鄂尔多斯盆地边底水油藏开发方案效果评价
——以东仁沟延10油层组为例

2016-06-17 09:11段景杰陈芳萍李春霞
非常规油气 2016年2期
关键词:效果评价

王 敏,段景杰,陈芳萍,李春霞

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安710075)



鄂尔多斯盆地边底水油藏开发方案效果评价
——以东仁沟延10油层组为例

王敏,段景杰,陈芳萍,李春霞

(陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院,陕西西安710075)

摘要:东仁沟油区延安组延10油藏为典型的构造—岩性油藏,储层物性好,边底水发育,但是开发效果较差,有必要进行注采结构调整。通过各种理论和经验公式确定了东仁沟油区延10油藏的合理注采井网为不规则反七点井网,根据储量平面分布、储量动用状况、累计采油量、含水率分布进行井网加密。合理井网密度为26口/km2,合理井距在208m左右,合理地层压力保持水平为10.77MPa,最小合理流动压力平均为5.04MPa,生产压差为7.6MPa,注采比可保持在1.1∶1,合理注采井数比为1.85∶1,合理采油速度为1.12%,采液速度为4.40%。在此基础上对该区开发方案进行了调整,并进行了20年开发期限的效果评价,预测结果显示,20年后单井日产油、累计产油量、采出程度均比方案调整前明显提高。

关键词:东仁沟油区;延10油层组;开发方案;效果评价

1 区域地质特征

东仁沟油区位于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西部(图1),构造特征整体表现为东高西低的单斜,局部发育低幅度隆起,形成了良好的构造—岩性圈闭。东仁沟油区延10油层组主要以河流相沉积为主,砂岩的平面展布主要受沉积相带的控制,总体上呈北东—南西方向展布[1-5]。东仁沟延10油层组自上而下可划分为延101和延102两个亚油组,其中延101孔隙度最大为15.92%,最小为8.12%,平均为12.36%,延102孔隙度最大为15.03%,最小为8.09,平均为12.17%,延10储层孔隙度、渗透率、含油饱和度、泥质含量的分布与砂体的展布具有很好的相关性。孔隙度、渗透率、饱和度、泥质含量等参数影响着储层的性质。

延101发育构造—岩性油藏,存在边水;延102发育底水油藏,含水面积大,但延101与延102间隔层发育良好,延102的底水不影响延101的油藏。

2 开发现状

东仁沟延10油层组的平均油层厚度为11.1m,地质储量为277.19×104t,含油面积为4.76km2,平均储量丰度是56.53×104t/km2。截至2011年6月,累计投产油井53口,累计产油58.07×104t,累计产水59.98×104m3,采出程度为20.95%,目前东仁沟延10油层组日产油70.7t,日产液213.63t,综合含水率为75%,平均单井日产油1.76t,平均单井日产液7.11t。

延10油层开发始于1999年,可划分为两个阶段:

(1)第一阶段(1999年10月—2001年11月),上产阶段。该阶段由最初5口油井提升到44口,月产油量持续上升,从初始的1934t上升到9725t,为开发布井阶段。

(2)第二阶段(2001年12月—目前),局部调整阶段。新井投入速度减慢,月产油量开始递减,递减至2121t左右。

综合分析认为,该区储层物性较好,但开发效果较差,目前难以维系稳产,有必要进行注采结构调整,改善开发效果。

3 东仁沟油区开发对策

3.1 开发技术指标分析

3.1.1 合理井网密度及合理井距分析

为了使东仁沟延10油层组有较高的经济效益,必须选择合理井网密度。合理井网密度是在现有开发条件下,达到储量损失最小、开发速度较高、稳产期较长和经济上允许的最高采收率时的井网密度。其“合理”是相对某一特定条件而言,当条件改变时,有可能失去原有的平衡而成为“不合理”。因此,在不同条件、不同时期,合理井网密度有不同的数值。而影响井网密度的主要因素有储层物性、流体流度及储量丰度等[6-8]。本次研究主要采用采油速度分析法、注水能力分析法和谢尔卡乔夫分析法来测算合理井网密度和井距(表1)。

表1 东仁沟延10油层组合理井网密度和井距测算表

综合表1各种方法计算结果,取接近平均值的谢尔卡乔夫分析法的计算结果,东仁沟延10油层组合理井网密度为 26口/km2,合理井距在208m左右,目前东仁沟延10油层组井网密度为10.11口/km2,平均井距为314.5m,说明井网密度没有达到合理值,有一定加密的空间,需要注水调整。

3.1.2 合理地层压力保持水平研究

合理的地层压力水平不仅可以取得较高的采收率,而且可降低注水开发的难度。地层压力过高,则要求注入压力高且注水设备具有高的承压能力,使注水工艺变得复杂;地层压力过低则油层内原油易大量脱气,出现三相流动,使地层原油的流动性变差,油藏天然能量损失大,不能形成足够的驱油压差,不利于提液和保证产液量,影响油田的采液速度和最终采收率。合理地层压力保持水平的研究方法主要有静水柱压力法、原油黏度法和物质平衡法3种方法[9],这3种方法的计算结果见表2。综合这3种方法研究结果,东仁沟延10油层组的合理地层压力保持水平取值为10.77MPa。

表2 东仁沟延10油层组合理地层压力保持水平表

3.1.3 油井合理流动压力界限研究

井底附近地层压力大于饱和压力时,随着井底流动压力的降低,油井产量随之增加;当井底附近地层压力低于饱和压力时,井底附近油层中原油脱气使油相渗透率降低,随着流动压力的降低,产量增长速度减慢。矿场系统试井资料表明:当流动压力降低到一定界限后,再降低流动压力,油井产量不但不再增加,而且还会减少。这一流动压力值作为油井合理流动压力的下限,称为油井的最低允许流动压力。井底压力低于该值后,原油脱气严重,严重影响油井生产能力的正常发挥[10]。

对于抽油机井,流动压力是指泵压加上泵口至油层中部深度的液柱压力。要确定抽油机井的合理流压,首先要确定合理泵口压力界限,因为泵口压力一经确定,在一定泵深、一定含水率条件下,泵口到油层中部深度的压力就是定值,即确定了油井合理流动压力。为了保证较高的产液量,必须保持较大的生产压差,流动压力在允许的范围内应尽可能降低。一般来说,流动压力不低于饱和压力的1/3为宜。

根据泵效与泵口压力关系的计算公式,计算出当含水率大于70%时的最小合理流动压力为1.04~8.98MPa,平均为5.04MPa。

3.1.4 合理生产压差

低渗透油田油井采油指数较小,尤其当油井见水后,其采液指数还会大幅度下降,产液量大幅度下降。要保持一定的产能,必须扩大生产压差,需要从两方面同时采取措施:一是恢复和保持较高的地层压力;二是降低流动压力;两方面措施目前均难度较大[11-13]。

试油结果和经验公式表明,为保持低渗透油藏油井持续稳定生产,油井的采油指数应为试油井的1/4左右,结合目前生产状况,计算出本区延10油层组合理生产压差在7.6MPa左右(表3)。

表3 东仁沟延10油层组合理生产压差计算结果表

3.1.5 合理注采比和注采井数比

油田注采比是水驱油藏注入水的地下体积与采出流体的地下体积之比,是油田年度配产配注的一项重要指标。合理注采比应随产液量变化而变化,满足地层压力恢复和保持合理水平的需要。理论上注采比保持在1左右便可保持地层压力稳定。油藏合理注采比可通过物质平衡方程法确定(表4)。

表4 不同含水率条件下合理注采比情况表

由于前期地层压降较大,需要进行压力恢复,阶段注采比应高于理论计算值。但注采比过高可能导致注水突进,使油井含水率上升过快,降低注水利用率,影响开发效果。动态分析表明,东仁沟延10油层组阶段注采比可保持在1.1∶1。

东仁沟延10油层组油井总数为44口,开井数为44口,注水井为9口,油水井数比为4.89∶1;当前含水率条件下实际油水井数比远大于合理值,有必要进行注采结构调整,增加注水井点,实现多井点低强度注水,使油井多向受效,提高水驱波及面积及储量动用程度。

合理注采井数比是指油藏开发总井数固定时,压力系统在合理界限之内、一定的注采压差条件下,可获得最高稳定产液量,充分发挥油水井生产能力的油水井数比。随着含水率的上升,产液能力和吸水能力按照油藏本身特有的规律发生变化,合理的注采井数比需随之调整。

根据合理注采比研究,东仁沟延10油层组注水井网不完善,注水量不足,造成地下亏空严重。为恢复地层能量,逐步达到合理的地层压力,注采比应高于理论预测值。在综合含水率为75%之后,注采比应逐步提高为1.1∶1以上。目前阶段注采比取1.1∶1,计算合理注采井数比为1.85∶1。

3.1.6 合理采油速度测算

东仁沟延10油层组储层有效渗透率为25mD,地层流动系数为85.88 mD·m /(MPa·s),油层厚度为11.1m, 合理采油速度取1.12%,采液速度为4.40%。

3.2 开发方案调整

本次调整注采开发方案不进行井网加密,只利用现有老的部署井,考虑补充地层能量,完善注采井网,改善开发效果。将部分老油井转为注水井,考虑包括停采井、停注井的综合利用,进行合理配产配注,形成注采结构调整方案。

根据技术政策调整方案,东仁沟延10油层组自2011年7月开始预测生产。 调整后共有油井50口,其中老井利用40口,上返井10口;注水井共有15口,其中老注水井9口,过路注水井1口,老油井转注5口。调整后油、水井数比为3.33∶1,注采比调整为1.1∶1,同时调整生产压差、采油速度至合理范围。在上述注采结构调整方案的基础上,根据储量平面分布、储量动用状况、累计采油量、含水率分布进行井网加密,并结合技术政策论证合理油水井数比。井网注采结构基本调整为不规则反七点法注采井网(图2)。

方案调整后油井平均单井控制地质储量为5.54×104t,平均单井控制可采储量为1.88×104t,平均单井控制剩余地质储量为3.66×104t,各项指标均高于经济极限值。考虑剩余油饱和度及剩余油潜力分布,日配产液400m3,平均单井日产液7.5m3,日配注水330m3,平均单井日注水22m3;采液速度为4.06%,初期采油速度为1.01%。

4 预测效果评价

目前井网注水井相对较少,外来能量补充不足,地下亏空严重,地层压力下降大,预测到2021年底,平均地层压力为1.4MPa,油井生产驱动压力较小,产液量低;到2031年底,东仁沟油区延10油层组日产液1.6m3,平均单井日产油只有0.04t,采液速度只有1.017%,采油速度为0.0254%,采出程度为26.5%。

按照注水开发方式,对新调整方案进行20年开发指标预测(表5)。2011年7月建立注采系统,单井平均日产油2t。参考类似油田注水开发递减规律,20年后单井日产油0.34t,累计产油92.21×104t,采出程度达到33.29%,比方案调整前明显提高(图3)。

表5 东仁沟延10油层组方案调整后开发指标预测表

注:油井50口,注水井15口,单井日注水22m3。

5 结束语

(1)东仁沟油区延安组延10油层组发育构造—岩性油藏,储层物性较好,但开发效果较差,必须进行井网调整。

(2)东仁沟延10油层组合理井网为不规则反七点法井网,合理井网密度为26口/km2,合理井距在208m左右,合理地层压力保持水平为10.77MPa,最小合理流动压力平均为5.04MPa,生产压差为7.6MPa,注采比可保持在1.1∶1,合理注采井数比为1.85∶1,合理采油速度为1.12%,采液速度为4.40%;在此基础上对该区开发方案进行了调整。

(3)东仁沟油区开发方案调整后,对20年后的开发指标进行了预测,其采出程度、单井日产油均明显高于原方案。

参考文献

[1]李道品. 低渗透油田高效开发决策论[M]. 北京: 石油工业出版社, 2003.

[2]赵重远,刘池阳. 华北克拉通沉积盆地形成与演化及其油气赋存[M]. 西安:西北大学出版社,1990:35-50.

[3]陈元千. 油气藏工程实用方法[M]. 北京:石油工业出版社,1998.

[4]王道富,张明禄,史成恩,等. 鄂尔多斯盆地中生界石油滚动勘探开发技术[J].中国石油勘探,2001,6(4):82-88.

[5]王道富,付金华,雷启鸿,等. 鄂尔多斯盆地低渗透油气田勘探开发技术与展望[J]. 岩性油气藏,2007,19(3):127-130.

[6]刘子良,魏兆胜,陈文龙,等. 裂缝性低渗透砂岩油田合理注采井网[J]. 石油勘探与开发,2003,30(4):85-88.

[7]郭龙. 曲堤复杂断块油田的特点及开发技术政策研究[J].特种油气藏,2003,10(3):65-70.

[8]金绍臣, 张斌,马志鑫,等.靖安油田盘古梁区长6油藏高效开发配套技术研究[J]. 石油天然气学报(江汉石油学院学报),2009,31(5):361-363.

[9]毛文静. 低渗透油藏井网优化及开发技术政策研究[J]. 四川地质学报,2013,33(4):399-403.

[10]巢华庆. 大庆低渗透油田开发技术与实践[J]. 大庆石油地质与开发,2000,19(5):1-4.

[11]陈志军. 雷64块巨厚块状稀油油藏高效开发实践[J]. 石油地质与工程,2011,25(5):70-73.

[12]李晓林.深层巨厚块状低渗透油藏注水开发技术与实践[J]. 特种油气藏,2006,11(6):102 -103.

[13]许宁. 巨厚块状砂砾岩底水油藏合理注采井网[J]. 特种油气藏,2004,11(6):52 -53.

Effect Evaluation of Edge-bottom Water Reservoir in Ordos Basin——A Case Study of Yan 10 Play in Dongrengou Oilfield

Wang Min, Duan Jingjie, Chen Fangping, Li Chunxia

(ResearchInstituteofShaanxiYanchangOil(Group)Co.,Ltd.,Xi’an,Shaanxi710075,China)

Abstract:Yan 10 reservoir of Yan’an Formation in Dongrengou Oilfield is a structural-lithologic reservoir of good physical property and edge-bottom water development. But the development effect is poorer, so it is necessary to carry out injection-production structural adjustment. Through a variety of theoretical and empirical formula, it was determined that the reasonable injection-production well pattern of Yan 10 in Dongrengou Oilfield is anti-seven point, and plane distribution of reserves, reserves producing degree, cumulative oil production and water content distribution were employed to infill well pattern. Reasonable well spacing density is 26 per square kilometer, reasonable well spacing is 208 m or so, reasonable formation pressure is 10.77 MPa, rational flow of minimum average pressure is 5.04 MPa, production pressure differential is 7.6 MPa, injection-production ratio remains at 1.1∶1, reasonable injection-production well ratio is 1.85∶1, reasonable oil recovery rate is 1.12%, and liquid production rate is 4.40%. On this basis, we adjusted the development plan of this area, and evaluated the effect of the 20 year development period. Prediction results showed that the output of the single well, the cumulative oil production and the recovery degree 20 years later would be significantly improved by the scheme.

Key words:Dongrengou Oilfield; Yan 10; development plan; effect evaluation

第一作者简介:王敏(1982年生),女,硕士,工程师,现主要从事油田开发类工作。邮箱:598319000@qq.com。

中图分类号:TE323

文献标识码:A

猜你喜欢
效果评价
基于互联网微信平台的脊柱结核患者健康教育效果评价
不同剂型美托洛尔治疗慢性心力衰竭的效果评价
Fs866断层注浆效果评价
多传感器图像融合技术
社区医生与二级综合医院专科联动模式对高血压患者管理的效果评价
120例糖尿病患者社区护理干预效果评价
肝脏射频消融术应用全面细致化护理的效果评价
精细化管理应用于医院病案管理中的效果评价
基于网络媒介的中医药信息传播效果研究