孤島南區渤 89斷塊低效水驅單元潛力分析及調整挖潛研究

鄧美娟

(勝利油田孤島采油廠地質研究所,山東,東營,257231)

孤島南區渤 89斷塊低效水驅單元潛力分析及調整挖潛研究

鄧美娟

(勝利油田孤島采油廠地質研究所,山東,東營,257231)

孤島南區渤 89斷塊經過 30多年的注水開發,由于層薄、油稠、出砂,開發效果一直較差,屬于典型的低效水驅單元。本文通過開展油藏地質研究、油田開發效果評價,利用數值模擬、油藏工程綜合分析和測井反演等技術研究了孤島油田渤89斷塊存在的潛力。通過實施細分井網和轉換開發方式,重點應用調整注采井網和蒸汽吞吐等技術,提高單元儲量的動用程度,進一步提高采收率,改善低效水驅開發效果。

調整;挖潛

孤島南區渤 89斷塊位于孤島披覆構造的西南,西部、北部分別與孤南 206、孤島南區 B19塊接壤,東部為斷層阻隔,渤 89斷塊含油面積 1.3Km2,地質儲量 345×104t,其中 Ng1+2-Ng4地質儲量 258.6×104t。渤 89斷塊 Ng1+2-4單元采取一套層系開發,但因油層連續性差,采用不規則的面積注采井網 (以水井為中心井網)。

油藏概況:儲集層以河流相沉積的粉系砂巖為主,西南低、東北高,埋藏深度 1130-1300米之間。縱向上,在 Ng1+2-Ng5各砂層組均有油層發育,其中 Ng4砂層組橫向連通好,為主力油層,其它油層均多為透鏡體狀分布,橫向連通差。無統一的油水界面,每個小層都具有獨立的油水系統,屬于層狀巖性油藏。原油性質具有“三高一低”的特點,即密度高、粘度高、飽和壓力高、凝固點低。地面原油密度在,粘度在,凝固點在,含硫,地層水礦化度,水型 CACl2型。

開發歷程及目前開發狀況分析:渤 89斷塊于 1986年2月投產,1987年10月注水開發,由于層薄、油稠、出砂,開發效果一直較差。截止 2008年12月,單元油井總井 11口,開井 7口,單元日產油水平 16t/d,平均單井日產油能力 2.1t/d,綜合含水 67.7%,平均動液面 595m,累積產油 22.93×104t,累積產水 47.41×104t,采油速度0.21%,采出程度 8.91%,屬于低效開發單元。

1 單元存在問題及調整潛力

存在問題 渤 89斷塊經過多年注水開發,主要存在以下幾個方面的問題:

1.1 水驅開發采收率低 由驅替特征曲線可知渤 89塊標定采收率 19.2%,與之相鄰的渤 19單元標定采收率為44.3%,遠低于其他水驅單元的標定采收率。

1.2 液量低,采油速度低 由于渤 89塊儲層連續性差,注采對應差,多為單項對應,自注水開發以來單井日液水平一直小于 24m3/d,采油速度小于0.78%。從目前注采狀況看,目前仍保留 1口注入井 GDNB89X4,注入層位 Ng42/44,周圍受效井 GDNB89-1日液能力只有 1.5m3/d,受注水影響小。

1.3 注水井停注后地層無能量補充,動液面深,液量低 渤89斷塊水井不吸水停注后,地層無能量補充,動液面深,目前渤 89塊平均動液面 595米,供液困難,甚至不供液停產,目前有 3口井由于不供液停產。

1.4 渤 89斷塊原油粘度高、泥質含量高,層間連通性較差渤 89斷塊 Ng3-4原油粘度為 3300-4200mpa.s,明顯大于與之相鄰的渤 19注聚區的Ng3-4的原油粘度。渤 89塊Ng1+2原油粘度為 2600-2800mpa.s,稍大于與之相鄰的渤19注聚區的Ng1+2的原油粘度。

2 潛力分析

南區渤 89斷塊由于油稠、粘質含量高,導致注水開發效果差,在注入井停注后,產量更是明顯下降。而 2006年新井資料表明,南區渤 89塊水淹程度低,剩余油豐富,只要采取合理的開發方式南區渤 89斷塊仍可取得較好的開發效果。主要表現在:

2.1 單元儲量動用差,剩余油富集 利用 2006年所鉆 11口Ng5-6新井資料計算得到各小層剩余地質儲量。從縱向看,南區渤 89斷塊 Ng1+2-4總體動用程度較小,剩余地質儲量豐富,特別是 Ng1+2和 Ng 4儲量動用程度小,Ng1+2剩余油飽和度可達 36.7%和 40.4%,Ng3剩余油飽和度較低,也可達到 28.6%。從平面上看,剩余油飽和度沒有明顯規律,以Ng4平均剩余油飽和度分布為例,Ng4剩余油飽和度為 35.3%-58.6%,剩余地質儲量為 139.7×104t,和原始地質儲量 (146.1×104t)相差無幾,具有調整的物質基礎。

2.2 單元采收率低,采出程度低 截至 2008年12月,單元的采出程度只有 8.91%,運用水驅特征曲線 (甲型)預測南區渤 89塊斷塊最終采收率為 19.2%,原低于南區其他斷塊的目前采出程度。

3 調整挖潛研究

針對渤 89斷塊 Ng1+2-Ng4原油物性相差較大,采用兩套井網,兩種開發方式進行挖潛。針對原油密度較小的Ng1+2層系,采用注水開發的方式;針對原油密度較大的Ng4層系采用蒸汽吞吐的方式。

3.1 優化注采井網,提高水驅控制程度 利用目前水井,圍繞Ng1+2生產井建立注采井網;扶注水井 GDN5-11和GDN4-212,恢復 Ng1+2注水開發,停注水井 GDNB89X4,停 Ng3-4注水井,GDN5-11注入層位為 1+2)12,受效油井 GDN5-212;GDN4-212注入層位 (1+2)13,受效油井GDNGG16和 GDNB89-14。單元注采井網由不規則的面積注水演變為行列式注采井網。

3.2 轉化開發方式,進一步提高采收率 南區渤 89塊 Ng3-4曾經有 2口井進行過蒸汽吞吐,均取得了較好的效果,其中 GDN4-11進行過兩個輪次的蒸汽吞吐,注蒸汽后初期產量可達 12t/d,周期累產油可達0.65萬噸和0.47萬噸;GDNB89-12曾進行過一個輪次的蒸汽吞吐,累產油0.21萬噸,目前兩口井均因不供液關井。

3.3 完善井網,提高井網控制程度 渤 89斷塊 Ng4砂層組儲量動用程度差,GDN3-210井區的小層Ng42-4儲量未動用。主力小層 Ng42-4無井控制,井網不完善,該區通過測井約束儲層反演結果表明,油層厚度一般 6～12m,平均 7.6m。渤 89斷塊總地質儲量 345×104t,主力小層 Ng42-4儲量為 112×104t,累積產油僅為 6.71×104t,采出程度為 5.99%,Ng42-4小層剩余地質儲量高達 105.6×104t。通過扶Ng3-4停產井 ,并逐步將 Ng3-4生產井轉為吞吐井,在有潛力、井網不完善區域區實施扶停產井和鉆零散井

4 開發指標

方案設計新井 10口,扶長停井 6口,大修井 1口,結合老井生產動態,設計新井單井日產油能力為 5.6t,長停井單井恢復產能 3.5t,年生產天數為 240天,新建年產油能力 1.6×104t,新增可采儲量 50×104t,提高采收率 1.3%。

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[2]廖紅偉,王琛,左代榮.應用不穩定試井判斷井間連通性 [J].石油勘探與開發,2002,29(4):87-89.

[3]曾祥平.孤島油田南區Ng3-6精細油藏描述及剩余油分布研究[D].中國海洋大學,2003

TE133+.2

A

1003-3467(2010)04-0072-02