李宁
, 刘文钰, 刘建锋, 张静蕾, 牟晓慧, 唐和军
中国石油大港油田滩海开发公司
Li Ning, Liu Wenyu, Liu Jianfeng, Zhang Jinglei, Mou Xiaohui, Tang Hejun
中图分类号: TE132.1
文献标识码: A
收稿日期: 2018-11-16
网络出版日期: 2018-12-25
版权声明: 2018 《录井工程》杂志社 《录井工程》杂志社 所有
作者简介:
作者简介：李宁 高级工程师,1984年生,2010年毕业于西南石油大学矿产与普查专业,现在中国石油大港油田滩海开发公司从事油气田勘探与开发工作。通信地址:300280 天津市大港油田滩海开发公司。电话:(022)259222962。E-mail:65036825@qq.com
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摘要
认识和掌握剩余油分布规律,即明确高含水后期剩余油所在的空间位置、规模及其与储集层非均质性、注采状况之间的关系,是进一步提高驱油效率及采收率的前提和基础。结合滩海地区埕海油田“海油陆采”开发现状,综合分析埕海油田剩余油平面、垂向分布特征,首次将埕海油田剩余油分布模式定义为“滩海模式”,并划分为难以效益开采型、水驱滞留型和水驱优势型,其中难以效益开采型分为特殊岩性型和深层油藏型;水驱滞留型分为井网难以控制型、层间差异型、单向受效型、局部微构造型、河道砂边部尖灭型、长水平段水平井动用不均型;水驱优势型分为沉积韵律控制型、夹层遮蔽型、底水稠油油藏水锥型、沉积相带控制型。研究认为,埕海油田剩余油平面上呈孤岛状或条带状,纵向上受非均质性及沉积韵律影响,为下一步剩余油挖掘和提高埕海油田采收率提供了支撑。
关键词：
Abstract
Understanding and mastering the distribution law of remaining oil, that is, defining the spatial location and scale of remaining oil in the late stage of high water cut and its relationship with reservoir heterogeneity and injection-production status, is the premise and basis for further improving oil displacement efficiency and recovery factor. Combining with the development status of producing marine oil on land in Shallow Water area of Chenghai Oilfield, the horizontal and vertical distribution characteristics of remaining oil in Chenghai Oilfield were comprehensively analyzed. For the first time, the remaining oil distribution pattern in Chenghai Oilfield was defined as shallow water mode, which is divided into three types: difficult-to-benefit exploitation, water drive retention and water drive dominant type. Among them, the difficult-to-benefit exploitation type was divided into special lithology type and deep reservoir type. The water drive retention type was divided into uncontrollable well pattern, interlayer difference type, unidirectional effect type, local microtectonics type, river channel sand edge pinch-out type and the type of horizontal well production heterogeneity of long horizontal section. The water drive dominant type was divided into sedimentary rhythm control type, intercalation sheltering type, bottom water heavy oil reservoir water-cone type, and sedimentary facies belt control type. The results show that the remaining oil in Chenghai Oilfield distributes as isolated islands or strips on the plane, and is affected by heterogeneity and sedimentary rhythm in vertical direction, which provides support for further tapping potential of remaining oil and improving the recovery efficiency of Chenghai Oilfield. Therefore, the recovery efficiency of Chenghai Oilfield is improved.
Keywords：
碎屑岩储集层是我国东部油田的主要储集类型,表现为砂体分散、纵向油层多、渗透率极差、断裂系统发育、天然能量不足等特点[1],特别是以注水开发为主的近海油田, “三高二低”矛盾突出,即综合含水率高、采出程度高、采油速度高、储采比低、采收率低[2],其中采收率仅为24.2%,远低于全国平均水平(32.2%)。开展剩余油类型、分布规律研究,提高油田采收率是各大油田的主要研究方向,而“认识剩余油” [3],就是油田开发与调整的关键。因此,以大港埕海油田为例,针对其“海油陆采”开发现状,对其剩余油分布展开研究。
埕海油田位于河北省黄骅市关家堡-张巨河东部滩涂-浅海区域,构造上位于埕宁隆起向歧口凹陷过渡的斜坡部位,主力含油层系为明化镇组、馆陶组、沙河街组,探明原油地质储量0.9×108 t,依托人工岛、人工井场实现“海油陆采”,采用大斜度井、水平井实施开发(图1)。据统计,埕海油田目前平均含水已达74.23%,含水80%以上的井已占总井数的76%,采出程度16.75%,递减率29.87%,采油速度0.85%,为滩涂-浅海低效益开发模式。经过十多年的注水开发和调整,油田已经进入了高含水开采阶段,地下油水关系复杂,剩余油分布尽管零散,但是也有相对富集部位[4]。为确保油田高效益开发,开展以提高采收率为目的的剩余油成因与分布模式的研究意义重大。
研究剩余油的分布模式可以更好地确定剩余油的富集部位,而不同的油田或开发区块、不同的开发方式,划分模式各不相同[5],只有根据实际情况划分剩余油分布模式,才可进一步采用相对应的挖潜措施[6]。根据前人研究成果,剩余油类型的分布模式可分为大庆油田模式、胜利油田模式、韩大匡模式、俞启泰模式等。国内外专家从地质和井网动态等方面对剩余油分布状态的认识比较全面,不同油田各具特点,分布模式也不同[2]。本研究结合埕海油田位于滩涂-浅海的特殊地理位置及“海油陆采”的特殊开发方式,将埕海油田的剩余油分布模式命名为“滩海模式剩余油”,即指滩涂-浅海地区依托人工岛、人工井场等井丛场式地面工程,采用大斜度井、水平井开发模式下所形成的剩余油分布模式,并将其划分为难以效益开采型、水驱滞留型与水驱优势型。
难以效益开采型是指在目前技术条件下或经济条件下,滩海地区采用大斜度井、水平井难以实现效益开采而形成的剩余油。在埕海油田此类型剩余油分布模式分为特殊岩性型和深层油藏型两种类型。
2.1.1 特殊岩性型
埕海油田沙一段埋深2 500 m左右,发育稳定的砂屑白云岩储集层,为低孔、低渗储集层,微裂缝发育中等-差,面孔率低、油层物性差,横向发育稳定,探明原油储量2×107 t。此类油藏自然产能低甚至无产能,通常需要采取储集层改造措施[7],规模开发面临巨大挑战,通过试验探索大斜度井酸化压裂、水平井分段压裂等措施,产量均低于10 t/d。由于埕海油田地理位置特殊,地面条件受限,而海上作业费用较高,单井经济效益低,造成剩余油分布集中且规模较大。
2.1.2 深层油藏型
埕海油田沙三段为中低孔、中低渗碎屑岩储集层,埋深大于3 300 m,单井原油产量25 t/d。以平面位移1 500 m计算,平均单井实施需要进尺3 624 m;以目前的国际原油价格计算,按照海上钻井投资分析,单井经济有效的底限原油价格为每桶75 美元。因此,在目前的形势下,此类深层油藏为埕海油田难以效益开发的剩余油。
水驱滞留型是指基本未受注水波及,油层孔隙中的油气未经注入水驱替,可能仅仅由于弹性能量或溶解气能量有所释放而有轻微动用的储量,往往是由于井网控制程度不高或层间差异太大造成的[8]。针对埕海油田的具体情况,又可以将此类剩余油的分布模式分为井网难以控制型、层间差异型、单向受效型等6种类型。
2.2.1 井网难以控制型
随着对砂体研究的不断深入,特别是细化到单砂层后,落实砂体的分布和形态十分复杂,现有井网没有形成对储量有效控制,在某些区域存在储量动用与开发井网、井距之间不匹配的现象,导致井网难以全面控制所有储量,而在没有被控制的区域中储存了部分剩余油[9,10]。
埕海油田依托人工岛实施开发,主要以水平井、大斜度井开发。沙河街组储集层纵向较发育,跨度达200 m,通过后期开发生产证实,直井、定向井井网对此类储量的控制程度能达到90%,而受制于人工岛开发,水平井井网对储量控制程度仅达到60%,井网控制程度低,且由于“海油陆采”模式影响下,难以对储量丰度低、砂体规模小的砂体实施动用。因此,目前井网难以对主力储集层外储量进行开发,形成大量的剩余油(图2)。
2.2.2 层间差异型
层间差异型剩余油存在于纵向上物性相对较差的油层中,在原井网条件下虽然已经射孔,注采关系也相对比较完善,但这类油层的物性比同时射孔的其他油层的物性差得多,由于不吸水、不出油,造成油层不动用,形成剩余油。埕海油田埕海二区储集层纵向薄互储集层物性分布特征差异大、非均质性强,渗透率级差92~225,变异系数0.82~1.03,突进系数2.07~3.89,层间差异导致层间生产干扰,物性较差的层位水驱效果不明显,形成大量的剩余油。图3单井吸水剖面对比图显示,纵向射开13层注水层位,仅6层吸水,且吸水量差异性大,单一层吸水量占45%,难以实现均质注水开发。
2.2.3 单向受效型
只有一个注水受效方向而另一个方向油层尖灭或油层变差,或是钻遇油层但未射孔,形成剩余油。针对埕海油田储集层变化大的特点,注采井网采用更加灵活、易于调整的三角形不规则井网,受平面储集层物性影响,注采井网单向受益现象严重。例如:埕海一区沙河街组注采井网,ZH 8-L3 井注水,向西南、南侧注水效果明显,而向北、西北方向注水效果较差,剩余油大量富集在区块的东北部注水未波及区域(图4)。
2.2.4 局部微构造型
受重力作用影响,构造高部位易形成剩余油富集区[5]。埕海油田一区沙河街组南高北低,构造高点位于区块东南部即ZH 8-H1水平井南部,受整体构造影响,在南部微构造的正向构造部位存在注水未波及区域,为剩余油富集区(图4)。
2.2.5 河道砂边部尖灭型
该类剩余油位于河道砂主体带边部较小范围的低或特低渗透率油层。在同一井网注水开发时,由于油层不均质相对严重,油层在平面上和层间上出现后进和指进的影响;由于油层存在平面矛盾和层间矛盾,边部的差油层即使在主体带上油井完全水淹后,仍然动用差或未动用[10,11]。
埕海油田明化镇组为典型“泥包砂”的曲流河沉积,主要发育河床与河漫沉积亚相,而河床沉积在该区以点砂坝和河床滞留沉积微相为主,有利的储集层为点砂坝[12](图5)。点砂坝储集层的非均质性是形成水流优势通道的重要原因,优势通道均发育于点砂坝中下部,其含水率大于95%,驱油效率下限为35%,而非水流优势通道区水驱较弱且剩余油富集[13]。
2.2.6 长水平段水平井动用不均型
水平井产量与水平段长度呈非线性。根据埕海油田数值模拟分析,大斜度井、短水平段水平井(低于200 m),全井段动用程度均衡,可以达到90%以上的动用效果;而长水平段水平井动用程度不均,前段动用程度高,后段动用程度较低,由此造成前段、后段剩余油分布不均的现象,且剩余油主要集中于水驱效果较差的后段。
水驱优势型是指已经受到注水(汽)波及,其主要孔道中的油气已经受到注入剂驱替,但驱替不充分,水洗程度不高,一些细小孔道可能尚未水洗到的剩余油。这类剩余油的存在,主要是由于油层的层内非均质性与平面非均质性所造成。这类剩余油较前一类的开发难度大,针对埕海油田的实际开发现状,可将此类剩余油进一步分为沉积韵律控制型、夹层遮蔽型、底水稠油油藏水锥型等4种类型。
2.3.1 沉积韵律控制型
沉积韵律控制型是指受沉积韵律影响,垂向渗透率差异造成剩余油[14]。埕海二区沙二段为辫状河三角洲前缘亚相,水下分流河道、河口坝较发育,对正韵律油层,在区内正韵律储集层往往渗透率高,且剖面上渗透率分布不均,特别是油层底部往往可达1×103~10×103 mD,因此垂向流动阻力小,在重力作用下,注入水往往沿油层下部窜流,导致下部水淹程度高,而顶部剩余油富集程度较高。反韵律油层的渗透率相对较低且垂向上差别较小,在重力作用下,注入水的推进相对较为均匀,但由于油层上部的原始含油饱和度较高,剩余油在油层上部的单元中相对富集程度高。
2.3.2 夹层遮蔽型
夹层起到封隔剖面上水质点下沉积的作用,因此在单元间夹层的上方剩余油富集程度差,而在夹层下部单元的顶部剩余油富集程度高[15,16]。在埕海油田主要发育泥质夹层和物性夹层,厚度变化差异大,平面分布不稳定,有一定遮挡效果,易形成剩余油(图6)。
2.3.3 底水稠油油藏水锥型
底水稠油油藏具有产量变化大、底水锥进突出、含水上升快等特点[17],由于油水粘度差异性较大,水平井是底水稠油油藏开发最有效的方法,但随着底水锥进、含水上升,水平井的原油产量大幅度降低,形成大量剩余油。低-中孔隙度油藏,底水先从水平井的根端锥进,而中-高孔隙度、中-高渗透率油藏,水平井段的出水位置是随机的。埕海一区庄海8馆陶组油藏为典型的疏松砂岩底水油藏,具有储集层厚、物性好(孔隙度为30%、渗透率为1 500~2 000 mD)、底水能量充足、开发后期底水锥进明显的特点。水平井理论水锥模式为水平井全段水锥,形成水幕(图7)。通过埕海一区多井钻探证实,水平井动用平面范围低于80 m,且水平井的水平段利用率难以达到100%,通常水锥段仅为水平井段的1/4,而受平面物性差异影响,水锥井段随机出现。埕海一区馆陶组有水平井11口,目前平均含水96%,采出程度仅3.6%,此类剩余油富集程度较高。挖掘剩余油关键是找水、堵水,结合数值模拟成果,分析剩余油富集区,实施水平井侧钻,提高采收率。
2.3.4 沉积相带控制型
平面上剩余油分布受沉积相带控制,在侧缘相带的油井往往含水低、产量高,其驱油效率低,动用程度差,剩余油饱和度高,但其油层薄,因此剩余丰度一般较小。例如:水下分流河道岔道口、河道边缘剩余油较富集[18],而中心相带往往水淹严重,驱油效率高,剩余油饱和度低。
综合分析埕海油田剩余油平面、垂向分布特征,总结出埕海油田剩余油分布规律。
埕海油田剩余油平面分布大多具有孤岛状或条带状特征,具体表现为以下5种情况:(1)含油饱和度大于45%的剩余油主要集中在断层附近、微构造的局部构造高部位;(2)水驱滞留型剩余油较集中,而水驱优势型剩余油分散且含油饱和度低;(3)单井井段动用程度不一,大斜度井、短水平段水平井全井动用程度均衡,长水平段水平井前段动用程度高于后段;(4)分流河道主流线方向储集层物性好,水驱效果明显,剩余油较分散;(5)油层横向变化大,注采井网难以形成有效控制,油层连通程度差,剩余油分布于油层尖灭区。
3.2.1 剩余油层间分布特征
埕海油田储集层纵向发育,分别在明化镇组、馆陶组、沙河街组及中生界均见到油气显示,其中明化镇组与馆陶组油层发育单一,厚度大,为高孔、高渗储集层,而沙河街组储集层呈薄互层,纵向跨度达到200 m,为中-低孔隙度、中-低渗透率储集层。剩余油的层间分布主要受层间储集层物性的差异性影响,储集层物性好,储量丰度大的流动单元剩余油饱和度低,反之则饱和度高;若层间水淹程度高,则剩余油分布高,反之分布低[19]。
3.2.2 剩余油层内分布特征
剩余油的层内分布特征在不同沉积韵律的开发过程中,会出现不同剩余油分布形式,正韵律的顶部、反韵律的底部、夹层出现频率较高部位、物性致密部位,其渗透率较低,形成渗流屏障,剩余油较易富集[20]。埕海油田北部为薄互储集层,主要为复合韵律,受层内物性差异影响,高渗透带水驱效果明显,低渗透带水驱效果较差,形成剩余油;南部为单一单体,主要为正韵律,底部水驱效果明显,顶部易形成剩余油。
(1)“滩海模式剩余油”是指滩涂-浅海地区的特殊地理位置依托人工岛、人工井场等“海油陆采”的特殊开发方式,采用大斜度井、水平井开发模式下所形成的剩余油分布模式。
(2)“滩海模式”剩余油划分为难以效益开采型、水驱滞留型和水驱优势型,其中难以效益开采型剩余油分为特殊岩性型和深层油藏型;水驱滞留型剩余油分为井网难以控制型、层间差异型、单向受效型、局部微构造型、河道砂边部尖灭型、长水平段水平井动用不均型;水驱优势型剩余油分为沉积韵律控制型、夹层遮蔽型、底水稠油油藏水锥型、沉积相带控制型。
(3)剩余油平面上呈孤岛状或条带状,剩余油多分布于断层附近、微构造的局部构造高部位、水驱滞留集中区、分流河道主流线方向、单井井段动用程度低部位和油层尖灭区等部位;纵向上受非均质性及沉积韵律影响,埕海油田北部薄互储集层低渗透带和南部单一正韵律单体顶部易形成剩余油,是下一步挖潜的主要方向。
(4)认识和明确剩余油分布规律,可作为分层增产措施的依据,可以有效指导下步剩余油挖潜工作方向,助力提高埕海油田采收率。
The authors have declared that no competing interests exist.
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