引用本文
胡子龙, 张涛, 车正家, 王顺利, 刘永河, 董峰. 板桥油田注水老区“双高”油藏剩余油挖潜对策[J]. 录井工程, 2020,31(S1): 130-134.
HU Zilong, ZHANG Tao, CHE Zhengjia, WANG Shunli, LIU Yonghe, DONG Feng. The remaining oil potential of the high water cut and high recovery reservoir in the old waterflooding area of Banqiao Oilfield and its tapping strategies[J]. Mud Logging Engineering, 2020,31(S1): 130-134.
Doi:10.3969/j.issn.1672-9803.2020.S1.022  
Permissions
Copyright©2020, 《录井工程》杂志社
《录井工程》杂志社 所有
板桥油田注水老区“双高”油藏剩余油挖潜对策
胡子龙①, 张涛①, 车正家①, 王顺利①, 刘永河①, 董峰②
① 中国石油大港油田公司第四采油厂(滩海开发公司)
② 中国石油渤海钻探第一录井分公司

作者简介：胡子龙 工程师,1988年生,2013年毕业于中国石油大学(北京)地质工程专业,现在中国石油大港油田公司第四采油厂(滩海开发公司)从事油气开发工作。通信地址:300280 天津市大港油田公司第四采油厂地质研究所。电话:(022)25976995。E-mail:huzlong@petrochina.com.cn

摘要

板桥油田注水老区经过30多年的注水开发,已进入高含水、高采出程度、低采油速度开发阶段,可采储量采出程度超过40%,可动剩余油分布十分零散,挖潜难度大。为恢复注水老区“双高”油藏生产能力,改善油藏开发效果,充分挖掘油藏剩余油潜力,通过开展储集层非均质性和剩余油分布研究,对不同动用程度的砂体采取不同的治理对策。方案实施后,“双高”油藏治理效果突出,将近停产油藏恢复至稳定产油80t/d,开发指标大幅度提升,单砂体剩余油研究的可靠性得到验证,创造了良好的经济效益。

关键词: 板桥油田; 高含水期; 剩余油; 低动用; 采出程度; 挖潜
中图分类号:TE132.1 文献标志码:A
The remaining oil potential of the high water cut and high recovery reservoir in the old waterflooding area of Banqiao Oilfield and its tapping strategies
HU Zilong①, ZHANG Tao①, CHE Zhengjia①, WANG Shunli①, LIU Yonghe①, DONG Feng②
① No.4 Oil Production Plant of PetroChina Dagang Oilfield Company(Tanhai Development Company),Tianjin 300280,China
② No.1 Mud Logging Company,BHDC,CNPC,Tianjin 300280,China
Abstract

After more than 30 years of waterflooding development,the old waterflooding area of Banqiao Oilfield has entered the development stage of high water cut,high recovery degree and low oil recovery rate. The recovery degree of recoverable reserves is over 40%,and the distribution of movable remaining oil is so scattered that it is quite difficult to tap remaining oil. In order to resume the production capacity,improve the development effect,and fully tap the remaining oil potential of the high water cut and high recovery reservoir in the old waterflodding area,by carrying out research on reservoir heterogeneity and remaining oil distribution,corresponding measures were adopted for sand bodies of different production degrees. After the implementation of the program,the management effect of high water cut and high recovery reservoirs was outstanding,and the nearly suspended reservoirs were restored to a stable oil production of 80 t/d. The development index has been greatly improved,the reliability of the remaining oil research of single sand body has been verified,and good economic benefits have been achieved.

Keyword: Banqiao Oilfield; high water cut stage; remaining oil; low production; recorery degree; tap potential
0 引言

板桥油田注水老区位于板桥油田北部, 夹持在板桥断层与长芦断层之间, 由多个自然断块组成, 纵向上划分为6个小层, 12个单砂体。该区发育重力流水道沉积, 以细-粉砂岩为主, 为中孔中渗储集层, 属于受构造-岩性控制的油藏。该区经过40多年的开发, 从早期衰竭式开发, 到后期实施人工注水, 目前进入高含水、高采出程度的“ 双高” 阶段。断块产油量从最高时近400 t/d, 下降至目前接近个位数, 油藏整体采出程度达到43%, 综合含水进入特高含水阶段。随着开发时间的增长, 导致水淹井逐年增多, 油层水淹给油田开发带来很大困难。因此, 开展“ 双高” 油藏剩余油潜力研究, 通过精细研究砂体间动用差异, 量化单砂体级剩余油分布, 针对不同剩余油类型采用不同配套挖潜措施, 重新构建老油田注采井网, 提高采收率。

1 储集层非均质性研究

对于一套井网中, 纵向上含有多个含油砂体的油藏, 储集层非均质性直接影响流体在层间及层内的流动及分布, 明确储集层非均质性对油藏剩余油分布情况研究具有重要意义[1]。因此, 首先要开展储集层非均质性研究, 细化砂体间渗流差异。

研究区为重力流水道沉积, 具有近物源、多期次性、堆积速度快等特点。重力流水道沉积细分为主水道、分支水道、水道侧翼、水道漫溢、湖相泥五种沉积微相[2], 不同沉积相类型砂体相互叠置、切割, 接触关系十分复杂。同时, 水道优势相厚度大, 分布范围广, 水道侧翼、漫溢等非优势相多与泥质层间互出现(图1), 导致储集砂体内流体存在较大的渗流差异[3]。

图1 板北板1油层组沉积微相剖面图

1.1 微观非均质性

储集层的微观非均质性影响注入剂的微观驱替效果。分析压汞实验数据得出, 板北地区最大连通孔隙半径为1~9 μ m, 中值半径0.1~0.3 μ m, 孔隙喉道均值为10~13 μ m, 平均连通喉道半径6~7 μ m。说明研究区的微观孔隙结构非均质性较强, 其中:4号小层(3 099.11 m)排驱压力0.08 MPa, 汞饱和中值压力2.42 MPa, 岩石对油的渗滤性能较好, 具有较高的生产能力, 是主要的生产层; 1号小层(3 074.63 m)排驱压力1.63 MPa, 汞饱和中值压力7.55 MPa, 岩石致密程度较高, 生产能力较弱, 如与4号小层合采会出现出油能力较弱或不出油情况(图2)。

图2 某取心井压汞曲线

1.2 宏观非均质性

根据岩石物性资料及测井解释成果资料分析, 统计结果表明:研究区板1油层组平均孔隙度15.5%, 平均渗透率51.3 mD, 属中孔中渗储集层, 但各砂体之间存在物性差异, 其中B 1-1-3、B 1-4-1砂体物性较好, B 1-2-2、B 1-2-3和B 1-3-2砂体物性较差(图3); 层间变异系数区间值为0.11~2.06, 突进系数区间值为1~7.05, 渗透率级差区间值为69~730。可见单砂体纵向上物性分布存在较大差异[4]。

图3 板北板1油层组各砂体平均渗透率柱状图

与此同时, 分析研究区内某井各阶段的吸水剖面得出:因各砂体非均质性强, 随注水时间增长, 层间动用程度呈现不均衡现象, 导致吸水差异较大(图4)。层间非均质性是注水开发过程中层间干扰和水驱差异的重要原因, 也对层间剩余油分布起决定作用[5]。

图4 研究区内某井阶段吸水剖面图

2 剩余油分布研究

在油藏开发中后期, 剩余油分布受构造、沉积相、砂体形态、储集层物性、水驱效果等诸多因素的影响。运用油藏数值模拟结合地质综合评价与油藏工程分析方法等手段, 同时参考大量的动态检测资料(包括水淹层测井资料、产吸液剖面资料等)相互佐证、多手段融合, 预测各单砂体剩余油饱和度, 准确描述剩余油分布状况, 为注水开发老区油层动用提供可靠依据。

2.1 纵向上剩余油潜力

受层间非均质性影响, 注入水沿高渗透带流动(图5), 而渗透率相对较低的砂体水驱效果较差或不吸水, 层间动用矛盾较大, 导致在“ 双高” 油藏中存在一些采出程度较低的低动用砂体, 这些砂体中剩余油相对富集[6]。

图5 B 828断块剩余油饱和度剖面图(J方向)

2.2 平面上剩余油潜力

以主水道沉积为主的砂体(图6), 储集层物性较好, 平面非均质性较弱, 早期井网完善, 水驱状况良好, 采出程度高, 砂体剩余油饱和度低, 呈“ 散、孤、小” 分布。剩余油主要聚集在构造高部位、断层夹角处及非主流线方向剩余油滞留区[7]。

图6 B 828断块B1-4-1砂体剩余油分布

以水道侧翼、漫溢为主的低动用砂体(图7)发育范围有限, 多成条带状分布, 剩余油主要分布在砂体尖灭带、平面非均质性强的砂体以及井网控制不到的小砂体[8]。目前井网下采收率较低, 剩余油潜力较大。

图7 B 828断块B1-3-2砂体剩余油分布

2.3 层内剩余油潜力

对于重力流水道沉积, 主水道、分支水道微相砂体, 水动力呈从强到弱的特征, 层内砂体为上细下粗, 储集层渗透率变异系数大于0.6, 突进系数大于2.0, 层内非均质性较强。因此, 受层内渗透率差异的影响, 水淹程度差异也较大, 剩余油主要分布在正韵律砂体上部渗透率较低的区域[9]。从单砂体数值模拟模型中, 也能明显地反映出该规律(图8)。

图8 研究区主力砂体内部剩余油分布情况模拟

2.4 剩余油分布特征

对研究区近10年投产的15口新井初期产量特点进行分类统计, 按砂体间不同动用状况, 找出潜力大的砂体。

在油藏开发后期, 主力砂体生产具有初期产量低, 综合含水高的特点。主要原因是:主力砂体早期井网完善, 吸水效果好, 采出程度高。在经过多年的水驱冲刷后, 注入水主要沿主流线方向单向突进, 剩余油主要存在于渗透率较低区域[10]。主力砂体低渗透区形成的剩余油属于顽固型剩余油, 挖潜难度较大, 但因其储量基数大, 仍有一定的剩余油潜力。

近年对低动用砂体射孔投产的井具有初期产量高、综合含水低的特点, 主要原因是:早期油藏为多层合采, 受层间非均质性影响一些砂体动用情况较差, 而这些低动用砂体并未建立完善的注采井网, 故采出程度较低。由于动用程度差、井网控制不住形成的剩余油, 在油藏开发后期精细单砂体治理中成为挖潜的首选类型[11]。

3 剩余油挖潜对策制定

立足于单砂体剩余油富集区, 按主力砂体与低动用砂体分别建立注采井网; 优先治理低动用砂体, 提高区块建产能力, 再治理主力砂体, 充分挖掘区块剩余油; 同时利用现有老井转注、细分注, 达到最大程度控制剩余油, 提高油藏整体采收率。

3.1 低动用砂体剩余油挖潜

低动用砂体具有剩余油富集、水驱控制程度低的特点。对低动用砂体采用新建井网, 加强井网控制, 使井网最大程度适应砂体展布, 提高水驱控制程度的治理对策, 即培植流线、构建渗流场。具体对策如下:

(1)对于低动用砂体岩性变化边界的剩余油, 通过在岩性变化边界钻新井挖掘剩余潜力, 同时通过周围老井转注补充地层能量。

(2)对于现有井网不能控制的小砂体, 且部署新井不能达到效益建产的, 通过报废井侧钻、老井转注等方式形成小型注采井网。

(3)对于平面非均质性强的砂体, 通过避开主流线方向, 采用小井距加密调整、小排量、小压差的方式, 改变原有流场方向, 挖潜剩余油。

3.2 主力砂体剩余油挖潜

主力砂体停产多年, 剩余油呈“ 孤、散、隐” 分布, 故挖潜难度大。对主力砂体采用通过老井恢复等方式重建注采井网, 结合深部调驱, 改变液流方向等提高多向受益, 扩大注水波及面积的治理对策, 即调整流线、稳渗流场。具体对策如下:

(1)对于水淹程度高的主力砂体, 通过间歇注水、增加注水方向等手段, 改变地下主流线方向, 增加注水波及面积。

(2)对于断层附近井网难以控制的剩余油富集区域, 通过老井侧钻, 且部署多靶点定向井等措施, 调整井网及水驱方向。

(3)对于非主流线方向剩余油滞留区的剩余油, 通过老井转注、深部调驱等方式, 增加注水方向, 改变液流方向。

4 实施效果

本次研究以老区二次开发重建井网为基础, 以产能建设挖掘剩余油、提高区块水驱开发效果为目标, 共完钻投产油井8口, 新井初期产油152 t/d, 平均含水34%; 老井实施措施挖潜5井次, 增油18.5 t/d。通过实施剩余油挖潜, 注水老区“ 双高” 油藏产量由6 t/d恢复至稳定产油80 t/d, 截至目前, 新井累计产油3.05× 104 t, 老井措施增油0.35× 104 t。

在低动用砂体岩性变化边界、井网未控制区以及断层附近投产油井6口, 其中:在岩性变化边界部署的B 828-19、B 835-8k井, 初期产油20 t/d, 含水率低于10%; 在井网未控制区的B 828-22、B 835-9井射开低动用单一砂体厚度为2~3 m油层, 获得初期产油35 t/d、基本不含水的高产油流; 在断层附近部署的BX 828k井, 射开低动用砂体产油10 t/d, 含水率20%, 已稳定生产两年多。

在高含水主力层, 根据精细剩余油潜力研究成果, 在主力砂体断层边部及非主流线方向部署并投产的2口新井、1口措施井均获得初期产油10 t/d以上的良好效果。

5 结论与认识

(1)“ 双高” 油藏多层合采, 低动用层薄砂体剩余潜力大, 是今后同类油藏挖潜的重点区域。

(2)低动用薄砂体的开采, 采用单层开采效果更佳, 以避免层间矛盾影响。

(3)挖潜方案的成功实施, 证实综合含水超过95%、整体采出程度超过40%的“ 双高” 油藏, 仍具有深度挖掘剩余可采储量的潜力。

(编辑 王丽娟)

参考文献
[1] 焦健. L块莲花油层储层非均质性与微观结构特征研究[J]. 当代化工研究, 2018, 32(8): 88-89.
JIAO Jian. Reservoir heterogeneity and microstructural characteristics of Lotus reservoir in Block L[J]. Modern Chemical Research, 2018, 32(8): 88-89. [本文引用:1]
[2] 高祥成, 宋璠, 王俊友, 等. 板桥油田重力流水道沉积特征及其对开发效果的影响[J]. 沉积与特提斯地质, 2012, 32(4): 23-28.
GAO Xiangcheng, SONG Pan, WANG Junyou, et al. Sedimentary characteristics of gravity flow channel in Banqiao Oilfield and its impact on development effect[J]. Sedimentary Geology and Tethyan Geology, 2012, 32(4): 23-28. [本文引用:1]
[3] 黄传炎, 王华, 王家豪, 等. 板桥凹陷断控重力流沉积特征及沉积模式[J]. 油气地质与采收率, 2007, 14(6): 14-16.
HUANG Chuanyan, WANG Hua, WANG Jiahao, et al. Sedimentary characteristics and model of fault-controlled gravity flow in Banqiao Depression[J]. Petroleum Geology and Recovery Efficiency, 2007, 14(6): 14-16. [本文引用:1]
[4] 吴朝东, 刘建民, 王军, 等. 河流沉积单元分析与储层宏观非均质性[J]. 地质科学, 2003, 38(1): 60-73.
WU Chaodong, LIU Jianmin, WANG Jun, et al. Analysis of fluvial sedimentary units and macro-heterogeneity of reservoirs[J]. Chinese Journal of Geology, 2003, 38(1): 60-73. [本文引用:1]
[5] 陈红伟, 冯其红, 张先敏, 等. 多层非均质油藏注水开发指标预测方法[J]. 断块油气藏, 2018, 25(4): 473-476.
CHEN Hongwei, FENG Qihong, ZHANG Xianmin, et al. Prediction method of water injection development indicators for multilayer heterogeneous reservoirs[J]. Fault-Block Oil and Gas Field, 2018, 25(4): 473-476. [本文引用:1]
[6] 李文龙. 特高含水期剩余油动静结合挖潜对策研究[J]. 长江大学学报(自然科学版), 2017, 14(11): 50-57.
LI Wenlong. Countermeasure research on dynamic and static combination of residual oil in extra high water cut period[J]. Journal of Yangtze University(Natural Science Edition), 2017, 14(11): 50-57. [本文引用:1]
[7] 安军. 高含水期油田剩余油分布概述[J]. 石化技术, 2018, 25(7): 188.
AN Jun. Overview of remaining oil distribution in high water cut oilfield[J]. Petrochemical Industry Technology, 2018, 25(7): 188. [本文引用:1]
[8] 刘云鹏. 锦16东块剩余油分布及挖潜对策研究[J]. 石化技术, 2016, 23(8): 184.
LIU Yunpeng. Study on residual oil distribution and potential exploitation strategies in Jin 16 East Block[J]. Petrochemical Industry Technology, 2016, 23(8): 184. [本文引用:1]
[9] 高印军, 李才雄, 王大兴, 等. 水淹层测井解释技术研究与应用[J]. 石油勘探与开发, 2001, 28(5): 42-45.
GAO Yinjun, LI Caixiong, WANG Daxing, et al. Well logging interpretation for water flooded zone[J]. Petroleum Exploration and Development, 2001, 28(5): 42-45. [本文引用:1]
[10] 韩大匡. 准确预测剩余油相对富集区提高油田注水采收率研究[J]. 石油学报, 2007, 28(2): 73-78.
HAN Dakuang. Accurate prediction of remaining oil relative enriched areas to improve oilfield water injection recovery[J]. Acta Petrolei Sinica, 2007, 28(2): 73-78. [本文引用:1]
[11] 薛红霞, 邹翔, 邹梦琳. 河流相零散砂体剩余油认识和挖潜对策研究[J]. 西部探矿工程, 2018, 30(5): 121-124.
XUE Hongxia, ZOU Xiang, ZOU Menglin. Recognition of residual oil and potential exploitation strategies of river-facies scattered sand bodies[J]. West-China Exploration Engineering, 2018, 30(5): 121-124. [本文引用:1]