潜山有利储层精细评价

2020-12-28 11:20任凤伟
中国化工贸易·中旬刊 2020年7期

摘 要:潜山油藏对提高油田原油产量具有重要意义。该潜山油藏储集空间主要是裂缝,并含有少量的空隙。经过多年的开发调整水淹较严重,埋深越深水淹程度越严重,老井调补层及重复压裂措施效果逐年变差,油井控制程度较低,采收率低。所以,对潜山有利储层的精细评价对提高油田采收率具有至关重要的作用。

关键词:储层评价;产能特征分析;注水效果评价;水平井评价;剩余油分布

1 开发历程及现状

该潜山油藏自1991年9月正式投入开发以来,至今已经将近30年,开发过程中该油藏采油速度受投产井井数和含水控制,投产井井数受井网建设影响,随着基础井网建设及加密、扩边后,投产井井数基本保持稳定,含水受注采调控影响,呈现平稳--上升--下降--平稳的过程。

2 产能特征分析

2.1 油藏未见边底水,天然能量开发阶段产量、压力下降快

根据试油试采资料看,该潜山油藏未发现边底水,含油最高部位-1700m,最低为-2600m,油层分布主要受岩性和裂缝控制。证明了该油藏初期仅靠内部弹性能量驱动。但由于受裂缝发育程度的影响,其驱动方式极其不稳定,导致生产压力下降快。1989-1991年利用天然能量开发,压力系数降至0.8。

该潜山油藏原始压力20.45MPa,饱和压力5.3MPa,经计算弹性采收率为2.0%。其经验计算公式:

式中:ER1-弹性采收率,2.0%;Ct-综合压缩系数,239.6×10-51/MPa;ΔP-原始地层压力与饱和压力之差,15.15MPa;Co-原油压缩系数,75.1×10-51/MPa;Cw-地层水压缩系数,50.6×10-5 1/MPa;Cf-岩石压缩系数,9.46× 10-4 1/MPa;Swi-束縛水饱和度,32.5%;Soi-原始含油饱和度,67.5%。

溶解气驱采收率计算结果为7.2%。其经验计算公式:

式中:Φ-孔隙度,5.1%;Bob-饱和压力下的地层原油体积系数,1.064;K-空气渗透率,4.0×10-3μm2;μob-饱和压力下地层原油粘度,1000MPa·s;Pb-饱和压力,5.3MPa;Pa-废弃压力,4MPa;Swi-束缚水饱和度,32.5%。

从以上计算中得出该油藏一次采收率为9.2%,可见油藏本身具备一定的天然驱动能量。经计算弹性产量比值(实际累产量与理论弹性产量比值)4.2,按照SY/T6167-1995《油藏天然能量评价方法》标准,该油藏属于天然能量不足。

2.2 纵向2300m以上产量较高,主要受原油粘度影响

该油藏在开发过程中未见边底水,自潜山顶面以下整体含油,生产井段距潜山顶面300m-350m以上,即2300m以下时,油井初期日产油低,累产油也远低于2300m以上的生产井,主力产油层段集中在2300m以上。原油粘度是影响纵向上油井产能的主要因素,随着深度的增加,该油藏原油粘度增大,2300m以下的油井低产低液。

2.3 平面上高产井集中在构造腰部,主要受岩性变化影响

该潜山油藏腰部岩性为混合花岗岩优势岩性,以I类和II类生产井为主,I、II类油井产量占总累产的98%,是该潜山油藏的主要产油区域,即混合花岗岩区域是潜山的主力部位。南部片麻岩、基性侵入岩发育,直井常规压裂产量低,初期日产0.7-10.2t/d,累产油低,一般在0.2×104t以下。岩性复杂低产地区地质储量85.32×104t,累产1.29×104t,采出程度只有1.5%。

3 注水开发效果评价

3.1 储层吸水能力强,纵向各段均有效注入

区块1991年12月开始注水,共有注水井19口,在储层范围内17口井均能正常稳定注入,其中1900-2200m有注水井2口,2200-2300m有注水井11口,2300m以下注水井6口,注水井基本分布在2200m以下,占总井数的89%,单井累注23×104m3。

3.2 油井见效比例高,注水是保证油井产量、实现稳产的关键

油井均不同程度见到注水效果,见效井主要分为含水上升缓慢型,这类油井生产特征表现为液、油均上升;另一类见效井为含水突破型,这类油井生产特征表现为提液,含水突破;还有一类井为早期上返到牛心坨砂岩的井,这类井上返较早,不在注水受效范围。含水缓慢上升型见效井单井累产油较含水突破型高1×104t以上,累产水低2×104m3以上。

3.3 平面各方向油井均有见效,注水延主裂缝方向推进较快本区块的主裂缝方向为北东向,通过示踪剂资料显示,示踪剂延裂缝方向推进速度较快。

3.4 纵向上注采高差是影响注水效果的主要因素

区块早期注水以注采对应及高注低采为主,注水井注水层段平行于生产层段或高于生产层段,造成油井见水早,一般为含水突破型受效,导致生产能力大幅下降。通过对区块注采井纵向位置调整,目前基本形成低注高采的注采形式,拉大纵向上注采高差,区块产液量稳步提高,增油效果明显,年递减率由10.2%下降到4.8%,含水上升率由6.2%降至5.0%。纵向上的注采高差和平面注采井距均影响单井生产效果,纵向注采高差越小,平面注采井距越近,越容易含水突破。

3.5 高含水期老井措施及直井加密调整效果变差

对比不同含水生产井重复压裂效果,随油井含水率升高,重复压裂效果变差。重复压裂前含水低于60%的生产井,重复压裂后增油明显高于含水高于60%的生产井,平均单井措施累增油0.57×104t。重复压裂前含水高于80%的生产井,重复压裂措施效果较差,增油效果不明显。

统计2300m以上采用射孔方式压裂投产的61口直井的各项措施,单井可调整措施2-5次,平均单井累产2.3×104t。首次压裂效果最好,之后调层、重复压裂、补层等措施有一定的增油效果,措施实施效果逐渐变差,措施次数越多,效果越差。

3.6 预测现开发方式采收率20.6%

利用衰减法预测现开发方式下水驱采收率为20.6%。

4 剩余油分布规律研究

根据数模和动态分析认为,目前区块的剩余油主要分为三大类,一是在低注高采开发方式下,潜山顶面构造高部位水淹程度低,剩余油富集;二是注采井网椎间带,未受水淹波及区域,剩余油富集;三是南部岩性复杂,直井产能差异大,注采井网不完善,剩余油富集。

高部位未动用型主要集中在构造高部位2000m以上,基本没有油井投产的部位,受低注高采的影响,基本未受水淹,剩余油富集。椎间带剩余油一般分布在注水井上方,未受注水波及的区域,这类剩余油呈条带状分布,基本全区都有分布。岩性复杂区域,岩性差,注采井网不完善,油井产能低,剩余油富集,储层难动用,需要进行储层改造才能完成储层动用。

参考文献:

[1]吴东胜,郭建华,吴智勇,何宏.古潜山储层模糊评价方法及其应用[J].西南石油学院学报,2001(03).

[2]李铁军.大民屯凹陷变质岩潜山储层综合评价研究[D].大庆:大庆石油学院,2003.

作者简介:

任凤伟(1987- )男,满族,籍贯:辽宁凤城,毕业于中国石油大学(北京),本科,中级工程师,研究方向:油田开发。