譚 龍,林承焰,王春偉,張鴻劍

(中國(guó)石油大學(xué)(華東)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院,山東青島 266580)

孔店油田含水上升規(guī)律及剩余油挖潛措施

譚 龍,林承焰,王春偉,張鴻劍

(中國(guó)石油大學(xué)(華東)地球科學(xué)與技術(shù)學(xué)院,山東青島 266580)

針對(duì)孔店油田館陶組油水同層油藏的開(kāi)發(fā)特征,采用油藏工程動(dòng)態(tài)分析法研究孔店油田的含水上升規(guī)律,以期改善開(kāi)發(fā)效果。同時(shí)利用油藏?cái)?shù)值模擬,研究單砂體剩余油分布控制因素、分布規(guī)律及相應(yīng)挖潛措施。結(jié)果表明:通過(guò)準(zhǔn)確預(yù)測(cè)剩余油富集區(qū),完善注采井網(wǎng),高粘度稠油區(qū)部署熱采井,采油井采取放大生產(chǎn)壓差提液、卡層堵水等措施可以有效動(dòng)用油水同層油藏剩余油。

油水同層;含水上升規(guī)律;剩余油;挖潛

孔店油田位于河北省黃驊縣孔店村境內(nèi),構(gòu)造位置在孔店凸起構(gòu)造帶的東北坡,油層埋藏深度1 206.8～1 434.8 m,油田于1975年10月以400 m井距正方形井網(wǎng)投入開(kāi)發(fā),1979年投入注水開(kāi)發(fā)。孔店油田為層狀構(gòu)造油藏,館陶組三個(gè)油組均有不同程度的含油,主要是NgⅡ油組和NgⅢ油組,其次為NgⅠ油組,孔店油田原油密度高,平均為0.966 g/cm3,地下原油粘度72.09 mPa·s,地面為1 054.46 m Pa·s,孔隙度為33%,滲透率為2 212.5 md,油藏類(lèi)型為中高滲疏松砂巖稠油油藏。

1 油田開(kāi)發(fā)的潛力和難度

研究表明當(dāng)油田進(jìn)入開(kāi)發(fā)中后期,表現(xiàn)為高含水、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。在高含水區(qū)尋找含水率相對(duì)較低的剩余油分布區(qū),挖掘剩余油潛力,繼續(xù)保持老油田的穩(wěn)產(chǎn),這是油田開(kāi)發(fā)地質(zhì)工作者面臨的一個(gè)十分重要的課題[1]。

孔店油田研究區(qū)于1975年開(kāi)始投產(chǎn),目前綜合含水率93.5%,由于注采不合理、區(qū)域性原油物性差異大,造成北斷塊地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度達(dá)39.21%,南斷塊僅為12.2%,目前油田含水上升率0.1%,采油速度僅為0.49%,同時(shí)注水對(duì)開(kāi)發(fā)效果的改善作用不理想,挖潛難度大是目前的突出問(wèn)題。

2 含水上升規(guī)律研究

相對(duì)滲透率曲線(xiàn)資料是油藏工程和油藏?cái)?shù)值模擬工程計(jì)算工作中的重要參數(shù)[2]。通過(guò)實(shí)際含水率與相滲計(jì)算的理論含水率的對(duì)比分析發(fā)現(xiàn),研究區(qū)實(shí)際的含水率要遠(yuǎn)大于相滲計(jì)算的理論含水率,開(kāi)發(fā)效果差。原因是在生產(chǎn)初期,對(duì)于油藏性質(zhì)認(rèn)識(shí)不清,孔店油田的開(kāi)采特點(diǎn)為:開(kāi)發(fā)初期由于地層自由水的存在,沒(méi)有無(wú)水采油期,油井投產(chǎn)全面見(jiàn)水,早期含水上升快,晚期含水上升緩慢,隨著含水上升采油速度降低,特高含水期為主要采油期,這符合孔店油田近40年的開(kāi)發(fā)規(guī)律(見(jiàn)圖1)。

通過(guò)相滲曲線(xiàn)取得的含水率與含水飽和度關(guān)系曲線(xiàn)(見(jiàn)圖2)可以求出,束縛水飽和度為24.9%,殘余油飽和度為28.7%,初始含水飽和度為40%,儲(chǔ)層含有15.1%的可動(dòng)水。實(shí)際生產(chǎn)資料顯示,區(qū)域內(nèi)構(gòu)造高低部位累積產(chǎn)水量均較高,產(chǎn)油量相對(duì)較少,無(wú)明顯差異,采油井投產(chǎn)時(shí)便高含水(平均含水55.2%),初期含水上升率7.68%,沒(méi)有無(wú)水采油期。

圖1 含水率與采出程度關(guān)系曲線(xiàn)Fig.1 Relationship between water content andrecovery percent of reserves

圖2 含水率與含水飽和度關(guān)系曲線(xiàn)Fig.2 Relationship between water contentand water saturation

研究區(qū)油水同層發(fā)育,沒(méi)有明顯油水界限,統(tǒng)計(jì)工區(qū)內(nèi)油水同層地質(zhì)儲(chǔ)量占總儲(chǔ)量的39%,這是由于孔店油田構(gòu)造幅度低(2°～3°),閉合高度小,河流相砂體展布在研究區(qū)大面積連片分布,同時(shí)由于原油密度、油水粘度比高,造成了油藏油水分異性差、油藏原始含水飽和度高、富含大量可動(dòng)水。

3 高含水期剩余油影響因素及分布

在高含水后期和特高含水期,地下剩余油呈“整體高度分散、局部相對(duì)富集”的分布格局,準(zhǔn)確預(yù)測(cè)油層中剩余油、特別是其富集部位的分布狀態(tài),將是高含水油田進(jìn)行井網(wǎng)調(diào)整挖潛、提高注水采收率的基礎(chǔ)和關(guān)鍵[3]。

3.1 影響因素

(1)區(qū)域原油物性差異 孔店油田館陶組油層油稠、密度高,原油粘度是影響淺薄層稠油油藏開(kāi)發(fā)效果的主控因素之一[4],水驅(qū)油實(shí)驗(yàn)研究也表明,由于原油粘度、密度差異,油稠、密度高的水驅(qū)替油過(guò)程不穩(wěn)定,容易造成指進(jìn)和水驅(qū)死油區(qū),殘余油飽和度高[5]。同時(shí)原油粘度是影響油田含水率上升規(guī)律的主要因素,常規(guī)水驅(qū)油田開(kāi)發(fā)過(guò)程中,原油粘度隨含水率上升而不斷升高[6]。區(qū)域上孔店油田北斷塊地面原油粘度916.8 mPa·s,地下原油粘度64.5 mPa·s,南斷塊地面原油粘度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;監(jiān)測(cè)數(shù)據(jù)顯示孔1017井、孔1064井在注水開(kāi)發(fā)過(guò)程中原油粘度增加了300～400 mPa·s。

(2)儲(chǔ)層非均質(zhì)性 平面上對(duì)于館陶組河流相砂體,受河道遷移交切的影響,以及孔店油田處于特高含水開(kāi)發(fā)階段,經(jīng)過(guò)長(zhǎng)期的強(qiáng)化注水開(kāi)發(fā),油藏儲(chǔ)層孔隙結(jié)構(gòu)變化劇烈,形成次生大孔道[7],這些因素導(dǎo)致了平面非均質(zhì)性嚴(yán)重。注水開(kāi)發(fā)過(guò)程會(huì)加劇儲(chǔ)集層孔隙結(jié)構(gòu)的非均質(zhì)程度,注入水易沿主流線(xiàn)推進(jìn),分流線(xiàn)附近波及較弱,驅(qū)油效率低,剩余油富集[7]。研究區(qū)內(nèi)單砂體部位注水井孔1031與采油井孔1030之間在NgⅡ3-2層存在高滲層,滲透率為4 271.43 md;采油井孔1022的生產(chǎn)層位也是NgⅡ3-2層,與注水井孔1031之間存在對(duì)應(yīng)層位,但這兩口井之間還未形成高滲層,注水不受效。目前孔1030累積產(chǎn)油1.58×104t,含水率96.2%,剩余油飽和度為39.6%,孔1022累積產(chǎn)油0.13×104t,含水率91.3%,剩余油飽和度55.2%,仍有大量剩余油。通過(guò)油藏?cái)?shù)值模擬定量化研究,注水井孔1029-1與采油井孔1024之間存在高滲帶,注水優(yōu)先波及,與之相對(duì)的注水井孔1029-1和采油井孔1029之間由于滲透率低,注水波及弱,剩余油富集(見(jiàn)圖3)。

圖3 剩余油飽和度平面分布Fig.3 Residual oil saturation horizontal distribution

垂向上,對(duì)于以辮狀河砂體占主導(dǎo)地位的館陶組油藏,其層內(nèi)滲透性主要表現(xiàn)為層內(nèi)差異較小的塊狀韻率[8],受沉積正韻律及注入水的重力作用影響,厚油層上部注水波及較弱,剩余油富集。研究區(qū)主力單砂體油層上部剩余油飽和度41.7%,下部為21.1%,相差20.6%。

(3)注采井網(wǎng)不完善 研究發(fā)現(xiàn),孔店地區(qū)主力油層射孔動(dòng)用狀況低,南、北斷塊射孔動(dòng)用程度分別為26.04%和34.57%,同時(shí)注采對(duì)應(yīng)狀況較差,注采對(duì)應(yīng)率為41.5%,由于研究區(qū)發(fā)育多個(gè)主力含油單砂體,這造成了區(qū)塊內(nèi)分布有大量有注無(wú)采和有采無(wú)注的剩余油層。自1979年1月開(kāi)始注水補(bǔ)充地層能量,目前注采井?dāng)?shù)比為1∶2.4,研究區(qū)塊內(nèi)、外部井網(wǎng)分布差異較大,內(nèi)部注采井?dāng)?shù)比為1∶3.2,井網(wǎng)密度為28口/km2,平均井距為189 m,采油井對(duì)子井多,采用不規(guī)則點(diǎn)狀注水的開(kāi)采方式;外部注采井?dāng)?shù)比為1∶1.8,井網(wǎng)密度為14口/km2,平均井距為265 m,采用邊部注水的開(kāi)采方式。

研究區(qū)內(nèi)向注水井孔1029-1注入示蹤劑,注采對(duì)應(yīng)監(jiān)測(cè)井孔1028、孔1024-3以及孔1029,在監(jiān)測(cè)期間未見(jiàn)到所注示蹤劑,是由于三井均與注水井孔1029-1之間沒(méi)有對(duì)應(yīng)層位,且注入水沒(méi)有發(fā)生竄流現(xiàn)象。注水井孔1029-1的注入水向見(jiàn)示蹤劑井孔31的推進(jìn)速度為3.01 m/d,向見(jiàn)示蹤劑井孔1024的推進(jìn)速度為2.15 m/d。生產(chǎn)結(jié)果顯示孔31累積產(chǎn)油量10.38×104t,孔1024累積油量6.68×104t;孔1028累積產(chǎn)油量3.16×104t,剩余油富集(見(jiàn)圖4)。

圖4 辮狀河單砂體展布形態(tài)Fig.4 Distribution of braided river single sand body

3.2 剩余油分布規(guī)律

針對(duì)近40年油田開(kāi)發(fā)歷程與地下油水分布復(fù)雜的特點(diǎn),采用開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)分析法、油藏?cái)?shù)值模擬法相結(jié)合的方式研究剩余油分布[9]。

縱向上受射孔動(dòng)用狀況控制,NgⅠ射孔動(dòng)用程度9.93%,目前采出程度僅為0.59%,基本未動(dòng)用, NgⅡ、NgⅢ射孔動(dòng)用程度分別為49.91%、21.61%,未動(dòng)用厚度分別為342.6 m,584.5 m,剩余油潛力大。通過(guò)油藏工程動(dòng)態(tài)分析、油藏?cái)?shù)值模擬研究單砂體剩余油分布統(tǒng)計(jì)(見(jiàn)表1),主力單砂體NgⅡ-1-1、NgⅡ-2-2、NgⅡ-3-2、NgⅢ-2-1剩余可采儲(chǔ)量豐富,占全區(qū)剩余可采儲(chǔ)量的74.2%,潛力較大。

表1 孔店油田南斷塊單砂層剩余油統(tǒng)計(jì)Table 1 Residual oil statistical table of Kongdian oil field south fault block single sand layer

平面上,受孔店地區(qū)主力油層砂體大面積連片分布、區(qū)域原油粘度差異影響,根據(jù)油藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果,研究區(qū)目前有6個(gè)砂體由于未動(dòng)用、調(diào)層、新井投產(chǎn)等原因動(dòng)用程度低或未動(dòng)用,剩余地質(zhì)儲(chǔ)量占工區(qū)總剩余儲(chǔ)量的9.2%,平均含油飽和度51.1%;其次是油水井間、河道邊部、兩條河道交切滲流變差區(qū)域,剩余地質(zhì)儲(chǔ)量占工區(qū)總剩余儲(chǔ)量的14.1%,平均含油飽和度46.8%;最后,剩余油最富集的是靠近斷層邊角、構(gòu)造高部位井網(wǎng)控制差的區(qū)域,剩余地質(zhì)儲(chǔ)量占工區(qū)總剩余儲(chǔ)量的18.7%,平均含油飽和度為47.7%。

4 挖潛對(duì)策

4.1 注水效果及井網(wǎng)調(diào)整

針對(duì)孔店地區(qū)油水同層油藏,剩余油集中在富集斷層附近,北斷塊采取了邊部線(xiàn)狀注水井網(wǎng),對(duì)區(qū)塊孔1015-1井2010年和2012年兩次測(cè)試碳氧比,結(jié)果表明NgⅡ-3砂體內(nèi)部隨著注水量的增加,水淹強(qiáng)度向上擴(kuò)散,由全層中水淹發(fā)展為層內(nèi)上部中水淹,下部高水淹,含油飽和度由31.8%增加到32.8%,實(shí)際生產(chǎn)狀況顯示自2010年后產(chǎn)量穩(wěn)步增加(月產(chǎn)油169.5 t)、含水穩(wěn)定(97.87%),表明受水驅(qū)控制,剩余油重新運(yùn)移,采油速度保持平穩(wěn)(見(jiàn)圖5)。

圖5 孔1015-1井生產(chǎn)曲線(xiàn)Fig.5 Production of 1015-1 well

鑒于北斷塊的開(kāi)發(fā)經(jīng)驗(yàn),結(jié)合含水上升規(guī)律研究與油藏工程研究,南斷塊剩余油大量富集于斷層附近井網(wǎng)難以控制的部位,注采不合理,將原來(lái)不規(guī)則點(diǎn)狀、線(xiàn)狀注水調(diào)整為邊部線(xiàn)狀注水,中部點(diǎn)狀注水,提高水驅(qū)控制程度8.9%。室內(nèi)及礦場(chǎng)實(shí)驗(yàn)表明,不穩(wěn)定注水技術(shù)能夠很好地改善油層水驅(qū)效果,提高波及系數(shù)和油藏最終采水率[10]。調(diào)整南斷塊部分井區(qū)為不穩(wěn)定注水方式。

4.2 提液

放大生產(chǎn)壓差不僅提高了地下液流的流速,而且促使一些位于低滲透層(或區(qū)段)的原油克服啟動(dòng)壓力開(kāi)始流動(dòng),同時(shí)可以削弱重力的不利影響,從而改善開(kāi)發(fā)效果,提高油藏采收率[11]?？椎暧吞镳^陶組一方面由于研究區(qū)油水粘度比大,通過(guò)計(jì)算無(wú)因次采液/采油指數(shù)(Jl/Jo,見(jiàn)圖6),可以看出在低含水期無(wú)因次采液指數(shù)隨含水率增加變化較小,而在中高含水期無(wú)因次采液指數(shù)隨含水率增加而迅速增大,即在含水率達(dá)到0.8以后無(wú)因次采液指數(shù)快速上升且無(wú)因次采油指數(shù)下降;另一方面由于油田投產(chǎn)初期含水已高達(dá)52%,需要增加排液量來(lái)彌補(bǔ)由于含水升高而損失的油量,因此可以通過(guò)放大生產(chǎn)壓差提液有效動(dòng)用油水同層剩余油。對(duì)油水同層12口油井實(shí)施提液措施,結(jié)果顯示,平均單井日增液264.1 t,日增油19.4 t,含水上升率下降9.7%,效果顯著。

圖6 無(wú)因次采液/采油指數(shù)曲線(xiàn)Fig.6 Zero dimension liquid and oil productivity index

4.3 卡層堵水

由于研究區(qū)對(duì)具有不同滲流能力的儲(chǔ)集層進(jìn)行合層開(kāi)采,多個(gè)單砂體合采的油井占70%以上,導(dǎo)致了物性好、滲流能力強(qiáng)的油層動(dòng)用程度、水淹程度高,剩余油分布少;物性差、滲流能力差的油層的動(dòng)用程度、水淹程度低,剩余油富集。表2列舉的北斷塊兩口油井在單砂體合層開(kāi)采時(shí)含水特高,日產(chǎn)油能力低,在孔店油田先期防砂工藝的廣泛應(yīng)用大大減少了地層出砂的影響的基礎(chǔ)上[12],將高滲層卡堵后,日油水平增長(zhǎng)了近3倍,含水也有明顯下降,措施效果明顯。

表2 卡層堵水開(kāi)發(fā)效果Table 2 Blocked layer plugging water developing effect

4.4 開(kāi)采方式

由于區(qū)域、縱向上地下原油粘度的差異,南斷塊地下原油粘度是北斷塊的2.4倍,NgⅠ地下原油粘度是其他主力層的2～3倍,NgⅡ、NgⅢ原油粘度具有由南向北部斷層逐漸增大的趨勢(shì),地下原油粘度114～200 mPa·s,為普通稠油油藏。熱采是有效稠油的方法之一[13],2004年對(duì)高黏低凝稠油井(孔102井)實(shí)施蒸汽吞吐施工實(shí)驗(yàn),累積生產(chǎn)195天,平均日產(chǎn)油量1.65 t。針對(duì)研究區(qū)剩余油分布特征,劃分具體的熱采井區(qū)域、層位試驗(yàn)開(kāi)采。

5 結(jié)論

(1)孔店油田的含水上升規(guī)律主要為沒(méi)有無(wú)水采油期,油井投產(chǎn)見(jiàn)水,早期含水上升快,晚期含水上升慢,特高含水期為主要采油期,這符合稠油、同層油藏的開(kāi)發(fā)規(guī)律。

(2)孔店地區(qū)油層砂體大面積連片分布,垂向上分布于滲流能力差的厚油層上部,平面上主要富集區(qū)在斷層附近井網(wǎng)難以控制的部位、斷塊的高部位、微構(gòu)造起伏的高部位、井間的分流線(xiàn)部位,注采系統(tǒng)本身不完善、井網(wǎng)注采砂體配置不良遺留了一部分剩余油。

(3)針對(duì)特高含水期稠油油藏開(kāi)發(fā)特征,將不規(guī)則線(xiàn)狀、點(diǎn)狀單砂體注水井網(wǎng)調(diào)整為較為規(guī)則的邊部線(xiàn)狀注水井網(wǎng),采油井采取放大生產(chǎn)壓差提液,合采油井卡封高滲層,生產(chǎn)剩余油富集的低水淹層,針對(duì)原油粘度大的區(qū)域、儲(chǔ)集層劃分熱采井區(qū),實(shí)施蒸汽吞吐開(kāi)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.

國(guó)家科技重大專(zhuān)項(xiàng)“復(fù)雜油氣藏精細(xì)表征及剩余油分布預(yù)測(cè)”(2011ZX05009-003).

譚龍(1988-),男,山西代縣人,碩士研究生,研究方向?yàn)橛蜌獠亻_(kāi)發(fā)地質(zhì).E-mail:291881465＠163.com.

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10.16468/j.cnkii.ssn1004-0366.2016.05.016.