文昌A油田天然水驱油藏开发效果评价.pdf

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石油化工文昌A油田天然水驱油藏开发效果评价侏)每香中海石油(中国)有限公司湛江分公司广东湛江524057摘要：海上油田开发设施有限，海相砂岩一般天然能量充足，利用天然能量驱动，是海上油田开发生产经济高效的生产方式。文昌A油田主力油组为天然水驱、溶解气驱、弹性驱的综合驱动类型，目前处于天然水驱为主力驱动方式的开发阶段。针对其开发特点，目前处于高含水期，主要利用井网加密及调整挖潜等措施减缓油田递减，通过对天然能量评价，确定合理的采油速度，并标定油田平均采收率在30．6％。关键词：天然能量；水驱；无因次弹性产量比值；平均地层压降；波及系数；甲型水驱曲线；采收率中图分类号：TE349文献标识码：A文章编号：1671—5799(2015)06-0204—031地质特征水体范围大，东边砂体有变薄或者相变的趋势，南面受断层文昌A构造是在基底隆起的基础上发育的低幅披覆背斜构控制。从构造及地质情况分析目前认为油层为构造控制的边造，油(气)藏的主控因素为构造控制，局部受到断层和岩水油藏，油藏局部物性存在较强非均质性。性控制。从地震剖面上来看，主力层ZJ卜Ⅳ油组在构造的东根据文昌A油田实际的生产数据，ZJr一Ⅳ油藏原始地层压部，油层顶面对应负相位尖灭，解释为岩性边界。力为12．66MPa，油藏的饱和压力为11MPa，所以该油藏为未珠江组一段Ⅳ油组岩性以粉一细砂岩为主，次圆一次棱角饱和油藏，不存在气顶。而由油田资料可知，整个1井区、状，分选中等。南块2井区主要以泥质粉砂岩为主，粒度细，西北区块、东南区块的采出程度分别为为l3．14％，10．36％，泥质含量增高，物性变差。22．87％，所以据此可以判定该油藏的水体为活跃型水体，其2开发历程中西北区块的水体最大，而东南区块由于物性及断层的影响文昌A油田于2008年7月投产，采用天然能量水驱开发，到而稍小，在水体的作用下，油藏不断得到能量补给，地层压目前其开发过程划分为三个阶段：力下降缓慢，而地层压力一直在泡点压力之上，因此不存在第一阶段为溶解气驱阶段(2008年42010年)。此阶段油溶解气驱动，所以可以判断文昌15—1油田ZJ卜Ⅳ油藏是一个田的驱动方式主要是依靠溶解气驱，此后转换为边水驱动为天然水驱、溶解气驱、弹性驱的综合驱动油藏。主；第二阶段为滚动扩边阶段(2011年～2O12年)。此阶段4．2天然能量评价油田通过钻调整井进行探边，落实地质构造；第三阶段为井长期以来，油藏工程师们通常会先判断油藏自身所存在网加密阶段(2o13年至今)。的驱动能力的大小，从而来评价一个油藏天然驱动能量的强3开发特点弱，并根据它为油田开发提供较高且合理的采油速度。而评文昌A油田ZJ1～Iv油组储层的非均质性较强，1、3井为高价天然能量主要有以下两种方法：(1)无因次弹性产量比阻细砂岩储层，开发井以泥质粉砂岩为主，2井物性最差，储值；(2)用每采出1％地质储量的平均地层压降。层岩性、物性横向变化大。储层非均质性较强造成各生产井无因次弹性产量比值数据反映了开发初期，油藏中存在的生产特征差异大。油田主要开发特征如下：的天然能量与弹性能量之间的相对大小关系。比值越大，说(1)西边和北边物性好，产能高；东边和南边物性较明其它能量越大；比值为1时说明开发初期油藏中只存在弹性差，产能低；能。(2)天然能量总体充足，东南边能量相对弱些；根据文昌A油田的资料可以计算出1井区、西北区块、东南(3)含水率西北高，东南低；区块的的值分别为：13．33、l4．75、16．76，说明其他能4天然能量评价量的作用较大，而弹性能的作用较小。天然能量的大小及能否进行充足的供给，是确定油藏开发每采出1％地质储量的平均地层压降也可以来衡量天然能量方式的关键。在油藏开发过程中，油藏本身的地层压力下降的大小，值越小，天然能量越充足。会引起外部供水区的天然水侵，从而又弥补或减缓了油藏内根据文昌A油田ZJ1一Ⅳ油组的资料计算得到l井区、西北区部地层压力的下降根据本油田zJ卜Ⅳ油组的实际情况，在块、东南区块的的值分别O．18，0．17，0．15，其值均小于研究油藏静态资料的基础上结合动态资料，采取适应的方法0．2，属于1级，天然能量充足，因此推荐合理的采油速度应对天然能量进行了评价。大于2．0％。41油藏驱动类型4．3天然水驱的波及系数本油田纵向上具有多油气水系统的特点，主力层组ZJ1一IV水驱体积波及系数是评价水驱油田开发效果的重要参数，油组为一个独立的油水系统，从沉积相研究结果来看，物源它可以直接反映油田水驱开发的状况以及油层非均质性对开方向为北西向，西北区块砂岩分布广，厚度大，物性较好，发的影响。在水驱开发条件下，影响水驱体积波及系数的因天然能量驱动能力的分级204 中国科技期刊数据库工业A波及系数越大，油井的见水时间就越晚，原油的采出程度就越高，含水率上升曲线就越呈凹性。素很多，如开发层系划分、井网密度、油层连通性、非均质块、以及各单井进行含水上升统计规律分析，统计出该油田性、开发调整等。各研究对象的五种水驱曲线的可采储量见下表。目前计算水驱油藏波及系数的方法很多，而陈元千提出的文昌A油田各研究对象水驱类型及可采储量范围计算油藏体积波及系数的方法应用最为普遍。(单位：104m。／d)通过对公式进行优选后，采用陈元千方法对文昌A油田的体积波及系数进行分析。根据zjl—IV油组1井区的各井的生产动态资料可以作出l井区、西北区块、东南区块的丙型水驱曲线，通过对水驱直线段进行回归可以得到1井区、西北区块、东南区块的0【值分别为：I．0758、1．1676、0．8099。而根据文昌15—1油田开采现状表，可以计算出1井区、西北区块、东南区块的波及系数见下表。5天然水驱效果评价5．1产量递减分析油气田的产量的变化一般分为3个阶段：上产期、稳产期和递减期。上产期通常较短，中～小型油气田为2～3年，大一中型油气田为3～5年。由于持续的时间较短，上产期一般只能采出可采地质储量的5％～10％左右。中一小型油气田稳产期一般在2～5年左右，大一中型油气田一般在5～1O年左右，稳产期的开发效益最好，一般只能采出可采地质储量的综合以上五类曲线的结果，计算的可采储量范围由大至小50％左右。一般情况下，油气田的产量递减期都在10~30年以是：乙型>丙型>甲型>丁型。根据五种类型曲线的适用条件，上，递减期可以采出的可采地质储量的40％~50％左右。级甲型Fw>40％，乙型断块油田相对适用，丙型Fw>80％，丁型利用ZJ1-IV油藏1井区实际月产油量进行拟合。根据综合Fw>40％，地层原油粘度低于3mPa·S。综合考虑认为采用甲型递减曲线，从1井区、西北区块、东南区块的综合递减曲线可水驱曲线计算出的可采储量是较为准确的，因此推荐在对文以得出其可采储量分别为153×10m，97×10m，60X10m。昌A油田的含水上升规律统计分析过程中采用甲型水驱曲线的由该可采储量计算得到的采收率分别为21．8％，24．4％，计算结果作为动态储量的标定结论。21．4％。另外需要说明的是，东南区块属于中高孔低渗区块，水驱l井区、西北区块、东南区块以及各井区的拟合结果如下能量较西北区块弱，在开发过程中观察到该区块的含水程度表所示：较西北区块低的多，生产至今也仅有45％左右的含水率，属于5．2水驱曲线标定可采储量中含水阶段。因此，采用东南区块的生产数据进行含水上升对于边、底水驱动油田，可以采用水驱曲线来预测可采规律分析时，可能面临着资料不够、计算结果出入偏高的情储量。目前国内外常用的水驱曲线主要有五种：(1)甲型水况，需要在进一步的开发过程中来更进一步的分析其含水上驱曲线(马克西莫夫一童宪章水驱曲线)；(2)乙型水驱曲升规律，以及核实动态可采储量。线：(3)丙型水驱曲线(西帕切夫水驱曲线)；(4)丁型5．3水驱曲线标定采收率水驱曲线(纳扎洛夫水驱曲线)；(5)张金庆水驱曲线依据甲型水驱曲线和张金庆水驱曲线确定的动态地质储量结合文昌A油田的生产数据，对1井组、西北区块、东南区以及地质储量认识结果，标定油田1井区、西北区块、东南区递减各阶段对比表205 石油化工块的采收率，见下表。认识和更高的精度，故采用本次地质开发新认识成果结合原文昌A油田各区块采收率(甲型水驱曲线)始资料数据作为油田采收率计算参数。对比已开发油田采收率统计数据，采收率30．605％符合海相中渗透、低渗透砂穗岩常规油藏采收率统计范围，因此本次采收率预测是较为合理。6结论然辫文昌A油田主力油组ZJ卜Ⅳ油藏是一个天然水驱、迅溶0解气驱、弹性驱的综合驱动油藏，从无因次弹性产量比值及平均地层压降计算值来看，该油藏天然驱动能量充足。城啦文昌A油田各区块采收率(张金庆水驱曲线)油田水驱特征符合甲型水驱曲线特征，含水上升¨规髓律统计2分析过程中采用甲型水驱曲线的计算结果作为动态O储量的标定结论，计算东南区块和西北区块的采收率分别为30．34％31330．87％，文昌15一l油田平均采收率为30．605％。㈠参考文献茕[1】张锐喻启泰．天然水驱砂岩油藏开发效果分析．曝石0油勘辣由甲型水驱曲线计算东南区块和西北区块的采收率分别为探与开发，1991，18(3)；46-54．攀30．34％和30．87％，将本次计算西北、东南区块采收率作算术【2】赵向宏．提高天然水驱油藏开发效果的途径．大庆石油地瓣平均，得文昌15-1油田平均采收率为30．605％。质与开发，1998，17(3)：22-23，37．电豫综合分析认为：油田地质认识随着开发的进行逐步加深，【3】丈昌15-1油田珠海组含油储层研究．石油钻采工艺，本次地质开发新认识资料较以往的笼统资料而言具有更新的2007，29(6)，68—69．(上接第193页)的大小由储层内聚合物浓度与含水饱和度的比例决定，开始对于上面所提到的y9、中下段地层电测解释与岩心分析结注聚阶段，储集层孔隙中聚合物浓度较低，含水饱和度起主果出现矛盾，分析认为y9为正韵律储层，其中下段储层物性导作用，电阻率值减小；进入到聚合物突破阶段后，其电阻好，聚合物首先沿该层段进行驱替，致使该层段内大孔隙被率逐渐增大，并且曲线形态由水淹层的漏斗状向箱状过度聚合物占据，从而使电阻率急剧增大，导致电测解释出现高(图1)。电阻的假油层现象，并且注聚后解释电阻率值大于原始油3检查井取心资料分析层电阻率值3倍以上，可以认为该层段已被聚合物驱替。在非均质储集层内，聚合物呈非均匀状态推进，对于正韵4结论律地层，聚合物一般先沿砂岩底部孔隙度大、渗透率高的层(1)储层注聚后，其孔隙度、渗透率减小，在电测曲线段进行驱替，该层段一般水淹程度也较大，而对于上部物性上表现为：自然电位值增大、声波时差值减小、电阻率值增差的水淹程度小的层段，聚合物驱替也比较滞后。大、微电极曲线幅度差减小，并且曲线光滑度增大。另外根HJ201-1井取心分析结果显示，y9l，J、层上段岩心水淹特征据注聚过程中储层特征的变化，将注聚分为三个阶段，即聚不明显，属于弱一中水淹层，而下段和中段水淹特征明显，属合物初步突破阶段，此时含水饱和度占主导地位，电阻率呈于中一强水淹层，并存在大孔道被聚合物堵塞的痕迹。值得一减小趋势；均衡阶段，此时聚合物与含水饱和度贡献相当，提的是y9，中下段测井解释为油层，电阻率为182．9Q·m，含电阻率由减小变为增大；聚合物完全突破阶段，此时聚合物油饱和度为63．1％；而岩心分析的电阻率为38．9Q·m，含油占主导地位，电阻率达到最大。饱和度为29．9％，两者出现矛盾。(2)对于储层物性好的高渗层段，在聚合物驱替后其电测曲线上表现为高电阻的假油层现象，并且如果其解释电阻率值大于原始油层电阻率值3倍以上，则认为该层段已经被聚合物驱替。参考文献譬一[11毕生，彭立．注聚开发对测井曲线的影响[J】．石油仪器，2002，16(4)：43—44．[2】卢艳．聚合物驱油后水淹层地质特征及测井响应特征研究要一<≤’√羹[J]．国外测井技术，2010，16(4)：38—40．[3]陈德坡，张兴平等．聚合物水淹层测井响应特征⋯．大庆图2flJ201-1岩心分析与测井解释对比石油地质与开发，2008，27(6)：123-127．解释结论异常原因分析：由上面的分析可知，注聚过程[4]王军．聚合物驱后水淹层测井解释模式【J]．油气地质与中储层流体电阻率值由含水饱和度和聚合物浓度两者共同作采收率，2007，14(4)：53—55．用，因此可以将聚合物驱油分为三个驱替阶段，第一段为聚[5】曾流芳，李林祥等．聚合物驱水淹层测井响应特征⋯．测合物初步突破阶段，在该阶段含水饱和度对电阻率的影响较井技术，2004，28(1)：71-74．大，所以随着含水饱和度的增大，电阻率呈下降趋势；第二[6】朱建，刘伟利，李兴．聚合物驱后储层物性参数的变化特征阶段为均衡阶段，该阶段随着储层孔隙中聚合物浓度的增[J】．油气地质与采收率，2007，14(4)：65-68大，聚合物和含水饱和度对电阻率的贡献逐渐达到平衡，电作者简介：强阵阵，男，1984年出生于陕西省乾县，硕士阻率值下降趋势变缓，并出现增大的趋势；第三段为聚合物研究生，油气田开发工程师，2009毕业于中国石油大学(北完全突破阶段，该阶段聚合物对电阻率的贡献占主导地位，京)构造地质学专业，主要从事精细油藏描述，提高采收率电阻率值明显增大，最终趋于稳定。工作。206