木125区块综合调整方案(2吨设计)改.doc

吉油商吉油商 密密 木头油田木头油田 木木 125125 区块综合调整实施方案区块综合调整实施方案 （油藏工程部分）（油藏工程部分） 中国石油天然气股份有限公司中国石油天然气股份有限公司 吉吉 林林 油油 田田 公公 司司 20102010 年年 1010 月月 编号：编号：2011-1-12011-1-1（老区）（老区） 木头油田木 125 区块综合调整实施方案 （油藏工程部分） 设计单位：中国石油天然气股份有限公司 吉林油田公司勘探开发研究院 设 计 人： （签字）日期： 年 月 日 设计单位审核人： （签字）日期： 年 月 日 设计单位复核人： （签字）日期： 年 月 日 设计单位技术负责人： （签字）日期： 年 月 日 采油单位技术负责人： （签字）日期： 年 月 日 开发事业部技术负责人意见： （签字）日期： 年 月 日 油田公司技术负责人审批意见： （签字）日期： 年 月 日 目 录 1 前言 1 2 木 125 区块基本情况 1 2.1 自然地理环境.1 2.2 构造特征.1 2.3 储层特征.2 2.4 流体分布特征.2 2.5 开发历程.2 3 开发效果评价 3 3.1 递减规律评价.3 3.2 采收率评价.3 4 调整依据.4 5 调整方案设计 5 5.1 调整思路.5 5.2 井位部署.5 5.3 单井产能设计.5 5.4 开发指标预测.6 6 实施要求.6 7 投产要求 6 8 健康、安全与环境管理.7 8.1 基本要求 .7 8.2 健康、安全与环境管理体系要求 .7 8.3 钻遇含有毒、有害气体层段要求 .7 9 附图、附表.7 1 1 前言 根据木头油田木 125 区块开发效果评价结果，针对该区块油水井大面积套变，开发 矛盾日益突出的情况，2010 年对木 125 区块进行整体加密调整，共部署调整井 53 口， 其中采油井 33 口，注水井 22 口（见表 1-1表 1-4） 。设计平均单井日产油 2.1t/d，建 产能 2.12104t，总进尺 3.67104m，万米进尺建产能 0.57104t/104m。 2 木 125 区块基本情况 2.1 自然地理环境 2.1.1 地理位置 木头油田位于吉林省松原市前郭县境内，而木 125 区块位于木头油田北部，地处 松花江的江心岛上，交通不便。 2.1.2 气象、水文 该地区属中温带大陆性季风气候。气候变化明显，四季分明，春季多风干旱，夏季 炎热多雨，秋季昼暖夜爽，冬季寒冷漫长，全年日照充足。年平均气温 5.1，最高气 温在七月为 35，最低气温在一月为-35。年平均日照 2879 小时。无霜期 140 天左右， 初霜期在 9 月下旬，终霜在 4 月末 5 月初。年降水量 400500mm，降水多集中在 7、8、9 月份，占年降水量的 70%左右。主导风向为西南偏南风，年平均风速 3.3m/s， 最大风速 2025m/s。 2.1.3 灾害性地理地质现象 由于夏季风影响，降水量年内季节分配不均，全年降水量集中在夏季，部分年份受 上游降水影响，发生汛情的可能行较大。 2.2 构造特征 木头油田构造位置位于松辽盆地南部中央坳陷区扶新隆起带华字井阶地构造带上， 区域构造形态为一西倾的被多条近南北向断层切割的鼻状构造。木头构造上断层发育， 均为正断层，呈近南北向延伸，规模不大，平面上多为弧形延伸。由于断层的切割形成 了近东西向展布为垒、堑、阶相间的构造格局。泉四段顶面埋深-600m-1200m。属于 低渗透复杂断块构造-岩性油藏。 木 125 区块位于木头油田北部，东与扶余油田隔江相望，全区总计动用含油面积 2 3.35km2，动用地质储量 344104t。泉四段顶面构造形态为东高西低的断鼻构造。区块 受东部近南北方向的反向正断层控制，构造平缓。地层倾角较缓，一般在 13左右， 呈北翼陡南翼缓的不对称状（图 2-1） 。 2.3 储层特征 木头油田储油层位于下白垩统泉四段及泉三段地层。根据旋回特征和全区地层对比， 对主力含油层段泉四段划分四个砂组 12 个小层，泉三段划分成 5 个砂组 14 个小层（未 钻穿） 。储层物性较差，孔隙度一般在 818；渗透率一般在 0.11010-3m2左右； 含油饱和度为 48%60%左右。 木 125 区块主要发育泉四段的扶余油层，沉积环境为三角洲分流平原；物源方向为 西南方向。南部及西南方向物源在此交汇，形成了滨浅湖背景上的三角洲沉积。主要砂 体类型为水下分支河道、远砂坝和席状砂（图 2-2图 2-11） 。受岩性-构造控制，平面 上 IIII 砂组发育连片，主要发育 3-11 号小层（图 2-12图 2-23） ，单井平均钻遇砂 岩厚度 45m，油藏埋深 600m。从油层发育情况看，含油性砂岩主要分布在主河道沉积条 带以及受断层折断的构造高部位。储层孔隙度 22，渗透率 41.410-3um2；原始地层 压力 5.3MPa，目前地层压力 6.1Mpa。 2.4 流体分布特征 木头油田全区没有统一的油水界面，在每一断块内都有相对独立的油水系统。木 125 区块油水界面为-450m（图 2-24图 2-30） 。该地区地面原油密度为 0.8839t/m3， 粘度 86.77mPa.s，凝固点 10.4，地层水总矿化度 4810mg/l，氯离子含量 2276mg/l，PH 值 78，水型以 NaHCO3为主。 该区天然气相对密度 0.6455，甲烷含量 83.1，乙烷含量 1.04，氮气含量 13.13，二氧化碳含量 0.55。 2.5 开发历程 木 125 区块于 1996 年年底投入开发，当时滚动完钻 8 口油井；之后根据新的三维 地震勘探成果，发现其构造有利部位还是未开发区，因此 2003 年末对该区块进行了又 一轮大规模的开发，按照 100m200m 菱形反九点注采井网共部署 69 口井，2007 年2008 年于该区块北部部署水平井 4 口，挖掘水体覆盖区剩余资源。 3 截止到去年年底，木 125 区块共有油水井 82 口，油井 60 口，水井 22 口。区块平 均单井核实日产油 1.1t，日产液 7.2t，综合含水 84.76%；累产油 22.24104t，采出 程度为 6.46%，采油速度 0.72%，累注采比 1.26（见表 2-1） 。到 2010 年 6 月，木 125 区块平均单井核实日产油 0.9t/d，日产液 6.5t/d，综合含水 86.79%；累产油 23.1456104t，采出程度为 6.73%，采油速度 0.5%，累注采比 1.27。 3 开发效果评价 3.1 递减规律评价 木 125 区块 04 年大规模投入开发，2005 年 5 月，该区块油水井大面积出现套变， 受套变井影响，区块递减加大，综合含水上升。至 05 年年底含水由 56.5%上升至 62.9%；07 年底含水上升至 74.52%，20072008 年含水相对稳定，2009 年区块含水上 升率加快，综合含水达到 84.76%，原因是木 125-2-1 水井套变无法分注，大厚层段混注， 6、7 号层吸水量大，导致木平 1 井含水由 08 年的 38.3%上升至 09 年的 83.7%（图 3- 1） 。此外，2009 年由于套变混注井组平面矛盾加大，高产井套变，水平井递减加快，区 块递减加大，自然递减由 2008 年的 9%增加到 30.36%（图 3-2） ，开发形势变差。 3.2 采收率评价 （1）储量复算 木 125 区块综合含水和采出程度关系曲线显示（图 3-3） ，随着开发时间延长，采收 率明显提高，最高达到 17%，但自 2009 年以来，含水大幅度上升，采收率呈现下降趋势， 开发效果变差。为了更为准确的对木 125 区块进行开发效果评价，本次研究通过重新圈 定区块含油面积，重新划分有效厚度，首先对木 125 区块的地质储量进行了复算。复算 后地质储量为 272.85104t，较复算前减少了 71104t（见图 3-4图 3-8， 表 3-1） 。 （2）采收率评价 为了准确评价区块的采收率，研究通过采用水驱特征曲线法和指数递减法对该区块 2009 年底的可采储量进行了标定，标定其水驱可采储量为 48.1104t，按照复算后地 质储量计算，区块采收率为 17.6%；如果按复算前地质储量计算，采收率只有 14%。 动态分析结果表明，由于区块套变严重，油井产能不能正常发挥，水井不能满足配 4 注要求，导致区块采收率低，开发效果变差。截止到目前，区块油水井总数 82 口，套 变 60 口，水井 22 口，套变 17 口，套变率高达 76.8%。其中，套变油井中有 13 口井因 套变其生产能力无法得到正常发挥,产量下降，套变前正常日产液 122.4t，日产油 51.8t，综合含水 57.7，目前日产液 114.1t，日产油 10.9t，含水 90.4（见表 3-2） 。 从吸水剖面分析得知，木 125 区块水井套变后法实施分注，导致层间吸水不均，层间矛 盾加大，开发效果变差（见图 3-9图 3-11） 。 4 调整依据 （1）区块储层发育，油层厚度大，物质基础较好 木 125 区块全区发育 1-11 号小层，各小层砂体分布较广，平均单井钻遇砂体厚度 在 45m 左右，有效厚度平均 11m（图 2-12图 2-23、图 3-4图 3-8） 。通过潜力调查， 木 125 区块有 44 口油井存在潜力层，总厚度达 701.7m（图 4-1） 。 （2）区块单井控制地质储量高，采出程度低，剩余可采储量大 按照新核算的地质储量和动态法计算的可采储量计算，区块单井控制地质储量、单 井控制可采储量均较高。目前井网下该区块单井控制地质储量为 3.3104t/口，单井控 制剩余可采储量为 0.32104t/口；如果去掉套断井，则单井控制地质储量为 3.69104t/口，单井控制剩余可采储量 0.35104t/口（见表 4-1） 。 （3）注采井网不完善 木 125 区块套变井逐年增多，水井难分注，油井难上措施，严重影响区块的开发效 果。其中木 125-2-1 井组因木 125-2-1 水井套变大厚层段混注导致木平 1 和木 125-1-1 井含水上升，产量大幅度下降；而木 125-7-4 井组由于水井大面积套变停注，造成局部 缺少注水井点，井组开发效果变差。根据区块沉积微相的研究成果，砂体宽度平均在 200m 左右，一般完善注采井距要求应为砂体的 1/3 左右，而目前注采井距均在 100m 以 上。因此，该区块具有进一步完善井网的潜力。 此外，区块北部断块目前只有两口水井，油井封井后，断块内油水井数比为 11:2， 水平井能量补充不足，局部具有完善井网的潜力。 （4）区块采收率低 木 125 区块的水驱可采储量标定为 48.1104t，水驱采收率为 14%（储量按 344.11104t） 。如果按照目前开发形势按照递减规律进行预测，可采储量为 27.89104t，水驱采收率为 8.1%，开发效果明显变差（图 4-2、图 4-3、表 4-2） 。 5 5 调整方案设计 5.1 调整思路 5.1.1 布井原则 动静态研究显示，木 125 区块构造线-370m 以上的高部位有效厚度相对较大，采出 程度低，剩余油富集，因此，区块整体上在邻井含水90%，采出程度8%的范围部署油 井，其中压覆区部署水平井（图 5-1） 。此外，区块北部断块内部署 2 口水井以进一步完 善注采关系。 5.1.2 井网方式 将目前 100m200m 反九点注采井网调整为近线状注采方式，油井排错半个井距部 署新井，水井排错一个井距，在水井排老油井距离 30m 新打水井。形成油井距 100m，水 井井距 20030m，注采排距 100m 的线性井网（图 5-2） 。其中，对错断井、水井排油井 以及老水井做封井处理（具体井号见表 1-4） 。 5.2 井位部署 按照确定的井网调整方式，在木 125 区块共部署新井 55 口，油井 33 口（包括 3 口 水平井） ，水井 22 口，设计完钻井深 693m，总进尺 3.67104m（图 5-3、图 5-4） 。新 井网下单井控制地质储量 2.5104t，单井控制剩余可采储量 0.38104t（表 4-1） 。 5.3 单井产能设计 木 125 区块单井产能通过采用类比法来确定，即通过统计设计井周围老井的生产数 据来预测新井的单井产能。 5.3.1 水平井单井产能确定 由于木平 1 井初产和稳定产量较木平 2、木平 3、木平 4 井悬殊，因此，统计邻井 数据时不包括木平 1 井。在不考虑木平 1 井的情况下，木 125 区块水平井第 4 个月平均 日产油为 3.7t/d，综合考虑 4 口水平井目前的开发水平以及新井投产后的新老井干扰问 题，确定新设计水平井单井日产油为 3.5t/d，可建产能 0.32104t。 5.3.2 直井单井产能确定 统计木 125 区块所有直井生产数据得知，区块直井第 4 个月平均日产油为 2.2t/d， 而区块目前平均单井日产液为 7.9t/d，参照相邻扶余油田情况，含水 85%左右的区块， 新井含水一般是 6575%左右，同时，综合考虑新井投产后的新老井干扰问题，以及区 6 块目前的开发情况，最后确定直井单井日产油为 2.0t/d，可建产能 1.80104t。 因此，确定木 125 区块平均单井日产油为 2.1t，建产能 2.12104t。 5.4 开发指标预测 根据木 125 区块综合调整部署情况，按照递减规律以及该区块的实际开发经验，对 设计新井进行 15 年开发指标预测。开发第 15 年，预计年产油 1.01104t，年产液 16.82104t，累产油 20.50104t，综合含水 94.0%（表 5-1） 。 6 实施要求 （1）要求施工单位技术人员在完井 24 小时内将三联单套管记录，井斜记录，交到 油田公司新木采油厂项目经理部和地质录井公司前线。 （2）施工单位准确丈量钻具，确保井深无误，钻井过程中随钻分析、及时进行井 位调整，调整井缩小了注采排距，严格控制井斜，按照钻井规范尽量保证钻井准确中靶； （3）鉴于该地区老井套变严重，不排除固井质量问题，此次施工固井质量必须严 格要求，水泥返高要到达地面，固井质量必须达到合格以上标准； （4）老井套变原因复杂，要求本次施工套管钢级满足要求，建议全部采用 P110 钢 级，避免再次大面积发生套变。 （5）钻机定位后复测地面坐标和补心海拔，以确定水平井轨迹及窗口垂深。 （6）做好油层保护工作，尽量降低钻井液、射孔液等对油层的污染。若钻井过程 中发生异常情况，现场人员应根据井况及时调整泥浆密度，但必须报请油田公司主管领 导批准。 （7）为保证油层对比精度、合理制定投产层位，要求测井标准及横向出