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四 1 区克下组油藏潜力分析及挖潜方式研究

时间:2019-08-23  点击:194


       作者:王 博 杨朝栋 张运杰 

新疆油田公司采油一厂 新疆 克拉玛依 834000

摘 要:四 1 区克下组油藏自 1957 年开发以来,经历了试采阶段、建产阶段、含水上升产量递减阶段、高含水低速稳产阶段、废弃开采阶段 5 个开发阶段,油藏于 1993 年因小井眼原因被列为报废区块,截止目前,该区采出程度仅 15.6%,油藏剩余潜力较大,在油藏地质特征再认识的基础上,总结油藏开发过程中存在的问题,采用动静结合的方法精细研究油藏剩余油潜力,优化井网井距、注采参数等,制定合理的挖潜方式,从而有效地的提高油藏开发效果。通过研究,新增可采储量 99.53×104t,提高采收率 18.54%,为同类油藏二次开发提供非常重要的借鉴意义。

关键词:剩余油 潜力 挖潜方式 二次开发

一、油藏基本情况 四1 区油藏位于克拉玛依市的东南面,区内主要发育有克乌断裂、南黑油山断裂和检 40 断裂。构造上位于南黑油山断裂与克乌断裂夹持的北西向南东倾斜的单斜区域内,在此单斜背景上分布有次一级的局部隆起和洼地,该区克下组经历了三角洲平原~三角洲前缘的过渡相演化过程。其中以河道沉积微相为主要骨架砂体,总体表现为向湖盆强烈推进的辫状河三角洲沉积体系。物源主要来自北部,发育河道、席状砂等微相。纵向上各砂层均有不同程度的发育。砂层厚度平均为28.6m,油层厚度平均为 7.5m。储层岩性主要为砾岩、砂砾岩,岩石成分以石英为主,其次为变质岩和云母。沉积物颗粒为圆状和次圆状,粒径一般在 0.4mm~4mm 之间,分选性好,磨圆程度较高。胶结物主要以泥质为主,钙质次之,胶结类型以接触式为主。克下组储层孔隙度为 18.7%,渗透率为 129.5mD,属于中孔中渗储层,油藏不发育边底水,属于岩性油藏。

二、油藏开发现状 四1 区克下组油藏自 1975 年全面投入注水开发至今,共有生产井 150 口,该区已累积采油 84.42×104t,累积产水 76.33×104m3,累积注水 349.9×104m3,采出程度 15.6%。

三、目前存在问题

1.井点损失严重,无法正常生产 四1 区克下组油藏是采用小井眼开发,随着油藏开采时间的延长井况严重恶化,报废油水井 138 口 (因无法修井报废),占油水井总数 的92%。另外注水井从 1993 年开始全面停注,油藏已无法正常生产。

2.储层非均质性强,水驱控制程度低 四1 区克下组油藏主力油层物性较好,但储层厚度、物性纵横向变化大,储层非均质性强。油藏 90%以上的井投产 3 个小层以上,造成层间吸水产出差异大,储量动用程度不均。此外,由于非主力层平面分布变化快,连通性差,造成一些层存在有注无采、有采无注的局面,甚至一些透镜状含油砂体仍未动用。

3.油层动用差异大,采出程度低根据历年吸水剖面测试资料统计,该克下组油藏水驱动用程度为 65.81%,但层间动用程度差异大,动用程度最高为 S63 小层,动用程度达 74.45%,动用程度最低的为 S74-2 小层,水驱动用程度仅27.4%。油藏目前采出程度仅有 15.6%,相对于其他开发正常油田的采出程度低。

四、潜力分析 1.根据油藏特征,充分利用水驱资料研究宏观剩余潜力利用童氏校正图版,预测水驱采收率为 30.0% ,可采储量为 170.7×104t,剩余可采储量 86.28×104t。同时采用甲型、丙型水驱曲线等三种方法预测宏观剩余油结果为:平均水驱采收率为 30.63%,可采储量计算为 174.28×104t,剩余可采储量为 89.86×104t。

2.动静结合,多方法综合研究剩余油动态法研究结果表明:剩余地质储 484.18×104t,主要沿检 40 断 层区域,剩余油高值位于 4150 井 ~4148 井 ~J39 井和 4021 井组区域。 数值模拟研究结果表明:克下组地质储量为 539.84×104t,剩余地质储量为 455.42×104t,剩余可采储量为 83.09×104t (图 2)。剩余油丰度高值主要沿检 40 断层分布。

五、挖潜对策研究

1.合理划分开发层系,优化井网井距该区油层分布薄而散,储量丰度为 58.2×104t/km2,不具备细分层系的储量基础,同油藏原油性质和压力系统比较接近,适合采用一套井网开发。

2.优选井网井距 合理油水井数比与流度比的关系式计算合理油水井数为 1:2,说明采用反七点法注水较为有利。同时采用数值模拟法计算反七点法井网 250 米井距指标预测结果较好。

3.优化注采参数,达到最佳开发效果该油藏饱和压力为 6.1MPa~9.1MPa,对于低饱和压力的油藏,合 理井底流压最低保持在饱和压力 80%以上,计算最小井底流压保持为4.88Mpa,目前油藏属于中水淹阶段 (0.47<Sw<0.56),计算最小合 理流压为 5.7MPa。

3.1 油井合理生产压差 根据最小合理流压计算结果及保持地层合理压力水平,油藏合理地层压力为 7.3Mpa,计算该油藏开发初期合理生产压差 1.6MPa。

3.2 单井合理注水量与注采比优化同时根据该区克下组油藏平均单井日注水量与时间关系曲线,在 油藏调整开发初期平均单井日注水 15m3~20m3,有利于快速补充地层能量,待地层能量恢复后,平均单井日注水控制在 10m3~15m3 之间,以控制含水上升速度。同时因目前地层压力低于合理压力水平,合理平衡注采比为 1.1。

六、挖潜方案及效益预测

针对该区油藏开发现状及剩余油分布规律研究结果,为了实行全面注水开发,提高水驱动用程度、最大程度扩大油藏产能规模的目的,对该区采用全面重构井网来挖潜剩余油潜力。通过二次开发调整部署,预计新增可采储量 99.53×104t,提高采收率 18.54%。

七、认识及结论

1.针对该区储层特征以及油砂体发育情况,该区主力油层 S74-1、 S72-2、S63 发育,连续性较好,具有较好的二次开发潜力。

2.该区剩余油富集,剩余地质储量 445×104t,同时该区因小井眼等原因以工程报废为主,油藏采出程度低,为该区二次开发奠定了地质基础。

3.老区油藏的二次开发,精细研究剩余油分布规律至关重要,与此同时,优化设计井网井距、注采参数等能有效改善油田开发效果。 


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2019-08-23

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