剩余油監測技術優化與應用研究

趙 霞

(中國石油大慶油田責任有限公司第五采油廠,黑龍江省大慶163513)

剩余油監測技術優化與應用研究

趙 霞

(中國石油大慶油田責任有限公司第五采油廠,黑龍江省大慶163513)

應用多學科油藏研究成果,結合油田開發實際,在確定各類油層動用狀況的基礎上,合理確定了各類油層的監測比例;通過制定定點井和不同分類井合理的監測原則,實現了監測井點的優化部署;結合油田開發實際需要,優化了單井方案。應用優化后的監測資料加深了油層動用狀況的認識,對高含水后期優選措施調整方案提供了有效的技術支撐,有效地指導了油田開發調整。

剩余油監測技術;優化方法;數值模擬

隨著油田開發的不斷深入,剩余油分布越來越零散,調整挖潛難度越來越大,需要更加有效實用的油田監測技術,來了解不同類型油層的動用狀況,采取合理的技術措施挖掘地下剩余油。同時,由于開發成本的問題,需要對監測井點、監測技術進行優化,以期提高資料利用率,以適應高含水后期油田開發的需要。

1 注產剖面監測系統優化

1.1 確定注產剖面合理監測比例

試驗區選擇某地區中部,含油面積12.92 km2,地質儲量4266×104t,表內儲量3 726×104t,表外儲量540×104t,總井數366口,采油井207口;注水井159口,井網密度28.33口/km2。

1.1.1 合理劃分沉積類型

第一類油層為主力油層,是基礎井網開采的主要對象,包括葡I組的分流平原相、內前緣相和薩 II組濱外壩沉積的砂體,共有10個小層[1]。

第二類油層為中等油層,是一次井網的主要開采對象,包括薩II組和薩III組的外前緣I類和外前緣 II類沉積,共有19個小層[1]。

第三類油層為差油層,是二、三次井的主要開采對象。包括薩II組和薩III組的外前緣III類、外前緣IV類和葡I組外前緣、前三角洲沉積的砂體,共有27個小層[1]。

1.1.2 確定各類油層的開采和剩余油分布狀況

采用數值模擬技術,對1998年到2010年的開采數據進行模擬,結果表明一類油層、二類油層和三類油層的采出程度、剩余油量、日產油量以及含水均逐漸下降,但一類油層的日產液量下降的速度較其它兩類油層快,由于一類油層的含水級別較高,含水上升速遞較其它類油層上升慢,三類油層含水上升速度最慢[2]。

1.2.3 確定各類油層合理的監測比例與頻度

通過分析各類油層開采狀況與剩余油變化情況,提出了合理的監測比例與頻度,按剩余油變化5%全區監測一遍計,則全區每年需要監測19.2%,一類油層監測7.3%;二類油層監測29.0%;三類油層監測27.7%。

1.2 對監測井點進行優化部署

結合生產實際及保持資料的連續性,根據現有的工藝技術及不同分類井的現狀制定合理的監測原則[3]。

1.2.1 確定定點井的選擇原則

一是在總井數不增加的條件下,設立50%的監測井為定點井;二是要確保每類油層均有監測井點;三是盡量保持定點井在平面上分布均勻;四是油水井監測井層盡量對應。

1.2.2 對分類井制定了不同的監測原則

一是對于低產、低注井盡量安排成定點井,其它井僅在措施前后進行監測[4];二是對于含水較低、產液量相對較高的油井及對應水井要重點監測;三是對于含水較高,且措施潛力較小的井適當減小監測比例。

1.3 根據動態分析需要,優化單井監測方案

目前,最常用的阻抗式環空找水測井方式為點測,受測試工藝的限制,在測試時對于射孔井段長,射孔層數多的井需要進行層段組合,針對該方法不能準確反映層段內每個小層出液狀況的實際,提出了以層段重新組合為手段的單井監測方案優化方法,以達到分清每個小層的動用狀況目的,其主要原則是:一是在第一次測試時盡量將統一性質油層組合為一個層段,而對油層性質與上下油層相差較大的層單卡測試;二是對已經有測試資料的井,在下一次測試時對占全井產液比例高的層段進行細分單卡測試,而對動用狀況已經認識清楚的層可以根據需要合層測試。

2 監測資料優化應用

2.1 應用監測資料加深油層動用狀況認識

應用監測資料,可以確定出不同油層的動用狀況,以研究區三次加密試驗區為例說明不同油層的動用狀況,進一步了解剩余油的分布狀況,為后期的油田開發指明方向。

2.1.1 應用同位素資料、碳氧比資料共同確定各類油層的動用狀況

(1)表外儲層動用程度相對較低。表外層未動用層數和厚度分別為76.67%和61.37%,由于這類油層薄,平均砂巖厚度為0.35 m,受到了儀器解釋精度的限制,解釋為干層的比例較大,但也能定性的反映目前的實際情況(表1)。

(2)表內薄層動用較差,剩余油集中。表內薄差層(有效厚度小于0.5 m)中60%的層為差層和油層,水淹比例僅為34.4%,這說明部分層的動用比例依然較低(表1)。

(3)表內厚層水淹嚴重,動用較好。經過一次加密、二次加密,表內厚層的動用比例已經較高,水淹比例在80%以上,其中,有效厚度在1 m以上的層已全部水淹,并且水淹級別高(表1)。

表1 試驗區15口新井C/O測井解釋結果 m

2.1.2應用環空資料分析油層動用狀況和指導下步射孔方案的擬定

(1)環空找水技術確定三次加密井的動用狀況及產液層。為準確識別三次加密井的出液層,進一步判斷三次井各層的真正含水級別以及動用狀況,利用環空找水資料進行分析。受環空找水技術卡斷個數的限制(全井一般為11～12個卡斷),一般將油層性質相近的層卡為一段,經過分析初步確定了三次井的動用狀況以及產液層,由于這樣分析的動用狀況以及出液層較實際偏高,將會使部分未出液的層判斷為出液層甚至是高含水層,因此,再次利用環空找水技術,將上次出液的合層進行細分,判斷各層的單層出液情況。兩次環空資料表明三次井的出液層數、砂巖厚度和有效厚度比例均減少(表2),通過以上方法精確了三次井的動用狀況及產液層。

(2)環空找水資料判斷三次井的主產液層及高含水層。精確判斷出三次井的出液層后,根據單井中單層產液量大于全井產液量的30%,來進一步判斷出三次井的主產液層。研究分析認為單井主產液層的含水級別代表單井全井的含水,將單井主產液層的含水與全區的總含水對比,界定出三次井的高含水層。

表2 環空出液對比情況

(3)分析高含水層形成原因,指導三次井的射孔方案的擬定。在分析三次井高含水層的基礎上,結合砂體的發育狀況、接觸關系以及周圍水井的吸水狀況,進一步判斷出油層的動用狀況,總結出高含水形成的具體原因,指導三次井的射孔方案的編制,提高油層的動用厚度,降低新井的初含水,達到降低成本、節約費用同時又充分挖掘出地下的剩余油。

2.2 制定措施方案挖掘油田剩余潛力

2.2.1應用監測資料制定堵水方案

油田進入高含水期后,各類油層動用狀況的差異較大。特別是已投入開發的三次加密調整井,縱向上射開的小層數較多,平面上發育不均勻,多數與主體薄層砂相間分布,而且,還有部分未射的中、高水淹層出現竄槽,造成部分油井含水較高。應用硼中子壽命測井解釋成果,并結合采油井的環空找水、井溫、噪聲、聲波變密度等測井資料,以及對不同類型砂體的發育特征進行綜合分析,可準確地判斷已射孔各類油層的含油飽和度及未射孔油層的竄槽層位,綜合分析判斷水淹層位有針對性制定油井堵水方案,尋找剩余油,達到增油降水、調整層間、平面矛盾的目的。

(1)對于硼中子測井的井,可以根據硼中子測井曲線,查找油井是否有竄槽層位。結合聲波變密度測井曲線、環空找水資料,竄槽層段發育情況、動用情況,找出特高含水層進行封堵。例如:A井是1997年10月投產的一口二次加密調整井,全井射開29個小層,砂巖厚度20.8 m,有效厚度2.2 m。日產液 92 t,日產油 3 t,含水 96.4%,流壓 4.56 M Pa。砂巖采出強度4.24 t/m,有效采出強度41.8 t/m。與全區二次井相比采出強度、含水級別明顯偏高。環空找水資料表明出液層單一,主要集中在葡 I組的I1～I2單元以及葡 I組的 I3～I4單元。從2009年6月的硼中子測井曲線可以看出,未射孔的葡I31-32層兩條俘獲截面測井曲線的幅度差(即疊合后的離差)較大,是很明顯的竄槽現象(圖1),葡I31、32是大面積河道砂體,周圍水井吸水狀況較好,綜合分析認為,葡 I31～32與射孔層葡 I33b3層竄通,為本井的強出水層。通過對 I33b1及以下堵水以封堵竄槽層位后,該井日產液由92 t到8 t,下降84 t,日產油3 t保持未定,綜合含水由96.4%到65.7%,下降了30.7個百分點,流壓由4.56 M Pa到3.22 M Pa,下降1.34 M Pa,見到了較好的效果。

圖1 A井竄槽層位圖

(2)對射孔層動用好,高產液高含水的油井,主要是利用環空找水資料、周圍水井吸水剖面,找到高產液、高含水的層,進行堵水,改善油層的層間和平面注水效果。如:研究區二次加密調整井砂巖采出強度1.1 t/m、有效采出強度2.83 t/m。杏12-1-丙326區塊B井砂巖采出強度2.57 t/m、有效采出強度11.96 t/m,采出強度明顯偏高,說明該井油層動用程度較高。分析認為該井的主產液層為葡Ⅰ組。葡Ⅰ組共射開13個層,有9個層出液,出液層含水高達98.6%。其中,有7個層產液量相對較高,是:PI311、PI312、PI323、PI33a、PI33b1、PI33b2、PI33b3層 ,這7個層的產液量占全井產液量的92.3%。結合周圍水井吸水情況,確定堵水層位(表3)。

表3 B井環空出液情況統計

2.2.2應用監測資料制定壓裂方案

由于目前的壓裂對象越來越薄,如果對薄差層的動用狀況認識不清,往往會導致壓層含水高,增油效果不明顯。應用環空找水測試結果準確判斷薄差層的動用狀況,對產水率低的層進行壓裂可以優化壓裂效果,提高薄差層的動用速度[4-5]。例如C井開采薩Ⅱ、薩Ⅲ組油層,全井射開砂巖厚度23.5 m,有效厚度4.6 m,措施前該井出液厚度比例較低,層數出液比例為44.44%,砂巖厚度出液比例為44.89%,有效厚度出液比例為84.78%。因此,對該井制定了壓裂方案,壓裂砂巖厚度9.4 m,有效厚度0.7 m,結合周圍水井的同位素吸水情況對周圍的水井對應層位吸水較差的層結合措施增注。壓裂后日產液由18 t到34 t,增加16 t,日產油由0.9 t到7.9 t,增加7 t,含水由95.0%到76.6%,下降18.4個百分點,流壓由1.79 M Pa到1.81 M Pa,上升0.02 M Pa,見到了較好的效果。

2.3 應用監測資料,進行注水方案調整,挖掘油層剩余潛力

2.3.1應用同位素資料進行注水井細分調整,減緩油層含水上升速度

以研究區薩Ⅲ組調整井為例,同位素資料顯示該套井網與投產初期的吸水狀況、吸水層數、砂巖和有效厚度比例分別下降11.04、13.43和11.72個百分點。吸水厚度下降除與油層發育有關外,主要是由于層間動用狀況發生變化,層間干擾加大造成的。從單井的同位素資料上看該套井網的薩Ⅲ9+10、11含水上升速度相對較慢,但目前含水仍然相對較高;而薩Ⅲ5～7層含水上升速度快,成為薩Ⅲ組油層中的相對高含水層;從薩Ⅲ組注水井的層段劃分上看,平均單井劃分2.88個注水層段,且有16.49%的井將薩Ⅲ6及以上劃分為一個層段注水。由于層間干擾,薩Ⅲ4及以上整體動用較差,含水偏低。因此通過細分調整加強薩Ⅲ4及以上,適當控制薩Ⅲ5、6層。細分后該套井網見到了較好的調整效果,有效地控制了含水上升速度,挖掘出地下剩余油。統計區塊細分井周圍連通的32口未措施油井,日產液由749 t到788 t,日增液39 t,日產油由64.9 t到77.0 t,日增油12.1 t,含水由 91.34%到90.23%,下降1.11個百分點,流壓由2.81 M Pa到3.21 M Pa,上升0.40 M Pa。

2.3.2根據轉注井轉前出液剖面及吸水剖面制定試配方案,實施平面調整

利用研究區三次加密井投產的有利時機,應用優化后的監測方案,對轉注井的二次油井和新投的三次加密水井試配前,錄取了部分井的同位素吸水剖面,根據油層發育和動用狀況,垂向上合理劃分注水層段。試配時對于吸水較好的葡Ⅰ組油層單卡一段注水,加強相對動用較差的薩Ⅱ1～4號層的注水,其他層段均衡注水,控制老井的含水上升速度,提高新井的供液能力。按照上述原則對研究區的41口井采取試配措施后,見到了較好的效果。不同油層組吸水層數和厚度比例均有提高,薩Ⅱ、薩Ⅲ組油層提高比例較大,尤其是表外儲層和表內薄差油層的吸水厚度提高幅度大(表4),同時周圍油井見到了較好的降水增油效果。

表4 轉注井試配前后不同油層組吸水狀況統計

3 結論

(1)應用油藏數值模擬技術,在搞清砂體類型、油層動用狀況和剩余油分布的基礎上,合理確定注產剖面的合理監測比例、單井選擇原則以及單井優化方案。

(2)通過合理應用優化后的監測資料,在進一步加深油層動用狀況的基礎上,對高含水后期優選措施調整方案提供了有效的技術支撐,提高了資料的利用率,同時實現了較好的控水增油、延長油田壽命的目的。

(3)目前的監測技術對于薄差油層的監測精度仍然較低,是我們下一步的攻關方向。

[1] 趙翰卿.應用密井網測井曲線精細研制河流相儲層沉積模型[C]//SPE29963,第五次國際石油工程會議論文集,1995:66-70

[2] 計秉玉,趙國忠,李潔.多學科集成化油藏研究方法與應用[M].北京:石油工業出版社,2009:32-33.

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TE313.3

A

1673-8217(2011)05-0088-04

2011-02-24;改回日期:2011-04-15

趙霞,高級工程師,1974年出生,1998年畢業于大慶石油學院石油地質勘察專業,現從事油田開發工作。

編輯:劉洪樹