港東七八斷塊特高含水期剩余油潛力研究

2011-09-29 01:48:38羅二輝王曉冬丁亞平

石油地質與工程 2011年1期

羅二輝,王曉冬,丁亞平,張麗,王磊

(1.中國地質大學(北京),北京100083;2.中國石油大港油田公司勘探開發研究院)

港東七八斷塊特高含水期剩余油潛力研究

羅二輝1,王曉冬1,丁亞平2,張麗1,王磊1

(1.中國地質大學(北京),北京100083;2.中國石油大港油田公司勘探開發研究院)

港東七八斷塊屬于典型的復雜斷塊油藏,歷經40多年的開采,已進入特高含水期。由于斷層的導流或者遮擋作用及復雜多變性,單一分析方法難以湊效。利用傳統油藏工程動態分析方法從最基本的水驅特征曲線、含水上升規律及開發效果進行綜合分析。在此基礎之上,結合地質建模和油藏數值模擬技術,動靜結合,充分認識了油藏特征及油氣水運動規律,預測出剩余油位置和數量。

港東七八斷塊;特高含水期;水驅特征曲線;油藏數值模擬;剩余油潛力

港東七八斷塊位于黃驊凹陷中區北大港二級斷裂構造帶的東南部,屬典型的復雜斷塊油田。由于斷層開閉變動可以成為流體運移通道或對油氣起到遮擋作用,因而斷層的多變性成為研究難點之一[1];同時受油層內部非均質性影響,復雜斷塊油田進入特高含水期,地下仍有可觀的可動剩余油[2]。研究區塊含油面積4.5km2,地質儲量1179.58×104t,于1965年投產,歷經40多年的開采,目前處于特高含水期產量遞減階段階段。截至2009年,累積產油422.51×104t,累積注水 1671.55×104m3,綜合含水93.1%,采收率35.49%,采出程度29.02%。針對該區高含水、高采出程度、產量逐年遞減、低效無效循環注水以及各類油層水淹程度不均等,利用油藏工程動態分析方法結合地質建模和油藏數值模擬,在動靜結合基礎之上充分認識油藏特征及油氣水運動規律,進行剩余油潛力研究,為油田特高含水期挖潛,改善開發效果提供依據。

1 地質特征及突出矛盾

1.1 構造特征

該油田構造的主要特點就是斷層多、斷塊多且小,構造類型多,以斷塊構造為主。統計出該區斷層18條,油砂體分布規律如表1所示。

表1 七八斷塊油砂體統計

1.2 儲層沉積特征

沉積相的研究是搞好復雜斷塊油田注水開發工作的基礎,研究表明,主斷層的下降盤為曲流河型,而上升盤則表現為辮狀河的特點。該區內具有多套含油層系,從明Ⅱ組至館Ⅲ組,主力油層主要集中在Ng1-1、Nm2-10、Nm3-6、Nm3-7、Nm3-8、Nm4-6等小層上,是重點開發對象。

1.3 油藏特征

該區油藏類型多樣,包括斷層與構造組成的油氣藏,斷層與巖性尖滅組成的油氣藏,斷層遮擋形成的油氣藏,巖性油氣藏。由于斷層的分割,整個構造被切割成許多水動力互不連通的小斷塊,其面積較小,縱向上一些小的薄夾層也具有較強的分割性,使上、下相鄰油層有各自獨立的油水關系。因此,油水關系極其復雜,油水界面不一,縱向含油井段長。而且斷塊之間天然能量差別大,由于有些小斷塊四周封閉,不與外界連通或連通很差,投入開發后,沒有邊水、底水能量供給導致內部能量消耗很快,產量不斷下降。因此不同斷塊所處的位置和邊底水供給情況不同,造成整個油區壓力不平衡。

1.4 生產動態特征

示蹤劑試驗表明,平面矛盾嚴重,單向收益井多,占總收益井的60%,而雙向收益井、多向收益井分別只占24.4%、15.6%,注采關系不平衡導致在注采強度較大的方向上容易形成優勢滲流通道,造成不必要的低效、無效注水;分析吸水剖面得出,層間矛盾突出,主力層吸水強度高,非主力層長期吸水差,導致水洗程度不均一。出砂嚴重,井況復雜,統計了七八斷塊共有生產數據井196口,其中發生套變井75口,套變率38.3%,油井有30口帶病生產,占25.9%,水井有24口帶病生產,占30%,停產井有21口由套變引起,為主要停產原因。經過長時間開采,各開發單元注采井網已不再完善,降低了有效水驅控制程度。

2 動靜結合分析技術

2.1 油藏工程動態分析方法

針對復雜斷塊多層砂巖油藏的注水開發,隨著含水率的上升和油藏內油水的重新分布而呈現出的典型開發特征,從最基本的水驅特征曲線、含水上升規律和開發效果三方面進行綜合分析[3]。

2.1.1 水驅特征曲線分析

水驅曲線不但可以預測水驅油田的未來開發動態,而且還可以測算水驅油的可采儲量和采收率。

甲型水驅曲線關系式:

乙型水驅曲線關系式:

式中:Wp——累積產水量;Np——累積產油量;WOR ——水油比;A1、B1、A2、B2——無量綱常數。

繪制七八全區的水驅特征曲線(圖1),利用相關分析求出各個系數,從而可進行可采儲量及采收率預測。

圖1 七八斷塊水驅特征曲線

2.1.2 含水上升規律分析

油田含水率與可采儲量采出程度關系是描述油田含水上升的最基本的規律,特別是后期含水率與采出程度統計的規律在我國得到了廣泛應用[3]。繪制含水率和采出程度相關關系的實際與理論曲線圖版,如圖2所示。

圖2 圖2含水率與采出程度實際與理論曲線圖版

由圖2可知,在進入高含水開發期后,油藏總體采出程度處于35%左右,末端有上翹趨勢,代表注水效果有變差趨勢,這是由于近年油田開發方式和注采不完善所致,今后需調整注采方案,保持注采平衡,才能有效提高采收率。

2.1.3 開發效果分析

在注水開發油藏中,涉及井網密度、注采井數比等在內的40余個指標,有些指標對開發效果的影響是重復的;有些指標雖然獨立,但對特高含水期的油田開發效果影響較小[4]。根據邏輯分析方法,重點研究水驅控制程度、注采對應率、油層動用程度、壓力保持水平、含水上升率、剩余可采儲量采油速度、水驅指數、階段存水率、自然遞減率、采收率等10個指標。依據復雜斷塊油藏開發水平分類指標行業標準,評價如表2所示。

表2 港東七八水驅開發效果指標評價

2.2 油藏數值模擬技術

七八斷塊歷經40多年的開采,地下油氣水重新分布,而油藏數值模擬是現代技術中研究剩余油最有效的工具和手段之一,該方法通過精細的油藏歷史擬合,重現油藏過去的開發歷史,展示剩余油飽和度的分布規律,能夠實現全方位動態描述和預測。

本次油藏數值模擬采用公認最好的Eclipse軟件中經典的三維三相黑油模型,選取穩定性好,收斂快的全隱式解法。利用Petrel軟件相控動態隨機建模技術建立地質模型,采用角點網格,經網格粗化后,導出平面上網格:50m×50m,縱向上考慮含油砂層、隔層以及網格數等因素,不同的小層采用不同的網格設置,共分為111個縱向網格,模擬層段1000～2300m。總網格節點79×60×111=526140個,有效節點12997個。參與模擬的油井數80口,水井數46口。針對這種大型數值模擬,在最新配置的 HP xw860064位工作站上進行模擬運算,儲量擬合誤差為4.5%。

一個好的數模,歷史擬合是關鍵一環,而最為重要也最費時費力的是含水率指標的擬合[5]。針對復雜斷塊油藏,在油藏工程動態分析的基礎之上,單個圈閉逐一分清注采關系,判斷來水方向,進行快速擬合。其中相對滲透率是敏感因素之一,考慮到處于特高含水期,在含水率＞80%時,在多次擬合基礎上多次調整油相相對滲透率比值。根據水驅油理論,繪制如圖3所示的分流曲線,結果表明:從含水飽和度為85%的地層巖石中產出的是100%的水。