孤岛油田馆陶组稠油储层对比模式研究及应用
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孤岛油田馆陶组稠油储层对比模式研究及应用
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王爱平
(中国石化胜利油田临盘采油厂,山东临邑 251507)
摘 要:孤岛油田西南稠油储层特征复杂,全区的精细储层划分与对比对采油厂的增储上产具有至关重要的意义。
根据储层多层次逐级细分对比方法,将孤岛西南区Ng5-6砂岩组划分为11个小层、14个沉积时间单元,并建立了研究区储层对比模式。
储层对比结果及应用效果良好,改善了该区稠油的开发效果,经济效益显著。
关键词:孤岛油田;稠油储层;对比模式;开发效果
中图分类号:T E32+
1 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)06—0148—021 孤岛油田西南稠油储层特征
孤岛油田为典型的河流相沉积,砂体变化大,砂地层压力,改善缝高。
经过多次实践,低排量起泵对控制缝高起到一定的作用,正常施工是起泵排量在3.5- 4.0m 3/min,现在低起泵排量优化为1.5- 2.5m 3
/min 。
如C41X63井,模拟显示裂缝主要向上延
伸,起泵排量定为2.0m 3
/min,全过程2.0- 2.2- 2.5m 3/min 变排量施工。
后期模拟显示支撑剂能够均匀地分布在目的层中。
1.2.5 优化控水砂技术,解决油水层间间距小的问题
控水砂的作用主要是在砂体表面改变油水润湿性,从而达到油层以出油为主的目的。
有些井油层上部或下部存在水层,且间距小,单纯的控缝高技术很难使油水层不被压开,这时需要应用控水砂技术。
因控水砂的耐压性不然陶粒砂,为此优化了控水砂用量,并不是全部过程使用控水砂,而是加砂结束时尾
追5m 3
左右的控水砂,达到控水作用。
C41X54、C41X63井,处理层段的上层或下层都存在水层,C41X54井压裂层段上部53号层为水层,距压裂目的层顶部垂深6.0m;C41X63井压裂层段上部53号层为水层,距压裂目的层顶部垂深6.0m ,50、52、54号层测井解释含水.
实施后,见到一定的效果,主要表现在以下2个方面:未出现高含水。
与周围油井相比,含水有一定程度的下降。
C41X63井与C41-62井在同一主河道上,井网布置同为油井,都有对应注水井注水,可比性高,但该井含水却低了9个百分点,见到了控水砂效果。
1.3 注水工艺
纯块红层为典型低渗透断块油藏,孔喉半径细小、物性差,油藏易受污染和伤害因此注水压力不
断升高;含油层系多造成分层注水起点高;分均质性
严重造成注入水推进数度差异性大,难以有效注水等不利局面。
通过对储层物性及注入水配伍性研究、配套精细水质处理技术、精细油层处理技术、精细分层注水技术实现了纯41块红层稳压有效注水。
2 认识与建议
2.1 钻采工艺的优化适合纯41块红层的开发
2010年,对C41块油层改造以来,通过对储层上下有水层的井,采取控水砂控水技术;针对储层泥质含量高的特点,优化压裂液体系,做好储层保护;针对储层滤失大的特点,优化降滤失技术,减少油层伤害;针对放喷期间排量大问题,优化控压放喷技术等压裂工艺技术优化措施,取得了一定的开发效果。
2.2 调整前,原始地层注水影响较大
主要表现在有注水井对应的油井能量高,无对应注水区域,地层能量低。
C 41块设计井网为近东西走向的排状注采井网,由于前期注水的影响,以C 41-40、C41X50、C41-4为中心水井对应油井地层能量充足,C41X51、C41X52、C41X63、C41X58、C41-70等井射孔后都发生了不同程度的自溢现象,压裂后自喷期长。
2.3 控水砂技术需要进一步观察
控水砂的主要原理就是改变油水相的润湿性,使油更容易流出,现场应用中取得了不错的效果,但现在同样还存在这样一种怀疑,控水砂技术应用后期,油井是否会出现高含水现象,需进一步观察。
[参考文献]
[1] 采油工程技术手册.北京:石油工业出版社.[] 采油工程方案与设计北京石油工业出版
社148
内蒙古石油化工 2012年第6期
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收稿日期作者简介王爱平(3—),女,山东省德州人,主要从事油气田开发工作。
412.:.
:2012-01-20
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体的下切交织现象频繁,地层划分对比的难度较大;其次,该油田稠油的密度、粘度变化较大,试油、试采资料少,再加上开采时间长,井数多,不同水淹阶段的井并存,在短时间内很难对全区每口井都进行精细测井解释,从而较好地确定砂体的含油类型、油水关系,弄清楚油水界线等问题。
地层划分对比是储层研究的基础工作,而油水关系研究又是油藏开发中的重要内容。
孤岛油田作为孤岛采油厂的主力油田,又是稠油油藏,三十多年来,油田经历了初期开发、稳步发展、高产稳产和持续稳定发展四个开发阶段。
随着开发的不断深入,老油田进入特高含水期,自然递减加剧,开发难度大,采油厂的持续稳定发展面临严峻的挑战。
因此,对全区进行精细储层划分与对比,弄清楚油水分布规律,对采油厂的增储上产具有至关重要的意义。
2 储层对比模式
根据储层多层次逐级细分对比方法,将孤岛西南区Ng5划分为6个小层,细分为9个时间单元; Ng6划分为5个小层,细分为5个时间单元。
Ng5-6砂岩组总共有2个砂岩组、11个小层、14个沉积时间单元,并建立了研究区储层对比模式。
2.1 标准层附近的等高程细分对比模式
孤岛油田Ng1+2底发育岩相和电相特征非常明显,分布稳定的标准层,把等距于同一标准层的砂体顶底面作为等时面,把处在两个等时面之间的岩性和厚度均相似的砂体划分为同一个单元。
2.2 主力相带河道叠置砂体细分对比模式
由于河流的冲刷作用,前期沉积物的顶部受到冲刷,随后在河床内又沉积新的砂体,从而形成砂体叠置现象。
两期或多期河道砂体叠置在一起,电测曲线呈箱形,从测井曲线上无法直接划分出时间单元,只能根据岩芯及邻井资料进行劈层划分对比。
如B113井55与56小层岩芯上可观察到冲刷标志,再结合邻井资料,可将该段砂体劈分为55与56两个小层。
2.3 河床内下切砂体细分对比模式
由于河流主流线附近冲刷最强烈,砂体明显“下切”。
在对比此类砂体时,不能盲目地应用等高程和岩性及厚度相近的对比方法“劈层”,应将冲刷界面作为时间单元的底界。
如N10-02井中的531砂体应以冲刷面为底界进行划分。
相变细分对比模式
由粉砂岩与泥岩组成的薄互层,自然电位幅度较低,微电极呈锯齿状。
这种沉积砂体,多位于河道边缘和堤岸亚相。
横向上由边滩微相变为天然堤微相,属于同一沉积时间单元。
如N8-9井至N8-8井中的531单砂体由边滩微相渐变为天然堤微相。
2.5 非主力相带薄层砂体的细分对比模式
厚度小于2米的薄砂体差储层,横向上分布不稳定,分布范围小;垂向上位于冲刷界面的下方或河流上部单元的顶部,过去在解释过程中往往被忽略,或者将它们和主力单元合在一起。
本次研究根据河流相储层沉积特点对它们进行了识别及合理的对比。
如N14-2井中的533单砂体,原来与532合并在一起,本次重新对它进行了解释。
3 储层对比结果及应用效果
地层对比成果表明,各砂层组地层厚度相近,各为40m左右,其中Ng3-4砂层组砂体厚度较薄,砂体总厚度占地层总厚度的30-50%左右,部分井呈现“泥包砂”现象;Ng5-6砂层组砂体发育,纵向上砂泥比40-60%左右。
平面上各主力小层如Ng33、Ng44、Ng53、Ng63、Ng65等大多连片分布,分布比较稳定,砂厚大都在5m以上,Ng31、Ng42等非主力层多呈窄的条带状,砂厚多小于4m,部分小层呈透镜体状。
针对孤岛油田西南部油层发育薄、剩余油分散的特点,以及在生产过程中,Ng3-4与Ng5-6砂层组合采时,由于稠稀油干扰严重,Ng5-6砂层组油稠“出工不出力"、动用效果差的状况,选择Ng5-
6层系对粘度大于3000mPa.s、有效厚度大于8m、净总比大于0.6的区域转换开发方式进行热采开发。
先后于2002-2005年建成了南区Ng5-6、西区Ng5 -6稠油单元,实施后效果比较明显。
西南区Ng5-
6稠油经过调整,新钻热采井67口,日产油水平达到474t,平均单井日产油能力达到8.0t,综合含水84. 1%,单元采收率提高了7.8个百分点,新增可采储量151×104t,平均单井新增可采储量2.3×104t,改善了该区稠油的开发效果。
实施后,西南区Ng5-6单元新井增油30×104t,创利润8000多万元,经济效益显著。
[参考文献]
[1] 廖广志,等.蒸汽驱密闭取芯实践及认识[J].
石油勘探与开发,()
[] 孤岛油田南区精细油藏描述[M]石油大学(华东),,()
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2012年第6期 王爱平 孤岛油田馆陶组稠油储层对比模式研究及应用
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1994.214.
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