稠油区块多元驱油开发模式研究与试验_付强.pdf

ISSN 1008-9446CN13-1265/TE承 德 石 油 高 等 专 科 学 校 学 报Journal of Chengde Petroleum College第 25 卷第 2 期,2023 年 4 月Vol.25,No.2,Apr.2023稠油区块多元驱油开发模式研究与试验付强(中国石油天然气集团公司辽河油田分公司,辽宁盘锦 124000)摘要:C13 块为普通稠油块状油藏,历经多年注水开发,受出砂、井况等问题影响,开发效果较差,整体处于“双低”开发状态。开展精细地质体刻画,重新落实区块构造及剩余油分布情况,为后续的开发调整提供了物质基础。根据南北区域不同的地质条件,分区分方式制定调整策略,北部油品性质较差,重构井网后按照蒸汽吞吐配合注水补能的开发方式进行调整;南部区域立足注水开发,利用深部调驱改善纵向动用状况。试验井组增油效果显著,下步可扩大实施规模。调整后,预计区块最终采收率可达到 19.1%,较标定采收率提高 6.1%,开发效果得到有效改善,为同类型油藏提供有力借鉴。关键词:地质体刻画;地层格架;剩余油分布;蒸汽吞吐;深部调驱中图分类号:TE357文献标志码:B文章编号:1008-9446(2023)02-0023-06Multiple Displacement Development Mode in Thickened Oil BlockFU Qiang(CNPC Liaohe Oilfield Branch,PanJin 124000,Liaoning,China)Abstract:Block C13 is an ordinary thickened oil block reservoir,the development effect is poor dueto problems such as sand production and well conditions after years of water injection development,the overall development is in the“double low”state.To provide a material basis for subsequent de-velopment adjustment,fine geological body characterization is carried out to re-implement the blockstructure and remaining oil distribution.According to different geological conditions of north andsouth regions,adjustment strategies are formed in different ways.In the north block with poor oilquality,steam soak is used with water injection to supplement energy;while deep profile control isused in the south part to improve vertical utilization based on water injection development.The effectof oil increase in test well group is remarkable,and the scale of implementation can be expanded infollowing development.After the adjustment,it is estimated that the final recovery factor of the blockcan reach 19.1%,which is 6.1%higher than calibrated recovery factor.The development effect iseffectively improved,providing an effective reference for similar reservoirs.Key words:geological body characterization;stratigraphic framework;remaining oil distribution;steam soak;deep profile control收稿日期:2022-03-14第一作者简介:付强(1987-),男,辽宁省盘锦人,工程师,主要从事油田开发,E-mail:181905363 。C13 块构造上位于辽河盆地东部凹陷茨榆坨构造带中段,受构造带西断层遮挡成藏,属厚层块状油藏,油品性质为普通稠油,标定采收率为 13%,目前仅依靠常规水驱开发,后备措施匮乏,常规注水开发无法达到标定采收率。同时受出砂及层间矛盾突出影响,井下事故井逐年增多,北部区域目前处于停产状态,整体为“双低”开发区块。近年来,针对区块动用程度低、常规水驱开发效果差等问题,对该块开展精细地质研究,分区域建立多元开发模式,区块开发效果得到有效改善。1区块概况主力含油层位 S23,油层埋深在-1 670 -1 830 m。该套储层属陆上冲积扇砂体沉积,为一套成熟度低、分选差含砾粗砂岩,以正韵律沉积为主。储层物性中等,平均孔隙度为 17.1%,平均渗透率为DOI:10.13377/ki.jcpc.2023.02.007承德石油高等专科学校学报2023 年第 25 卷第 2 期117 10-3m2。原油类型属于普通稠油,地面原油密度 0.97 g/cm3,黏度为 327.1 mPas(50 ),含蜡量平均 4.26%,胶质+沥青质含量平均为 29.2%(见表 1)。1988 年 9 月以正方形井网正式投入开发,先后经历了天然能量表 1原油性质统计表区域密度/(gcm-3)黏度/(mPas)含蜡量/%凝固点/胶质+沥青质/%南部0.9687.64.17-8 1533.9北部0.97566.64.340 未凝24.5平均0.97327.14.2629.2开采、注水开发、蒸汽吞吐、井网加密及扩边调整等开发方式及措施试验,1990 年底转入以边部注水为主的注水开发,经历了上产、快速降产、低速稳产阶段。采出程度仅为 12.3%,采油速度仅为 0.11%,为“双低”开发区块,开发效果较差。2存在问题1)地质体认识不清,动静态矛盾突出。主要表现为两方面:一是地层格架认识不清,在生产过程中构造低部位油井高产,高部位油井出水;二是构造不落实,在开发过程中存在注水过断层见效,注采不对应。2)井况复杂,注采井网不完善。区块储层胶结疏松,随着注水开发的逐渐深入,出砂问题突显,油井砂卡、油层砂埋、套管变形等井下事故频繁发生,造成注采井网分布不均衡,直接造成开发水平下降,区块北部因出砂严重,导致该区域处于停产状态。3)分注条件差,水淹水窜严重。区块为厚层块状油藏,储层非均质性强,且隔层不发育,造成平面和纵向上储层物性相差较大,纵向上变异系数在 0.32 1.07,渗透率级差在 2.25 260.1(见表 1),无法实施细分注水,水驱储量动用程度仅为 61%。表 1内非均质参数统计表(岩心)井号层位渗透率/(10-3m2)最大最小级差突进系数变异系数茨 52S232 81026310.72.150.78S239 89438260.12.490.79茨 100S2314611462.811.07茨 57S23146652.251.40.323精细地质研究,重新落实区块构造针对地质体不落实的问题,优选 S1底、S23、S33三套稳定砂、泥岩作为标志层,首先利用三维地震资料精细解释区块构造格局,再结合钻井资料,以测井曲线为手段,落实区块内部微细构造,完成本区构造解释、落实工作1。通过对区块完钻井电测曲线采用“由下至上”的地层对比模式,井震结合,精细地层对比重新建立地层格架,S3段与 S1段地层由原认识平行不整合接触转变为角度不整合接触2,地层横向变化较大,地层倾角较大(6 20),油层主要在构造中低部位发育(见图 1)。开展微断层识别,原构造认识为区块内部存在 2 条南北走向断层,新认识为内部不存在次级断层。通过对该区构造、储层分布情况研究分析,目的层 S3段油气成藏主要受构造控制,局部地区岩性有变化(见图 2),剩余油主要分布在井间、层内水驱不到的区域以及受断层和剥蚀面遮挡的局部剩余油富集区域3。4分区分方式调整对策4.1开发方式优选鉴于南北区域原油物性差异大,开发效果参差不齐,参考国内稠油分类标准以及同类型油藏开发经验4-5,分区分方式制定开发对策,北部采用蒸汽吞吐配合注水补能,南部采用调驱注水开发(见表 2、表 3)。42付强:稠油区块多元驱油开发模式研究与试验表 2稠油分类标准标准主要指标辅助指标名称级别黏度/(mPas)相对密度开采方式普通稠油50 10 000 0.92亚类-150 100 0.92可注水-2100 10 000 0.92热采特稠油10 000 50 000 0.95热采超稠油 50 000 0.98热采表 3同类型油藏对比区块高 3杜 85A 区北部油藏埋深/m1 500 1 6901 350 1 5501 670 1 820有效厚度/m57.729.617孔隙度/%2323.721渗透率/10-3m21 050 2 300424117黏度/(mPa.s)2 000 4 000330.46566.6原始地层压力/MPa16.114.217.7目前地层压力/MPa12.49.413.3采出程度/%23.115.36.0现开发方式蒸汽吞吐蒸汽吞吐+注水注水4.2北部区域转换开发方式4.2.1二次开发井网部署目前北部区块受出砂、油稠等因素影响,目前采出程度仅为 6%,借鉴同类型油藏杜 85 块成功经验,确定为蒸汽吞吐配合注水补能的开发方式。基于地质基础研究的结果,采用 200 m 正方形反九点法,部署新井 47 口,利用老井 6 口,形成 14 注 39 采。优先实施 24 口井,针对其出砂严重的问题,投产前采用水力压裂防砂技术进行防砂的同时改善储层渗透性,目前均已投产,初期日产油 75 t,投产效果较好。4.2.2注汽参数优化借鉴室内实验结果及同类型油藏开发效果,模拟强度、干度、速度、注采比、闷井时间等参数实施效果,优选注入参数6-9。1)注汽强度分别模拟 40、50、60、80、100 t/m 注汽强度进行试验,试验结果见表 4,随着注汽强度和注汽量的增52承德石油高等专科学校学报2023 年第 25 卷第 2 期加,初期增油效果逐渐变好,但汽窜反应明显,见效期短,结果显示注汽强度 60 t/m 效果最好。表 4不同注汽强度模拟实验结果注汽强度/(tm-1)注汽量/t注汽时间/d周期产油量/t初期日增油/t周期增油量/t4044033360.7485055043901.41086066054352.21658088064203.11201001 10074053.9982)注汽干度注汽干度影响蒸汽携带热量的能力,干度越大,地下驱动效果越高,但地面蒸汽处理成本也随之增加,所以需要选择最经济的注汽干度。模拟 60 t/m 的注汽强度下,注汽干度与提高采收率的关系(见图 3),随着注汽干度提高,提高采收率也随之增加,在干度超过 75%之后,采收率提高幅度变缓慢,所以在生产中尽量保持干度在 75%左右。3)注汽速度注汽速度的快慢直接影响蒸汽干度,速度加快,干度随之升高,阶段产油量也随之增加,但速度超过界限值 130 t/d 时,蒸汽推进过快,驱油时间缩短,阶段产量随之降低(见图 4)。4)闷井时间闷井时间的长短直接影响了蒸汽在地下的扩散半径,模拟 60 t/m 的注汽强度、75%的注汽干度下,模拟闷井时间