油藏水驱开发效果评价（共6篇）
油藏水驱开发效果评价 篇1
1 水驱储量动用程度
水驱储量动用程度是指总吸水厚度与注水井总射开连通厚度之比值, 或总产液厚度与油井总射开连通厚度之比值。水驱储量动用程度一般会随着油田的开发而不断增加 (如表1) 。
储量动用程度的计算方法可以采用甲型水驱曲线来研究, 即:
式中:
Np—累积产油量;
Wp—累积产水量;
a1和b1为甲型水驱曲线的直线截距和斜率。其中b1水驱油藏的地质储量常数。
水驱动用程度 (β) 定义为水驱动用储量与油藏地质储量的比值:
2 归一化含水变化率
含水率是反映注水油田开发效果的一个重要指标。在实际生产过程中, 含水的变化受到油层非均质性、油层性质等因素影响, 不同类型的油藏具有不同的曲线形态。现用归一化含水变化率来评价油田开发效果。
归一化含水变化率的量化公式为:
式中:
Gf'w——归一化含水变化率;
fwt——t时间步的综合含水率;
fwt-1——t-1时间步的综合含水率。
相应的分类评价标准为:Gf'w<15%, 含水变化平稳, 15%
3 存水率和水驱指数
存水率是指油田 (或区块) 注入水地下存水量与累计注水量之比。水驱指数是存入地下水量与采出地下原油体积之比。给定不同的注采比, 可作出存水率及水驱指数与综合含水率的理论关系曲线, 将实际开发数据点入理论图板中, 即可较为直观的评价注水开发效果。
存水率与注采比及含水率的关系:
式中:
Rz——月或年注采比;
fw——含水率;
Bo——地层原油体积系数;
γo——地面脱气原油相对密度。
水驱指数与注采比及含水率的关系:
4 结论
该方法通过对水驱储量动用程度、归一化含水率、存水率、水驱指数等指标的分析研究, 可以对水驱油藏进行注水开发效果评价, 并能对油藏开发进行一定的预测, 在评价的基础上对影响油藏合理开发的开发技术政策进行及时的调整, 以达到油藏合理高效开发的目的。
参考文献
[1]宋子齐, 赵磊, 王瑞飞, 等.一种水驱开发效果评价方法在辽河油田的应用[J].西安.西安石油大学学报 (自然科学版) , 2004, 19 (3) :17~22[1]宋子齐, 赵磊, 王瑞飞, 等.一种水驱开发效果评价方法在辽河油田的应用[J].西安.西安石油大学学报 (自然科学版) , 2004, 19 (3) :17~22
[2]庞霄.油田注水开发效果评价方法研究[D].西安石油大学, 2009[2]庞霄.油田注水开发效果评价方法研究[D].西安石油大学, 2009
[3]孙致学.裂缝性油藏中高含水期开发技术研究—以火烧山油田H2层为例[D].成都.成都理工大学, 2008[3]孙致学.裂缝性油藏中高含水期开发技术研究—以火烧山油田H2层为例[D].成都.成都理工大学, 2008
油藏水驱开发效果评价 篇2
南翼山油田位于青海省柴达木盆地西部北区, 行政隶属青海省海西州茫崖镇。区域构造位于青海省柴达木盆地西部北区, 属于西部坳陷区茫崖凹陷南翼山背斜带上的一个三级构造。含油层段为新近系上新统的上、下油砂山组, 是一种在缺乏陆源物供应、具有温暖清澈的浅湖咸水环境下形成的湖相碳酸盐岩与陆源碎屑混积沉积, 岩性主要为深色的泥岩类、灰岩类夹少量砂岩、粉砂岩及白云岩。储层发育原生粒间孔、次生溶蚀孔, 残余粒间孔、晶间孔和微裂缝。储层平均孔隙度为14.6%, 平均渗透率为2.98m D, 储层排驱压力、饱和中值压力低, 孔喉半径小, 储层渗流性能差, 属于中高孔—低渗透储层[1]。
2 油田水驱开发存在问题
南翼山油田于2002年开始进行注水开发, 采用280m×280m的反九点法注采井网, 辖区内采油井58口, 注水井30口, 注采井数比为1∶2.8。取得一定注水效果的同时, 开发过程中的问题及矛盾也日益突出[2]。
2.1 采用消耗方式开发, 产量递减快, 压力下降快
南翼山低渗透油田天然能量不充足, 原始地层压力为17.2Mpa, 渗流阻力大, 能量消耗快, 采用自然枯竭方式开发, 产量递减快, 地层压力下降快, 在依靠天然能量开采阶段, 产油量的年递减率为40%, 地层压力下降幅度很大, 每采出1%地质储量, 地层压力下降4.2MPa。为了获得较长的稳产期和较高的采收率, 采用保持压力的开发方式是势在必行的。
2.2 注水井吸水能力低, 启动压力和注水压力高
南翼山油田注水井吸水能力低, 启动压力和注水压力高, 而且随着注水时间的延长, 层间、层内矛盾日益加剧, 甚至发展到注不进水的地步。由于注采井距偏大、油层吸水能力低, 注水井的能量 (压力) 难以传递、扩散出去, 致使注水井井底附近产生蹩压, 注水压力升高。
2.3 油井见注水效果较慢, 压力、产量变化不敏感
南翼山油田由于油层渗流阻力大, 注采井距偏大, 注水井到油井间的压力消耗多, 因而油井见注水效果不仅时间晚, 而且反应比较平缓, 压力、产量变化幅度不大, 有的甚至恢复不到油井投产初期的产量水平。通过井组分析, 南翼山油田注水见效时间长, 平均43个月, 油井见效井数少, 见效井数占油井数的36%。
3 影响水驱效果差的影响因素分析
3.1 注水水质影响
在国内低渗透注水开发油藏中, 注水水质中固体悬浮物和含油量超标, 以及注入水与地层水配伍性差是低渗透油藏注水水质的突出问题。当注入水中硫化亚铁、氧化铁、沉淀的碳酸盐和硫酸盐、细砂和粘土颗粒等悬浮固体含量过高时, 固体颗粒会被滤出在井壁或进入储层, 形成低渗透性的滤饼或低渗透污染区域, 堵塞储层的流通孔道, 使油层吸水量大幅度地下降, 严重影响注水开发效果。注入水中含油量过高时, 含油会聚集成油滴, 进入岩石的微小孔隙, 形成附加毛管压力, 堵塞微小孔隙, 使注入压力上升[4]。当注入水与地层水配伍性差, 注入水所含成垢离子Ca2+、Mg2+、SO42-、CO32-等较多时, 容易形成沉淀, 造成储层内结垢严重, 堵塞孔吼通道, 导致注入压力上升, 油层吸水能力下降。
3.2 储层敏感性影响
低渗透油田注水开发过程中储层敏感性主要表现为速敏和水敏伤害。南翼山低渗油藏胶结物和粘土含量通常较高, 在开发过程中, 由于注入速度过快或采油井泄压过快, 使微粒更易运移, 导致近井地带储层发生较为严重的速敏伤害, 使储层渗透性变差。岩心速敏实验表明, 速敏引起的储层渗透率伤害具有不可恢复性。因此, 在低渗透油藏注水与采油过程中应合理控制注采速度, 减小速敏引起的低渗透储层伤害。南翼山储层的粘土含量较高, 当注入水使地层水的浓度降低或组成发生变化时, 破坏粘土矿物与地层水处于溶胀平衡状态, 导致粘土发生膨胀, 从而降低了储层渗透性。
3.3 储层有效应力影响
注水过程中, 注采不平衡和地层压力下降, 储层的有效应力变大, 导致储层骨架会发生弹塑变形, 孔隙介质变形, 使依附在壁上的松散颗粒脱落, 在孔隙中运移并在狭窄孔隙或喉道处堆集, 造成堵塞, 使储层渗透率降低。
3.4 过度压裂影响
低渗透油田注采井的过度压裂 (水力压裂、超破裂压力注水) , 易造成裂缝将油层切割, 基岩弹性能量释放后注入水将沿裂缝窜流, 导致油井暴性水淹, 由于压裂后裂缝与基质的油水渗流能力存在明显差异, 油层水淹后仍有大量的剩余油富集于基质中难以开采, 再利用水驱渗吸作用来开采基质中的原油效果差、时间长、采收率低。
4 改善水驱效果的技术方法
4.1 采用合理的注采井网, 提高水驱控制程度
当砂体分布面积一定时, 井网水驱控制程度大小主要取决于注采井距与注采井数比, 适当缩小井距或提高井网的注采井数比, 可以提高井网的水驱控制程度, 改善油田水驱开发效果[5]。
4.2 精细分层注水, 提高油层动用程度
南翼山油田油层具有薄、多、散、杂等特点, 层间非均质性强, 从油水井产、吸剖面看, 存在着很大的层间矛盾, 采取早期分层注水开发, 挖潜差油层潜力, 可以有效的提高储量动用程度, 提高注水效率。
4.3 提高注入水水质与配伍性, 减少储层伤害
南翼山油田储层渗透能力低, 孔喉半径小, 对注入水水质要求较高。在油田注水开发过程中, 严格按水质标准进行注水, 搞好精细水质处理, 提高注入水与地层的配伍性, 可以有效地减少储层的伤害。
4.4 开展周期注水, 减少无效注水
通过周期性的改变注水量, 在油层中造成不稳定的脉冲压力场, 使流体在不同渗透率地层或裂缝间不断重新分布和层间交换, 促进毛细管渗吸作用, 可以增大注水波及系数及洗油效率, 提高最终采收率。
4.5 开展注水井调剖调驱措施, 改善纵向吸水均衡性
注水井调剖调驱技术是解决层间矛盾, 改善注水井吸水不均衡的重要措施。通过开展调剖剂的配方优选、性能评价、岩心封堵、驱油实验等研究, 优选出了与油田储层配伍的调剖剂配方, 有效解决层间矛盾。
5 总结
(1) 南翼山低渗透油田注水开发主要存在注水井吸水能力低, 启动压力和注水压力高;油井见注水效果较慢, 压力、产量变化不敏感等问题。
(2) 注入水的水质、储层速敏和水敏、储层有效压力及过度压裂等因素是造成南翼山油田水驱效果差的主要原因。
(3) 储层损害周期长、损害范围广, 具有动态性、叠加性和不可逆性。因此为了确保油田长期稳产, 改善油田水驱效果, 必须要开展精细注水, 不仅要注够水, 还要注好水。
(4) 提高低渗透油田改善水驱效果, 必须开展注采井网的适应性分析、合理控制注采速度、精细分层注水;注水水质精细处理和注入水配伍性研究, 减少储层伤害;注重保持地层能量, 避免因过度压裂引起的暴性水淹;开展周期注水和注水井调剖、调驱措施等工作。
摘要：南翼山油田为典型的低渗透油藏, 经过近10年多的水驱开发, 取得了较好的开发效果, 但也存在注水井吸水能力低、启动压力和注水压力高、油井受效时间长、压力和产量变化不敏感等问题。针对低渗透油田注水开发中存在的问题, 分析影响水驱开发效果的主要因素, 提出了有效开发低渗透油田的主要技术措施。
关键词：低渗透油田,水驱开发,存在问题,影响因素,技术措施
参考文献
[1]罗晓兰.南翼山浅油藏整体开发方案[R].敦煌.内部资料, 2013
[2]朱维耀.特低渗透油藏有效开发渗流理论和方法[M].北京:石油工业出版社, 2000
[3]袁旭军, 叶晓端等.低渗透油田开发的难点和主要对策[J].钻采工艺, 2006, 29 (4) :31-32
[4]高建, 吕静等.低渗透油藏注水开发存在问题分析[J]内蒙古石油化工, 2009, 12 (12) :48-50
A区块水驱开发效果评价 篇3
评价油田水驱开发效果的指标很多, 对于注水开发的低渗透油田而言, 下面以注入倍数增长率、存水率、含水率、含水上升率等开发指标以及理论曲线与实际曲线的对比, 对A区块进行开发效果评价, 为下一步调整挖潜、上油增产提供帮助。
一、A区块概况
1. A区块地质概况
A区块为王府凹陷北坡的地垒型断块, 主控断层皆表现为南北向, 延伸3.5m-10km之间, A区块动用地质储量390×104t, 投入开发面积8.2km2, 空气渗透率9.8m D, 有效孔隙度17.3%, 含油饱和度52.0%, 原始地层压力7.56MPa, 饱和压力3.45MPa, 目前地层压力5.89MPa, 属欠压油藏, 平均有效厚度7.3m, 。双301区块纵向上含油单元发育较少, 平均单井钻遇层数只有2.8个, 主力油层发育单一, 只有FI51, 砂体呈片状分布;非主力油层非常零散, 砂体大多呈窄条带状和透镜状分布。属于C油田的二类油层。
2. A区块开发概况
A区块自2005年11月全面开始投产, 单井日产油由初期的4.4t/d, 降至3.8t/d, 单井日注水17.2m3/d。2007年至2010年为注水受效阶段, 单井日产油稳定在3.3t/d, 含水由14.2%上升到28.5%, 2011年至2012年为含水上升阶段, 含水由33.5%上升至48.4%, 层间矛盾加剧, 不吸水井增多, 单井日注水降至14.4 m3/d, 12年转注7口井后, 单井日注水提高到16.2 m3/d日产油降到1.5t/d, 12年至今为综合治理阶段, 含水保持稳定, 单井日产油稳定在1.4t/d。截止2014年6月全区共有油井94口, 水井53口, 单井日注水16.5m3/d, 累计注水量200.1888×104m3, 累计产油量66.12×104t, 累计产水量21.342×104m3, 累计注采比1.9, 采出程度16.9%, 综合含水46.4%, 通过综合治理, 含水上升速度得到了控制。
二、开发效果评价指标
1. 注入倍数增长率
注入倍数增长率的物理意义可理解为, 每采出单位数值的地质储量时相应的注入孔隙体积倍数增长的速度。统计发现, 当油田进入含水开发期后, 注入倍数和采出程度的关系在半对数坐标纸上呈直线关系。这样, 利用关系曲线延伸出来的概念——注入倍数增长率。注水开发油田进入高含水开发期后, 具有以下的统计规律:
R=alg Vi+b (1) 其中: 式中, R为采出程度, %;Vi为注入倍数;a为直线斜率;b为直线截距;Wi为累积注水量, 104m3;Bo为原油体积系数;N为地质储量, 104t。将 (1) 式两端求导, 则:
式中, 为注入倍数增长率。 (2) 式表明, 注入倍数增长率随采出程度的增加呈指数上升。从图1可以看出, R-lg Vi关系图的前部分散点图趋势线斜率不变, 后来斜率不断增大, 说明油田采用的水驱油措施起到较好的效果。2007年12月采出程度达到4%时, 注水开始受效, 斜率增大, 至2011年采出程度达到12.5%时, 含水开始上升, 斜率降低, 通过综合治理到目前阶段, 斜率有所增大, 表明治理取得较好效果。
2. 存水率
存水率是反映注水利用率、评价水驱开发效果的重要指标。它的变化与油田注水量多少、含水高低等因素有直接关系。油田注入水地下存水量与累积注水量之比称为存水率, 计算公式为:Rw= (3)
在油田水驱开发过程中, 随着注入水的不断产出, 造成综合含水率不断上升。在注入水不变的情况下, 存水率将越来越小, 阶段水驱效果将不断变差。因此则可借助于理论曲线与实际曲线的拟合情况来评价某阶段的开发效果如何, 根据油田注水要求, 力求使地下能量保持平衡, 即累积注采比Z=1。而Z= (4)
理论和实践都证明, 任何一个水驱油藏的综合含水率与采出程度之间存在一定的关系即: , 这样利用 (6) 和 (7) 式就可以求出存水率理论图版。
以上各式中, Rw为存水率;Wp为累产水, 104m3;Np为累产油, 104t;ρo为地面原油密度, g/cm3;Z为累积注采比;Rm为最大采出程度, %。
由图2可知, A区块在开发初期, 存水率较高, 接近理论水平, 但随着水驱开发的延长, 层间矛盾越来越突出, 存水率下降趋势增大, 2012年进行综合治理, 含水上升速度得到控制, 在采出程度达到16.2%时, 实际存水率基本接近于理论值, 综合治理取得较好效果。
3. 含水率
含水率是油田开发中一个非常重要的指标。含水率的大小直接影响着开发效果的好坏, 也直接影响着油田的经济效益。由图3可知, 初期开发效果较好, 但随着开发的进行, 自2010年, 含水上升速度明显加快, 到2011年12月达到了46.8%。2012年开始综合治理 (转注、压裂、酸化、调剖、水量调整等) , 目前含水上升得到了控制, 稳定在46.4%, 情况有所好转, 说明综合治理取得了较好的效果。
4. 含水上升率与含水率
在油田开发实际中, 通常用每采出1%地质储量含水率上升的百分数表示含水上升率。从图4看出, 实际含水率基本低于理论含水率, 初期开发效果较好, 但随着开发的进行, 自2010年含水上升速度明显加快, 到2011年12月达到了46.8%, 含水上升率达到了10.5%, 经过综合治理, 含水上升得到了控制, 含水上升率不断减少, 至2014年6月, 含水稳定在46.4%, 含水上升率降至0.97, 情况有所好转。
结论
1.从注入倍数增长率曲线, 可以判断出注水受效、含水上升、综合治理三个开发阶段, 通过综合治理, 注入倍数增长率保持不变, 取得了很好的开发效果。
2.经过综合治理, 2013年采出程度达到16.2%时, 实际存水率基本接近于理论值, 随着采出程度的增加, 实际存水率超过了理论值, 综合治理的效果比较明显。
3.从含水率与时间关系图也可以看出开发的三个阶段, 在综合治理阶段, 含水率基本保持稳定, 从2012年6月的46.8%稳定在2014年6月的46.4%, 治理效果明显。
4.从含水上升率与含水率曲线图可以看出通过综合治理, 含水上升率由10.5%降到0.97%。
参考文献
[1]王凤琴.利用系统分析方法评价注水开发油田的水驱效果[J].断块油气田, 1998, 5 (3) :39-42.
[2]谢丛姣, 周红.张天渠油田长2油藏开发效果分析[A].高玉甫.陕北低压低渗透油田开发实践[C].北京:中国石化出版社, 2004.34-35.
DT区块水驱开发效果评价 篇4
关键词：水驱,开发效果,调整
1 DT区块概况
DT区块主要含油层位为扶Ⅰ--扶Ⅱ2层, 油层顶界埋深890--11007700mm, 含油井段112244--112288mm。
DDTT区块被66条断层切割的地垒——地堑断块, 由于受近东西缶区域性张应力作用, 断层性质均为正断层, 断层最大延伸长度7-10km。DT井西侧断块为一地垒断块, 含油面积内断块埋深--662200----11110000mm, 高差448800mm。DDTT井所在断块为一地堑断阶断块, 含油面积内埋深--770000----11115500mm, 高差445500mm。从断层平面分布看, 断层具有分期性, 断至TT33层及以下断层为深层气向上运运移移的的良良好好通通道道, , TT22断断层层为为青青一一段段向向扶扶余余油油层层油油气气初初次次运运移移的的通道, 断层走向与背斜构造带和生油凹陷正交, 是凹陷中心生成的原油进行二次运移的良好通道。
DT区块井网设计方案为350m×150m菱形井网, 井排方向NE90o, 角井距离为230米。投产初期油井38口, 水井16口, 通过10年来的转注调整目前共有油井35口, 水井16口, 日产液107.2t, 日产油58.9t, 综合含水45%, 采油强度29.3t/d.m, 采出程度26.2%, 累计产油40.0×104t, 平均油压10.9MPa, 累计注水101.0×104m3, 累计注采比1.71。
2 开发效果分析
2.1 水驱储量控制程度
水驱储量控制程度是指现有的井网条件下与水井连通的油井射开有效厚度与油井射开总有效厚度的比值, 水驱储量控制程度的大小不仅受地质方面因素的影响, 而且受到布井方式, 井网开发等人为控制因素的影响。
DT区块有效厚度9.8m, 连通厚度8.7m, 水驱控制程度89.1%, 分别对一类和二类砂体连通方向进行分类对比, 双向连通以上储量分别占75.3%和70.6%。水驱储量控制程度高, 为提高水驱开发效果奠定基础。
2.2 水驱储量动用程度
水驱储量动用程度是水井总的吸水厚度与注水井总射开连通厚度比值, 储量动用程度一般随油田开发程度的加深而不断增加, 该水驱储量动用程度认为只要注水层位吸水, 就认为该层位储量已全部动用。随着开发时间的延长、生产模式的不断扩大, DT区块储量动用程度达到了80%以上, 储量动用程度高, 区块的可采储量也就越大, 说明DT区块的水驱开发效果好。
2.3 可采储量
可采储量是反映注水开发油田水驱开发效果好坏的指标。它的大小受原始地质储量、地质条件等的限制, 同时也是注入水体积波及系数和驱动效率的综合作用结果。对于一个具体油田, 由于人为控制因素不同和开发环境的不同, 油田的可采储量存在着较大的差异。
根据油田动态生产资料, 得出DT区块甲型水驱曲线, 进而可以通过累计产油量与含水率相关公式预测油田的可采储量:当油田含水率达到经济极限含水率时, 预测出区块的最终采收率将达到31.46%, 计算出油藏的可采储量达到47.95×104t。
2.4 含水率
含水率是指采油井的日产水与日产液量的比值。对于一个开发区块而言, 所用的含水率是指区块生产阶段的综合含水率。
DT区块的实际含水上升率始终低于理论值, 说明随着开发时间的延长, 通过各项综合治理手段, DT区块的综合含水上升较缓慢, 开发效果较好, 始终保持了良好的开发态势。
通过区块综合含水与采出程度关系曲线看出:随着开发时间的延长, 油田含水出现上升趋势, 及时的进行油水井综合治理, 曲线向产油轴偏转, 通过调整区块开发态势好转。
2.5 存水率
存水率是指注入的水量与采出的水量之差和注入水量之比, 它是衡量注入水利用率的指标, 也是衡量注水开发油田水驱开发效果好坏的一个指标, 存水率越高, 注水用率越高, 水驱开发效果越好。
随着开发时间的延长, 区块综合含水逐渐上升, 存水率逐渐下降。投产前11年, DT区块的存水率仍在0.9以上, 保持了较高的水平, 说明DT区块注水利用率高, 开发效果好。
2.6 剩余可采储量的采油速度
剩余油可采储量的采油速度是指当年核实年产油除以上一年年末的剩余可采储量的值。该指标反映了目前油田开发系统下 (井网、注水方式、注采强度等) 开发效果的好坏。如果剩余油可采储量的采油速度较高, 说明油田具有较高的生产能力。反之, 说明油田的生产能力较低。
根据剩余油可采储量的采油速度的开发特性, 分别将开发阶段分为几个阶段进行评价。当DT区块采出程度分别在<50%、50%-80%、>80%时, 区块的剩余油可采储量的采油速度均保持在较高水平, 说明油田的开发形式很好。
3 结语
(1) DT区块属于低渗透油层, 采用了菱形井网适应性强。DT区块采用350m×150m菱形井网的注水方式, 水驱控制程度较高, 各个方向油井受效比较均匀。
(2) 随着开发时间延长, DT区块储量动用程度值增大, 表明水驱波及面积逐渐扩大, 油层动用相对均匀, 开发效果好。
(3) 通过甲型水驱曲线, 预测出区块的最终采收率将达到31.46%。
(4) 含水和含水上升率关系曲线中可以看出, 通过调整, 含水上升得到控制。
(5) 通过含水与存水率关系曲线可以看出, DT区块注水利用率高, 开发效果好。
参考文献
[1]李兴训.水驱油田开发效果评价方法研究[D].西南石油学院;2005年, 23 (4) :37-41.
油藏水驱开发效果评价 篇5
1.1 地质概况
茨78块位于辽河油田东部凹陷茨榆坨构造带北端, 西南接茨41块, 西北临大湾超覆带。含油面积3.2km2, 石油地质储量341×104t, 可采储量124×104t, 主力含油层位S32, 油藏埋深-1950~-2225m。平均孔隙度18.4%, 平均渗透率291.50×10-3μm2, 属中孔、中渗储层, 泥质含量8.5% (见表1) , 油品性质属稀油, 地层原油粘度小于0.5 m Pa·s。
1.2 注水开发中存在的问题
断块1995年以130-150 m井距正方形井网、一套层系投入开发, 1996年转入注水开发, 1998年初对断块北部进行滚动扩边。截至目前, 区块共完钻各类井75口, 投产油井40口, 开井31口, 日产油35 t/d, 综合含水89%, 采油速度为0.14%, 采出程度为16.33%, 含水上升率为4.51%;投 (转) 注水井26口, 开井8口, 累计注水127.860 1×104 m3, 累计注采比0.65。注水开发以来取得了一定的效果, 但因井距较小, 随着注水开发的深入逐渐暴露出了以下几方面的问题。
(1) 油藏注水开发后初期效果明显, 但含水上升快;
(2) 水驱储量控制程度得到提高, 但水驱方向性强;
(3) 纵向上波及程度得到改善, 但平面上波及系数差。
2 茨78块开发效果评价
2.1 递减率呈下降趋势
通过历年的自然递减率和综合递减率变化曲线可以看出[1], 递减率随着滚动扩边、降压开采的引入, 递减率波动较大, 整体呈现减缓趋势, 近年来趋势更为明显。
2.2 储量控制、动用程度低
将油井产液差和水井吸水差的层做为动用差考虑, 从油层产液、吸水厚度比例统计表明, 目前条件下, 水驱储量控制程度为62%, 低于开发方案设计的80%, 但与150 m井距下砂体连通系数0.65较为接近;水驱储量动用程度为51%, 动用程度较低。
2.3 注水效果评价
2.3.1 注水利用率评价
由断块存水率曲线分析可看出, 区块存水率变化趋于稳定[2], 前期曲线没有规律性差, 通过不断调整, 断块存水率变化与水驱采收率20%的对比曲线逐渐一致 (见图1) , 采出程度为15%, 表明调整效果较好, 存水率较为理想。
2.3.2含水与含水上升率变化规律
区块经过措施调整, 含水上升率均可控制在理论水平。在含水40%~80%时, 含水上升速度较为稳定;含水超过80%时, 含水上升速度有加快趋势;含水达到90%时, 含水迅速上升。
2.3.3 水驱采收率低于标定值
从甲型水驱特征曲线上可以看出[3], 水驱效果变差, 预测水驱储量为112×104t, 采收率为32.8%, 低于标定采收率36%。从含水与采出程度的关系曲线 (图2) 也可以看出, 茨78断块的采收率在30%附近, 结果与水驱曲线预测值基本吻合。
3 储层建模及历史拟合
3.1 地质与模拟模型的建立
在断裂系统确立的基础上, 利用单井分层数据, 产生各构造层面的网格, 再结合地层倾角数据、地质认识进行修正, 建立三维地质模型;用eclipse油藏数值模拟软件模拟水驱, 确定三维网格后, 利用油水相透曲线、油气相渗曲线、结合油水毛管压力曲线[4], 以及油藏高压物性等资料建立三维模拟模型;在工区范围提取所有油水井, 建立了油井、水井数据库, 对单井产量匹分, 建立动态模型库。
3.2 历史拟合
通过对区块日产油、日产液、累计产油及单井指标拟合, 数值模拟全区计算累计产油54.14×104 t, 与实际产油54.94×104t相对误差仅为1.7%, 模拟计算含水率为91.5%, 较实际含水率89%相对误差小, 计算结果与实际情况大体稳合, 模拟精度达到了较高要求。
4 结论与认识
(1) 茨78块小井距注水开发有效提高了油田采收率, 目前采出程度达到了16.44%, 高出茨榆坨油田整体水平。
(2) 利用储层建模技术拟合历史数据与注水开发油藏常规综合评价相配合可客观评价油藏开发效果。
(3) 断块存水率曲线与理论曲线吻合好, 注水利用率较高, 含水上升率、地层压力每次措施之后均得改善。
摘要：针对小井距油藏的开发特点, 以茨78块为例, 从递减率、储量动用程度、注水利用率、含水上升率、水驱采收率等几个指标对水驱开发效果进行了综合评价研究, 利用数值模拟技术对油田历史数据进行拟合, 证实了注水开发油藏常规评价的合理性, 达到了科学评价小井距注水开发油藏的目的, 为油田开发提供了依据。
关键词：小井距,注水,效果评价,茨78块
参考文献
[1]吴效运, 赵连素, 等.一种油田产量递减类型的判别与预测方法[J].河南石油, 2004, 18 (6) :30-34
[2]张新征, 等.高含水油田开发效果评价方法及应用研究[J].大庆石油地质与开发, 2001, 24 (3) :48-52
油藏水驱开发效果评价 篇6
关键词：特高含水,水驱,井网调整,层系重组,数值模拟
大庆萨尔图油田主力油层已进入特高含水开发后期, 非主力油层的开发成为油田稳产的关键[1,2]。试验区在长期注水开发中受多层合采和油层非均质性的影响严重, 非主力油层不能充分动用, 因此进入特高含水开发阶段仍有相当一部分剩余油富集, 采用传统井网调整技术已不适应地下油水分布的新特点[3]。为了充分挖掘砂岩油藏的剩余油, 应根据层间油藏特征及开发现状进行注采井网的重新调整, 并对不同的储层采用不同的开发对策[4,5]。针对这一问题, 通过分析水淹解释数据和目前试验区开发状况, 利用数值模拟方法给出的剩余油分布规律给出了层系重组方案。在进行层系重组的基础上进行了井网调整, 研究了不同开发方案的开发效果。
1 试验区基本情况
试验区块位于大庆油田北部纯油区内, 纵向上发育3个油层, 35个砂岩组, 118个沉积单元, 油层发育厚度较大, 但薄差层较为发育, 平均渗透率为269×10-3μm2, 低于其他纯油区区块, 且各个油层组的平均渗透率也低于其他纯油区区块。
1964年7月投产, 先后历经萨尔图基础、葡萄花基础、萨葡高一次加密、高II高III二次加密和萨葡高I二次加密五套井网四个主要开发阶段, 目前共有油水井76口, 其中注水井28口, 生产井48口。
2 试验区水淹解释分析
水淹级别按照水淹强度划分为高水淹、中水淹、低水淹和未水淹四个级别, 对于高、中水淹油层, 由于其进一步提高水驱采收率的上升空间不大, 一般仅进行井网调整, 且独立于低、未水淹油层, 以避免发生层间干扰;对于低、未水淹油层, 由于其进一步提高采收率的空间较大, 一般先进行层系调整, 使其独立于高、中水淹油层单独开发, 避免层间干扰现象发生, 之后进行井网调整, 优化开发效果。
试验区新井的水淹解释分析结果表明大部分油层组都有不同程度的见水, 总体水淹比例较高。按照厚度分级油层的水淹解释结果为:有效厚度≥2.0 m的油层水淹 (包括高、中、低水淹) 厚度比例为99.11%;2.0 m>有效厚度≥1.0 m的油层水淹厚度比例为89.86%;1.0 m>有效厚度≥0.5 m的油层水淹厚度比例为91.47%;有效厚度<0.5 m的油层水淹厚度比例为89%。低、未水淹厚度比例最高的油层主要集中在GⅢ组, 且以有效厚度<0.5 m的油层为主, 比例为52.84%, 因此以薄油层为主的GⅢ组应作为试验区进一步开发调整主要对象进行独立开发调整。
3 井网调整思路
进入特高含水开发阶段后, 目前井网开采方式注采井数比较低, 层间、层内干扰严重, 以常规井组为单位的调整难度大, 同时为充分利用目前井网老井, 应进行井网和开发层系组合的同步调整。收集、整理了试验区104口井的动、静态资料, 用Petrel软件建立精细地质模型。提取从1964年12月开始至2010年4月的开发井史, 应用Eclipse软件进行历史拟和, 同实际生产参数符合率达到98%以上。根据试验区开发现状和数值模拟方法, 将试验区118个沉积单元划分为三个开发层系, 分别是萨尔图油层、葡Ⅰ组-高Ⅰ9和高Ⅰ10-高Ⅲ。层系重组后在保证单一层系组合都具有充足的剩余可采储量的同时, 最大程度避免层间干扰的发生。在提高控制程度的前提下, 最大程度利用了老井网, 增加少量新井进行了井网调整, 调整前后老井网和新井网的油、水井数见表1。
注:采—采油井;注—注水井;转注—老井网的采油井转为新井网的注水井。
4 开发方案及预测
根据目前试验区开发现状, 结合历史拟合结果, 在尽量减少单井层间干扰发生的前提下, 确定井网调整方案中的第1、第3套井网开发萨尔图油层, 第2套井网开发葡Ⅰ组—高Ⅰ9, 第4套井网开发高Ⅰ10—高Ⅲ。
通过数值模拟, 对原井网 (方案1) 按目前工作制度生产进行了开发指标预测, 预测到含水98%;对新井网按目前工作制度, 改变注采比 (方案2—方案4) , 进行了开发指标预测, 到含水98%的预测结果见表2。
通过对表2数据分析可以看出, 方案1在目前井网继续开发的条件下, 油层压力下降到9.41MPa, 低于正常生产要求的最低压力9.5 MPa;井网调整后, 按照目前工作制度生产, 随着注采比的改变 (方案2—方案4) , 油层压力分别为9.14 MPa、10.02 MPa、10.93 MPa, 方案2中压力下降较多, 不能满足稳压的要求, 与保持油田开发压力稳定的目标相违背;同时, 对于特高含水开发阶段油田, 过低的注采比使油层采液让出的空间不能得到及时补充, 过度增加开发年限, 难以实现油田开发的经济目标。方案4中, 过高的注采比使高含水层进一步增加过流水量, 总体不利于全区采出程度的提高。综合比较4个开发方案, 对于特高含水阶段开发油田, 注采比为1的开发方案3较为合理, 在保证开发效果的同时, 能够保证油层压力稳定。
5 结论
(1) 低、未水淹厚度比例最高的GⅢ组应作为独立层系单独开发。
(2) 最佳开发方案的注采比为1, 到含水98%的最终采收率为47.85%, 阶段采出程度7.22%, 比在目前井网继续开发的阶段采出程度提高2.69%。
参考文献
[1]冯志琨, 张兴金, 马世忠, 等.低渗透砂岩油田开发地质分析.哈尔滨:黑龙江科技出版社, 1994
[2]孙国.胜沱油田特高含水期井网重组技术优化研究.油气地质与采收率, 2005;12 (3) :48—50
[3]韩大匡.深度开发高含水油田提高采收率问题的探讨.石油勘探与开发, 1995;22 (5) :47—55
[4]王家宏.多油层油藏分层注水稳产条件与井网加密调整.石油学报, 2009;30 (1) :80—83