南八仙油田試注水效果評價及改善開發(fā)效果調(diào)整

楊銀山 陳浩軍

(1.中國石油青海油田公司冷湖油田管理處 甘肅敦煌) (2.中國石油測井有限責任公司長慶事業(yè)部 陜西 高陵)

南八仙油田試注水效果評價及改善開發(fā)效果調(diào)整

楊銀山1陳浩軍2

(1.中國石油青海油田公司冷湖油田管理處 甘肅敦煌) (2.中國石油測井有限責任公司長慶事業(yè)部 陜西 高陵)

以地質(zhì)研究為基礎,開展南八仙油田N22、N12、N1主要層段試注水效果評價,通過對主力區(qū)塊試注水井影響注水因素分析,揭示注水開發(fā)過程中存在的主要問題,通過油藏合理的經(jīng)濟方案指標計算,結(jié)合油藏潛力評價,提出了改善油田開發(fā)效果調(diào)整意見。

試注水;效果評價;改善;調(diào)整

0 引 言

南八仙油田勘探開發(fā)簡況:1955年發(fā)現(xiàn)了南八仙構(gòu)造,并在N22層段獲得工業(yè)油氣流,從而發(fā)現(xiàn)了南八仙油田。1999年開始大規(guī)模原油試采,2001年10月開始天然氣試采,2005年開始先后對7口井試注水。截止2010年12月底,南八仙油氣田已鉆井96口,其中投入試采井73口。

1 地質(zhì)特征

自中生代末以來,研究區(qū)基本上處于沉降、沉積階段,除了基底與中生界、中生界與路樂河組、路樂河組與干柴溝組、油砂山與獅子溝組、獅子溝組與七個泉組之間存在明顯的不整合外,其它地層之間基本為連續(xù)沉積,主要為一套陸相碎屑沉積地層。南八仙地區(qū)的地層除基底外共劃分出8個地層組。侏羅系小煤溝組、古-新近系的路樂河組、下干柴溝組、上干柴溝組、下油砂山組、上油砂山組、獅子溝組和第四系的七個泉組[1]。

2 油藏試注水效果評價

南八仙油藏從2005年開始先后在主力產(chǎn)油區(qū)投轉(zhuǎn)注水井7口,通過注采分析,有以下幾點認識。

2.1 試注水井吸水能力強,吸水狀況基本穩(wěn)定

油田注水開發(fā)初期,為了滿足水井配注要求,將注水井井口注水壓力由初期的11.6 MPa上提到14.7 MPa,日注水量基本保持在30 m3/d左右,視米吸水指數(shù)由0.34 m3/d.MPa.m下降到0.24 m3/d.MPa.m。通過5年多的試注水工作,目前的7口注水井中只有5口井能夠正常注水,2口井由于注水壓力逐漸升高而注不進去水。通過分析,儲層物性差是導致仙13、仙中13井注不進水的主要原因。

2.2 受儲層物性影響,層間吸水差異大

對比7口井的試注水層段物性參數(shù),兩口關停井仙13、仙中13井射孔段滲透率均在10 mD以下,而其余5口正常注水井平均在20 mD以上。通過測井資料表明,南八仙油藏縱向砂體層數(shù)多,砂體間物性差異大,因此導致注水過程中的層間吸水差異大。圖1是仙中8井吸水剖面圖,圖2是仙105井吸水剖面圖。如仙中8井試注水的Ⅱ-4-3和Ⅱ-4-7,儲層滲透率分別為73.99mD、12.29 mD;通過吸水剖面測試發(fā)現(xiàn),Ⅱ-4-3小層吸水性好,Ⅱ-4-7小層吸水性較差。同時注水井隨著注入時間的延長,注水壓力逐漸升高,小層吸水性明顯下降,如仙105井隨著注水時間延長,物性最差的Ⅱ-6-8小層逐漸不吸水。

圖1 仙中8井吸水剖面

2.3 井間連通性差,導致注水不見效

南八仙油田由于受到斷層復雜化作用,儲層連通性變差,通過壓力監(jiān)測和干擾試井,部分注水井和受益井之間有斷層存在,基本處于不連通的狀態(tài)[2];目前的

圖2 仙105井吸水剖面

5口正常注水井有3口通過干擾試井表明,注入層位與周圍生產(chǎn)井不連通,導致注水井組見效慢或者注水不見效。正常注水井對應油井產(chǎn)狀變化見表1。

2.4 流體相態(tài)轉(zhuǎn)化、氣體反凝析產(chǎn)生儲層傷害,導致注水不見效

通過對南八仙油田高壓物性取樣分析,南八仙油田屬于凝析油氣藏。對于凝析氣而言,隨著地層壓力的降低,氣體反凝析析出凝析油[3],由于凝析油數(shù)量較小難以形成連續(xù)相流動,傾向于以分散相分布于孔隙吼道處,造成地層滲透率降低,而油和氣體流度的差異,導致氣體更加易于產(chǎn)出,表現(xiàn)為注水難以受效。

表1 正常注水井對應油井產(chǎn)狀變化表

3 存在的主要問題

3.1 層間、井間開采差異大,產(chǎn)液結(jié)構(gòu)不合理

南八仙油田先后投入試采井73口,年產(chǎn)油3.3×104t,采油速度0.3%,累計采出原油31.44×104t,綜合含水39.9%,采出程度2.81%。為主產(chǎn)層,年產(chǎn)油占全油田的76.2%,N1年產(chǎn)油25.8%,目前儲量沒有動用。

通過幾年的開發(fā)試驗,南八仙油田單井產(chǎn)液結(jié)構(gòu)兩極分化嚴重,低產(chǎn)低效井及產(chǎn)量大于2 t/d油井各占1/3,井間開采差異大。單井產(chǎn)量大于2 t/d的油井主要集中在油田構(gòu)造的東西的仙3、仙8區(qū)塊。

南八仙油田單井產(chǎn)狀分級柱狀圖如圖3所示。

圖3 南八仙油田單井產(chǎn)狀分級柱狀圖

3.2 地層能量不足,地層壓力保持水平低

南八仙油田淺層天然能量包括邊底水驅(qū)動能量、彈性驅(qū)動能量、溶解氣驅(qū)能量和重力驅(qū)能量。由于構(gòu)造平緩重力驅(qū)采油速度很小,采收率低可忽略不計,本次主要分析前三種能量。采用零維模型計算彈性驅(qū)采收率公式:Boi/Bb

計算結(jié)果見表3,由于地飽壓差小,彈性采收率低,僅為1.9%。

溶解氣驅(qū)采收率采用經(jīng)驗公式計算:

表3 南八仙油田彈性采收率計算

計算結(jié)果見表4,溶解氣采收率為10.7%。

表4 南八仙油田溶解氣驅(qū)采收率計算

對于邊底水驅(qū)動能量評價,本次采用了三種方法。

1)首先采用容積法:Vw=100ΦAH-Vo計算了水油體積比為1630.4,反映南八仙油田水體較大。

2)采用穩(wěn)態(tài)流法計算水油體積比為97.8,說明水體具有一定的驅(qū)動能量。

3)非穩(wěn)態(tài)流法:We=Br∑ΔPeQ(tD,rD)計算了水侵速度與采液速度之間關系,二者比值基本在1.5左右,說明南八仙油田水體較大,具有一定的邊底水驅(qū)動能量。但受斷層封閉作用影響,需要補充能量。目前平均地層壓力系數(shù)0.75,主產(chǎn)區(qū)仙8壓力保持水平低,南北兩翼壓力保持水平高。

3.3 油層連通程度低,目前井網(wǎng)適應性差

根據(jù)研究對比發(fā)現(xiàn),南八仙油田砂體連通率最高的只有46.1%,最低的在20%～30%,個別小層砂體不發(fā)育,沒有井控制。全油田連通率為29.8%,其中單向連通占97%,雙向連通只有3%,說明目前井網(wǎng)對砂體控制程度很低[4]。

4 改善開發(fā)效果治理意見

在油砂體及剩余油研究基礎上,依靠整體或局部加密,結(jié)合注采關系調(diào)整,充分考慮加密井與原井網(wǎng)協(xié)調(diào)關系。配套相應措施,最大限度動用地質(zhì)儲量,提高采油速度及最終采收率,從根本上改善油藏開發(fā)效果,實現(xiàn)經(jīng)濟合理開發(fā)。

合理中網(wǎng)密度是盈利最大時的井網(wǎng)密度,極限井網(wǎng)密度是盈利為零時的井網(wǎng)密度[5]。根據(jù)極限井網(wǎng)密度計算在油價為40美元/桶條件下,經(jīng)濟合理井網(wǎng)密度為14.39口/km2,經(jīng)濟極限井網(wǎng)密度為18.91口/km2,采用加三分差法,綜合井網(wǎng)密度為15.9口/km2,加密井數(shù)22口,注采井距180 m。

根據(jù)單井極限可采儲量與單井平均(初期)日產(chǎn)油量經(jīng)濟極限計算結(jié)果表明:在40美元/桶油價下,單井增加可采儲量0.55萬噸,平均單井日產(chǎn)2.5 t/d,初產(chǎn)3.0 t/d。

調(diào)整部署及目標[6]:

1)以Ⅰ、Ⅱ類油砂體為主,兼顧Ⅲ類油砂體,井網(wǎng)控制程度提高到70%以上,其中對于Ⅰ、Ⅱ類油砂體提高10%。

2)以仙3、仙8區(qū)塊為重點,以井網(wǎng)未控制和滯留區(qū)所形成的剩余油為主要調(diào)整對象,兼顧其它類型。

3)區(qū)塊含水下降5%以上,最終采收率提高5%以上。加密井平均單井增加可采儲量0.6萬噸以上,日產(chǎn)油大于2.5 t/d,1%采油速度穩(wěn)產(chǎn)2年以上。

5 結(jié)束語

南八仙油田通過井網(wǎng)進一步調(diào)整加密可以有效提高砂體的控制程度,可以改善油藏的注水開發(fā)效果。在具體的實施過程中,應根據(jù)不同斷塊油氣砂體的連通情況和剩余油的富集程度有所調(diào)整。

[1] 頡永琛,謝孟毅.南八仙油田井網(wǎng)適應性研究(內(nèi)部資料),2008

[2] 宋彥海,溫靈祥.南八仙油田仙8區(qū)塊數(shù)值模擬(內(nèi)部資料),2008

[3] 張方禮,張志昌.高凝油油藏地質(zhì)與開發(fā)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2007

[4] 寇福德,張永梅.南八仙油田油藏特征認識及下一步開發(fā)建議[J].青海石油,2007,25(4)

[5] 劉春枚,劉 剛.水驅(qū)油田開發(fā)后期井網(wǎng)密度的確定[J].新疆石油地質(zhì),2008,29(5)

[6] 韓乾鳳,晁吉俊.試電阻增大率在南八仙油氣田油氣水研究中的應用[J].測井技術,2006,29(5)

Evaluation and adjustments of trial-injection water to improve the oilfield development effect in Nan Baxian oilfield.

Yang Yinshan.

The evaluation on trial-injection water is based on the geological studies of main layer in N22,N21,N1 reservoir in Nanbaxian oilfield.The analysis of the factors that affect injection water on injection well in main block reveal the main problems in the process of water flooding.The writer brings forward the adjusting suggestion to improve the producing effect by calculating reasonable economic program targets and assessing reservoir potential.

trial-injection water;Evaluation of effect;Improvement;Adjustment

TE357.6

B

1004-9134(2011)04-0049-03

楊銀山,男,1974年生,地質(zhì)工程師,1998年畢業(yè)于重慶石油高等?？茖W校石油地質(zhì)專業(yè),現(xiàn)在青海油田公司冷湖油田管理處從事開發(fā)地質(zhì)研究工作。郵編:736202

2011-07-05編輯高紅霞)

PI,2011,25(4):49～51

·方法研究·