高含水期油藏剩余油分布规律及调整措施评价——以尕斯库勒油藏为例

杨 锋,王新海 (油气资源与勘探技术教育部重点实验室(长江大学),湖北荆州434023)

刘 洪,陈 岩

李中全,贾正兴 (塔里木油田分公司生产运行处,新疆库尔勒841000)

尕斯库勒油田含油构造是1958年地震勘探发现的潜伏1号构造,油藏为一构造完整、轴向近南北的背斜构造,南北长约 12km,宽约 4km。构造轴部较平坦,两翼不对称,西陡东缓。闭合面积39km2,闭合高度400m。截止2009年12月底,油藏共有油水井292口,其中油井190口,开井149口,水井102口,开井93口,年产油31.9×104t,年产水87.74×104m3。采油速度0.82%,年注采比1.55。油藏累积产油1525.75×104t,累积产水924.8×104m3,累积注水3276.7×104m3,采出程度39.4%。

1 模型的建立

2)流体模型的建立 首先确定模拟油藏流体类型,研究区油藏属不带气顶但含有溶解气驱的黑油模型。油藏参数具体取值见表1。

3)动态模型的建立 截止2009年12月,研究区共有生产井292口,其中注水井102口。由于油藏砂层组厚度大,建模时分为3个开发层系进行开发,北区构造主体部位分2套开发层系Ⅰ+Ⅱ和Ⅲ+Ⅳ;北区边部和南区为一套开发层系Ⅰ～Ⅳ。首先由数值模拟软件自动计算完井数据,再根据现场实际完井情况逐井逐层修正,建立292口井的生产历史模型,并考虑各井的措施情况对完井进行处理。

表1 油藏参数值

2 历史拟合

目前数模软件的运行流程是运用油水井的生产历史、动态监测等资料,通过油藏的生产历史拟合来修正地质模型,最终用储量、压力、产量和含水率的拟合程度来评价模型的可信度[1]。该次地质储量拟合结果与容积法计算的地质储量十分接近,相对误差仅为0.13%。单井历史拟合以定产油量建立模型,先拟合全区及单井产油量,最后拟合全区及单井产水量,确保总的产液情况与实际相符[2]。在该油藏中,由于油水关系复杂,储集层非均质性强,在相关参数合理调整范围内,使模拟结果满足精度要求,对拟合精度不高的井,考虑地质分层的正确性,进行合理的、依据充分的地质模型修改。

通过对全区产能情况的分析,考虑了注采井的能力,对研究区各单井的含水率、产量进行了历史拟合,拟合效果良好。

Eclipse数模软件主要是运用油水井的生产历史、动态监测等资料,通过油藏的生产历史拟合来修正地质模型,最终用储量、压力、产水量和含水率的拟合程度来评价模型的可信度[1]。油藏地质模型拟合储量为3882.66×104t,与容积法计算的地质储量3877.7×104t基本一致,相对误差仅0.13%。单井历史拟合以定产油量建立模型,先拟合全区及单井产油量,最后拟合全区及单井产水量,确保总的产液情况与实际相符[2],油藏储集层非均质性强,油水关系复杂,通过合理调整相关参数,使模拟结果满足精度要求,对拟合精度不高的井,考虑地质分层的正确性,进行依据充分的地质模型修改,最终单井拟合成功率达到70%以上,拟合效果良好。

3 剩余油分布规律

S1-6a主力小层储层砂体主要由河口砂坝+席状砂组成,其次为远端砂坝。小层中部和南部注采完善 (图1),储量水驱动用程度高,油层已大面积水淹,剩余油以层内的形式存在,这类剩余油用常规的调整手段如调剖和改变液流方向难以挖潜,应用注聚合物、混相驱、活性剂驱等三次采油方法效果最好,但在实施前需要进行室内试验,取得有关参数;西北部注水井点少,注采系统不完善,储量动用差,剩余油呈连片分布,这类剩余油可通过加密调整和注采完善的方式挖潜[3,4]。

S4-1非主力小层油砂体主要集中在研究区北部,且多数分布在注水井外缘,井网完善程度低,形成了连片分布剩余油 (图2)。非主力小层往往因储层物性差不能水驱动用,这类剩余油可采取完善注采系统、井网重组或分层注水的方式,提高差层吸水量来挖潜剩余油潜力。

4 剩余油分布定量评价

图1 油藏S1-6a小层剩余油分布图

图2 油藏S4-1小层剩余油分布图

1)剩余储量分布评价 通过油藏数值模拟,得到35个小层的采出程度以及剩余可采储量。全区剩余可采储量365.14×104t,占地质储量的9.42%。小层中剩余可采储量大于20×104t的有5层,其中主力层占4层,是剩余可采储量的富集层,可以通过完善注采井网,来提高主力层的动用程度。S4-1作为非主力层,剩余可采储量21.05×104t,其采出程度为32.45%,可以作为主要潜力层来调整挖潜。介于 (10～20)×104t的有10层,可以通过补孔来增加剩余油的动用。

2)小层剩余油分级特征 通过三维地质建模的饱和度模型,结合每个小层的剩余油分布状况,计算得到小层剩余油的分级分布特征,油藏中含油饱和度大于40%的储量占总剩余储量的62.16%,其中大于60%的易采储量有368.5×104t,占总剩余储量的15.47%,可为后续的开发提供较好的储量基础。在纵向上,主要剩余油还是分布在S1-4、S1-6、S4-4及S4-5等主力层系上,因此对油藏主力层系采取增产措施仍是剩余油挖潜的主要调整方向。

5 调整措施效果评价

图3 调整方案年产油量预测对比图

根据剩余油的分布规律,结合研究区油藏的实际生产现状,优选了开发调整方案:①针对注采不完善区高含水油井实施转注。其中Ⅰ-Ⅳ层系转注8口,分别为跃16-27井、跃检2井、跃11-25井、跃试3井、跃12-31井、跃9-39井、跃14-11井、跃16-11井;Ⅰ+Ⅱ层系转注6口,分别为跃9-7井、跃17井、跃8-17井、跃2-13井、跃新3-5井、跃新4-6井;Ⅲ+Ⅳ层系转注1口,为跃9-37井。②油井堵水14井次。针对高含水的主力小层,由于大孔道业已形成,注入水优势运移通道已成为产水主因,只有封堵这类小层,才能达到有效控水目标。③针对未射开小层实施补孔10井次。④油藏整体上井网已相对较密,但从精细地质研究结果看,还有许多小型油砂体并未得到很好控制,成为剩余油富集区,针对不完善的油砂体,采用局部加密,完善注采对应关系的思路,在剩余油相对富集区新钻加密井,提高油砂体的动用程度,方案设计加密跃3-362井和跃1-23井两口油井。通过对比调整方案实施前后的模拟计算结果可以看出,经过加密、转注、堵水及补孔等措施后,15年累产油增加39.95×104t,采出程度提高1.03%,说明此调整方案具有良好效果,可以作为参考实施方案进行调整。

图4 调整方案采出程度预测对比图

6 结 语

[1]韩大匡,陈钦雷,闫存章.油藏数值模拟基础[M].北京:石油工业出版社,1999.

[2]郭立波,王新海,李治平,等.LDQ克拉玛依组油层数值模拟与开采方案调整 [J].油气田地面工程,2010,29(3):18～20.

[3]聂光华,高纯福.油藏数值模拟在油田开发调整中的应用——八面河油田面4区面 3块开发调整方案研究[J].石油天然气学报,2006,28(4):324～326.

[4]郑爱玲,王新海.复杂断块油砂体剩余油分布半定量评价技术[J].石油天然气学报,2010,32(6):127～130.