三次采油试验与评价.ppt

三次采油试验与评价,目 录,一、油藏概况 二、剩余油分布规律 三、可动凝胶调驱试验井组选择 四、方案设计 五、现场实施及初步效果评价 六、认识与建议,（一）地质特征,地层平缓 该断块地层较缓，向东南方向抬起，向西北方向倾伏，倾角约5度，构造高点在莫25-1井东南约80米处。,1、构造特征 构造完整 从断块沙三段顶面构造图（图1）上看，断块构造简单，为两条断层夹持的一个鼻状构造，一条是位于莫25-1井东南，走向北东向的反向正断层，另一条是位于断块西侧的走向北北东向的正断层，断块内一条次生小断层与北北东向大断层伴生，不影响断块的构造格局，也不影响油水井的对应连通关系。,平面上砂体分布受构造和岩性控制 断块砂体在平面上分布不均匀，由于岩性因素控制，在莫25-13井，油层厚度达31.6m，其次受构造因素控制的次高点在莫25-2井，油层厚度27m，向四周逐渐变薄，总体变化趋势是自西南向北东方向变薄。,储层物性较差，非均质性强 断块内只有一口取芯井莫25井，取芯井段3408.8m-3415.0m，进尺18.65m，收获率95.49%，含油芯长5.23m。岩性以细砂岩为主，胶结物主要有泥质和灰质，胶结类型主要为孔隙式胶结。岩芯孔隙度6.8-18.3%，平均为15.1%，孔喉直径均值为9.06m，排驱压力0.12MPa，中值压力0.25Mpa。空气渗透率4.12-45.310-3m2，平均为18.310-3m2，根据地层测试资料计算，有效渗透率为7.2310-3m2，储层物性较差，为中孔低渗储层。渗透率级差大，最大为210，最小8.7，平均59.5，突进系数最大4.94，最小1.79，平均3.31，反映非均质性强。,3、流体特征 莫25断块地面原油密度0.8568g/cm3，地面原油粘度13.44mPa.s，凝固点35，含腊20.5%，胶质沥青质含量12%，原油性质较好。 本区地层水矿化度较高为16605-21485mg/l，Cl-为7285-11654mg/l，水型为NaHCO3，说明该区具有较好的封闭环境，原油保存条件较好。 4、油藏类型 莫25断块油层分布主要受构造及岩性控制，总的表现为高油低水的油水分布特点，岩性渐变、尖灭现象较多，为一岩性-构造油藏，据试油资料统计，油水界面约在3418m左右。,2、注水见效，高产稳产阶段 1996年2月随着25-4和25-1的陆续投注，地层能量得以补充，对应油井均有明显的见效反映，但含水也持续上升并且含水上升速度较快，反映油藏注采矛盾突出。,1、弹性开采阶段 1994年12月断块正式投入开发，由于地层压力梯度大于1.0，投产初期断块有4口油井为自喷投产，表明油藏有一定的天然能量，油井全部投产后日产油峰值129t/d，但递减较快，反映断块边水能量弱，地层能量衰减快。,（二）开发简况,3、产量递减阶段 自1998年10月进入产量递减期，针对断块开发过程中暴露的矛盾，在落实主要产水层和来水方向的基础上对油藏实施了一系列的调整措施，包括水井的分注、调剖、停注试验，油井卡水、注灰、补孔等措施，见到了初步效果。但随着主产层水淹状况进一步加剧，油井含水持续上升，并且接替层物性差、产能低，使得油藏产液量大幅下降，产量递减加大，稳产形势十分的严峻。,目 录,一、油藏概况 二、剩余油分布规律 三、可动凝胶调驱试验井组选择 四、方案设计 五、现场实施及初步效果评价 六、认识与建议,动态分析法,示踪剂监测,水驱历史拟合法,（1）油井见效具有明显的方向性，主要是沿北东方向，与控制构造格局的主断层方向基本平行。,例如位于注水井25-1井北东方向的莫25-6井，在-1井注水后即见到了明显的注水效果，含水快速上升，至98年底已水淹，氯根值由原始的11615mg/l降至3475mg/l ，明显淡化。同样莫25-4井组北东方向的莫25-9井氯根值也降至400mg/l。莫25井受北东方向-8井的注水影响，也出现淡化。由此形成了莫25-9、-6、25三个Cl低值区。,（一）动态分析法,再从油水井动态反映证实25-2主要见效方向为25-1，25-10井主要见效方向为25-4井，注入水基本沿着北东方向渗流。,根据产吸剖面统计，主力层为4上5-8，是主要的产液层和见水层，目前断块主体的7口油井中有4口为特高含水，说明主力层水淹严重，而接替层的产能较低，无法实现产量的接替。例如鄚25-9井99年1月封堵高含水层后，虽然含水得到控制，但接替层为弹性开采，产能低.,（2）、层间矛盾突出，主力层水淹严重，非主力层动用难度大。,（3）、可动用的剩余油潜力仍集中在主力层。 从以上分析可知，虽然油井生产情况显示主力层水淹严重，但由于注水见效有明显的方向性，说明即使在主力层，也存在注入水未波及到的区域，也就是存在剩余油分布的区域，可以通过改变注入水液流方向以提高注入水的波及体积。,如该断块进行的水井停注、降注试验，通过地下压力场的改变，使液流方向改变，已有多口油井取得降水增油的效果，如99年7月将注水井莫25-4井停注进行观察，莫25-10井效果明显，表现为含水下降，产油量上升，阶段累积增油218t；莫25-1井2000年3月停注，-2井见到较好的增油效果，阶段增油1195t。随着水井恢复注水，含水迅速上升，说明地下确实存在水流通道，而通过可动凝胶调驱是可以将这部分剩余油驱出的。,（4）、非主力层一般砂体范围小，储层物性差，注采不完善，储量基数小，即使存在剩余油也难以动用。,（1）、平面上剩余油分布规律 平面上整个油藏主要有三个剩余油相对富集区： 一是25-2和25-3井中间区域，其形成原因为：1、该区域的原始储量丰度较高，且靠近断层高部位；2、由于该断块的注水见效有明显的方向性，该区域注入水波及程度较差。 二是25-6井以西区域，形成原因主要为边水较弱及断层的封挡。 三是25-725-1225-13井区，由于该井区为一独立砂体，弹性开采，未受到注入水的波及，边水能量较弱，使得莫25-7、-12区域形成剩余油相对富集区。,（二）水驱历史拟合法,前面通过对生产动态的分析，对剩余油的分布有了初步的认识，下面利用CMG数值模拟软件，采用水驱历史拟合的方法对该断块的剩余油分布作进一步定量化的描述。在拟合精度较高的基础上我们得到了以下研究结果：,（2）、纵向上剩余油分布规律,从表中可以看到，剩余油的分布主要集中在s油组，剩余储量为48.6768104t，占到总剩余储量的67.4%，且绝大部分分布在主力小层s4-5、s7-8，这与动态分析的结论是一致的。但是这些小层的采出程度较高（部分层接近30%），由于注水受效方向单一，注采井之间已经形成了一定的水流通道，采用常规的措施手段很难挖掘这部分剩余油潜力。,（三）示踪剂监测 2002年9月7日在莫25断块的莫25-4井注入硫氰酸铵化学示踪剂，27日对应油井莫25-9井率先检测到示踪剂，莫25-3、-10、-2等油井也陆续检测到，从油井先后见到示踪剂及示踪剂产出量综合分析，该断块注入水水驱速率和方向受油藏非均质性影响，水驱特点是：莫25-4井注入水水驱呈指状推进，主要水流方向为沿莫25-9井一线呈北东方向；次要方向为莫25-3、-10一线。示踪剂分析结果与油水井的生产动态情况基本吻合。,通过以上分析证实，大部分剩余油分布s油组的主力小层，这些小层砂体分布范围较大，平面注采井网比较完善，是通过纵向和平面调整可以动用的剩余油，常规的油水井措施虽然可以起到一定的效果，但很难从根本上改善开发效果，而可动凝胶调驱可以扩大波及体积，通过进一步提高主力层的开发效果，来改善全油藏的开发状况。,目 录,一、油藏概况 二、剩余油分布规律 三、可动凝胶调驱试验井组选择 四、方案设计 五、现场实施及初步效果评价 六、认识与建议,莫25-4井组在开发中暴露出的主要矛盾是层间非均质性明显，层间吸水不均衡，造成部分井的部分层水淹严重，水驱见效方向性强，水驱效率低，满足可动凝胶调驱的适应条件。考虑到25-1和25-11井对该井组油井也有明显的影响，因此对这两口井进行辅助性的可动凝胶深度调剖。,目 录,一、油藏概况 二、剩余油分布规律 三、可动凝胶调驱试验井组选择 四、方案设计 五、现场实施及初步效果评价 六、认识与建议,1、室内配方体系研制,针对莫25断块油藏温度较高（油藏温度100）的情况，结合可动凝胶调驱的特点，通过多方调研和大量的室内试验工作，初步得到了较为理想的凝胶体系。0.10%PHPAM-3A+0.04%HT-2002A+ 0.05%HT-2002B。其中聚合物PHPAM-3A，其分子量为2266万，水解度19%，固含量89%，不溶物为0.128%；交联剂选用耐高温的HT-2002A和HT-2002B。,对注入量的优选共设计了6个方案，其中水驱对比方案1个，凝胶调驱方案5个。其中m25-4为主调驱井，对该井设计了5个注入量，m25-1和m25-11井为辅助性的深度调剖井，不进行注入量的选择。具体方案设计见下表。,2、莫25断块注入方案设计,1）、注入量优选,预测结果表明，所有凝胶调驱方案相对于水驱方案均有明显的增油降水的效果，并有以下特点： 、随着注入量的增加，产油量峰值出现的时间越靠后，有效期越长，有效期在10（F1）12.5（F5）个月，含水下降幅度在3.2%（F1）6.7%（F5），考虑到一般数值模拟结果比现场实施结果滞后23个月，因此现场实施的有效期应在810个月左右。,、随着注入量的增加，增产油量越多，但增产幅度降低，F1F5相对水驱的增油量分别为405.6t、818.9t、1160.3t、1299.3t、1348t，F3比F1增加油量为754.7t，F5比F3的增加油量仅为187.7t，可见考虑经济效益的因素，并不是注入量越多越好。,水驱计算末期含油饱和度分布图,凝胶驱计算末期含油饱和度分布图,，从调驱方案和水驱方案计算末期的含油饱和度图中可以看到，注入调驱剂后，后续水驱的面积明显变大，驱替前缘也更加平滑，说明调驱和深度调剖确实改善了平面的非均质性。,以方案F4为基础，在注入时间不变的前提下，对m25-4井进行注入方式的优选，设计了二级、三级段塞的注入方式，方案设计见下表。,2）、注入方式优选,预测结果表明，带有前置调剖段塞的凝胶调驱方案（F6、F7）效果要优于方案F4。从增产油量看，方案F6最优，增产油量为1364t，F7略低，增产油量为1358t，比不带调剖段塞的方案F4多增油60t左右。从中可以看到，前置高浓度的调剖段塞可以起到深度调剖的作用，更有效的改善纵向和平面的非均质性，更大程度的扩大波及体积；,目 录,一、油藏概况 二、剩余油分布规律 三、可动凝胶调驱试验井组选择 四、方案设计 五、现场实施及初步效果评价 六、认识与建议,根据开发处领导听取方案汇报后的意见和建议，结合油藏的实际情况，在原方案基础上，对注入方式和注入量作了一定的调整。采用两个段塞对莫25-4井进行可动凝胶调驱，莫25-1井实施注灰封窜措施，莫25-11实施补孔措施配合开展调驱工作。,优选浓度、注入量如下：,1、实施前的准备工作 1）、注入前对5口一线井的产量、含水进行了落实；对动液面、功图进行了集中测试；5口一线井进行了原油物性分析和水的全分析。 2）、不正常的油井进行了检泵（莫25-3）。 3）、莫25-2井进行了压力恢复测试；对莫25-4井测指示曲线及压力降落曲线。 4）、莫25-1、-4、-11、-13井进行了吸水剖面的测试；莫25-2、-5井进行了产液剖面的测试。 5）、对莫25-4井进行了冲沙、探井底作业，确保可动凝胶的注入；对莫25-1井实施了下桥塞封窜措施；对莫25-11井实施了补孔措施。 6）、对每批聚合物及交联剂进行了检测。,2、现场实施完成情况 按照方案设计安排，莫25-4井于2003年7月9日至2003年9月20日完成了可动凝胶的注入工作，历时74天，累积注入调剖剂6450m3，平均日注入调驱剂87m3。为了控制压力上升速度，在主段塞注入过程中降低了日注量，因此注入时间比计划长23天。,3、初步效果评价 1)、调剖段塞封堵了地下大孔道 莫25-4井于2003年7月9日至2003年7月23日实施了调剖段塞的调驱，历时15天，累积注入调剖剂1650m3，平均日注入调驱剂110m3，调剖过程中注水压力由15MPa逐步升至23.1MPa，压力抬升8.1Mpa，表明在调剖过程中，注入液的推进速度减缓；从2003年7月23日至2003年9月20日实施了主段塞的调驱，历时59天，累积注入主段塞调驱剂4800m3，平均日注入调驱剂81m3，调驱过程中注水压力由23.1MPa逐步升至26MPa，压力抬升2.9Mpa。从该井在注入过程中压力上升分析，调剖段塞封堵了地下大孔道。,2)、改善了井组的开发效果 莫25-4井组共有5口油井（莫25-2、-3、-5、-9、-10井），试验开始后，井组总体形势表现为“三升一降”，即日产液量、日产油量、动液面上升，综合含水下降。2003年11月与2003年7月对比，日产液量由80.2t上升至88.2t，日产油量由5.5t上升至11.5t，动液面由1751m上升至1537m，综合含水由93.12%下降至86.96%。 根据生产动态与液面资料分析，5口井中有1口井（莫25-5）井未见到调驱效果，通过连通对应状况分析，主要是该井与莫25-4井连通差所致。,截止12月底，井组累计增油615吨，预计一年增油量为1000t。由于井组见效时间较短，因此还需要进一步的观察和评价。,3)、油井全部见到聚合物产出 按照监测方案的要求，从20