孔店油田含水上升规律及剩余油挖潜措施

谭 龙,林承焰,王春伟,张鸿剑

(中国石油大学(华东)地球科学与技术学院,山东青岛 266580)

孔店油田含水上升规律及剩余油挖潜措施

谭 龙,林承焰,王春伟,张鸿剑

(中国石油大学(华东)地球科学与技术学院,山东青岛 266580)

针对孔店油田馆陶组油水同层油藏的开发特征,采用油藏工程动态分析法研究孔店油田的含水上升规律,以期改善开发效果。同时利用油藏数值模拟,研究单砂体剩余油分布控制因素、分布规律及相应挖潜措施。结果表明:通过准确预测剩余油富集区,完善注采井网,高粘度稠油区部署热采井,采油井采取放大生产压差提液、卡层堵水等措施可以有效动用油水同层油藏剩余油。

油水同层;含水上升规律;剩余油;挖潜

孔店油田位于河北省黄骅县孔店村境内,构造位置在孔店凸起构造带的东北坡,油层埋藏深度1 206.8～1 434.8 m,油田于1975年10月以400 m井距正方形井网投入开发,1979年投入注水开发。孔店油田为层状构造油藏,馆陶组三个油组均有不同程度的含油,主要是NgⅡ油组和NgⅢ油组,其次为NgⅠ油组,孔店油田原油密度高,平均为0.966 g/cm3,地下原油粘度72.09 mPa·s,地面为1 054.46 m Pa·s,孔隙度为33%,渗透率为2 212.5 md,油藏类型为中高渗疏松砂岩稠油油藏。

1 油田开发的潜力和难度

研究表明当油田进入开发中后期,表现为高含水、高采出程度和剩余油高度分散的“三高”特征,但地下仍分布有大量的剩余油。在高含水区寻找含水率相对较低的剩余油分布区,挖掘剩余油潜力,继续保持老油田的稳产,这是油田开发地质工作者面临的一个十分重要的课题[1]。

孔店油田研究区于1975年开始投产,目前综合含水率93.5%,由于注采不合理、区域性原油物性差异大,造成北断块地质储量采出程度达39.21%,南断块仅为12.2%,目前油田含水上升率0.1%,采油速度仅为0.49%,同时注水对开发效果的改善作用不理想,挖潜难度大是目前的突出问题。

2 含水上升规律研究

相对渗透率曲线资料是油藏工程和油藏数值模拟工程计算工作中的重要参数[2]。通过实际含水率与相渗计算的理论含水率的对比分析发现,研究区实际的含水率要远大于相渗计算的理论含水率,开发效果差。原因是在生产初期,对于油藏性质认识不清,孔店油田的开采特点为:开发初期由于地层自由水的存在,没有无水采油期,油井投产全面见水,早期含水上升快,晚期含水上升缓慢,随着含水上升采油速度降低,特高含水期为主要采油期,这符合孔店油田近40年的开发规律(见图1)。

通过相渗曲线取得的含水率与含水饱和度关系曲线(见图2)可以求出,束缚水饱和度为24.9%,残余油饱和度为28.7%,初始含水饱和度为40%,储层含有15.1%的可动水。实际生产资料显示,区域内构造高低部位累积产水量均较高,产油量相对较少,无明显差异,采油井投产时便高含水(平均含水55.2%),初期含水上升率7.68%,没有无水采油期。

图1 含水率与采出程度关系曲线Fig.1 Relationship between water content andrecovery percent of reserves

图2 含水率与含水饱和度关系曲线Fig.2 Relationship between water contentand water saturation

研究区油水同层发育,没有明显油水界限,统计工区内油水同层地质储量占总储量的39%,这是由于孔店油田构造幅度低(2°～3°),闭合高度小,河流相砂体展布在研究区大面积连片分布,同时由于原油密度、油水粘度比高,造成了油藏油水分异性差、油藏原始含水饱和度高、富含大量可动水。

3 高含水期剩余油影响因素及分布

在高含水后期和特高含水期,地下剩余油呈“整体高度分散、局部相对富集”的分布格局,准确预测油层中剩余油、特别是其富集部位的分布状态,将是高含水油田进行井网调整挖潜、提高注水采收率的基础和关键[3]。

3.1 影响因素

(1)区域原油物性差异 孔店油田馆陶组油层油稠、密度高,原油粘度是影响浅薄层稠油油藏开发效果的主控因素之一[4],水驱油实验研究也表明,由于原油粘度、密度差异,油稠、密度高的水驱替油过程不稳定,容易造成指进和水驱死油区,残余油饱和度高[5]。同时原油粘度是影响油田含水率上升规律的主要因素,常规水驱油田开发过程中,原油粘度随含水率上升而不断升高[6]。区域上孔店油田北断块地面原油粘度916.8 mPa·s,地下原油粘度64.5 mPa·s,南断块地面原油粘度2 069.9 mPa·s,地下原油粘度157 mPa·s;垂向上NgⅠ地面原油粘度3 166.2 mPa·s,NgⅡ是1 786.0 mPa·s,NgⅢ是1 549.0 mPa·s;监测数据显示孔1017井、孔1064井在注水开发过程中原油粘度增加了300～400 mPa·s。

(2)储层非均质性 平面上对于馆陶组河流相砂体,受河道迁移交切的影响,以及孔店油田处于特高含水开发阶段,经过长期的强化注水开发,油藏储层孔隙结构变化剧烈,形成次生大孔道[7],这些因素导致了平面非均质性严重。注水开发过程会加剧储集层孔隙结构的非均质程度,注入水易沿主流线推进,分流线附近波及较弱,驱油效率低,剩余油富集[7]。研究区内单砂体部位注水井孔1031与采油井孔1030之间在NgⅡ3-2层存在高渗层,渗透率为4 271.43 md;采油井孔1022的生产层位也是NgⅡ3-2层,与注水井孔1031之间存在对应层位,但这两口井之间还未形成高渗层,注水不受效。目前孔1030累积产油1.58×104t,含水率96.2%,剩余油饱和度为39.6%,孔1022累积产油0.13×104t,含水率91.3%,剩余油饱和度55.2%,仍有大量剩余油。通过油藏数值模拟定量化研究,注水井孔1029-1与采油井孔1024之间存在高渗带,注水优先波及,与之相对的注水井孔1029-1和采油井孔1029之间由于渗透率低,注水波及弱,剩余油富集(见图3)。

图3 剩余油饱和度平面分布Fig.3 Residual oil saturation horizontal distribution

垂向上,对于以辫状河砂体占主导地位的馆陶组油藏,其层内渗透性主要表现为层内差异较小的块状韵率[8],受沉积正韵律及注入水的重力作用影响,厚油层上部注水波及较弱,剩余油富集。研究区主力单砂体油层上部剩余油饱和度41.7%,下部为21.1%,相差20.6%。

(3)注采井网不完善 研究发现,孔店地区主力油层射孔动用状况低,南、北断块射孔动用程度分别为26.04%和34.57%,同时注采对应状况较差,注采对应率为41.5%,由于研究区发育多个主力含油单砂体,这造成了区块内分布有大量有注无采和有采无注的剩余油层。自1979年1月开始注水补充地层能量,目前注采井数比为1∶2.4,研究区块内、外部井网分布差异较大,内部注采井数比为1∶3.2,井网密度为28口/km2,平均井距为189 m,采油井对子井多,采用不规则点状注水的开采方式;外部注采井数比为1∶1.8,井网密度为14口/km2,平均井距为265 m,采用边部注水的开采方式。

研究区内向注水井孔1029-1注入示踪剂,注采对应监测井孔1028、孔1024-3以及孔1029,在监测期间未见到所注示踪剂,是由于三井均与注水井孔1029-1之间没有对应层位,且注入水没有发生窜流现象。注水井孔1029-1的注入水向见示踪剂井孔31的推进速度为3.01 m/d,向见示踪剂井孔1024的推进速度为2.15 m/d。生产结果显示孔31累积产油量10.38×104t,孔1024累积油量6.68×104t;孔1028累积产油量3.16×104t,剩余油富集(见图4)。

图4 辫状河单砂体展布形态Fig.4 Distribution of braided river single sand body

3.2 剩余油分布规律

针对近40年油田开发历程与地下油水分布复杂的特点,采用开发动态分析法、油藏数值模拟法相结合的方式研究剩余油分布[9]。

纵向上受射孔动用状况控制,NgⅠ射孔动用程度9.93%,目前采出程度仅为0.59%,基本未动用, NgⅡ、NgⅢ射孔动用程度分别为49.91%、21.61%,未动用厚度分别为342.6 m,584.5 m,剩余油潜力大。通过油藏工程动态分析、油藏数值模拟研究单砂体剩余油分布统计(见表1),主力单砂体NgⅡ-1-1、NgⅡ-2-2、NgⅡ-3-2、NgⅢ-2-1剩余可采储量丰富,占全区剩余可采储量的74.2%,潜力较大。

表1 孔店油田南断块单砂层剩余油统计Table 1 Residual oil statistical table of Kongdian oil field south fault block single sand layer

平面上,受孔店地区主力油层砂体大面积连片分布、区域原油粘度差异影响,根据油藏数值模拟结果,研究区目前有6个砂体由于未动用、调层、新井投产等原因动用程度低或未动用,剩余地质储量占工区总剩余储量的9.2%,平均含油饱和度51.1%;其次是油水井间、河道边部、两条河道交切渗流变差区域,剩余地质储量占工区总剩余储量的14.1%,平均含油饱和度46.8%;最后,剩余油最富集的是靠近断层边角、构造高部位井网控制差的区域,剩余地质储量占工区总剩余储量的18.7%,平均含油饱和度为47.7%。

4 挖潜对策

4.1 注水效果及井网调整

针对孔店地区油水同层油藏,剩余油集中在富集断层附近,北断块采取了边部线状注水井网,对区块孔1015-1井2010年和2012年两次测试碳氧比,结果表明NgⅡ-3砂体内部随着注水量的增加,水淹强度向上扩散,由全层中水淹发展为层内上部中水淹,下部高水淹,含油饱和度由31.8%增加到32.8%,实际生产状况显示自2010年后产量稳步增加(月产油169.5 t)、含水稳定(97.87%),表明受水驱控制,剩余油重新运移,采油速度保持平稳(见图5)。

图5 孔1015-1井生产曲线Fig.5 Production of 1015-1 well

鉴于北断块的开发经验,结合含水上升规律研究与油藏工程研究,南断块剩余油大量富集于断层附近井网难以控制的部位,注采不合理,将原来不规则点状、线状注水调整为边部线状注水,中部点状注水,提高水驱控制程度8.9%。室内及矿场实验表明,不稳定注水技术能够很好地改善油层水驱效果,提高波及系数和油藏最终采水率[10]。调整南断块部分井区为不稳定注水方式。

4.2 提液

放大生产压差不仅提高了地下液流的流速,而且促使一些位于低渗透层(或区段)的原油克服启动压力开始流动,同时可以削弱重力的不利影响,从而改善开发效果,提高油藏采收率[11]。孔店油田馆陶组一方面由于研究区油水粘度比大,通过计算无因次采液/采油指数(Jl/Jo,见图6),可以看出在低含水期无因次采液指数随含水率增加变化较小,而在中高含水期无因次采液指数随含水率增加而迅速增大,即在含水率达到0.8以后无因次采液指数快速上升且无因次采油指数下降;另一方面由于油田投产初期含水已高达52%,需要增加排液量来弥补由于含水升高而损失的油量,因此可以通过放大生产压差提液有效动用油水同层剩余油。对油水同层12口油井实施提液措施,结果显示,平均单井日增液264.1 t,日增油19.4 t,含水上升率下降9.7%,效果显著。

图6 无因次采液/采油指数曲线Fig.6 Zero dimension liquid and oil productivity index

4.3 卡层堵水

由于研究区对具有不同渗流能力的储集层进行合层开采,多个单砂体合采的油井占70%以上,导致了物性好、渗流能力强的油层动用程度、水淹程度高,剩余油分布少;物性差、渗流能力差的油层的动用程度、水淹程度低,剩余油富集。表2列举的北断块两口油井在单砂体合层开采时含水特高,日产油能力低,在孔店油田先期防砂工艺的广泛应用大大减少了地层出砂的影响的基础上[12],将高渗层卡堵后,日油水平增长了近3倍,含水也有明显下降,措施效果明显。

表2 卡层堵水开发效果Table 2 Blocked layer plugging water developing effect

4.4 开采方式

由于区域、纵向上地下原油粘度的差异,南断块地下原油粘度是北断块的2.4倍,NgⅠ地下原油粘度是其他主力层的2～3倍,NgⅡ、NgⅢ原油粘度具有由南向北部断层逐渐增大的趋势,地下原油粘度114～200 mPa·s,为普通稠油油藏。热采是有效稠油的方法之一[13],2004年对高黏低凝稠油井(孔102井)实施蒸汽吞吐施工实验,累积生产195天,平均日产油量1.65 t。针对研究区剩余油分布特征,划分具体的热采井区域、层位试验开采。

5 结论

(1)孔店油田的含水上升规律主要为没有无水采油期,油井投产见水,早期含水上升快,晚期含水上升慢,特高含水期为主要采油期,这符合稠油、同层油藏的开发规律。

(2)孔店地区油层砂体大面积连片分布,垂向上分布于渗流能力差的厚油层上部,平面上主要富集区在断层附近井网难以控制的部位、断块的高部位、微构造起伏的高部位、井间的分流线部位,注采系统本身不完善、井网注采砂体配置不良遗留了一部分剩余油。

(3)针对特高含水期稠油油藏开发特征,将不规则线状、点状单砂体注水井网调整为较为规则的边部线状注水井网,采油井采取放大生产压差提液,合采油井卡封高渗层,生产剩余油富集的低水淹层,针对原油粘度大的区域、储集层划分热采井区,实施蒸汽吞吐开采。

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Water Cut Rising Rules And Remaining Oil Potential Tapping Measures of Kongdian Oil Field

Tan Long,Lin Chengyan,Wang Chunwei,Zhang Hongjian
(School of Geosciences,China University of Petroleum,Qingdao266580,China)

Aiming at development characteristics of Guantao group oil-water same layer oil deposit of Kongdian oil field,it has important effect for improving developing effect to study water cut rising rules of Kongdian oil field with oil deposit engineer dynamics analysis,and we study controlling factors,distribution rules and corresponding potential-tapping measures of single-sand body residual-oil distribution by oil deposit numerical simulation.The result shows that by measures of exactly predicting residual oil enrichment region,perfecting injection-production pattern,arranging thermal production well in high viscosity thickened oil and enlarging production pressure drop and liquid extracting,blocked layer plugging water,the residual oil in the same oil deposit layer containing oil and water can be employed effectively.

Same layer with oil and water;Water cut rising rules;Residual oil;Potential tapping

TE348

:A

:1004-0366(2016)05-0065-05

2016-03-04;

:2016-04-11.

国家科技重大专项“复杂油气藏精细表征及剩余油分布预测”(2011ZX05009-003).

谭龙(1988-),男,山西代县人,硕士研究生,研究方向为油气藏开发地质.E-mail:291881465＠163.com.

Tan Long,Lin Chengyan,Wang Chunwei,et al.Water Cut Rising Rules And Remaining Oil Potential Tapping Measures of Kongdian Oil Field[J].Journal of Gansu Sciences,2016,28(5):65-69.[谭龙,林承焰,王春伟,等.孔店油田含水上升规律及剩余油挖潜措施[J].甘肃科学学报,2016,28(5):65-69.]

10.16468/j.cnkii.ssn1004-0366.2016.05.016.