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        胡尖山油田A201 區(qū)剩余油分布規(guī)律及挖潛研究

        2020-02-27 03:38:06
        石油化工應(yīng)用 2020年1期

        楊 博

        (1.西安石油大學(xué),陜西西安 710065;2.中國(guó)石油長(zhǎng)慶油田分公司第六采油廠,陜西西安 710200)

        1 區(qū)域概況

        胡尖山油田位于鄂爾多斯盆地北部,地處陜西省定邊縣境內(nèi),發(fā)育多個(gè)油層組,侏羅系以延9、延10 層為主,三疊系以長(zhǎng)2、長(zhǎng)6、長(zhǎng)7、長(zhǎng)8 層為主。A201 區(qū)油藏位于胡尖山油田中部,主力層位長(zhǎng)6 層,構(gòu)造上整體表現(xiàn)為東高西低,呈坡度較小的單斜構(gòu)造,各小層頂面構(gòu)造繼承性良好。沉積相為三角洲平原沉積,主要發(fā)育分流河道和分流間灣兩種沉積微相,油藏埋深2 300 m,平均油層厚度16.9 m,孔隙度13.4 %,平均滲透率0.79×10-3μm2,屬中孔超低滲透油藏,動(dòng)用地質(zhì)儲(chǔ)量1 226×104t。

        2 開(kāi)發(fā)特征分析

        2.1 開(kāi)發(fā)現(xiàn)狀

        A201 區(qū)于2009 年建產(chǎn)并投入注水開(kāi)發(fā),采用480 m×150 m 菱形反九點(diǎn)井網(wǎng),投產(chǎn)油井199 口,平均單井日產(chǎn)油1.07 t,綜合含水40.5 %,投產(chǎn)注水井90口,單井日注水量35 m3,地質(zhì)儲(chǔ)量采出程度5.07 %。

        2.2 存在問(wèn)題

        2.2.1 主側(cè)向油井開(kāi)發(fā)矛盾突出 主向油井見(jiàn)水比例高(42 口,見(jiàn)水比例21.1 %),延NE72°方向貫通并形成了12 條沿裂縫水線。側(cè)向油井壓力保持水平低65.1 %,注水驅(qū)替系統(tǒng)建立緩慢,側(cè)向油井注水長(zhǎng)期不見(jiàn)效。

        2.2.2 注入水利用率低,水驅(qū)效果差 水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度96.5 %,水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度53.0 %。2015-2016 年通過(guò)井網(wǎng)加密調(diào)整,水驅(qū)儲(chǔ)量控制程度大幅度提高;儲(chǔ)層縱向上受沉積韻律變化影響,物性變化大,層內(nèi)非均質(zhì)性強(qiáng),水驅(qū)儲(chǔ)量動(dòng)用程度低;注入水沿裂縫優(yōu)勢(shì)通道驅(qū)替,無(wú)效注水較嚴(yán)重,利用率低,水驅(qū)效果差。

        2.2.3 油層啟動(dòng)壓力大,驅(qū)替效率低 一次井網(wǎng)條件下(排距150 m),油水井間驅(qū)替壓力梯度0.035 MPa/m,小于啟動(dòng)壓力梯度(0.041 MPa/m)(見(jiàn)圖1、圖2);注入水沿裂縫外竄,側(cè)向井難以受效,平均單井產(chǎn)能由初期3.86 t 下降到目前1.07 t,目前地層壓力僅8.66 MPa。

        圖1 不同排距注采井間壓力梯度分布曲線

        3 儲(chǔ)層特征研究

        長(zhǎng)6 儲(chǔ)層以長(zhǎng)石砂巖為主,長(zhǎng)石含量高于石英,區(qū)內(nèi)總體巖屑含量較高,成分成熟度低。填隙物含量9.054 %,類(lèi)型主要是綠泥石、鐵方解石、方解石、水云母,其次是高嶺石、伊利石和硅質(zhì)。

        孔隙類(lèi)型以粒間孔和溶蝕孔為主,見(jiàn)少量晶間孔、微孔,溶孔主要為長(zhǎng)石溶孔和巖屑溶孔,偶見(jiàn)鑄??住⑽⒘严?。平均面孔率5.95 %。長(zhǎng)6 儲(chǔ)層以小孔、微細(xì)喉道為主。喉道分布范圍較寬(0.246 μm~6.755 6 μm),以雙峰和多峰為主,少量發(fā)育單峰,說(shuō)明儲(chǔ)層孔喉結(jié)構(gòu)不均勻,分選差(見(jiàn)圖3、圖4)。

        砂體縱向上受沉積韻律變化的影響,鈣質(zhì)夾層較多,縱向上物性變化大,層內(nèi)縱向非均質(zhì)性強(qiáng),整體為強(qiáng)非均質(zhì)。層內(nèi)每條夾層平均厚度約為6.84 m,層內(nèi)出現(xiàn)的夾層密度平均2.56 %,夾層頻率平均為0.023 條/米。層間滲透率級(jí)差平均為1.84;突進(jìn)系數(shù)平均為0.19;變異系數(shù)平均為1.19,整體上層間非均質(zhì)性較弱。

        研究區(qū)內(nèi)長(zhǎng)6 儲(chǔ)層裂縫發(fā)育,主要表現(xiàn)為天然裂縫和人工裂縫。天然裂縫以高角度縫(傾角>60°)為主,部分井見(jiàn)到多組裂縫,裂縫面相互平行,以NE 向?yàn)橹?,平均裂縫走向?yàn)?5°~75°。人工裂縫走向在北東74°~79°,裂縫長(zhǎng)度101 m~195 m;裂縫寬31 m~65 m;裂縫高度為17 m~22 m,平均19.5 m。

        圖4 A201 區(qū)長(zhǎng)6 儲(chǔ)層孔隙類(lèi)型

        4 剩余油分布規(guī)律研究及挖潛建議

        4.1 數(shù)值模擬研究

        在三維地質(zhì)建?;A(chǔ)上開(kāi)展數(shù)值模擬研究[1-4],通過(guò)對(duì)研究區(qū)儲(chǔ)量、產(chǎn)量、壓力和單井進(jìn)行歷史擬合,地質(zhì)儲(chǔ)量相對(duì)誤差4 %,壓力擬合率高,根據(jù)壓力場(chǎng)分布,研究區(qū)壓力場(chǎng)分布不均,表現(xiàn)為加密區(qū)沿裂縫方向排狀注水,壓力較高;沿裂縫側(cè)向,壓力保持水平較低。產(chǎn)油、產(chǎn)水?dāng)M合度高,相對(duì)誤差1 %,單井?dāng)M合率達(dá)到86.5 %。

        4.2 剩余油分布

        根據(jù)數(shù)值模擬研究成果,A201 區(qū)呈裂縫見(jiàn)水特征,側(cè)向井見(jiàn)效不明顯,平面上剩余油主要集中在側(cè)向井排與見(jiàn)水井排間富集,縱向各單砂體間物性差異較大,受隔層及韻律影響,油層動(dòng)用不均,局部富集剩余油(見(jiàn)圖5)。

        根據(jù)加密井及檢查井現(xiàn)場(chǎng)驗(yàn)證:距水線側(cè)向25 m巖心顯示水洗,40 m 未水洗,加密排距75 m,單井初期日產(chǎn)油1.58 t,含水61.3 %,加密排距150 m,單井初期日產(chǎn)油2.54 t,含水33.6 %。結(jié)合開(kāi)發(fā)動(dòng)態(tài)判斷,側(cè)向水驅(qū)前緣僅40 m 左右。下步剩余油挖潛距離水線最佳距離為90 m~120 m。

        圖5 A201 區(qū)局部剩余油柵狀圖

        圖6 A201 區(qū)加密井網(wǎng)示意圖

        4.3 下步挖潛建議

        根據(jù)剩余油分布規(guī)律研究成果,結(jié)合A201 區(qū)儲(chǔ)層及開(kāi)發(fā)特征,下步剩余油挖潛以動(dòng)用側(cè)向井排剩余油為主,具體方式為采用短水平井在側(cè)向井排實(shí)施加密或利用主向水淹井實(shí)施開(kāi)窗側(cè)鉆至側(cè)向井排。

        建議加密短水平井水平段長(zhǎng)度80 m~120 m,距離水線大于90 m,與該區(qū)砂體主應(yīng)力方向呈45°~90°夾角。因A201 區(qū)長(zhǎng)6 油層厚度大,建議開(kāi)窗側(cè)鉆井采用大斜度井型,水平位移50 m~80 m 最佳,完鉆靶點(diǎn)距離水線大于90 m(見(jiàn)圖6)。

        5 結(jié)論

        (1)儲(chǔ)層非均質(zhì)性強(qiáng),層理構(gòu)造發(fā)育,滲透率低,且井排距大,是有效驅(qū)替壓力系統(tǒng)難以建立的根本原因。

        (2)天然裂縫、壓裂改造縫方向與主應(yīng)力方向NE72°基本一致,是研究區(qū)主向井見(jiàn)水的主要原因。

        (3)平面上和縱向上剩余油豐富,主要集中在側(cè)向井排與見(jiàn)水井排間。

        (4)可采用短水平井在側(cè)向井排實(shí)施加密或利用主向水淹井實(shí)施開(kāi)窗側(cè)鉆至側(cè)向井排,最大限度的挖掘剩余油。

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