【摘要】孤岛油田是一个高渗、高粘、高饱和度的河流相正韵律沉积的疏松砂岩稠油油藏,经过四十年的水驱开发,单元水淹严重,开发效果差,2008年以来在孤岛油田中二中ng5单元开展厚油层韵律层水平井精细开发调整研究及应用,在厚油层韵律层三维精细地质建模和剩余油分布研究的基础上,开展开发对策技术研究,矿场实施后效果明显,新增可采储量49×104t,提高采收率5.3%,增强了老油田稳产基础,为相同类型油藏进一步提高采收率提供了开发调整思路及技术方法。
【关键词】孤岛油区 正韵律厚油层 水平井 精细开发 提高采收率
【中图分类号】te34 【文献标识码】a 【文章编号】1673-8209(2010)06-0-02
1 单元概况
1.1 地质概况
孤岛油田中二中ng5位于孤岛背斜构造东倾翼部,西南部的中一区和中二南ng5采用常规注水开发,东北部的中二北和东区ng5采用蒸汽吞吐热采开发。中二中ng5非主力油层ng51+2、ng55、ng56层均为土豆状发育,开发利用价值小;主力油层ng53、ng54砂体大片连通发育,地质储量870×104t,占ng5储量的93.6%。
中二中ng5砂层组为过渡河河流沉积,油层以河流相粉、细长石砂岩为主,胶结物以泥质为主,泥质含量10%;岩石粒度从上到下由细变粗,明显呈现正韵律特征,主要胶结类型为孔隙式和接触式胶结,胶结疏松,油层强亲水,油藏埋深1260～1300m。Www.11665.cOm
1.2 单元现状
中二中ng5层系于1982年投产,1985年采用185米的反九点法井网投入注水开发,目前油井总井70口,开井51口,单元含水93%,采出程度45%,采收率49.8%,单元累计注水3290×104m3。中二中ng5油井因套变、油稠不供液、高含水停产井较多,井网控制程度低,水淹严重,开发效果差;目前井网难以进一步提高单元动用程度和采收率,不能满足特高含水期油藏精细开发的需要。
2 三维精细地质建模
由于河流相沉积砂体横向变化迅速,河流切割、充填作用强,地层岩性和厚度变化较快,标志层少,地层对比难度大,在小层对比的基础上,以邻近老井为基础,在对比过程中考虑等时切片、河道下切与砂体叠置、侧向相变等因素,采用标准层顶拉平的方式,形成河流相地层精细对比模式。
2.1 建立了沉积相模型
中二中ng5砂层组为辨状河-曲流河过渡河流沉积,具有典型的河流相二元结构特征,沉积相可分为:河道亚相-心滩(河道砂坝微相),河道充填微相、河道边缘亚相、泛滥平原亚相-河漫湖、河漫滩。
2.2 建立了夹层模型
中二中ng5沉积方式是以河流的垂向加积作用形成的,砂体相迭加连片厚度大,其中发育有较薄的夹层。根据夹层物性特征,分为泥质夹层、钙质夹层和物性夹层三类;在取芯井、测井解释特征的基础上总结夹层的电性特征。泥质夹层在测井曲线主要反映为泥岩特征,微电极和深侧向电阻率明显下降,微电极曲线平稳、幅度差很小,钙质夹层在测井曲线上深侧向电阻率高于或接近油层电阻率,微电极曲线尖峰且幅度差小。物性夹层测井曲线特征为微电极曲线界于泥质和钙质层之间,有一定的幅度差,自然电位幅度低,深侧向电阻率较低,一般为3.5～13ωm。在单井夹层精细解释基础上,结合沉积模型,采用条件模拟方法建立夹层分布模型。
2.3 建立了韵律层细分模型
中二中ng5单元具有典型的河流相二元结构特征[1],岩性自下而上表现为由细砂岩、粉砂岩、泥质粉砂岩及泥岩构成的正韵律组合,具有渗透性好、非均质性强的特点,颗粒粒径从下到上由粗变细,孔隙度、渗透率由大变小,由于厚油层被岩性、物性夹层分隔成多个段,利用夹层细分韵律段,韵律段细分以沉积模型和夹层的电性特征为识别标准,利用测井曲线特征进行细分,建立精细韵律层细分模型。
3 剩余油分布研究
在三维精细地质建模的基础上,对全区开发阶段进行历史拟合,平面网格10m*10m,纵向0.2m,在数值模拟的基础上并结合新井多功能解释资料进行了剩余油分布和提高采收率开发对策研究。
3.1 注采井网
中二中ng5采用反九点法井网开采,受注采井网控制,平面剩余油主要富集于油井间、水井间、油水井间分流线,尤其是角井处,剩余油饱和度较高。
3.2 注采状况
受油水井注采状况的影响,井网不完善、动用较差区域剩余油富集,平面上平均有效孔隙体积的累计采出量较小的北部区域,水淹较弱,平均有效孔隙体积的累计采出量较多的中部东部区域,水淹较严重。层间上ng54受注采井网不完善的影响累计注入采出量低, 动用差采出程度低。
3.3 层内夹层
中二中ng5主力油层ng53、54渗透率变异系数0.6-0.78,突进系数3.6-4.3,层内非均质性强。层内夹层直接影响储层垂向渗透率的变化,对流体的流动起到不渗透隔层作用或阻挡作用[2],韵律层内剩余油分布主要由于非均匀驱油所导致的,韵律层非均质性导致韵律层顶部层吸水差远低于底部,因而对驱油过程影响较大,对剩余油的分布具有控制作用,韵律层内顶部驱油效率比底部低22-27%,平均剩余油含油饱和度48%比底部高13%。
4 开发对策及效果
4.1 调整方案优化
进行了注采关系及井型优化,设计了四种方案。方案1:基础方案,维持现状;方案2:直井完善方案;方案3:水平井完善,直井分注,方案4:直井+水平井完善,直井分注。从优化的结果来看方案4采用水平井网挖掘厚层潜力韵律段[3],单元采收率最高,经济指标最好。
4.2 水平井开发技术政策研究
4.2.1 经济可采储量
根据水平井投入产出平衡计算,计算不同油价不同井深水平井可采储量经济极限,中二中ng5水平井井深1600-1800m,经济极限可采储量8000吨。
4.2.2 经济有效厚度
分夹层存在和不存在两种情况,给定正韵律油层2-7m共6个有效厚度研究水平井含水与采出程度关系,无论有无夹层,随油层厚度增加,开发效果均变好,考虑经济因素,有夹层时,潜力韵律段有效厚度下限2m,无夹层时,潜力韵律段有效厚度下限4m。
4.2.3 水平参数优化
水平段长度优化:水平段越长,控制面积越大,选择不同长度水平段进行优化,水平段长度150m经济效益最优。水平井垂向位置优化:水平井距顶位置越小,单井含水越低,但受油层物性和工艺适应性影响,水平距顶位置1m开发效果最优。平面位置优化:距离油井排选取5个方案进行优化,水平井距老井距离30-50效果最优,从方位来看,沿平行构造线方向部署水平井开发效果最好。
4.3 实施效果
优选水平潜力区15个,15口水平井钻遇油层含油饱和度高达50-65%。新井投产初期日产油29.3t,含水53.2%,调整后由日油水平245t达到峰值366 t,已投产水平井含水比直井含水低12%,产量是直井的2.7倍,单元预计可增加可采储量49×104 t,提高单元采收率 5.3%。韵律层精细开发调整方案实施后加强了油层动用,改善了韵律层层内吸水和动用状况,储量动用程度由92.6%提高到97.1%,增加水驱动动用储量97×104 t。
5 结论
精细韵律层地质建模和数值模拟表明,尽管经过多年的水驱开发,受注采状况和夹层分布影响正韵律厚油层仍存在潜力韵律段。
通过水平井参数优化和水平井潜力区筛选,建立水平井井网挖掘韵律段潜力,水平井投产后效果好,产油量高,实现了厚油层韵律层精细开发,加强了水驱储量动用,提高了单元采收率。
参考文献
[1] 孙孟茹,细分韵律层方法及其应用.油气地质与采收率,2003,10(3).
[2] 束青林.正韵律厚油层剩余油分布模式及水平井挖潜--以孤岛油田中一区ng53层为例[j].油气地质与采收率,2004,11(6).
[3] 隋新光,大庆石油学院学报.水平井挖潜技术在大庆油田高含水后期厚油层剩余油开发中的应用,2006,30(1).
