下二門油田高含水期井網(wǎng)優(yōu)化組合研究及應(yīng)用.pdf

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1、石油天然氣學(xué)報(bào)(江漢石油學(xué)院學(xué)報(bào))2007年6月第29卷第3期JournalofOilandGasTechnology(J1JPI)Jun12007Vol129No13·457·下二門油田高含水期井網(wǎng)優(yōu)化組合研究及應(yīng)用胡云亭(中國(guó)地質(zhì)大學(xué)(北京)能源學(xué)院,北京100083)張廷鵬,蘇建棟,張磊(河南油田分公司第一采油廠)[摘要]下二門油田剩余油主要分布在斷層屋檐下、微構(gòu)造高點(diǎn)和砂體上傾尖滅區(qū)等部位;微觀上剩余油主要以斑塊狀、網(wǎng)絡(luò)狀等狀態(tài)分布在小孔隙中。根據(jù)井網(wǎng)調(diào)整的相關(guān)經(jīng)濟(jì)技術(shù)界限研究,采取層系細(xì)分、井別轉(zhuǎn)換、部署跨層系調(diào)整井等對(duì)下二門

2、油田核三段進(jìn)行井網(wǎng)優(yōu)化,采收率由3317%提高到3715%,取得良好效果。[關(guān)鍵詞]下二門油田;剩余油;井網(wǎng)優(yōu)化;采收率[中圖分類號(hào)]TE324[文獻(xiàn)標(biāo)識(shí)碼]A[文章編號(hào)]100029752(2007)0320457202下二門油田為一被斷層復(fù)雜化的短軸背斜油藏,儲(chǔ)集層為扇三角洲前緣相沉積,滲透率變異系數(shù)為017,滲透率級(jí)差10～500,突進(jìn)系數(shù)118～615。經(jīng)過(guò)30年注水開發(fā),綜合含水91%,地下流體分布十分復(fù)雜,僅依靠局部井網(wǎng)加密難以適應(yīng)復(fù)雜的剩余油分布。為此,筆者提出高含水期井網(wǎng)優(yōu)化組合研究,以解決該油田的生產(chǎn)問(wèn)題。1高含水期剩

3、余油分布特征下二門油田巖心水驅(qū)實(shí)驗(yàn)表明,進(jìn)入高含水階段,剩余油主要以網(wǎng)絡(luò)狀、斑塊狀、薄膜狀存在于儲(chǔ)層孔隙中。在一定驅(qū)替速率下,注入水優(yōu)先進(jìn)入巖心高滲區(qū),而后依次向下一級(jí)孔隙推進(jìn),只有達(dá)到3倍甚至高于高滲巖樣驅(qū)替壓力時(shí),方能進(jìn)入低孔中滲和低孔低滲油層;50%以上的剩余油中分布在小孔隙中。剩余油平面分布特征表明:1)微構(gòu)造高點(diǎn)下二門油田在張扭應(yīng)力作用下形成現(xiàn)今構(gòu)造格局,在短軸背斜背景下發(fā)育一系列4微構(gòu)造,其中5～10m幅度的正向微構(gòu)造即可形成剩余油富集區(qū),此類剩余油儲(chǔ)量為10911×10t,占地質(zhì)儲(chǔ)量的512%。[1]2)斷層分隔和遮擋由于

4、斷層的分隔和遮擋作用,斷層附近井網(wǎng)完善程度低,注入水波及不到,4剩余油相對(duì)富集,此類剩余油儲(chǔ)量8912×10t,占地質(zhì)儲(chǔ)量的413%。3)儲(chǔ)層物性變差區(qū)域下二門油田屬扇三角洲沉積,在水下分流河道邊緣、遠(yuǎn)砂壩及前緣席狀砂等區(qū)域4儲(chǔ)層物性變差,注水波及程度低,動(dòng)用狀況差,剩余油儲(chǔ)量為8415×10t,占地質(zhì)儲(chǔ)量的413%。44)井間分流區(qū)、壓力平衡區(qū)剩余油儲(chǔ)量為5616×10t,占地質(zhì)儲(chǔ)量的217%。2井網(wǎng)優(yōu)化組合關(guān)鍵經(jīng)濟(jì)技術(shù)參數(shù)確定[2]1)合理注采井距不同滲透率所需最小啟動(dòng)注采壓力梯度不同,要求注采井距也不同。下二門-32油田高含水期剩

5、余油潛力主要分布于滲透率小于160×10μm的油層部位,注采井距在150～180m比較合理。-322)滲透率級(jí)差數(shù)值模擬表明,當(dāng)層系平均含水達(dá)到90%時(shí),平均滲透率為50×10μm和150-32×10μm時(shí),剩余油飽和度分別為53%和33%(圖1),即滲透率級(jí)差達(dá)到3倍時(shí),剩余油飽和度相差20個(gè)百分點(diǎn)。根據(jù)不同滲透率級(jí)差模型模擬,也得到相似結(jié)論,開發(fā)效果在級(jí)差219倍時(shí)出現(xiàn)明顯[3]的分界,累計(jì)水油比在級(jí)差219后出現(xiàn)明顯拐點(diǎn),耗水量增大,開發(fā)效果變差。因此,下二門油田井網(wǎng)重組時(shí)滲透率級(jí)差控制在3倍以內(nèi)為宜。[收稿日期]20072042

6、22[作者簡(jiǎn)介]胡云亭(19672),男,1989年大學(xué)畢業(yè),高級(jí)工程師,博士生,現(xiàn)主要從事油田開發(fā)研究工作?！?58·石油天然氣學(xué)報(bào)(江漢石油學(xué)院學(xué)報(bào))2007年6月3)生產(chǎn)層數(shù)對(duì)于非均質(zhì)砂礫巖油藏,在一定生產(chǎn)壓差下,生產(chǎn)層數(shù)也應(yīng)控制在合理范圍。根據(jù)射開層數(shù)與動(dòng)用厚度關(guān)系(圖2),射孔層數(shù)以4～8層為宜。圖1下二門下層系剩余油飽和度與滲透率關(guān)系圖2供液厚度百分?jǐn)?shù)與生產(chǎn)層數(shù)3井網(wǎng)優(yōu)化組合方式研究1)局部井網(wǎng)抽稀經(jīng)過(guò)井網(wǎng)一次、二次加密,下二門油田開發(fā)主體區(qū)平均井距達(dá)到250～280m,鑒于主體區(qū)儲(chǔ)層物性好、水淹程度高的特點(diǎn),結(jié)合歷史井網(wǎng)和

7、流線方向,重點(diǎn)考慮改變液流方向,采取[4]關(guān)井、上返、轉(zhuǎn)注等方式,以穩(wěn)油控水為目標(biāo),合理抽稀井網(wǎng),將注采井距控制在350～400m。2)局部井網(wǎng)跨層系組合根據(jù)斷塊油田的特點(diǎn),對(duì)于斷層屋檐下、微構(gòu)造高點(diǎn)等剩余油分布,打破現(xiàn)有層系界限,部署多靶心井、大斜度井,實(shí)現(xiàn)對(duì)疊合差的剩余油的控制。3)層系轉(zhuǎn)換利用老油田井網(wǎng)密度大的優(yōu)勢(shì),對(duì)于有老井控制的剩余油潛力區(qū),利用老井進(jìn)行層系或井別轉(zhuǎn)換,完善注采井網(wǎng),提高儲(chǔ)量動(dòng)用程度。4)局部層系細(xì)分在經(jīng)濟(jì)上可行的前提下,按照滲透率級(jí)差、有效(砂層)厚度、地質(zhì)儲(chǔ)量等參數(shù),遵循儲(chǔ)層物性相近、采出狀況相近的原則,對(duì)

8、原開發(fā)層系進(jìn)行整體或局部細(xì)分,把滲透性差、儲(chǔ)量動(dòng)用程度低的層組合為一套井網(wǎng),把滲透性好、儲(chǔ)量動(dòng)用程度高的層組合為另一套井網(wǎng)。4礦場(chǎng)應(yīng)用及效果根據(jù)井網(wǎng)組合研究成果,2003年以來(lái),對(duì)下二門油田核三段分步進(jìn)行局