孤岛南区渤 89断块低效水驱单元潜力分析及调整挖潜研究

邓美娟

(胜利油田孤岛采油厂地质研究所,山东,东营,257231)

孤岛南区渤 89断块低效水驱单元潜力分析及调整挖潜研究

邓美娟

(胜利油田孤岛采油厂地质研究所,山东,东营,257231)

孤岛南区渤 89断块经过 30多年的注水开发,由于层薄、油稠、出砂,开发效果一直较差,属于典型的低效水驱单元。本文通过开展油藏地质研究、油田开发效果评价,利用数值模拟、油藏工程综合分析和测井反演等技术研究了孤岛油田渤89断块存在的潜力。通过实施细分井网和转换开发方式,重点应用调整注采井网和蒸汽吞吐等技术,提高单元储量的动用程度,进一步提高采收率,改善低效水驱开发效果。

调整;挖潜

孤岛南区渤 89断块位于孤岛披覆构造的西南,西部、北部分别与孤南 206、孤岛南区 B19块接壤,东部为断层阻隔,渤 89断块含油面积 1.3Km2,地质储量 345×104t,其中 Ng1+2-Ng4地质储量 258.6×104t。渤 89断块 Ng1+2-4单元采取一套层系开发,但因油层连续性差,采用不规则的面积注采井网 (以水井为中心井网)。

油藏概况:储集层以河流相沉积的粉系砂岩为主,西南低、东北高,埋藏深度 1130-1300米之间。纵向上,在 Ng1+2-Ng5各砂层组均有油层发育,其中 Ng4砂层组横向连通好,为主力油层,其它油层均多为透镜体状分布,横向连通差。无统一的油水界面,每个小层都具有独立的油水系统,属于层状岩性油藏。原油性质具有“三高一低”的特点,即密度高、粘度高、饱和压力高、凝固点低。地面原油密度在,粘度在,凝固点在,含硫,地层水矿化度,水型 CACl2型。

开发历程及目前开发状况分析:渤 89断块于 1986年2月投产,1987年10月注水开发,由于层薄、油稠、出砂,开发效果一直较差。截止 2008年12月,单元油井总井 11口,开井 7口,单元日产油水平 16t/d,平均单井日产油能力 2.1t/d,综合含水 67.7%,平均动液面 595m,累积产油 22.93×104t,累积产水 47.41×104t,采油速度0.21%,采出程度 8.91%,属于低效开发单元。

1 单元存在问题及调整潜力

存在问题 渤 89断块经过多年注水开发,主要存在以下几个方面的问题:

1.1 水驱开发采收率低 由驱替特征曲线可知渤 89块标定采收率 19.2%,与之相邻的渤 19单元标定采收率为44.3%,远低于其他水驱单元的标定采收率。

1.2 液量低,采油速度低 由于渤 89块储层连续性差,注采对应差,多为单项对应,自注水开发以来单井日液水平一直小于 24m3/d,采油速度小于0.78%。从目前注采状况看,目前仍保留 1口注入井 GDNB89X4,注入层位 Ng42/44,周围受效井 GDNB89-1日液能力只有 1.5m3/d,受注水影响小。

1.3 注水井停注后地层无能量补充,动液面深,液量低 渤89断块水井不吸水停注后,地层无能量补充,动液面深,目前渤 89块平均动液面 595米,供液困难,甚至不供液停产,目前有 3口井由于不供液停产。

1.4 渤 89断块原油粘度高、泥质含量高,层间连通性较差渤 89断块 Ng3-4原油粘度为 3300-4200mpa.s,明显大于与之相邻的渤 19注聚区的Ng3-4的原油粘度。渤 89块Ng1+2原油粘度为 2600-2800mpa.s,稍大于与之相邻的渤19注聚区的Ng1+2的原油粘度。

2 潜力分析

南区渤 89断块由于油稠、粘质含量高,导致注水开发效果差,在注入井停注后,产量更是明显下降。而 2006年新井资料表明,南区渤 89块水淹程度低,剩余油丰富,只要采取合理的开发方式南区渤 89断块仍可取得较好的开发效果。主要表现在:

2.1 单元储量动用差,剩余油富集 利用 2006年所钻 11口Ng5-6新井资料计算得到各小层剩余地质储量。从纵向看,南区渤 89断块 Ng1+2-4总体动用程度较小,剩余地质储量丰富,特别是 Ng1+2和 Ng 4储量动用程度小,Ng1+2剩余油饱和度可达 36.7%和 40.4%,Ng3剩余油饱和度较低,也可达到 28.6%。从平面上看,剩余油饱和度没有明显规律,以Ng4平均剩余油饱和度分布为例,Ng4剩余油饱和度为 35.3%-58.6%,剩余地质储量为 139.7×104t,和原始地质储量 (146.1×104t)相差无几,具有调整的物质基础。

2.2 单元采收率低,采出程度低 截至 2008年12月,单元的采出程度只有 8.91%,运用水驱特征曲线 (甲型)预测南区渤 89块断块最终采收率为 19.2%,原低于南区其他断块的目前采出程度。

3 调整挖潜研究

针对渤 89断块 Ng1+2-Ng4原油物性相差较大,采用两套井网,两种开发方式进行挖潜。针对原油密度较小的Ng1+2层系,采用注水开发的方式;针对原油密度较大的Ng4层系采用蒸汽吞吐的方式。

3.1 优化注采井网,提高水驱控制程度 利用目前水井,围绕Ng1+2生产井建立注采井网;扶注水井 GDN5-11和GDN4-212,恢复 Ng1+2注水开发,停注水井 GDNB89X4,停 Ng3-4注水井,GDN5-11注入层位为 1+2)12,受效油井 GDN5-212;GDN4-212注入层位 (1+2)13,受效油井GDNGG16和 GDNB89-14。单元注采井网由不规则的面积注水演变为行列式注采井网。

3.2 转化开发方式,进一步提高采收率 南区渤 89块 Ng3-4曾经有 2口井进行过蒸汽吞吐,均取得了较好的效果,其中 GDN4-11进行过两个轮次的蒸汽吞吐,注蒸汽后初期产量可达 12t/d,周期累产油可达0.65万吨和0.47万吨;GDNB89-12曾进行过一个轮次的蒸汽吞吐,累产油0.21万吨,目前两口井均因不供液关井。

3.3 完善井网,提高井网控制程度 渤 89断块 Ng4砂层组储量动用程度差,GDN3-210井区的小层Ng42-4储量未动用。主力小层 Ng42-4无井控制,井网不完善,该区通过测井约束储层反演结果表明,油层厚度一般 6～12m,平均 7.6m。渤 89断块总地质储量 345×104t,主力小层 Ng42-4储量为 112×104t,累积产油仅为 6.71×104t,采出程度为 5.99%,Ng42-4小层剩余地质储量高达 105.6×104t。通过扶Ng3-4停产井 ,并逐步将 Ng3-4生产井转为吞吐井,在有潜力、井网不完善区域区实施扶停产井和钻零散井

4 开发指标

方案设计新井 10口,扶长停井 6口,大修井 1口,结合老井生产动态,设计新井单井日产油能力为 5.6t,长停井单井恢复产能 3.5t,年生产天数为 240天,新建年产油能力 1.6×104t,新增可采储量 50×104t,提高采收率 1.3%。

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[3]曾祥平.孤岛油田南区Ng3-6精细油藏描述及剩余油分布研究[D].中国海洋大学,2003

TE133+.2

A

1003-3467(2010)04-0072-02