剩余油监测技术优化与应用研究

赵 霞

(中国石油大庆油田责任有限公司第五采油厂,黑龙江省大庆163513)

剩余油监测技术优化与应用研究

赵 霞

(中国石油大庆油田责任有限公司第五采油厂,黑龙江省大庆163513)

应用多学科油藏研究成果,结合油田开发实际,在确定各类油层动用状况的基础上,合理确定了各类油层的监测比例;通过制定定点井和不同分类井合理的监测原则,实现了监测井点的优化部署;结合油田开发实际需要,优化了单井方案。应用优化后的监测资料加深了油层动用状况的认识,对高含水后期优选措施调整方案提供了有效的技术支撑,有效地指导了油田开发调整。

剩余油监测技术;优化方法;数值模拟

随着油田开发的不断深入,剩余油分布越来越零散,调整挖潜难度越来越大,需要更加有效实用的油田监测技术,来了解不同类型油层的动用状况,采取合理的技术措施挖掘地下剩余油。同时,由于开发成本的问题,需要对监测井点、监测技术进行优化,以期提高资料利用率,以适应高含水后期油田开发的需要。

1 注产剖面监测系统优化

1.1 确定注产剖面合理监测比例

试验区选择某地区中部,含油面积12.92 km2,地质储量4266×104t,表内储量3 726×104t,表外储量540×104t,总井数366口,采油井207口;注水井159口,井网密度28.33口/km2。

1.1.1 合理划分沉积类型

第一类油层为主力油层,是基础井网开采的主要对象,包括葡I组的分流平原相、内前缘相和萨 II组滨外坝沉积的砂体,共有10个小层[1]。

第二类油层为中等油层,是一次井网的主要开采对象,包括萨II组和萨III组的外前缘I类和外前缘 II类沉积,共有19个小层[1]。

第三类油层为差油层,是二、三次井的主要开采对象。包括萨II组和萨III组的外前缘III类、外前缘IV类和葡I组外前缘、前三角洲沉积的砂体,共有27个小层[1]。

1.1.2 确定各类油层的开采和剩余油分布状况

采用数值模拟技术,对1998年到2010年的开采数据进行模拟,结果表明一类油层、二类油层和三类油层的采出程度、剩余油量、日产油量以及含水均逐渐下降,但一类油层的日产液量下降的速度较其它两类油层快,由于一类油层的含水级别较高,含水上升速递较其它类油层上升慢,三类油层含水上升速度最慢[2]。

1.2.3 确定各类油层合理的监测比例与频度

通过分析各类油层开采状况与剩余油变化情况,提出了合理的监测比例与频度,按剩余油变化5%全区监测一遍计,则全区每年需要监测19.2%,一类油层监测7.3%;二类油层监测29.0%;三类油层监测27.7%。

1.2 对监测井点进行优化部署

结合生产实际及保持资料的连续性,根据现有的工艺技术及不同分类井的现状制定合理的监测原则[3]。

1.2.1 确定定点井的选择原则

一是在总井数不增加的条件下,设立50%的监测井为定点井;二是要确保每类油层均有监测井点;三是尽量保持定点井在平面上分布均匀;四是油水井监测井层尽量对应。

1.2.2 对分类井制定了不同的监测原则

一是对于低产、低注井尽量安排成定点井,其它井仅在措施前后进行监测[4];二是对于含水较低、产液量相对较高的油井及对应水井要重点监测;三是对于含水较高,且措施潜力较小的井适当减小监测比例。

1.3 根据动态分析需要,优化单井监测方案

目前,最常用的阻抗式环空找水测井方式为点测,受测试工艺的限制,在测试时对于射孔井段长,射孔层数多的井需要进行层段组合,针对该方法不能准确反映层段内每个小层出液状况的实际,提出了以层段重新组合为手段的单井监测方案优化方法,以达到分清每个小层的动用状况目的,其主要原则是:一是在第一次测试时尽量将统一性质油层组合为一个层段,而对油层性质与上下油层相差较大的层单卡测试;二是对已经有测试资料的井,在下一次测试时对占全井产液比例高的层段进行细分单卡测试,而对动用状况已经认识清楚的层可以根据需要合层测试。

2 监测资料优化应用

2.1 应用监测资料加深油层动用状况认识

应用监测资料,可以确定出不同油层的动用状况,以研究区三次加密试验区为例说明不同油层的动用状况,进一步了解剩余油的分布状况,为后期的油田开发指明方向。

2.1.1 应用同位素资料、碳氧比资料共同确定各类油层的动用状况

(1)表外储层动用程度相对较低。表外层未动用层数和厚度分别为76.67%和61.37%,由于这类油层薄,平均砂岩厚度为0.35 m,受到了仪器解释精度的限制,解释为干层的比例较大,但也能定性的反映目前的实际情况(表1)。

(2)表内薄层动用较差,剩余油集中。表内薄差层(有效厚度小于0.5 m)中60%的层为差层和油层,水淹比例仅为34.4%,这说明部分层的动用比例依然较低(表1)。

(3)表内厚层水淹严重,动用较好。经过一次加密、二次加密,表内厚层的动用比例已经较高,水淹比例在80%以上,其中,有效厚度在1 m以上的层已全部水淹,并且水淹级别高(表1)。

表1 试验区15口新井C/O测井解释结果 m

2.1.2应用环空资料分析油层动用状况和指导下步射孔方案的拟定

(1)环空找水技术确定三次加密井的动用状况及产液层。为准确识别三次加密井的出液层,进一步判断三次井各层的真正含水级别以及动用状况,利用环空找水资料进行分析。受环空找水技术卡断个数的限制(全井一般为11～12个卡断),一般将油层性质相近的层卡为一段,经过分析初步确定了三次井的动用状况以及产液层,由于这样分析的动用状况以及出液层较实际偏高,将会使部分未出液的层判断为出液层甚至是高含水层,因此,再次利用环空找水技术,将上次出液的合层进行细分,判断各层的单层出液情况。两次环空资料表明三次井的出液层数、砂岩厚度和有效厚度比例均减少(表2),通过以上方法精确了三次井的动用状况及产液层。

(2)环空找水资料判断三次井的主产液层及高含水层。精确判断出三次井的出液层后,根据单井中单层产液量大于全井产液量的30%,来进一步判断出三次井的主产液层。研究分析认为单井主产液层的含水级别代表单井全井的含水,将单井主产液层的含水与全区的总含水对比,界定出三次井的高含水层。

表2 环空出液对比情况

(3)分析高含水层形成原因,指导三次井的射孔方案的拟定。在分析三次井高含水层的基础上,结合砂体的发育状况、接触关系以及周围水井的吸水状况,进一步判断出油层的动用状况,总结出高含水形成的具体原因,指导三次井的射孔方案的编制,提高油层的动用厚度,降低新井的初含水,达到降低成本、节约费用同时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潜力

2.2.1应用监测资料制定堵水方案

油田进入高含水期后,各类油层动用状况的差异较大。特别是已投入开发的三次加密调整井,纵向上射开的小层数较多,平面上发育不均匀,多数与主体薄层砂相间分布,而且,还有部分未射的中、高水淹层出现窜槽,造成部分油井含水较高。应用硼中子寿命测井解释成果,并结合采油井的环空找水、井温、噪声、声波变密度等测井资料,以及对不同类型砂体的发育特征进行综合分析,可准确地判断已射孔各类油层的含油饱和度及未射孔油层的窜槽层位,综合分析判断水淹层位有针对性制定油井堵水方案,寻找剩余油,达到增油降水、调整层间、平面矛盾的目的。

(1)对于硼中子测井的井,可以根据硼中子测井曲线,查找油井是否有窜槽层位。结合声波变密度测井曲线、环空找水资料,窜槽层段发育情况、动用情况,找出特高含水层进行封堵。例如:A井是1997年10月投产的一口二次加密调整井,全井射开29个小层,砂岩厚度20.8 m,有效厚度2.2 m。日产液 92 t,日产油 3 t,含水 96.4%,流压 4.56 M Pa。砂岩采出强度4.24 t/m,有效采出强度41.8 t/m。与全区二次井相比采出强度、含水级别明显偏高。环空找水资料表明出液层单一,主要集中在葡 I组的I1～I2单元以及葡 I组的 I3～I4单元。从2009年6月的硼中子测井曲线可以看出,未射孔的葡I31-32层两条俘获截面测井曲线的幅度差(即叠合后的离差)较大,是很明显的窜槽现象(图1),葡I31、32是大面积河道砂体,周围水井吸水状况较好,综合分析认为,葡 I31～32与射孔层葡 I33b3层窜通,为本井的强出水层。通过对 I33b1及以下堵水以封堵窜槽层位后,该井日产液由92 t到8 t,下降84 t,日产油3 t保持未定,综合含水由96.4%到65.7%,下降了30.7个百分点,流压由4.56 M Pa到3.22 M Pa,下降1.34 M Pa,见到了较好的效果。

图1 A井窜槽层位图

(2)对射孔层动用好,高产液高含水的油井,主要是利用环空找水资料、周围水井吸水剖面,找到高产液、高含水的层,进行堵水,改善油层的层间和平面注水效果。如:研究区二次加密调整井砂岩采出强度1.1 t/m、有效采出强度2.83 t/m。杏12-1-丙326区块B井砂岩采出强度2.57 t/m、有效采出强度11.96 t/m,采出强度明显偏高,说明该井油层动用程度较高。分析认为该井的主产液层为葡Ⅰ组。葡Ⅰ组共射开13个层,有9个层出液,出液层含水高达98.6%。其中,有7个层产液量相对较高,是:PI311、PI312、PI323、PI33a、PI33b1、PI33b2、PI33b3层 ,这7个层的产液量占全井产液量的92.3%。结合周围水井吸水情况,确定堵水层位(表3)。

表3 B井环空出液情况统计

2.2.2应用监测资料制定压裂方案

由于目前的压裂对象越来越薄,如果对薄差层的动用状况认识不清,往往会导致压层含水高,增油效果不明显。应用环空找水测试结果准确判断薄差层的动用状况,对产水率低的层进行压裂可以优化压裂效果,提高薄差层的动用速度[4-5]。例如C井开采萨Ⅱ、萨Ⅲ组油层,全井射开砂岩厚度23.5 m,有效厚度4.6 m,措施前该井出液厚度比例较低,层数出液比例为44.44%,砂岩厚度出液比例为44.89%,有效厚度出液比例为84.78%。因此,对该井制定了压裂方案,压裂砂岩厚度9.4 m,有效厚度0.7 m,结合周围水井的同位素吸水情况对周围的水井对应层位吸水较差的层结合措施增注。压裂后日产液由18 t到34 t,增加16 t,日产油由0.9 t到7.9 t,增加7 t,含水由95.0%到76.6%,下降18.4个百分点,流压由1.79 M Pa到1.81 M Pa,上升0.02 M Pa,见到了较好的效果。

2.3 应用监测资料,进行注水方案调整,挖掘油层剩余潜力

2.3.1应用同位素资料进行注水井细分调整,减缓油层含水上升速度

以研究区萨Ⅲ组调整井为例,同位素资料显示该套井网与投产初期的吸水状况、吸水层数、砂岩和有效厚度比例分别下降11.04、13.43和11.72个百分点。吸水厚度下降除与油层发育有关外,主要是由于层间动用状况发生变化,层间干扰加大造成的。从单井的同位素资料上看该套井网的萨Ⅲ9+10、11含水上升速度相对较慢,但目前含水仍然相对较高;而萨Ⅲ5～7层含水上升速度快,成为萨Ⅲ组油层中的相对高含水层;从萨Ⅲ组注水井的层段划分上看,平均单井划分2.88个注水层段,且有16.49%的井将萨Ⅲ6及以上划分为一个层段注水。由于层间干扰,萨Ⅲ4及以上整体动用较差,含水偏低。因此通过细分调整加强萨Ⅲ4及以上,适当控制萨Ⅲ5、6层。细分后该套井网见到了较好的调整效果,有效地控制了含水上升速度,挖掘出地下剩余油。统计区块细分井周围连通的32口未措施油井,日产液由749 t到788 t,日增液39 t,日产油由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个百分点,流压由2.81 M Pa到3.21 M Pa,上升0.40 M Pa。

2.3.2根据转注井转前出液剖面及吸水剖面制定试配方案,实施平面调整

利用研究区三次加密井投产的有利时机,应用优化后的监测方案,对转注井的二次油井和新投的三次加密水井试配前,录取了部分井的同位素吸水剖面,根据油层发育和动用状况,垂向上合理划分注水层段。试配时对于吸水较好的葡Ⅰ组油层单卡一段注水,加强相对动用较差的萨Ⅱ1～4号层的注水,其他层段均衡注水,控制老井的含水上升速度,提高新井的供液能力。按照上述原则对研究区的41口井采取试配措施后,见到了较好的效果。不同油层组吸水层数和厚度比例均有提高,萨Ⅱ、萨Ⅲ组油层提高比例较大,尤其是表外储层和表内薄差油层的吸水厚度提高幅度大(表4),同时周围油井见到了较好的降水增油效果。

表4 转注井试配前后不同油层组吸水状况统计

3 结论

(1)应用油藏数值模拟技术,在搞清砂体类型、油层动用状况和剩余油分布的基础上,合理确定注产剖面的合理监测比例、单井选择原则以及单井优化方案。

(2)通过合理应用优化后的监测资料,在进一步加深油层动用状况的基础上,对高含水后期优选措施调整方案提供了有效的技术支撑,提高了资料的利用率,同时实现了较好的控水增油、延长油田寿命的目的。

(3)目前的监测技术对于薄差油层的监测精度仍然较低,是我们下一步的攻关方向。

[1] 赵翰卿.应用密井网测井曲线精细研制河流相储层沉积模型[C]//SPE29963,第五次国际石油工程会议论文集,1995:66-70

[2] 计秉玉,赵国忠,李洁.多学科集成化油藏研究方法与应用[M].北京:石油工业出版社,2009:32-33.

[3] 谢进庄,朱炎,郑华,等.特高含水期油田动态监测系统优化方法研究[J].大庆石油学院学报,2006,(1):31-32.

[4] 谢荣华.生产测井技术应用与进展[M].北京:石油工业出版社,1998:50-53.

[5] 尚作源.测井新技术与油气层油藏评价进展[M].北京:石油工业出版社,1997:25-27.

TE313.3

A

1673-8217(2011)05-0088-04

2011-02-24;改回日期:2011-04-15

赵霞,高级工程师,1974年出生,1998年毕业于大庆石油学院石油地质勘察专业,现从事油田开发工作。

编辑:刘洪树