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        元城油田Q64延10油藏開發(fā)技術(shù)政策優(yōu)化研究

        2022-11-29 04:01:42彭建鄭亞軍朱隴新張興陳海兵
        遼寧化工 2022年11期

        彭建,鄭亞軍,朱隴新,張興,陳海兵

        (1.中國石油長慶油田分公司第十采油廠,甘肅 慶陽 745100;2.陜西眾盟石油技術(shù)服務(wù)有限公司,陜西 西安 710021)

        1 油田概況

        元城油田Q64區(qū)于2009年投入開發(fā),開發(fā)層位為侏羅系延10層,平均有效厚度6.9 m,孔隙度15.1%,滲透率 11.7 mD,截至目前共有采油井135口,開井生產(chǎn)108口,平均單井日產(chǎn)油僅0.8 t,綜合含水 70.0%,地質(zhì)采油速度 0.55%,采出程度17.8%;注水井開井22口,日注水量283 m3,累計(jì)注采比0.1。

        開發(fā)中主要存在以下問題:一是邊底水推進(jìn),控水穩(wěn)油難度大,經(jīng)生產(chǎn)參數(shù)優(yōu)化部分采油井仍含水上升;二是井筒腐蝕加劇,套破井產(chǎn)能損失大,隔采后產(chǎn)能恢復(fù)率僅 52.9%。本文通過開展精細(xì)油藏描述研究,進(jìn)一步深化地質(zhì)認(rèn)識,評價(jià)開發(fā)效果,明確剩余油分布,為開發(fā)技術(shù)政策優(yōu)化提供支撐。

        1.1 沉積特征

        研究區(qū)延10期河道繼承富縣期古水系特點(diǎn),砂體展布明顯受地貌形態(tài)控制,主要受兩條古河道寧陜古河和蒙陜古河的控制。延10可分為延101、延102兩個(gè)小層,含油層主要分布在延 101小層上部,進(jìn)一步可將延101分為延1011、延 1012兩個(gè)單層。

        延 102小層沉積期間可容空間相對較大,沉積物供給充分,以中細(xì)砂巖沉積為主,為進(jìn)積和加積的河道,曲線形態(tài)為齒化箱型,呈正韻律或復(fù)合韻律,以復(fù)合韻律為主;延 101小層沉積時(shí)期,可容空間開始減小,沉積物供給也逐漸減少,河道開始萎縮,該時(shí)期粉砂和細(xì)砂巖為主(特別是延1011小層發(fā)育時(shí)期),為加積或退積河道。曲線以齒化箱型和鐘型為主,呈正韻律或復(fù)合韻律,水體能量較高。

        1.2 構(gòu)造特征

        研究區(qū)整體“西低東高”,主力開發(fā)區(qū) 3-2、25-12井一帶發(fā)育北西-南東向構(gòu)造高點(diǎn),隆起幅度8~15 m。在縱向上延101與延102構(gòu)造繼承性較好,趨勢一致。

        延1011構(gòu)造該層主要發(fā)育2個(gè)微構(gòu)造,構(gòu)造長軸沿北西向展布的長條型穹隆構(gòu)造,構(gòu)造高點(diǎn)在3-2井和25-12井附近,且南部25-12井周邊高點(diǎn)范圍較大,橫向延伸800~1 000 m。

        1.3 油藏特征

        按成因分類,元城油田Q64井區(qū)油藏主要為構(gòu)造底水油藏。這類油藏形成的條件是砂巖體與構(gòu)造相配套,上傾方向的巖性遮擋砂巖體是基礎(chǔ)。構(gòu)造(或局部凸起)和上傾方向的巖性遮擋是圈閉條件。

        由于儲(chǔ)層展布面積較大,原油性質(zhì)較好,因此油藏受構(gòu)造控制明顯,油層主要分布在構(gòu)造的高部位,構(gòu)造位置高的地方,有效厚度大,試油產(chǎn)量高;構(gòu)造位置低的地方,有效厚度小,試油產(chǎn)量低。油層占砂層總厚度的比例較低,約占30%~50%,油被底水托著聚集在砂巖體的頂部,形成油帽,砂巖體的下部則為廣闊的水區(qū)。

        研究區(qū)延 10油藏厚度主要受沉積相及砂體發(fā)育控制,油層平面呈北西-南東向條帶狀展布,在河道3-32至29-16井方向,由于多期河道砂體疊置,油藏發(fā)育較厚,其中東北區(qū)域4-41處發(fā)育最好;在主力開發(fā)區(qū)油層厚度一般6~9 m,平均6.9 m,最大13.5 m。通過比較研究區(qū)油藏厚度圖與構(gòu)造疊合圖,可以看出油層分布受構(gòu)造控制明顯。東部構(gòu)造高部位油層分布連續(xù),厚度相對較大;西部油層厚度一般僅3~5 m,厚度較大區(qū)域主要分布于小型鼻狀隆起部位,如圖1所示。

        研究區(qū)延 101油藏油層與底水接觸主要是以Ⅰ類直接接觸為主,局部發(fā)育Ⅱ類邊水接觸,Ⅲ類接觸發(fā)育較少,且主力開發(fā)區(qū)北部局部發(fā)育致密砂巖夾層。

        1.4 驅(qū)動(dòng)能量及驅(qū)動(dòng)方式

        本區(qū)延10砂體厚度大,分布范圍較廣,連通程度較高,較厚的砂體為油藏提供了極其充足的底水。但在同一砂巖體內(nèi),油層連通性好,底水活躍,壓裂求產(chǎn)易導(dǎo)致底水錐進(jìn),開采過程中井間干擾明顯。

        開發(fā)區(qū)油層與底水接觸以直接接觸為主,但水體厚度較小,水油體積比5.3,天然能量不足,主要驅(qū)動(dòng)類型為彈性驅(qū),其次為天然水驅(qū)及溶解氣驅(qū),工區(qū)內(nèi)油層與下部厚達(dá)40~50 m的大水層是連通的,而平面上滲透性砂巖的分布范圍也遠(yuǎn)大于油藏的范圍,因此,Q64井區(qū)延10油藏具有充足的邊底水驅(qū)動(dòng)能量,能夠保證油井產(chǎn)量、壓力在一定范圍和一定時(shí)間內(nèi)保持穩(wěn)定,具有相對旺盛的生產(chǎn)能力。

        2 油藏工程研究

        油藏工程研究是一個(gè)油氣田(藏)編制開發(fā)方案的一個(gè)重要方面。一般情況,油藏工程研究要論證油田(區(qū)塊)的驅(qū)動(dòng)能量和驅(qū)動(dòng)方式、開發(fā)層系劃分和組合、井網(wǎng)密度和布井方式、單井平均日產(chǎn)油(氣)能力(注水開發(fā)時(shí)還要論證單井平均日注能力)、年產(chǎn)油能力(注水開發(fā)時(shí)的年度注水能力)和采油(氣)速度等方面的重要問題。眾所周知,要論證、研究好這些問題,必須擁有豐富的、齊全正確的靜態(tài)和動(dòng)態(tài)資料。

        2.1 能量利用狀況

        Q64區(qū)油藏驅(qū)動(dòng)指數(shù)變化曲線如圖2所示。從曲線可以看出,隨著Q64井區(qū)注采井網(wǎng)完善,注水水驅(qū)動(dòng)指數(shù)持續(xù)上升,天然水驅(qū)動(dòng)指數(shù)下降,注入水占主導(dǎo)地位。

        圖2 不同地層壓力下累積產(chǎn)油量對比圖和含水對比圖

        圖2 Q64區(qū)油藏驅(qū)動(dòng)指數(shù)變化曲線

        Q64井區(qū)存水率變化曲線如圖3所示。由圖3可以看出,該區(qū)的注水存水率投入生產(chǎn)以后基本保持穩(wěn)中有增,天然水存水率逐年上升,說明Q64井區(qū)隨著底水錐進(jìn),天然水能量消耗逐漸增大。Q64區(qū)油藏可對比井壓力保持水平如圖4所示。

        圖3 Q64區(qū)油藏存水率變化曲線

        圖4 Q64區(qū)油藏可對比井壓力保持水平

        Q64井區(qū)目前地層壓力 10.2 MPa,壓力保持水平92.0%,壓力保持水平較高。從歷年壓力保持水平柱狀圖對比來看,2014年至2017年壓力逐年上升,2017-2019 年壓力保持穩(wěn)定,2020年后壓力有所下降,但下降程度不高。

        2.2 見效見水特征

        通過統(tǒng)計(jì)研究區(qū)采油井生產(chǎn)情況,目前全區(qū)21口注水井,對應(yīng)86口采油井(開井63口),Q64井區(qū)目前見效的產(chǎn)能特征可以分為以下3類:注水見效后,產(chǎn)量有明顯的上升,受后期底水、套破及堵塞等影響,產(chǎn)量下降(增產(chǎn)型);注水見效后,產(chǎn)量保持平穩(wěn),增幅不大,但穩(wěn)產(chǎn)時(shí)間較長(穩(wěn)產(chǎn)型);投產(chǎn)后高含水,低產(chǎn)低效(高含水型)。

        Q64井區(qū)產(chǎn)能見效特征主要以穩(wěn)產(chǎn)型為主,占比76%,高含水型其次,占比14%,增產(chǎn)型井?dāng)?shù)最少,占比10%。

        通過從動(dòng)態(tài)資料驗(yàn)證、井間示蹤劑測試等方法發(fā)現(xiàn),穩(wěn)產(chǎn)性和增產(chǎn)型通常與周圍注水井對應(yīng)關(guān)系較好,注水井投注后,地層能量能得到較好的補(bǔ)充,且注水井水驅(qū)前緣朝各個(gè)方向推進(jìn)比較均勻,沒有明顯的優(yōu)勢方向。

        通過統(tǒng)計(jì)Q64井區(qū)生產(chǎn)數(shù)據(jù),得到綜合含水與采出程度關(guān)系圖,如圖5所示。從關(guān)系曲線中可以看出,見水特征可以分為兩個(gè)階段:第一階段為采出程度10%以前,主要為老區(qū)受底水錐進(jìn)及部分井套破影響,含水上升速度快;第二階段為2011年左右東西區(qū)投入開發(fā)以及老區(qū)高含水井關(guān)井,含水下降,含水與采出程度曲線向右偏移。

        圖5 Q64含水與采出程度關(guān)系曲線

        根據(jù)不同生產(chǎn)時(shí)間的含水率,做出不同時(shí)間段的含水率平面分布圖,可以得出平面含水的變化規(guī)律。通過分析,投產(chǎn)高含水井主要位于油藏西北部,隨著生產(chǎn)時(shí)間的延長,受套破、邊水內(nèi)推、底水錐進(jìn)及見注入水影響,含水逐年上升。

        通過生產(chǎn)資料,結(jié)合油井生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析,將Q64井區(qū)的含水上升原因大致可分為4類。一是部分井射孔程度過大。根據(jù)元城油田侏羅系油藏開發(fā)經(jīng)驗(yàn)認(rèn)為Ⅰ類油井合理射孔程度控制在20%以內(nèi),Ⅱ類控制在30%以內(nèi),Ⅲ類控制在40%以內(nèi)。但Q64井區(qū)初期平均射孔程度為32.6%,根據(jù)計(jì)算Q64井區(qū)的理論射孔程度應(yīng)為 22.0%左右,實(shí)際射孔程度偏大,導(dǎo)致底水推進(jìn)的速度較快,如圖6所示。二是底水錐進(jìn)過快,導(dǎo)致含水上升。底水接觸類型不同,水洗狀況不同,如 X5-6井受砂體中部泥巖夾層控制,泥巖夾層下部水洗較強(qiáng),泥巖夾層上部水洗較弱;25-14井與底水直接接觸,水洗程度較高。三是套管損壞,導(dǎo)致地層堵塞。通過統(tǒng)計(jì)發(fā)現(xiàn)Q64區(qū)套破段主要集中在直羅、延安組,部分井受套破段地層水倒灌影響導(dǎo)致地層堵塞,油井含水上升快。四是部分油井采液強(qiáng)度大,造成底水錐進(jìn)。目前Ⅰ類接觸井仍有 10口采液強(qiáng)度大于 0.5 m3·d-1·m-1;Ⅲ類接觸井有2口井偏大。建議下步按照接觸類型調(diào)整不合理井采液強(qiáng)度。

        圖6 Q64不同射孔程度下無因次采液量曲線

        2.3 產(chǎn)能變化特征

        通過統(tǒng)計(jì)Q64井區(qū)生產(chǎn)資料,整理得到Q64井區(qū)遞減規(guī)律,如圖7所示。Q64區(qū)遞減分為3個(gè)階段,第一個(gè)階段符合指數(shù)遞減模型,后兩個(gè)階段符合雙曲遞減。在指數(shù)遞減階段,主要為老區(qū)自然能量開發(fā)區(qū);隨著老區(qū)高含水關(guān)井,西區(qū)與東區(qū)投入注水開發(fā),Q64區(qū)塊遞減類型逐漸呈現(xiàn)雙曲遞減。

        圖7 Q64區(qū)月產(chǎn)油曲線

        2012年至2021年,在Q64井區(qū)部分26口低產(chǎn)井進(jìn)行措施增產(chǎn),措施類型主要為補(bǔ)孔及壓裂,其中補(bǔ)孔6口,壓裂16口。措施補(bǔ)孔主要為原層補(bǔ)孔,壓裂措施主要為原層壓裂及調(diào)層壓裂,壓裂、補(bǔ)孔措施以后均可取得一定的效果,但也易造成底水上升,油井見水。

        3 剩余油分布規(guī)律研究

        3.1 三維地質(zhì)建模

        研究區(qū)地質(zhì)建模遵循從點(diǎn)→面→體的步驟,首先建立各井點(diǎn)的一維垂向模型,井模型是建立層面模型和三維模型的基礎(chǔ)。本次研究平面上網(wǎng)格步長為10 m,縱向上網(wǎng)格步長為0.5 m,模型網(wǎng)格數(shù)為1 505×1 551×76。

        建立相模型:根據(jù)巖心觀察及測井曲線的研究和分析結(jié)果,研究區(qū)屬于三角洲前緣沉積,沉積微相類型劃為6種,包括水下分流河道、天然堤、河口壩、席狀砂、河道側(cè)翼和分流間灣。根據(jù)它們各自的特點(diǎn),在沉積微相建模過程中進(jìn)行適當(dāng)組合,將6種微相合并成2種微相類型,即分流河道和分流間灣。在準(zhǔn)備好各種參數(shù)后就可以進(jìn)行模擬了,模擬可以產(chǎn)生多個(gè)實(shí)現(xiàn),多個(gè)實(shí)事可以用來對儲(chǔ)層沉積微相分布的不確定性進(jìn)行評價(jià),在后續(xù)物性參數(shù)建模中,通常選用一個(gè)為最合理的沉積微相實(shí)現(xiàn)對物性的模擬進(jìn)行控制

        建立屬性模型:在沉積微相控制下的(相控)物性建模實(shí)際上是在對物性參數(shù)如孔隙度、滲透率進(jìn)行模擬時(shí)考慮該物性參數(shù)點(diǎn)所處位置的沉積微相類型。不同沉積微相類型物性參數(shù)的期望值與方差通常不同,而且其空間相關(guān)性也不一樣,因此對物性參數(shù)插值時(shí)需要按其所屬的沉積微相類型分別進(jìn)行模擬。在利用PETREL軟件進(jìn)行相控建模前,還必須對每層每個(gè)屬性進(jìn)行相應(yīng)高斯變換,應(yīng)用井統(tǒng)計(jì)功能計(jì)算相應(yīng)層段屬性特征值,使建模過程在特征值條件下進(jìn)行。

        3.2 生產(chǎn)歷史擬合

        經(jīng)過擬合,全區(qū)的產(chǎn)油量、含水?dāng)M合率較高,地層壓力的擬合值與歷年所測地層壓力變化趨勢一致,單井的擬合率也比較好,說明模型可以反映出油藏的滲流規(guī)律,可以用來預(yù)測油藏的剩余油變化及分布規(guī)律。經(jīng)過反復(fù)的擬合,擬合效果較好的井有65口,擬合率達(dá)到85%。Q64區(qū)整體含水率、日產(chǎn)油擬合曲線如圖8、圖9所示。

        圖8 Q64區(qū)整體含水率擬合曲線

        3.3 剩余油分布特征

        目前Q64區(qū)剩余油主要受物性、底水、水驅(qū)三種因素影響。其中受物性差,剩余油富集25-10等6口,受底水影響24-6等14口,受水驅(qū)不均影響22-6等4口。剩余分布主要受底水、儲(chǔ)層物性,井網(wǎng)影響,形成3種主要剩余油分布模式,底水錐進(jìn)水動(dòng)力“滯留區(qū)”、復(fù)合砂體內(nèi)部水驅(qū)不均區(qū)、井網(wǎng)不完善及套破區(qū)域。

        4 高效開發(fā)技術(shù)研究

        4.1 合理開發(fā)技術(shù)政策研究

        4.1.1 合理地層壓力

        油藏工程合理地層壓力通常采用3種方法計(jì)算。按80%左右的靜水柱壓力確定,計(jì)算得到地層壓力為12.2 MPa。按原油黏度確定脫氣。考慮到井底流壓低于飽和壓力超過10%時(shí),會(huì)影響油藏的開發(fā)效果,取油層飽和壓力為 2.2 MPa,現(xiàn)場統(tǒng)計(jì)油井的平均生產(chǎn)壓差5.5 MPa,Q64井區(qū)合理的地層壓力保持水平應(yīng)為10.5 MPa。按低滲透性油藏開發(fā)經(jīng)驗(yàn)法確定合理的地層壓力應(yīng)大于10 MPa。

        利用數(shù)值模擬預(yù)測,對比不同方案得到慶 64合理地層壓力為11.2 MPa,繼續(xù)提高壓力保持水平增油量有限。目前Q64平均地層壓力為10.4 MPa,低于合理值。不同地層壓力方案如表1所示,不同地層壓力下累積產(chǎn)油量和含水對比圖如圖10所示。

        表1 不同地層壓力方案表

        4.1.2 合理井底流壓

        根據(jù)低滲透油藏的開發(fā)經(jīng)驗(yàn),采油井合理流壓應(yīng)不低于飽和壓力的 2/3,最低流動(dòng)壓力為飽和壓力的50%,否則會(huì)引起油井脫氣半徑擴(kuò)大,降低油層的滲流能力。Q64飽和壓力2.9 MPa,Q64的合理流壓為 3.0 MPa。利用數(shù)值模擬預(yù)測,對比不同方案得到Q64合理井底流壓為3.0 MPa,繼續(xù)提高壓力保持水平增油量有限。不同井底流壓方案如表2所示,不同井底流壓下累積產(chǎn)油量和含水對比圖如圖11所示。

        表2 不同井底流壓方案表

        圖11 不同井底流壓下累積產(chǎn)油量對比圖和含水對比圖

        4.1.3 合理采液強(qiáng)度

        通過礦產(chǎn)統(tǒng)計(jì)認(rèn)為合理采液強(qiáng)度應(yīng)該在0.5~0.6 m3·d-1·m-1之間,油藏能保持較小的含水上升幅度。利用數(shù)值模擬預(yù)測,對比不同方案得到Q64合理采液強(qiáng)度為0.6 m3·d-1·m-1。不同采液強(qiáng)度方案如表3所示,不同采液強(qiáng)度下累積產(chǎn)油量和含水對比圖如圖12所示。

        圖12 不同采液強(qiáng)度下累積產(chǎn)油量對比圖和含水對比圖

        表3 不同采液強(qiáng)度方案表

        4.1.4 合理注采比

        運(yùn)用物質(zhì)平衡法和導(dǎo)壓系數(shù)法計(jì)算Q64油藏的合理注采比為0.8~1.0,考慮注水有效性約60%~70%,建議注采比保持在1.1~1.3之間,目前注采比1.36,基本保持合理。利用數(shù)值模擬預(yù)測,對比不同方案得到Q64地層能量充足,調(diào)整注水量,注采比對油藏開發(fā)影響較小,合理注采比為1.1。不同注采比下壓降曲線如圖13所示。

        圖13 不同注采比下壓降曲線

        4.2 加密更新

        在剩余油富集區(qū)、井網(wǎng)未控制區(qū)域部署加密井12口。預(yù)測20年加密累增油7.7萬t,典型井初期平均單井產(chǎn)能3.6 t,預(yù)測時(shí)間20年累產(chǎn)油1.3萬t。

        通過開展技術(shù)政策優(yōu)化、加密調(diào)整等生產(chǎn) 20年預(yù)計(jì)增油11.9萬t,通過技術(shù)政策調(diào)整預(yù)測采收率提高3.1%。不同方案日產(chǎn)油和累積產(chǎn)油對比圖如圖14所示。

        圖14 不同方案日產(chǎn)油對比圖和累積產(chǎn)油對比圖

        5 結(jié)論及認(rèn)識

        1)研究區(qū)整體“西低東高”,主力開發(fā)區(qū)發(fā)育北西-南東向構(gòu)造高點(diǎn),油層分布受構(gòu)造控制明顯,屬于典型的巖性-構(gòu)造油藏。

        2)研究區(qū)平面上見效呈多方向性,見效主要以穩(wěn)產(chǎn)型為主,投產(chǎn)高含水型主要受含油性差影響。

        3)建立了研究區(qū)精細(xì)地質(zhì)模型,數(shù)值模擬階段末產(chǎn)油量擬合誤差 2.7%,含水率誤差 2.8%,累產(chǎn)油量誤差1.1%,單井?dāng)M合率85.1%,計(jì)算儲(chǔ)量與地質(zhì)儲(chǔ)量誤差小,模型可靠。

        4)Q64區(qū)剩余油分布主要受底水、儲(chǔ)層物性,井網(wǎng)影響,形成3種主要剩余油分布模式,底水錐進(jìn)水動(dòng)力“滯留區(qū)”、復(fù)合砂體內(nèi)部水驅(qū)不均區(qū)、井網(wǎng)不完善及套破區(qū)域。

        5)油藏工程與數(shù)值模擬結(jié)合,優(yōu)化了研究區(qū)合理技術(shù)政策,合理壓力應(yīng)該在11.2 MPa,合理流壓3.0 MPa,合理采液強(qiáng)度為 0.6 m3·d-1·m-1,合理注采比為1.1。

        6)通過開展技術(shù)政策優(yōu)化、加密調(diào)整等生產(chǎn)20年預(yù)計(jì)增油11.9萬t,預(yù)測采收率提高3.1%。

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