顆粒堵劑對油水井進行整體堵水調剖,在成功的基礎上,92年又采用鈉土-HPAM稀體系或濃體系實施油水井大劑量堵水調剖26井次,年產油上升,但進入93年后,調剖效果逐漸消失,93年上半年實施油水井堵水調剖24井次,基本沒有見到效果,導致油田開發形勢急劇惡化。

4)第四階段(1996-目前)為特高含水期層系調整、高產穩產階段

該階段已歷時84個月,采出程度38%,含水達到94.5%,階段含水上升率0.43%。

5)開發現狀

目前,埕東西區Ng331單元開油井34口,日液水平3731 t/d,日油水平205t/d,平均單井日液水平110t/d,平均單井日油水平6.0t/d,綜合含水94.5%,采油速度1.0%,采出程度38%。開水井25口,日注水平6464m3/d,月注采比1.72,累積注采比1.6,平均動液面297m。

試驗區開油井10口,日液水平1031t/d,日油水平46t/d,平均單井日液水平93.7t/d,平均單井日油水平4.2t/d,綜合含水95.5%,采油速度1.4%,采出程度39.5%。開水井6口,日注水平750 m3/d,平均單井日注188m3/d,平均注入壓力3.8MPa,月注采比0.72,累計注采比1.5。

二、油藏開采特征

1)中低含水期含水上升快,采出程度低,高含水期后含水上升速度減緩

西區Ng331單元生產歷史較長,為注水開發的油藏,表現為稠油高滲透的特征:中低含水期含水上升快,可采儲量采出程度低。含水70%以前,只采出可采儲量的21%,平均含水上升率達4.1%,含水90%時采出可采儲量的27%,階段平均含水上升率下降到1.6%。特高含水期后含水上升速度進一步減緩,階段含水上升率降至0.43%,將采出可采儲量的40%以上,因此高含水期仍然是稠油油藏的重要采油階段。

2)平面水淹嚴重

根據西區Ng331單元目前含水分級統計,正常生產的30口井中,含水小于90%的井有12口,占總井數的40%,含水在90-95%之間的井有4口,含水在95-98%之間的井占總井數的1/3,其余17%的井含水均在98%以上,平面低含水井點分布零星,已難找到純油區。試驗區內,含水低于90%的有4口,占總井數的30.7%,含水在90-95%之間的井有2口,含水在95-98%之間的井有3口,其余4口井含水在98%以上,試驗區內平面水淹更嚴重。

3)油層非均質性日趨嚴重,大孔道相對發育

西區Ng331單元屬曲流河正韻律沉積油層,油層非均質性嚴重,又經歷20多年的注水開發和各種工藝技術實施,油層物性變化十分明顯。據南塊不同時間完鉆的相鄰14口井多功能資料統計,投產初期至目前,平均滲透率由1056×10-3μm2增加到2099×10-3μm2,增加了1043×10-3μm2,孔隙度由33.5%增加到36.4%,增加了2.9%,孔道數量越來越多,孔徑越來越大。

在埕25-111井組采用硫氰酸氨示蹤劑監測結果顯示,南部3口油井埕26-121、埕25-121、埕25-104分別22.5-36小時見到示蹤劑,水線推進速度分別為140m/d、267m/d和350m/d,而北部的埕25-11井監測62天仍未見到示蹤劑。定性分析認為C25-111井周圍大孔道相對發育,主要分布在變異系數較大的南部井區。

依靠單純的提液和常規的堵水調剖或常規聚合物驅油等技術封堵大孔道、發揮低滲層、差油層的作用不理想。強化泡沫體系具有較強的封堵調剖能力,能有效封堵高滲層,發揮低滲層作用。

4)油稠出砂

埕東西區Ng331埋深淺,壓實作用低,膠結疏松,加之油稠,整個開發過程顯示出砂嚴重。從目前生產情況看,因為地層出砂導致停產或減產的油井有7 口,影響液量1020t/d,減少油量62t/d,造成水井井下管柱沉砂,不能正常注水的有2口,影響日注450 m3/d。試驗區內,因為出砂,2口油井1口水井生產不正常,需要采用防砂技術抑制地層出砂。

三、剩余油分布規律

1)平面剩余油分布

西區Ng331層77年采用反九點井網實施早期注水開發,由于油稠滲透率高,平面水淹嚴重。但由于油層的非均質性,與老井相比,新井含水比老井低,說明在平面上油層水淹程度不均勻,仍然存在含水相對較低,剩余油相對富集的地區。新井大多在油藏的邊部,注水波及程度相對較低,與老井相比含水低的幅度相對較大。

由數值模擬(為方便研究,數模將油層縱向上分為3個韻律段)結果可以看出:儲層頂部的采出程度較低,采出程度為19.4%,含油飽和度基本在40%以上,剩余油呈連片分布;儲層中部的采出程度較高,采出程度達到41.9%,含油飽和度基本在30～40%之間,剩余油主要分布在西部邊角地區;儲層底部的采出程度已達到57.5%,含油飽和度基本在30%以下。

2)縱向水淹特征及剩余油分布

埕東西區Ng331單元縱向滲透率分布具有明顯的正韻律特點,服從正韻律油層注水開發的一般規律,即從上到下水洗程度逐漸提高,動用程度增大,剩余儲量減少。

統計埕東西區Ng331單元近年的吸水剖面資料,油層頂部每米相對吸水量平均4.5%,中下部每米相對吸水量平均20.5%,也證實了正韻律油層剩余油分布特點,即油層中下部水淹嚴重,剩余儲量小,頂部水驅動用程度低,剩余儲量大。

根據Ng331層油藏數值模擬結果,原油底部動用程度為57.5%,而第一小層動用程度僅為19.4%。原油動用主要在底部,上部動用程度低,剩余儲量大,油層中上部是下一步挖潛的主要層段。作者簡介:陳其勇,男,現就職于中國石化勝利油田分公司河口采油廠。