多层油藏（精选3篇）
多层油藏 篇1
多层非均质油藏的差异化开发, 是以油藏高效开发为中心, 强化地质认识, 利用数值模拟技术, 明确剩余油分布规律, 结合各油层的压力等资料, 在井网井距、换层时机、注水方式等方面进行优化, 力图解决非均质油藏开发中存在的平面、层间、层内矛盾。在实施中强化油藏、钻采、地面多学科融合整合、多技术集成优化。
1 非均质油藏差异化开发的潜力
由于储层内部非均质性的差异, 造成层内垂向上不同微相带的水驱效果不同, 剩余油分布不均并富集在强非均质性位置;受储层层间非均质性的影响, 剩余油常富集在储层渗透率级差大、物性较差的单砂层内;在平面上, 受砂体展布、规模、连通性及空间组合方式不同的制约, 储层中物性相对较差, 渗透率级差大的微相带是剩余油的主要富集区和挖潜的目标靶位。
2 找准油藏差异化开发的“靶点”
2.1 构造精细解释, 建立油藏精细构造模型
通过合成记录标定, 钻井层位标定, 保障地质和地震最大程度的接近, 尽量减少矛盾, 进行精细解释, 更重要的是将静态的构造解释成果与注水开发动态结合, 进一步验证精细构造解释的成果。
2.2 储层综合评价, 建立储层精细地质模型
首先寻找区域内不同时期沉积较完整的单井剖面, 组合成对比剖面, 再根据地层的接触关系, 沉积层序或沉积旋回和岩性剖面组合特征细分成不同级次的层组、小层乃至单砂体, 并建立区块内井与井之间各级次层组的对比关系, 从而实现全区分层的一致性。利用岩性、电性资料, 对储层精细对比, 研究各小层沉积相, 沉积微相, 评价各小层层内、层间及平面非均质性。
针对砂体物性差异大、层内与层间动用储量差异大现状, 为了摸清开发潜力, 通过加强地层模型、构造模型、储层模型、流体模型和油藏模型的有机结合, 建立三维油藏地质模型。
2.3 加强水驱规律研究, 建立差异化开发动态模型
一方面利用油藏数值模拟技术, 开展对剩余油研究, 并与油藏非均质性进行对比。另一方面开展水驱前后储层结构变化规律研究, 根据注水对储层冲刷改造程度, 指定相配套的技术手段, 对水淹层进行调堵。
3 提高油藏差异化开发效益
深化油藏工程研究, 优化开发方式和参数, 提高油藏差异化开发效益。为确保措施工作量取得较高的产出效益, 开展单层开发经济技术界限评价, 根据评价结果, 进行差异化单层开发方式研究。在纵向上, 根据层间非均质性、油层厚度和隔夹层稳定性, 开展了一套井网错开层系、逐层上返或多层开发等开采方式的优化;在平面上, 开展开采层系组合、换层开采时机、不同注采方式的研究 (超前注水、脉冲注水、同采同注等) 。在此基础上确定差异化开发方案。
3.1 强非均质油藏井网井距优化
通过细分层系三套井网和一套井网差异化开发两种方案进行指标对比, 相同产油速度的情况下, 差异化开发比细分层系开发的全区含水率要低;单井累产油量显著提高;投入产出比降低明显。缩小井距, 提高注采对应率, 可以增加纵向水驱程度, 当井距小于200m后水驱动用程度明显提高, 井距缩小采收率明显提高, 当井距小于150m后采收率提高幅度很小, 因此从经济上考虑, 井距150m最优。
3.2 射孔方式优化研究
针对多层非均质油藏的特点, 结合油藏数值模拟和渗流特征的结论, 确定分层压力和含水情况, 采用人为控制生产压差的变密度射孔方式, 在物性条件较好, 砂体相对连续的油层, 降低射孔密度;在孔渗条件相对较差, 砂体不连续的油层, 适当增加射孔密度, 这样有利于延缓含水上升, 有效动用未动用的剩余油。
3.3 差异化开发方式研究
3.3.1 换层时机优化
根据开发实际数据, 拟和含水率与采出程度的曲线, 发现层段含水达到85%以后换层, 开发效果较好, 当一个开发井段含水达到85%之后换层开发, 另一个井段达到含水达到85%之后, 再采取合采的方式, 能够实现最终采收率的提高。
3.3.2 注水方式优化研究
分别拟和不同地层压力条件下含水率和采出程度的关系曲线, 发现地层压力保持在90%采收率最高, 应对地层压力低于0.9Pi的实施超前注水。拟和高渗高含水层连续注水和脉冲注水条件下含水率和采出程度的关系曲线, 脉冲注水效果明显好于连续注水, 脉冲注水方式有利于控制含水上升速度, 提高采出程度。对于高含水油层, 当含水达到92%实施脉冲注水效果最佳, 根据实践注水周期为注2月停20天采收率最高。
4 油藏差异化开发的实例
通过本课题的研究, 在胜利油田某油区多层非均质油藏类型中部署选取三个井组, 开展先导实验项目。井距150米, 共部署水井3口, 油井11口, 总井数14口。平均单井控制储量8.6万吨。油井根据分层压力和分层含水资料确定如何分层开采;水井根据对应油井情况确定如何分注;生产过程中根据含水压力情况进行换层生产。先导实验项目取得了较好的开发效果, 区块日产油量稳步增长, 由实施前的42吨上升至实施后的65吨, 综合含水稳定在60%上下。多层非均质油藏的差异性开发, 在抑制含水的同时增加产量, 提高了开发效果。其中方案设计新井X14-62井分三个周期对上部、中部、下部层位进行接替式开发, 该井投产后日产量由初期的10吨下降到2吨、含水从60%升高到85%, 换层生产后日产量提高到11.3吨, 含水下降到38%, 有力保障了单井开发效果和效益。
参考文献
[1]瑞健;储层平面非均质性对水驱油效果影响的实验研究[J];大庆石油地质与开发;2002年04期.
[2]莫建武等;重层间非均质油藏水驱效果及影响因素研究;西北大学学报 (自然科学版) ;2011年01期.
多层油藏 篇2
油田开发中后期,研究剩余油在平面和纵向上的分布现状和规律对于各种综合调整方案制定优选非常重要[1]。对于多层复杂断块油藏,其开发层系长、断块多而小,非均质性严重;同时开发过程中油水井合采合注现象十分普遍。以上地质、油藏、生产的特点造成这类油藏开发后期层间层内矛盾突出,储量动用状况差异大,剩余油分布复杂,常规的剩余油表征方法不能满足这类油藏研究的需要[2]。本文以高深多层复杂断块油藏为例,综合运用剩余油饱和度、储量丰度等指标表征了该油藏的水驱特征及潜力分布;并且将各小层的剩余油储量指标进行叠加,以油组为单位确定了油藏的潜力区域;同时绘制了主力井组的过井剖面,从平面立体、横向纵向等角度研究了剩余油的潜力,剖析了该油藏同时生产中的矛盾。为该油藏的综合治理及开发调整方案的制定提供了依据和指导。
1 多层复杂断块油藏概况
1.1 地质油藏特点
高深油藏是在基岩隆起基础上形成的潜山披覆背斜,展布方向为北西向(见图1),为层状断块型油藏。含油层位为下第三系沙河街组Es32+3亚段,为一套近源、搬运距离短、快速堆积的扇三角洲沉积体系。具有埋藏深,断层多,构造复杂,油层数多、油水关系复杂、储层非均质性强的特点。其储层物性较差,孔隙度主要分布在10%~20%,渗透率小于100×10-3 μm2。
油藏驱动类型以弹性驱动为主;油水关系复杂,没有统一的油水界面。油藏流体性质表现为“三高三低”:低密度、低黏度、低含硫量;高凝固点、高含蜡量、高胶质沥青质含量。油藏饱和压力在22 MPa左右,溶解气油比约180 m3/m3。
1.2 油藏生产特征
油藏开发生产动态表现为以下特点:(1)油井投产油层多,开发过程中补层、堵层、酸化等措施多,动态变化大;(2)多数断块注水较早,保持了较高的注采比,但是油井、水井纵向上多层合采、合注情况较多,层间、层内矛盾大。平面上注采井网不完善,油井或者见效快、见水快、含水率高,或者不见注水效果,产液能力差。(3)由于纵向与平面非均质性以及各层实际井网布置差异的影响,各层水淹状况和储量动用程度存在一定差异,总体水驱控制储量较小,整体注水开发效果有待提高。
2 多层复杂断块油藏剩余油表征方法
2.1 地质模型建立
综合测井、小层解释数据及生产动态等数据,以角点建模技术为基础,利用Petrel软件建立了高深油藏南区和北区三维可视化模型、砂体厚度模型、孔隙度模型和渗透率模型。
2.2 静态模型建立和动态历史拟合
在前面建立的地质模型进行油藏初始化和储量拟合的基础上,进行油藏开采动态历史拟合,目的就是以该块油藏的开发动态数据为参照,通过不断与油藏开发实际相匹配,即再现油藏开发历史,使地质模型更真实地代表油藏地下实际,从而掌握目前油藏剩余油分布特征。
2.3 油藏剩余油表征
针对复杂断块油藏的复杂性,制定以下指标对该油藏剩余油分布情况进行精细描述。
2.3.1 剩余油饱和度-水淹级别指标
通过油藏数值模型中含油饱和度的变化,可以直观的了解高深油藏油水运动特征、水驱油的波及效率等,从而判断剩余油潜力区域。为了对剩余油储量进行定性、定量评价,以中国石油天然气公司划分水淹级别规定作为划分标准[2],计算了高深油藏的水淹级别分布,以此对高深油藏剩余油水淹程度进行定性分析。通过这两个指标可以评价储层水驱动用情况,为注采井网的调整提供依据。
2.3.2 剩余油储量-剩余可动油储量分布指标
含油饱和度和水淹级别可以表征出未水淹及弱水淹储量的潜力分布,而剩余油储量分布则可以综合考虑储层的剩余油饱和度、厚度、孔隙度,以及原油密度与体积系数等对储层剩余油潜力进行综合表征。同时针对一些储层有效厚度较大,水驱后其残余油储量仍然比其他未水淹区域储量大的情况,可以利用可动剩余可动油储量来量化储层的潜力,即在剩余的储量中扣除水驱残余油的储量。
2.3.3 剩余油储量丰度-剩余可动油储量丰度分布指标
由于目前油藏数值模拟中常采用角点网格系统,其网格大小形状变化比较大,针对这个情况可以使用剩余油储量丰度指标来表征剩余油的潜力分布。和前面剩余可动油储量分布指标同理,本研究中绘制了剩余可动油丰度平面图来精细描述剩余油的潜力分布(见图2)。两个指标的计算方法如下[3]:
式中:Ω01为剩余油储量丰度,104 t/km2;Ф为孔隙度;So为含油饱和度;ρo为地面原油密度,t/m3;Ω02为剩余油可采储量丰度,104km2;Sor为残余油饱和度。
2.3.4 未水淹-弱水淹储层厚度指标
综合水淹级别及储层含油有效厚度两个指标,可以得到未水淹及弱水淹储层有效厚度分布情况。该指标可以帮助准确地确定剩余油潜力储层的分布区域(见图3),为调整井的设计提供精确指导。
2.3.5 油组和全区储量丰度及有效厚度指标
通过将上述油藏各小层储量丰度与水淹未水淹有效厚度等指标,分别以油组和油藏整体为单位进行叠加,得到油组和整体的剩余油分布指标的平面图,为剩余油潜力区的优选及综合评价,以及新井井位的设计提供良好的基础及指导(见图2、图3)。
2.3.6 油藏剩余油指标及压力分布过井剖面
前面的剩余油指标都是以小层,油组和整体为单位,从平面上对剩余油分布进行描述。为了对不同井区的剩余油潜力进行更全面的评价,本次研究中绘制了剩余油饱和度、剩余油储量丰度,潜力区有效厚度等指标以及小层压力的过井剖面图(见图4,图5)。从而可以更全面、更具体的描述剩余油的潜力区,揭示这类多层复杂断块油藏的层间存在的矛盾。例如从图4、图5的剩余饱和度与压力的井组剖面图,可以看出不同油井的潜力层位,以及目前由于多层合采合注造成的压力不均衡,某些压力低的油层出现“倒灌”现象。
3 多层复杂断块油藏剩余油分布规律
复杂断块油藏进入高含水阶段后,地下油水关系复杂,剩余油分布既零散又有相对富集区。剩余油的分布一方面受油藏地质特征的控制,如油藏构造产状、 几何形态、流动单元展布、砂体连续性、 渗
透率非均质等控制因素;另一方面也受开采工艺技术水平,如井网分布、层系划分、调整措施等因素的控制[4]。油藏剩余油分布类型主要有:
3.1 注采不完善型
由于砂体和井网之间的匹配不好,原井网虽然有井点钻遇,但往往有注无采、有采无注或无注无采等注采不完善所形成的剩余油。
3.2 层间干扰型
这类剩余油主要存在于纵向上物性相对较差油层内。在原井网条件下虽已射孔,并且注采关系比较完善,但由于这部分油层在纵向上与同时射开的其它油层相比,在岩性和物性上更差一些,因而弱吸水或不吸水,出少量的油或不出油,油层产能得不到发挥,造成油层动用差或不动用而形成剩余油。
3.3 边角型
这类剩余油主要存在于主力油层中,一般在砂体的边角部位,或者在构造的边角部位,由于砂体的变化,或构造的遮挡作用,易造成井网控制不住或注采不完善而形成剩余油。这部分剩余油可以通过打调整井、老井侧钻等措施完善注采井网,挖掘剩余油生产潜力。
3.4 滞留型
这类剩余油主要存在于主力油层中,由于油井在纵向上生产层位、注水层位的转换和注采关系的调整,造成这些小层的注水关系时常发生变化,地下原油因液流方向的改变而被切割得很零乱,分布日趋复杂而形成滞留区。这部分剩余油可以通过注采井工作制度转换、老井侧钻和补孔等措施完善注采井网,挖掘剩余油生产潜力。
3.5 层内未水淹型
这类剩余油主要存在于水淹区的厚油层中,为已动用油层内未动用的厚度。由于油层层内非均质和流体非均质性等因素,造成油层内部的水洗差异,一部分储量动用很好,一部分则动用很差,从而在垂向上形成剩余油段[5]。
根据对高深多层复杂断块油藏剩余油表征结果分析,该油藏剩余油分布类型主要为层内层间干扰、未水淹型、边角型和井间滞留型。
4 结论
(1)针对高深多层复杂断块油藏断层多、层系多、储层非均质强的特点,综合运用剩余油饱和度、潜力区厚度、剩余油储量及剩余可动油储量丰度分布等多种表征方法精细描述了该油藏的剩余油分布情况。同时,将各小层剩余油指标进行叠加得到砂组、油组及整体的潜力区分布。通过以上表征方法,确定了该油藏层内层间干扰型、未水淹型、边角型、井间滞留型剩余油分布类型,综合确定了该油藏局部及整体的剩余油潜力分布。
(2)通过绘制高深油藏剩余油各项指标的平面图和过井剖面图,精细描述了该油藏的剩余油潜力分布,揭示了油藏层间倒灌的突出问题,为该油藏的综合治理调整提供了坚实基础。
参考文献
[1]俞启泰.关于剩余油研究的探讨.石油勘探与开发,1997;24(2):46—50
[2]郭鸣黎.数值模拟技术表征复杂断块油田剩余油分布的几种方法.断块油气田,2003;10(2):48—51
[3]耿站立.姜汉桥,陈民锋,等.高含水期油藏剩余油潜力定量化表征新方法.油气地质与采收率,2007;14(6):100—102
[4]史青云.刘长利.复杂断块油田开发动态分析方法.北京:石油工业出版社,2001:137—165
多层油藏 篇3
1 S-3断块油藏地质特点
1.1 断层发育, 为复杂小断块
S-3断块由南、东、西三个方向F1、F2和F3三个正断层切割形成的一个小型断背斜构造, 断层断距20-50m, 封堵性好, 落实程度高。S-3构造圈闭小, 面积约1km2。
1.2 含油层系多, 厚度不均, 储量分布零散
S-3断块U段划分为四个油组, 含油油组为II、III、IV油组。含油小层为II-4、III-3、I I I-5、I V-1、I V-2、I V-3和I V-4层共7个小层。纵向上储量主要分布在III-5和IV-2小层, 占总储量的57.9%。
1.3 中高孔、中高渗储层
U段储层为三角洲前缘的水下分流河道沉积。储层岩心分析平均孔隙度28%, 渗透率13.2-1000m D, 平均609m D。
1.4 构造控制的边、底水油藏, 具多套油水系统
从S-3断块油藏总体特征来看, 油藏主要受构造影响。主要为边水油藏, 个别层位为底水油藏。
2 开发对策研究
针对油藏特征, 主要从开发方式、开发层系划分、开发井型的选择及其组合对策方面进行探讨。
2.1 开发方式研究
该油藏具一定的边、底水能量, 弹性产率2.17万吨/MPa。初期开发能量较为充足。但由于油藏处于半封闭状态, 为“无源”弹性水压驱动。从Z-1井试采历史拟合结果 (图2) 中可以看出, 随着开发的进行, 地层压力下降较快。分别模拟天然能量开发和注水开发方式, 可得到图3中地层压力变化特征曲线。
从压力变化曲线来看, 注水开发压力下降率较天然能量明显变缓。
考虑到初期天然能量较充足, 因此, 可在天然能量开发一定时间后选择适当时机进行转注, 充分利用天然能量。从图中可以看出, 在生产约5年后压力下降较快, 此时可转注。
2.2 开发层系划分研究
S-3断块U段油藏含油层系较多, 但储量主要集中在2个小层, III-5和IV-2小层储量占油藏总储量的57.9%。为模拟一套层系开发和分层系开发效果差别, 在开发方式、井型、井数和部署一致的情况下, 分别设计一套层系笼统开发和分层系开发进行对比, 模拟结果显示, 分层系开发效果要远好于一套层系开发, 10年开发期结束后采出程度相差5.7个百分点。 (图4)
2.3 井型适应性研究
边、底水对油藏开发来说, 既有能提供较强能量的优势, 又存在如果有效避免底水锥进、边水突进的问题。底水锥进主要原因是直井点状开发时, 泄压半径较小, 形成压降漏斗造成。而水平开发具有明显增加泄油面积、扩大泄压半径的效果。
为模拟纯直井开发和水平井开发效果差别, 分别设计直井开发和直井+水平井开发进行对比, 模拟结果显示, 水平井开发效果要远好于纯直井开发, 10年开发期结束后采出程度相差2.5个百分点。
因此, 可以看出, 在其他条件一致的条件下, 水平井+直井配合开发比纯直井开发效果要好。 (图5)
3 开发效果预测
根据上述探讨, 设计不同的组合方案: (1) 方案一:直井天然能量开发方案; (2) 方案二:直井注水开发方案; (3) 方案三:水平井+直井天然能量开发方案; (4) 方案四:水平井+直井注水开发方案;在同一地质模型下, 对四套方案进行模拟生产, 模拟结果见表1。
从四套方案模拟结果来看, 方案四也即水平井和直井组合注水开发效果最佳。从图6中也可以看出, 方案一中高部位剩余油还较多, 由于开发能量不足, 高部位虽然有井控制, 但依旧难以采出。
方案二中剩余油以井间分布为主, 直井难以完全控制油藏, 因此还残余一定剩余油, 方案三中由于水平井泄油面积大, 生产较为平稳, 但与方案一类似的是开发能量依然不足, 开发后期难以将高部位剩余油采出, 较方案一已有较大改观。方案四基本将剩余油驱出, 只在极少部位有残余油存在。
4 结论
综上所述, 对于多层状边、底水复杂小断块油藏, 影响开发效果的因素主要是开发方式、开发层系和开发井型的选择。
对于该类型油藏在开发方式的选择中, 最佳的对策组合方式为初期利用天然能量开发, 随后人工补充开发能量。以主力油层为主, 合理细分层系开发, 充分应用水平井技术与直井开发相结合, 最大限度地提高开发效果, 提高采收率。
参考文献
[1]王允诚主编《油气藏开发地质学》, 2006年
[2]刘丁曾主编, 《多油层砂岩油田开发》, 石油工业出版社, 1986年
[3]达克著, 刘翔鄂等译, 《油田开发设计》, 石油工业出版社, 1984年