乍得Bonger盆地Ronier C-1塊開發方式研究

田大亮 (中國石油集團長城鉆探工程有限公司地質研究院)

乍得Bonger盆地Ronier C-1塊開發方式研究

田大亮 (中國石油集團長城鉆探工程有限公司地質研究院)

根據Ronier C-1塊現有地質資料,通過對區塊地質特征進行分析、對油品性質進行重新分析化驗、對區塊地質儲量進行評價以及建立地質模型和開展數值模擬等工作,確立了初期利用天然能量開采、適時轉入常溫注水開發的開采方式,并對布井方式、井網、井距、注水時機以及采油速率進行了優化選擇。

斷塊 地質建模 數值模擬開發方式 注水時機

Ronier C-1塊位于乍得南部Bonger盆地。2003年中國石油集團勘探開發公司 (CNODC)開始在Bonger盆地進行風險勘探,2004年以來先后在6口探井上獲得重要油氣發現,2008年下半年開始加快了Ronier區塊的勘探開發步伐。

1 油藏地質特征

區域上Bonger盆地作為一個典型裂谷盆地,研究區位于Mimosa構造帶上,白堊紀時期,在拉張環境下產生了近東西向的斷陷盆地。Ronier C-1塊的整體構造形態為一個小型斷裂背斜,北部邊界受一條近東西向三級斷層所控制,其他方向受到四級斷層的封閉,形成獨立的一個小斷塊。

該區塊主力含油層位為Ronier組,油藏埋深600～788 m,平均油層有效厚度9.1 m,平均孔隙度為21.9%,平均滲透率為654×10-3μm2,綜合評價為中孔高滲儲層。地面原油密度0.944 6 g/cm3,黏度 (50℃)374.1 mPa·s,凝固點-23℃,含蠟量3.65%,膠質、瀝青質含量40.72%,地層水型為NaHCO3型。區塊含油面積4.07 km2,石油地質儲量 327.71×104t,儲量豐度為80.521×104t/km2,屬于有自然產能、低豐度、中深埋藏、小型稠油油藏。

根據區塊6口油井21個層位的實測壓力、溫度資料分析,油藏中深壓力為6.7 MPa,壓力梯度為0.98 MPa/100 m;油藏中深溫度為50.8℃,溫度梯度為3.3℃/100 m。

2 試油試采分析

區塊只有 Ronier C-1井試油,共試油3層,試油井段734.0～770.5 m。2008年7月1日射孔,射孔厚度23.9 m/6層;7月9日采用螺桿泵求產,累計產液35.5 m3,累計產油31.3 t。

本次研究依據Ronier C-1井地層測試、螺桿泵求產資料,分別計算了二開、三開流動期間產量及螺桿泵求產時在流壓相對穩定的兩個工作制度下的產量,確定了生產壓差。利用不同工作制度下求得的產量與其生產壓差進行線性回歸[1],得到相關系數為0.98,說明回歸結果較可靠,求得該井的采油指數為11.4 t/(d·MPa)。

3 儲層地質建模

針對Ronier C-1塊建立了全定量化的儲層地質模型[2],為開發提供了合理的地質靜態模型。按照沉積單元劃分將油藏劃為13個小層,根據地層厚度,采用在頂底構造形態的約束下計算各小層頂底構造面的方法來建立精確的三維框架模型。

經過小層細分層之后,區域平面網格步長50 m×50 m,縱向網格步長按照各個沉積單元最小單砂體厚度劃分為0.3 m,網格節點115×45×241=1 247 175。經過巖相建模、屬性建模和地質儲量計算對比,地質模型能夠合理地代表Ronier 3個油藏的實際物性和流體分布。

在此基礎上進行了模型粗化。粗化網格平面網格步長為50 m×50 m,縱向網格則以小層為單元。為了對比不同網格步長帶來的影響,做了兩套粗化網格:①平面網格步長50 m×50 m,垂向根據沉積單元的劃分,定義23個單元,總網格數809 760個;②平面網格步長100 m×100 m,垂向根據沉積單元的劃分,定義23個單元,總網格數156 240個。

對粗化后的模型進行儲量計算,驗證粗化場數據的合理性。輸出粗化的模型,為油藏數值模擬提供參數場。

4 油藏數值模擬

網格劃分采用與地質建模統一的網格大小,即50m×50m,縱向上則根據各個井區小層劃分的不同,將每個獨立的小層作為一個模擬層。平面上劃分成139×240個網格。縱向上劃分為23層,其中含油小層11層,模型網格總數為 767 280個。Ronier油田原油性質、高壓物性參數均采用在油藏特征研究部分所確定的數據。模擬相滲曲線則根據各個小層滲透性的不同選擇使用不同的曲線[3],均采用同層位Ronier 3井油層所測的相滲曲線。

5 油藏工程設計

5.1 開發層系確定

由于Ronier C-1塊平均油層有效厚度只有9.1 m,不具備細分開發層系條件,所以確定采用一套層系開發。

5.2 開發方式優化

為了確定區塊最佳開發方式,進行了天然能量開發、天然能量-常溫注水開發、天然能量-注熱水開發、天然能量-蒸汽吞吐開發、天然能量-蒸汽吞吐-蒸汽驅開發等多種開發方式可行性研究,從經驗公式、數值模擬研究等多種研究結果得出結論:依靠天然能量開采采收率只有9%,滿足不了油田開發的需要,因此需要補充地層能量。天然能量-常溫注水開發采收率為25%,天然能量-注熱水開發采收率為28.9,天然能量-蒸汽吞吐開發采收率為16.8%,天然能量-蒸汽吞吐-蒸汽驅開發采收率為34.7%。綜合考慮油藏地質條件、原油物性特點、開采技術的難易程度、工藝設備、地面管網建設等,確定Ronier C-1塊的開發方式為初期利用天然能量開采,適時轉入常溫注水開發。

5.3 布井方式及井網、井距選擇

本著有利于吸水剖面的調整、提高水驅控制程度的原則,選擇直井布井方式。

本區屬于整裝的巖性構造油藏,油層分布相對穩定,但是非均質性較強,為了便于后期調整,確定采用正方形、反九點注采井網。

合理的井網密度直接關系到油藏的水驅控制程度、水驅采收率及采油速率。一般來說,井網密度越大,水驅采收率及采油速率越高,但是井網密度增大會造成建設投資增加,因此井網密度的選擇應以經濟效益綜合評價的結果為準則。在利用經驗公式法、李道品法、類比法和數值模擬法進行綜合比較后,優選的合理井距為250 m。

5.4 注水時機選擇

選擇注水時機總的原則是從提高產油量的觀點出發早期注水,開發注水的最優時機主要考慮壓力因素;最合理的地層壓力是略低于原始飽和壓力,因為這時地下原油黏度最小,有利于提高流度和體積涉及系數,因此油井產能最高。此外從提高采收率的觀點出發,油層壓力可以降至較低水平,允許油層在溶解氣驅下開采一段時間,因為自由氣飽和度有利于注水驅油飽和度的增加。通過數值模擬,分別對在原始壓力、飽和壓力、下降到飽和壓力80%～90%時轉入注水時機進行了研究。數模結果表明,地層壓力水平保持在飽和壓力到飽和壓力90%之間時轉入注水開發生產效果最好。

5.5 采油速率

合理的采油速率是指在合理的注采井網、合理的注采系統、現有的工藝技術條件下,能充分發揮油井的采油能力和注水井的注水能力,不降低油藏的水驅油效率,達到較好的開發效果。其經濟效益最優,同時考慮一定的抗風險能力。

對于水驅開發砂巖油田,采油速率是否合理是一個十分重要的問題。在開發中如果采油速率過高,平面和層間矛盾加劇,油藏最終采收率低;反之,如果采油速率偏低,則不能滿足國家對采油速率的要求,亦不能發揮油藏潛力。利用數值模擬技術進行了15、20、25、30、35 t/d的采油速率分析和研究,以確定斷塊的合理采油速率。從不同采油速率的開發指標對比來看,采油速率過高,含水率上升較快,采油速率過低,單位生產時間內采出程度較低,因此確定水驅單井日產在10～15 t/d較為適宜,折算采油速率為2%左右。

6 結論與認識

依據綜合地質研究和油藏工程設計結果,Ronier C-1塊采用一套開發層系、正方形反九點井網250 m井距直井進行開發,初期依靠天然能量開采,當地層壓力降至飽和壓力附近時轉入常溫注水開發,這是目前條件下的最佳開發方式。但由于對油藏地質特征、開發規律的分析存在局限性,

必將導致油田開發過程中存在一定的風險,需要在實施過程中依據實際情況進行調整。

[1]李曉平.地下油氣滲流力學.北京:石油工業出版社,2008.

[2]T厄特金,J H阿布—卡森,G R金.實用油藏模擬技術.北京:石油工業出版社,2004.

[3]孫玉凱,高文君.常用油藏工程方法改進與應用.北京:石油工業出版社,2007.

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.12.001

2010-03-23)