油层潜力（精选3篇）
油层潜力 篇1
1 薄差油层发育状况
某区油层发育较差, 薄差油层占厚度比例较大。有效厚度<0.5m的油层, 砂岩占总发育厚度的12.14%, 有效占总厚度的11.67%;表外层发育厚度占总发育厚度的49.37%。从以上数据可以看出某区油层发育较差, 薄差油层占总发育厚度的61.51%。某区油层由于纵向沉积环境不同, 不同油层组油层发育差异较大。从储量构成上看, 某区薄差层占比例较大, 表外层储量为1039.7×104t, 占22.1%, 有效<0.5m的表内层地质储量为465×104t, 占9.9%。薄差层地质储量占全区总储量的32.0%。根据薄层砂和表外储层的钻遇情况, 结合精细地质研究成果, 把薄差油层平面分布类型分为四类。该区以表外层大面积发育的外前缘III类和表外层和尖灭区大面积发育的外前缘IV类砂体为主。油层条件较差, 且储层泥质含量高, 物性差。该区外前缘I类油层层数只占7%, 外前缘II类油层层数占14%, 外前缘III类油层层数占44%, 外前缘IV类油层层数占35%。
2 剩余油形成原因
2.1 根据资料分析
根据统计油层吸水剖面资料分析, 目前该区薄差油层未动用比例砂岩为55.2%, 有效为54.3%。某区薄差层未动用厚度高于同一地区其它区块近十个百分点。利用新钻采油井水淹资料分析也发现新解释的三采井有效厚度<0.5m的油层未动用比例为55.56%。两种方法对比薄差层动用比例比较接近。可以代表目前某区薄差层动用状况。通过以上资料分析表明, 某区薄差层动用厚度较低。
2.2 注采不完善形成剩余油
某区断层较多。由于断层边部不能布注水井和断层本身遮挡作用, 造成注采不完善, 形成剩余油。另外该区二次调整井采用线状行列注水井网。油井井排上存在滞留区。
2.3 由于油层条件差, 在现有技术条件下, 开采难度大, 动用厚度低, 形成剩余油
某区表外储层岩性、物性与其它区块也明显变差。粉砂和泥质含量明显增高, 渗透率和含油饱和度降低。某区油层条件差在目前井网及技术条件下, 表外层动用厚度低形成剩余油。
3 剩余潜力分析
3.1 剩余油分布特点
3.1.1 剩余油较大井区分布较零散
某区薄差层剩余可采储量大于3000t的井区比较分散。主要分布在断层边部注采不完善井区;纯油区东块有部分井区;部分二次油井排上剩余潜力较大。整体上某区可采储量大于3000t的井区比较零散。不够全区全面加密调整条件。
3.1.2 剩余油主要在表外储层, 且以外前缘III类为主, 开采难度较大
某区表外储层在井网不断加密及上大量措施的情况下, 动用厚度仍然较低。一次井网中的表外层在二次加密后, 水驱控制程度提高很大, 但吸水厚度变化幅度不大, 动用厚度仍然较低。因此分析某区剩余油动用难度仍然较大。
4 剩余油挖潜对策
某区薄差层剩余潜力以大面积发育的表外层为主, 油层条件差, 且剩余潜力较大井区比较零散。因此不能全面部署井的分布。针对不同区块的剩余油应采取不同的挖潜措施。
4.1 注采不完善井区, 采取钻补充井或油改水转注, 完善注采关系, 挖掘薄差油层潜力
某区断层较多, 由于断层边部不能布注水井和断层本身遮挡作用, 造成注采不完善, 形成剩余油。对在断层边部等由于注采不完善形成的剩余油井区, 可以通过钻补充井、油改水转注等手段完善注采关系, 挖掘剩余油。
4.2 认真分析剩余油分布特点, 采取压裂或对应压裂措施, 提高油层动用程度
某区薄差储层油层条件较差, 部分剩余潜力较大井区, 可以采取压裂或对应压裂措施, 提高油层的动用厚度, 挖掘剩余潜力。但薄差油层压裂效果差井较多, 压裂选井、选层应慎重。总结某区薄差层压裂效果, 压裂层段为表外层和非主体薄层砂相连通的薄差储层, 压裂后有效期长, 累计增油量高, 压裂效果好。大面积发育的表外储层, 在目前井距下, 压裂后供液能力仍然较差。压裂层和动用较好的主体薄层相连通, 压裂后含水上升快, 有效期短, 压裂效果差。
4.3 积极开展薄差油层专题研究
首先开展表外层试验区。一是:在井网密度较小井区钻加密井, 只射表外层, 开展试验区块。二是:在剩余潜力相对较大的油井井排上钻加密注水井。为提高表外层可动量寻找合理井距、注入压力等条件。然后采用先进驱油剂为提高油层动用程度寻找途径。
5 结论
(1) 某区油层发育较差, 薄差油层占比例较大。由于油层条件差动用难度大、断层遮挡, 层间干扰等因素造成薄差层动用厚度低, 使该区薄差油层仍有一部分剩余潜力。
(2) 该区薄差层剩余油以表外层为主, 开采难度较大。
(3) 该区剩余潜力较大井区比较分散。在目前经济界限内不能全部进行三次加密。可以采取纯油区已进行三次采油井区, 后期补开三次采油井的薄差油层。在注采不完善井区, 采取钻补充井或油改水转注, 完善注采关系, 挖掘薄差油层潜力。
(4) 在搞清剩余油分布特点的基础上, 可以采取压裂或对应压裂措施, 提高部分井区的油层动用厚度, 挖掘剩余潜力。
(5) 开展薄差层专题研究, 积极寻找提高薄差层动用程度的条件和途径是某区充分挖掘剩余潜力的有效途径之一。
摘要：某区某油层进行了聚合物驱开采, 但薄差油层仍有一部分潜力。为搞清薄差油层剩余潜力, 对某区薄差油层的发育状况和动用情况进行了分析。总结了不同类型薄差油层的发育特征及动用特点, 并对某区薄差层的剩余潜力及挖潜方法进行了研究。搞清了剩余油类型、特点及成因, 并提出了通过采取三次采油井后期补孔、油改水、钻补充井等方法挖掘薄差油层潜力。
关键词：薄差油层,剩余潜力
参考文献
[1]黄延章著.低渗透油层渗流机理[M].石油工业出版社, 1998
[2]裘怿楠著.低渗透砂岩油藏开发模式[M].石油工业出版社, 1998
[3]赵永胜等著.喇萨杏油田表外储层动用机制分析[J].大庆石油地质与开发, 2001
油层潜力 篇2
古301井位于黑龙江省大庆市杜尔伯特蒙古族自治县绿色草原牧场, 在金腾马场东南部, 处于松辽盆地北部中央坳陷区齐家—古龙凹陷二级构造, 大庆长垣西翼斜坡萨西鼻状构造上。1985年在萨西油田古301井区葡萄花油层提交Ⅲ类探明石油地质储量132×104t, 含油面积2.6 km2。1999年在齐南地区高台子油层提交预测石油地质储量1.057 6×108t, 含油面积631.9 km2。
根据布井方案可知, 古301井主要目的层为葡萄花油层, 其次是高台子油层。由于古301井区有效厚度薄、储层物性差、储量丰度低、分布范围小等特点, 拟采用一套井网进行合采开发。葡萄花油层井段1 740.0～1 780.0 m, 预测葡萄花油层平均有效厚度3.0 m;高台子油层井段2 040.0～2 080.0 m, 预测高台子油层平均有效厚度3.0 m。根据地质布井方案, 古301区块采用300 m井距正方形井网布井方式部署。在古301井区2004年计划钻井14口。
2 研究的提出
由于方案设计古301区块主要目的层是葡萄花和高台子油层, 古301井主要产油层位为PI2号小层, 且处在构造较高部位的古301-14-14井的PI2号小层, 测井曲线显示较好, 因此对古301-14-14的PI2号小层做了射孔试验, 结论为水层。
将高台子油层物性、电性、含油性较好的油层全部射开, 无自然产能, 又因为GⅢ10号小层电性显示较好且在全区稳定发育, 又将该层位与龙虎泡高台子、金腾油田的相应层位进行对比分析, 最终优选在构造上处于较高部位的古301-12-16井进行压裂试验, 落实GⅢ10号小层的流体性质, 结论是偏水同层
通过对高台子油层的压裂改造, 目前一部分井已有一定产能。但从投产效果看, 方案设计古301区块主要目的层的产油能力比预计的要差。
在初期射孔时, 仅将萨尔图油层测井曲线显示最好的4口开发井全部射开, 投产后效果较好, 平均单井日产液2.43 t, 日产油1.73 t, 综合含水30.6%, 见表1。
为改善萨西油田古301区块的开发效果, 对萨尔图油层进行了重新认识和研究, 挖掘其开发潜力。
从表1也可以看出:射开SⅡ1小层的井产油高, 含水低;而射开SⅡ7小层的井产油低, 含水高。由此说明储层SⅡ1小层要好于SⅡ7小层, 因此SⅡ1小层是后期补孔所要考虑的主要层位。
3 萨尔图油层补孔潜力研究
在明确主要补孔层位为SⅡ1小层以后, 从测井曲线上看, 发现古301-10-12井、古301-10-14井、古301-12-16井和古301-14-14井的SⅡ1小层油气显示较好, 见图1～图4。古301区块开发井对比见表2。
注:ILD—深感应;LLD—深侧向;HAC—声波时差。
从表2可以看出:产量较高的4口开发井ILD≥16, LLD≥28, HAC≥260, 所选补孔的4口开发井ILD≥13, LLD≥22, HAC≥220, 在测井曲线反映含油性质上, 与产量较高的4口开发井比较稍差一些。
古301区块生产数据见表3, 古301-12-12井和古301-12-14井的含水在10%左右, 是纯油层显示。
在对萨尔图油层挖潜的过程中, 对每口井的测井曲线稍降低解释标准, 进行重新分析, 发现古301-10-8井、古301-12-8井、古301-12-10井、古301-14-8井、古301-14-10井和古301-16-12井的SⅢ6小层含油性相对较好, 见表4。
从表4可以看出, 除古301-14-8井和古301-14-10井的SⅢ6小层深感应和深侧向读值低, 受钙质影响严重外, 其他4口井的SⅢ6小层测井曲线显示都差不多。
4 结论及建议
(1) 从投产效果看, 储层SⅡ1小层要好于SⅡ7小层。
(2) 通过对萨尔图油层的挖潜, 目前已经补孔5口井, 其中SⅡ1小层有4口井, SⅢ6小层有1口井。
(3) 结合测井曲线和砂体平面图, 建议在构造上处于中间部位的古301-10-8井的SⅢ6小层进行补孔试验。补孔后, 若产量较高, 建议将构造高部位的井全部补开, 构造稍低的井适当补开;若产量低, 则仅考虑构造高部位的井进行补孔。
摘要：萨西油田古301区块主要目的层为葡萄花油层, 其次是高台子油层。葡萄花油层和高台子油层平均有效厚度均为3.0 m。由于古301井区有效厚度薄、储层物性差、储量丰度低、分布范围小等特点, 为改善萨西油田古301区块的开发效果, 对萨尔图油层进行了重新认识和研究, 挖掘其开发潜力, 以达到提高经济效益的目的。
关键词：油层,有效厚度,补孔,潜力
参考文献
[1]董文龙, 戴亚伟, 陈祖华, 等.潜力层补孔改善开发效果[J].石油天然气学报.2003 (06) :57.
油层潜力 篇3
1.1 区块概况
尚店油田尚一区主力油层东营组东四、五组油藏位于尚店油田西部, 油层埋藏浅、储层及流体物性较好。动用面积2.8km2, 地质储量661万t东四、东五单元主要开发层系为上下叠合的东营组Ed4、Ed5段, 叠合含油面积2.8km2, 地质储量661×104t, 截至目前单元共完钻井79口, 探井2口, 其中投产油井55口, 投注水井24口。有取芯井1口 (尚4-23) 。
1.2 油藏特点
东四砂层组沉积特征与东五砂层组类似, 以反韵律为主, 向湖盆中心方向, 地层厚度增加, 砂岩厚度减薄, 反映砂体向湖盆中心尖灭。
东五砂层组为一套“进积”型沉积的砂体, Ed51、2小层分布范围最广, 各小层呈“叠瓦状”分布。靠近突起以正韵律为主, 逐渐过渡为复合韵律、反韵律。这是由于河道砂体入湖以后, 河流作用逐渐减弱, 而湖浪作用逐渐增强。砂体形态呈朵状, 它是多条河流入湖形成的复合体。结合以前的分析, 定为三角洲前缘相
从尚4-23井的岩芯看储层岩性为岩屑质长石砂岩, 以细砂岩、粉砂岩为主, 其次为粉细砂岩。孔隙度35.27%, 渗透率733×10-3μm2, 胶结类型主要为孔隙式, 胶结疏松。粒度中值0.03mm~0.12mm, 平均0.1mm;分选系数1.3;泥质含量6.5%~6.9%, 灰质组分3.95%;碎屑磨圆度以次棱角状为主, 结构成熟度较低。原始油层压力11.2MPa~11.6MPa, 压力系数1.0;地层温度51℃, 温度梯度2℃/100m, 属常温常压系统。
2 开发形势及存在问题
2.1 开发现状
油层动用状况:根据油井碳氧比测试成果看, 由于厚层内非均质性, 层内动用也存在差异, 普遍表现为厚层上部高渗层动用程度高。
根据历年的吸水剖面资料统计, 均存在层内吸水差异大的特点, 厚层内渗透性较好的上部吸水好, 反映了厚层反韵律的沉积规律。
采出程度较高:东四东五单元含油面积2.8km2, 地质储量661万t, 可采储量205万t, 目前累积采油量已达292万t, 地质储量的采出程度为26.6%、18.9%, 可采储量的采出程度58%、64.8%, 地质储量的采出程度为20.7%, 可采储量的采出程度62%.
能量保持和利用:根据2008年油井测压数据统计, 目前Ed4、Ed5地层压力分别为6.6、8.1MPa, 压力保持水平为57.9%、69.8%。
2.2 存在问题及潜力分析
1) 油水井利用率低, 动态井网对油层控制程度差, 有全面完善动态注采井网的潜力
该单元总井65口, 其中油井43口, 注水井23口, 目前油井开井35口, 注水井开井13, 油水井利用率分别为79、56.5%, 油井、注水井中套破井较多。
现井网已不能适应开发需要。表现在:动态井网密度小7~8口/km2;注采对应率低56.7%;单井控制储量大12-21X104t;因此, 有通过更新部分套破注水井、上返利用下层系老井、转注等工作, 全面完善动态注采井网的潜力,
2) 目前油井见水后液量没有得到有效提高, 单元具有完善注水、提液增产的潜力
油井见水后, 无因次采油指数随含水上升而下降, 而无因次采液指数始终是随含水上升而上升, 80%含水后将提高2倍以上, 特高含水期将提高3倍以上, 有利于后期提液增产。1993年~1995年间Ed4、Ed5共有9口井泵升级由56mm换为70mm大泵提液, 位于构造边部的滨299、尚44-12提液效果好
3) 单元含水呈现逐渐上升趋势, 东四东五为大厚层油藏, 目前一直采用动态调配或肪冲注水来控制油井含水上升, 效果不明显, 已不适应单元开发。
4) 单元采收率明显偏低, 有通过综合调整提高单元采收率的潜力
目前东四、东五单元现有采收率为33%, 类比孤岛等同类出砂油藏采收率偏低。该单元自2000年以来开展了以大修、高压预充填防砂、层内补孔、注水调配等常规措施为主要内容的稳产措施共计42井次, 采收率没有得到有效提高。目前由于井网平面不完善、油井单向受效含水上升快、注水驱油效率低, 目前管理上采用保守的控制注水, 油井液量无法提高, 提高采收率有较大难度。
3 措施实施及效果评价
3.1 措施实施
1) 新投油井3口, 新投水井5口, 油井转注12口;
2) 大修扶停产油井6口, 完善了东四东五的注采井网, 大泵提液12口;
3) 抽油机转电泵10口;
4) 在东四东五水淹严重的高渗透区域开展水井调剖工艺实验, 改善水驱效率。实施调剖6井次。
3.2 效果评价
1) 井网由原来的反九点井网调整为现在的行列注水井网, 油井开井数不变, 水井开井数增加;
2) 注采对应率大大提高:调整前动态井网下, Ed4、Ed5注采对应率分别为68.3%、40.8%, 调整后注采对应率分别为96.8%、95.4%;
3) 地层能量得到恢复:动液面由596m上升到400m, 地层压力由6.7MPa上升为7.8MPa;
4) 产量明显上升:单元日油能力由85吨/天上升到140t/d, 单井日油能力由2.4t/d上升到4.5t/d。
通过综合调整, 单元开发形势明显好转, 在油井开井数减少的情况下, 日液能力大幅上升, 日油能力上升, 单井日产油能力明显提高, 地层能量稳定, 动液面上升, 注采比上升, 自然递减率和综合递减率明显减缓。
4 结论
对于高渗透油藏开发, 关键要合理布置井网。实践证明, 通过调整后, 取得了较为明显的效果, 提高了区块的采油速度, 稳定了地层能量, 确保了油藏的稳产, 减缓了产量递减, 提高油气采收率, 提高经济效益。
摘要：对于孔隙发育并有边水能量的常规稠油出砂地层油藏, 油井见水后, 高渗透带和单向受效井含水上升较快, 随着油田的不断开发, 部分井停产停注, 导致井网目前平面不完善、油井单向受效含水上升快、注水驱油效率低, 目前管理上采用保守的控制注水来减缓含水上升, 油井液量无法提高, 提高采收率有较大难度。本文提出了通过完善注水、提液增产来提高水驱储量、改善水驱效果, 通过水井调剖来减缓油井水淹的速度, 保持油藏的地层能量, 使油藏能持续稳定开发, 提高油藏采收率。
关键词：地层油藏,边水,井网,含水上升,采收率
参考文献
[1]张厚福, 等.石油地质学[M].石油工业出版社, 1999, 9.