（石油与天然气工程专业论文）埕岛油田馆陶组油藏提高采油速度技术研究.pdf

埕岛油田馆陶组油藏提高采油速度技术研究 胡渤( 油气田开发工程) 指导教师：姚军教授廖成锐高级工程师 摘要 埕岛油田为极浅海油田，经过十年开发进入中含水开发阶段，目前含 水阶段开发效果总体好于陆上同类的孤岛、孤东油田。但开发初期确定的 技术经济政策已经不能适应目前开发阶段和市场油价条件的需要，加之转 注滞后等原因，采油( 液) 速度偏低，开发经济指标与平台寿命期的矛盾 突出。在目前高油价下，为了提高资源利用率和开发经济效益，有必要开 展平台有效寿命期内提高采油速度技术经济政策和调整提速技术的研究。 本文应用同位协同序贯高斯模拟等方法建立了三维精细油藏模型，利用储 层综合评价参数和劳伦兹系数进行油藏非均质研究；采用常规、精细、剖 面和平面，多模型组合方式，分析评价了埕岛油田主力层系馆上段油藏原 有技术经济政策的适应性、开发效果及动静态影响因素。以数值模拟方法 为主要手段，结合油藏工程计算、动态分析方法，对目前开发阶段和油价 条件下局部细分、加密、提液、精细注水等开发调整措施的技术经济政策 界限进行了系统优化，论证了埕岛油田馆上段油藏调整提速可行性，提出 了针对性的技术对策。 关键词：采油速度，数值模拟，技术经济政策界限，埕岛油田 t h et e c h n i c a ls t u d yf o re n h a n c i n gp r o d u c t i o nr a t eo f n g f o r m a t i o nr e s e r v o i ri nc h e n g d a oo i lf i e l d h ob o ( o i l g a sd e v e l o p m e n t e n g i n e e n n g ) d i r e c t e db yp r o f e s s o ry a oj u na n ds e n i o re n g i n e e rl i a oc h e n g r u i c h e n g d a oo i lf i e l d as h a l l o wo f f s h o r eo i lf i e l d h a v ec o m ei n t ol n i d d l e w a t e rc u td e v e l o p m e n tp e r i o da n dt h ep r e s e n td e v e l o p m e n te f f e c ti sg o o dt h a n t h es a m et y p eg ud a oa n dg ud o n go i lf i e l d a tp r e s e n t , t h et e c h n i c a l e c o n o m i c a lp o l i c yi sn og o o df o rt h en e e do f p r e s e n td e v e l o p m e n tp e r i o da n d o i lp r i c eo fi n t e r n a t i o n a lm a r k e t ，s t i l l ，t h ep r o d u c t i o nr a t ei sl o w e ra n dt h e c o n t r a d i c t i o nb e t w e e nt h ed e v e l o p m e n te c o n o m i c a li n d e xa n dt h es e r v i c e a b l e f i f ei s v e r yp r e d o m i n a n t i n o r d e rt oe n h a n c et h eu t i l i z a t i o na n dt h e d e v e l 叩m e i l te c o n o m i c a lb e n e f i t ，i ti sn e c e s s a r yt om a k et h es t u d yo f t e c h n i c a l e c o n o m i cp o l i c yf o r e n h a n c i n gt h ep r o d u c t i o n r a t ea n d a d j u s t i n gt h e e n h a n c i n gr a t et e c h n i q u e i nt h i sp a p e r , t h et h r e ed i m e n s i o n a lf i n er e s e r v o i r m o d e li se s t a b l i s h e dw i t hc o o r d i n a t es c q u e n f i a lg a u s s i a ns i m u l a t i o n , a n dt h e h e t e r o g e n e i t ys t u d yi ss t u d i e dw i t ht h ec o m p r e h e n s i v er e s e r v o i re v a l u a t i o n p a r a m e t e ra n dl o r e n zc o e f f i c i e n t ；a n dt h ef o r m e rt e c h n i c a le c o n o m i c a lp o l i c y a d a p t a b i l i t y 、d e v e l o p m e n te f f e c ta n dd y n a m i ca n ds t a t i ca f f e c t i n gf a c t o rw i m t h ec o n l t n o n 、f i n e 、h o r i z o n t a la n dv e r t i c a l 、m u l t i m o d e la r r a ym o d e ，u s i n gt h e n u m e r i c a ls t i m u l a t i o na st h em a i nw a y , c o m b i n e dw i t hr e s e r v o i re n g i n e e r c a l c u l a t i o n 、d y n a m i ca n a l y s i s ，w eo p t i m i z es y s t e m a t i c a l l yt h et e c h n i c a l e c o n o m i c a lp o l i c yl i m i to fd e v e l o p m e n ta n da d j u s t i n gm e a s u r e m e n t ，s u c ha s l o c a ls u b d i v i s i o n 、i n f i l l 、e n h a n c i n gl i q u i d 、f i n ei n j e c t i o ne t c ，d e m o n s t r a t et h e f e a s i b i l i t yf o re n h a n c i n gt h er a t eo fn gf o r m a t i o nr e s e r v o i ri nc h e n g d a oo i l f i e l da n d b r i n gf o r w a r dt h er e l e v a n tt e c h n i c a lp o l i c y k e yw o r d s ：p r o d u c t i o nr a t e , n u m e r i c a ls t i m u l a t i o n , t e c h n i c a le c o n o m i c a l p o l i c y l i m i t , c h e n g d a oo i lf i e l d 独创性声明 本人声明所呈交的论文是我个人在导师指导下进行的研究工作及取 得的研究成果。尽我所知，除了文中特别加以标注和致谢的地方外，论文 中不包含其他人已经发表或撰写过的研究成果，也不包含为获得中国石油 大学或其它教育机构的学位或证书而使用过的材料。与我一同工作的同志 对本研究所做的任何贡献均已在论文中作了明确的说明并表示了谢意。 签名：2 0 0 7 年5 月2 8 日 关于论文使用授权的说明 本人完全了解中国石油大学有关保留、使用学位论文的规定，即：学 校有权保留送交论文的复印件及电子版，允许论文被查阅和借阅；学校可 以公布论文的全部或部分内容，可以采用影印、缩印或其他复制手段保存 论文。 ( 保密论文在解密后应遵守此规定) 学生签名： 导师签名： 2 0 0 7 年5 月2 8 日 2 0 0 7 年5 月2 8 日 中国石油大学( 华东) 工程硕士学位论文第l 章前言 第1 章前言 埕岛油田位于山东省东营市河口区渤海湾南部极浅海水域，水深为 2 1 8 m ，构造位置位于济阳坳陷与渤中坳陷交汇处的埕北低凸起的东南 端。自1 9 8 8 年发现，到2 0 0 5 年共发现七套含油气层系，探明石油地质储 量4 1 4 9 2 l o t ，其中馆陶组上段是主要含油层系，探明石油地质储量 3 0 0 3 6 x1 0 t ，占7 2 4 。馆陶组油藏1 9 9 5 年投产，初期依靠天然能量开 发，2 0 0 0 年下半年开始转入注水开发，到2 0 0 5 年底投产2 4 1 口井，累积 建产能2 5 2 x 1 0 4 t ，累积生产原油1 5 4 5 x 1 0 4 t ，采出程度1 0 6 ，综合含 水4 2 7 ，累积注采比0 2 9 。 埕岛油田馆上段油藏类型与陆上的孤岛、孤东油田类似，属河流相常 规稠油高渗透、高饱和岩性一构造层状砂岩油藏0 1 。平面上砂体横向变化 大，纵向上含油井段长达2 5 0 3 0 0 m ，含油小层多达5 2 个，储层非均质 较严重，渗透率变异系数0 7 6 ，突进系数5 4 9 。地饱压差3 4 m p a ，边底 水不活跃。由于地处极浅海，在当时油价条件下，按照陆上开发模式没有 经济效益。为此根据地理环境、油藏特点和当时市场油价条件，确定了以 下三项主要开发技术政策：( 1 ) 为尽快收回投资，取得较好的经济效益， 采用一套层系，优化井段开发，油井获得较高的初期产能；( 2 ) 采用5 0 0 m 左右大井距的不规则三角形井网，按油砂体部署丛式定向斜井；( 3 ) 充分 利用天然能量，饱和压力附近注水。 按照以上开发技术政策界限，1 9 9 6 年开始实施1 0 0 万吨产能建设方案， 设计单井日油能力6 9 t l d ，实施后单井日油能力7 1 t d ，投资远低于国内 外同类海上油田，使浅海边际油田得以高效开发。目前含水阶段的开发效 果总体也好于陆上的同类型的孤岛、孤东油田。 但是，实际开发过程中，受环境、钻采和作业施工能力等条件影响， 中国石油大学( 华东) 工程硕士学位论文第1 章前言 馆陶组油藏采用分区描述、滚动部署、丛式井组逐年动用的开发方式，主 体产能建设历时近6 年：注水井分批转注，转注时机滞后。导致井组结合 部储量控制程度低，平面及层问动用差异大，部分区域注采比偏低，局部 井区压降大、油井液量偏低、采油速度偏低。若维持目前1 1 左右的采 油速度，平台1 5 年有效寿命期内的的采出程度只有1 8 9 ，开发及经济 指标与平台寿命间的矛盾突出。而国内外海上油田经济生产期的年均采油 速度一般在3 以上，采出程度一般能达到3 0 9 6 以上“埘。 因此，有必要在建立三维精细油藏模型，分析评价开发效果的基础上， 揭示层间、平面的矛盾和潜力，结合极浅海油田开发环境特点和开采技术、 设施寿命、市场油价等因素，研究平台有效寿命期内提高采油速度的技术 经济政策和调整提速技术，提高资源利用率和开发经济效益。 本论文的主要研究内容有： ( 1 ) 埕岛油田馆上段模型区选择及三维精细建模 ( 2 ) 开发效果及原有开发技术政策适应性评价 ( 3 ) 不同油价下技术经济政策界限研究 ( 4 ) 提高采油速度技术研究 2 中国石油大学( 华东) 工程硕士学位论文第2 章模型区的选择及地质模型建立 第2 章模型区的选择及地质模型建立 2 1 埕岛油田馆上段主要地质特征 埕岛油田馆陶组上段构造简单，地层平缓，地层倾角1 2 。受断层 切割，主要分成四个大的井区，即：埕北1 l 2 2 2 5 井区；埕北1 6 井 区；胜海4 井区；埕北1 2 2 5 1 井区。 馆上段储层属曲流河沉积，埋深1 2 0 0 1 6 0 0 m ，纵向上分为6 个砂层 组层，每个砂层组均含油，含油井段2 5 0 - 3 4 0 m 。据已开发区2 3 2 口井统 计结果，平均单井钻遇油层2 5 9 m 7 8 层，单层厚度3 5 m ，平均3 3 m 。 岩心分析平均孔隙度3 3 9 ，平均空气渗透率2 2 5 7x1 0 - 3 | lm 2 ，碳酸盐含 量1 2 ，泥质含量7 6 ，粒度中值0 1 3 m m ，分选系数1 5 2 。储层具有弱 亲水性和弱水敏性。 地下原油密度为0 8 9 8 8 9 c m 3 ，地下原油粘度5 0 4 m p a s ，含硫0 1 9 ， 含蜡l o 5 5 ，胶质和沥青质3 6 1 6 ，凝固点一2 8 o 。原始油气比 2 3 7 m 3 t ，体积系数1 0 6 。原始地层压力1 3 5 m p a ，饱和压力1 0 1 2 m p a ， 地饱压差3 4 m p a 。压力系数0 9 7 0 ，地温梯度3 8 5 l o o m 。 油水系统受岩性和构造双重因素控制，平面上、纵向上具有多套油水 系统。其中主要油水系统有三套，油水界面深度n g ( 1 + 2 ) ”为一1 2 7 5 m ， n 9 4 2 为一1 4 2 0 m ，n 9 5 6 6 1 为- 1 4 6 5 m 。 2 2 模型区的选择及地质模型建立 2 2 1 模型区的选择 埕岛油田馆上段油藏含油面积大，分布范围广，需要选择有代表性的 井区，通过数值模拟进行开发技术政策研究。模型区的选区原则：( 1 ) 投 产时间较长，资料丰富准确，地质认识相对清楚；( 2 ) 平面上井距差别较 3 中国石油大学( 华东) 工程硕士学位论文第2 章模型区的选择及地质模型建立 大；( 3 ) 井组投产与转注时间间隔长；( 4 ) 不同层位边底水能量有差异。 根据选区原则，模型区选择在埕岛一区主体部位埕北1 1 2 2 2 5 井 区和埕北1 6 井区( 图2 - 1 ) 。 图2 - 1 埋岛油田馆上段常规模型范围 埕北1 1 2 2 2 5 井区面积2 0 6 k m 2 ，地质储量6 3 3 2x1 0 4 t ，包括1 7 个开发井组和1 口单井，共9 5 口井，其中油井6 6 口，注水井2 9 口。该 区各砂层组均发育，开发井钻遇层位多，射孔层位多。通过精细地质研究， 将油层划分为5 2 个砂体，作为模拟目的层，能够真实反映油层发育及连 通状况，具有代表性。 埕北1 6 井区含油面积8 6 k f f ，地质储量3 1 8 4 x i o t ，主要发育n 9 3 4 中国石油大学( 华东) i 程硕士学位论文第2 章模型区的选择及地质模型建立 6 砂层组，主力层突出。共优选3 0 个小层( 包括了所有的目前射孔层位 和将要补孔的层位) ，模拟层合计地质储量2 1 7 6 x1 0 t ，包括7 个开发井 组、4 6 口开发井( 油井3 3 口，水井1 3 口) 。 2 2 2 地质模型建立 根据埕北1 1 2 2 2 5 井区和埕北1 6 井区钻井资料，以测井约束反 演结果和小层平面成果图为基础，建立两个井区的三维地质模型“州嘲。 ( 1 ) 构造模型 以蝗岛油田主体部位各大层顶面构造为基础，结合完钻井实钻砂体顶 面埋深数据确定每个砂体顶面模型。 ( 2 ) 厚度模型 砂体厚度模型：以完钻井测井解释砂体厚度为准，结合小层平面 图，建立砂体厚度模型。 有效厚度模型：以完钻井测井二次解释砂体有效厚度为准，结合 小层平面图，在含油边界内建立砂体有效厚度模型。 ( 3 ) 储层属性模型 在储层物性解释模式和储层厚度模型研究的基础上，建立了储层属性 模型。 孔隙度解释模式 馆上段2 8 口取心井中有1 6 口井进行了三孔隙度测井。在三孔隙度测 井中，密度测井资料和岩心分析孔隙度对应性最好。首先，根据岩心综合 录井图对岩心进行归位，然后对岩心分析孔隙度在孔隙度测井曲线上找出 其对应部位，去掉岩心收获率小于8 0 的层段，然后根据其纵向变化划为 解释点，参照其它测井曲线，对各数据进行选择，只保留较纯砂岩的数据 点，使测井资料真实地反映地层情况。 中国石油大学( 华东) 工程硕士学位论文第2 章模型区的选择及地质模型建立 根据1 5 口井4 6 个层段的数据回归了孔隙度与密度的关系图版。 o = - 4 2 9 p b + 1 2 2 8 5 r = 0 9 1 7 0 ( 2 1 ) 式中：中孔隙度，； pb _ 懈释层段密度测井响应值，g c r a 3 。 对没有密度测井但有声波时差和中子孔隙度的井，使用声波时差求解 孔隙度的关系式。根据1 8 口井4 2 个层段的数据建立了孔隙度与声波时差 的关系图版。 m = 0 1 3 6 9 a 一1 1 7 8 4 9r=08769(2-2) 式中：o 羽隙度，； at 解释层段声波测井响应值，弘s m 。 从岩心分析孔隙度与测井解释孔隙度精度分析图( 附图2 - 7 ) 看，二 者的对应关系较好，均保持在5 之间的误差范围内。 渗透率解释模式 根据埕岛油田馆上段1 5 口取心井3 8 个层段4 3 5 块样品的综合分析， 储层的渗透率与孔隙度、粒度中值存在较好的相关性，所以本区渗透率解 释模式利用孔隙度和粒度中值建立。取每个层段的渗透率、孔隙度、粒度 中值的平均值，作多元回归分析，得关系式如下： l g k = - 9 3 0 8 3 + 9 2 4 0 7 7 l g o + 1 8 3 4 7 l g m d ( 2 3 ) 公式复相关系数0 9 3 ，平均相对误差0 2 9 ，平衡误差0 0 6 。 式中：l ( _ 渗透率，1 0 。3 um 2 ： 中孔隙度，； m 卜粒度中值，舳。 从渗透率精度分析图( 图2 2 ) 分析，岩心分析渗透率和测井解释渗 6 中国石油大学( 华东) 工程硕士学位论文第2 章模型区的选择及地质模型建立 透率符合程度较好。 1 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 h 呈 ：1 0 0 0 面 嚣 隶 1 0 0 ，誊 。 储层属性模型的建立 在储层物性测井二次解释的基础上，应用e a r t h v i s i o n 软件，建立了 埕北l l 2 2 2 5 井区和埕北1 6 井区的储层属性模型。 7 中国石油大学( 华东) 工程硕士学位论文第3 章馆陶组油藏开发效果评价 第3 章馆陶组油藏开发效果评价 3 1 开发历程及现状 3 1 1 开发历程 埕岛油田馆上段油藏大致可分为三个开发阶段。 第一阶段：纯弹性驱动阶段( 1 9 9 5 年1 9 9 9 年2 月) 。从1 9 9 5 年投 产到1 9 9 9 年2 月，投产井数增加到1 0 4 口，主要投产主力层位n 9 4 5 砂 层组，油田日产液、日产油分别由初期的6 6 4 6 m 3 d 、6 5 4 1 t d 上升到 5 1 3 4 5 m 3 d 、4 5 4 7 t d ，单井日产液、日产油分别由6 0 4 m d 、5 9 5 t d 降 低到4 5 8 m 3 d 、4 0 6 t d ，综合含水1 3 7 ，气油比基本稳定在原始气油 比附近。这一阶段，以岩石和多孔介质中流体弹性膨胀能量驱动为主，地 层压力呈直线下降，阶段压降3 5 8 m p a ，阶段末平均地层压力9 9m p a ， 已略低于饱和压力1 0 1m p a 。 第二阶段：弹性+ 溶解气+ 边底水驱动阶段( 1 9 9 9 年3 月2 0 0 0 年6 月) 阶段末投产井增加到1 5 2 口，单元日产液、日产油分别增加到6 1 9 8 4 m d ，5 0 1 8 9 t d ，单井日产液、日产油分别降低到4 1 3 d ，3 3 2 t d 。 综合含水上升到1 9 6 。由于纯弹性能量开采阶段局部井点地层压力已降 到饱和压力以下，生产气油比上升到6 l m 3 t 。油藏驱动方式逐渐转化为以 溶解气驱+ 边底水驱动。由于溶解气膨胀和边底水能量补充，该阶段地层 压力基本稳定。 第三阶段：注水开发、地层压力恢复阶段( 2 0 0 0 年7 月目前) 。2 0 0 0 年7 月以后油田转入注水开发，期间只新投4 个井组1 5 口井。该阶段单 元日产液基本稳定，单元日产油开始递减，单井日产液较低，含水上升速 度加快。注水井数和注采比逐渐增加，注水区地层压力恢复或保持稳定 中国石油大学( 华东) 工程硕士学位论文第3 章馆陶组油藏开发效果评价 2 0 0 1 年以后，随着注水井数的增加，注采比不断上升，到2 0 0 4 年6 月注水区注采比达到0 8 7 ，对应的油井压力基本稳定，测压井点平均地 层压力1 0 4 6 m p a ，压降由3 5 8m p a 减缓到3 0 6 m p a 。生产气油比由6 1 m 3 t 下降到4 5 m 3 t 。 3 1 2 开发现状 馆上段油藏于1 9 9 5 年投入开发，到2 0 0 5 年9 月，已部署开发井组 4 1 个，完钻投产2 4 1 口井，油井1 8 2 口，水井5 9 口。单元日产液能力7 7 6 6 m 3 d ，日产油能力4 4 5 0 t d ，单井日产液能力4 7 4m 3 d ，日产油能力 2 7 1 t d ，综合含水4 2 7 ，生产气油比3 9 m 3 t 。累积生产原油1 5 4 5 1 0 4 t ， 采出程度8 8 。埕岛油田从2 0 0 0 年下半年开始注水井陆续转注，目前已 有5 9 口井实施了注水，区块日注水能力6 2 9 0 m 3 d ，累计注水6 0 2 1 0 4m 3 ， 平均月注采比0 7 7 。 埕北1 1 2 2 2 5 井区，2 0 0 5 年9 月油井开井6 7 口，单元日产液能 力3 2 7 3m s d ，日产油能力1 7 2 3 t d ，单井日产液能力4 8 9 t d ，日产油能 力2 5 7 t d ，综合含水4 7 4 ，生产气油比4 7 1 册3 t 。累积生产原油7 2 1 1 0 4 t ，采出程度1 1 4 。2 0 0 0 年7 月开始转注，现有水井2 3 口井，日 注水能力2 6 5 0 m 3 d ，单井日注水能力1 1 5 2 m 3 d ，累计注水2 9 9 x1 0 m 3 ， 平均月注采比0 7 7 。 埕北1 6 井区，2 0 0 5 年9 月油井开井3 5 口，单元日产液能力 1 5 8 1 m v d ，日产油能力1 0 3 7 t d ，单井日产液能力4 5 2m 3 d ，日产油能力 2 9 6 t d ，综合含水3 4 4 ，生产气油比4 0 2 m 3 t 。累积产油2 7 6 1 0 4 t ， 采出程度8 7 。2 0 0 1 年1 1 月开始转注，现有9 口水井，日注水能力 1 0 5 5 m 3 d ，单井日注水能力1 1 7 3 m 3 d ，累计注水8 6 1 0 1 i n 3 ，平均月注采 比0 7 0 。 中国石油大学( 华东) 工程硕士学位论文第3 章馆陶组油藏开发效果评价 3 2 开发状况分析 ( 1 ) 产液、产油能力变化规律研究 初期产能分析 埋岛油田馆陶组油藏初期平均单井产油7 1 t d 。统计开发初期1 3 口 油井资料，无水期平均每米采油指数3 1 t d m p a m ，高于陆上孤东、孤 岛的2 o t d m p a m 、2 7 t d m p a m 产液、产油能力变化规律 从馆陶组无因次采油、采液曲线看，含水6 0 时，无因次采液指数是 无水期采油指数的1 9 7 倍；到含水9 0 时，达到4 2 倍( 图3 - 1 ) 。 ll + 鲫 m 墁b 一釉 b “ 卜- 孤采l h 孤表b ， 夕名 ， f ， ；二 嘲季 一， = 厩 _ _ 。一 ， m “。 兽如 ! 矗 图3 _ 1不同油田无因次采液采油指数曲线 从单井产液量变化情况看，大致可分成两个阶段： 液量递减阶段：从1 9 9 5 年8 月第一个井组投产到注水前，馆陶组平 均单井日产液量处于递减阶段，单井日产液从8 2 5 m 3 d 降低到4 3 4 m s d ， 年递减率1 3 1 。单井日产油从7 8 8 t d 降低到3 4 5 t d ，年递减率1 5 7 。 i o 中国石油大学( 华东) 工程硕士学位论文第3 章馆陶组油藏开发效果评价 基本稳定阶段：注水后，馆陶组油藏的单井日产液量基本稳定在 4 5 m 3 d 左右，单井日产油量从3 4 5 t d 降低到2 8 5 t d ，年递减率4 1 。 ( 2 ) 注水量及吸水能力变化规律研究 埕岛油田馆陶组油藏从2 0 0 0 年7 月份至今，已经转注5 9 口井，随着 转注井数的不断增加，注采比逐渐增大，目前注采比o 7 7 。水井平均单 井日注能力一直保持在l o o m 3 d 左右，从吸水指数统计结果看，每米吸水 指数在1 8 m 3 d 1 d p a m 左右。 埕岛油田一区，注水井注入压力平均3 6 m p a ，启动压力一2 3 - 嗡之 间，平均0 8 1 m p a 。随着注水时间的延续，注入压力和启动压力不断上升。 视吸水指数基本稳定或略有下降。埕北l 6 井区，注水井注入压力平均 2 2 m p a ，启动压力一般在一1 6 1 0 2 m p a 之间，平均一o 3 4 m p a 。随着注水 时间的延续，注入压力和启动压力不断上升。视吸水指数略有下降。 ( 3 ) 含水上升规律研究 馆陶组油藏存在一定能量的边底水，投产后即见水，没有无水采油期。 注水前处于低含水阶段，含水上升率为4 6 ：注水后含水上升速度略有 下降，含水上升率为4 4 ，目前含水4 6 7 。与同类型油藏相比，从含水 与采出程度曲线看，其含水上升率与孤岛油田基本一致( 图3 - 2 ) 。 图3 - 2含水与采出程度关系曲线 中国石油大学( 华东) 工程硕士学位论文第3 章馆陶组油藏开发效果评价 ( 4 ) 地层压力变化规律研究 馆陶组油藏自投产以来共取得4 6 口井3 2 0 井次测压资料，但油井多 为合采，无分层测压资料。根据生产井的主要生产层位对测压资料进行层 位归位，可以看出馆陶组地层压力变化大致分为三个阶段： 第一阶段：弹性驱动、压力快速下降阶段( 1 9 9 5 年1 9 9 9 年2 月) 。 该阶段的主要生产层位为n 9 4 5 砂层组，主要是依靠岩石和多孔介 质中流体弹性膨胀驱动，地层压力呈直线下降，阶段压降3 5 8 m p a ，年 均压降1 o m p a 。 第二阶段：弹性+ 溶解气+ 边底水驱动、压降速度减缓阶段( 1 9 9 9 年3 月2 0 0 0 年7 月) 。由于第一阶段地层亏空大，地层压力已低于饱和压力， 第二阶段油藏主要驱动能量转为溶解气弹性气压驱动和边底水驱动，折 算地层年压降速度减缓到0 3 2 肝a 年。 第三阶段：注水开发、地层压力逐步恢复阶段( 2 0 0 0 年8 月以来) 。 2 0 0 1 年以后，随着注水井数的增加，注采比不断增加，到2 0 0 5 年9 月全 区注采比达到0 7 7 ，测压井点平均地层压力1 0 4 6 m p a ，总压降3 0 6 m p a ， 比第一阶段末恢复了0 5 2 m p a 。 在注水开发阶段，由于注采完善程度和边底水能量不同，平面上不同 井区、纵向上不同层段压降差别大且分布不均衡。注水前纵向上不同层段 压降差最高4 m p a ，n 9 4 砂组压降最大。注水后纵向上不同层段压降差别进 一步拉大，压降差最高达5 m p a ，n 9 5 砂组压降最大。 目前n 9 3 、n 9 4 、n 9 5 砂组压降最大，n g ( 1 + 2 ) 次之，n 9 6 最小。 ( 5 ) 水淹状况及影响因素研究 注水前边部油井见水早，水线推进速度较快 注水前( 2 0 0 0 年7 月) ，馆上段开井的1 5 3 口油井中，6 0 的井见水， 其中低含水( 含水2 - 1 0 9 6 ) 井4 8 口，占3 1 4 ；中含水( 2 0 9 6 6 0 9 6 ) 井 1 2 中国石油大学( 华东) 工程硕士学位论文第3 章馆陶组油藏开发效果评价 2 4 口，占1 5 7 ；高含水( 6 0 8 0 ) 井1 0 口，特高含水( 大于8 0 ) 井1 0 口，占6 5 。局部已经出现高含水区。 从平面上看，注水前，中高含水井主要分布在c b ii c 、c b ii d 、c b ii e 、 c b 2 2 c 、c b 2 5 c 、c b 2 7 a 井组周围，主要是这些井组附近均有一定的边底水 ( c b i i 井组在n 9 5 3 、n 9 5 “和n 9 6 1 三个层、c b 2 5 c 井组在n 9 4 、n 9 5 3 两个 层、c b 2 7 a 井组在n g l + 2 “两个层) ，随着地下亏空加大，边底水侵入，导 致油井含水上升。 埕北1 1 2 2 2 5 井区1 9 9 5 年5 月投产，2 0 0 0 年7 月开始注水，注 水前见水井数2 9 口，占投产井数的5 5 。注水前，1 i c 、l i d 井区集中见 水、其它井区零星见水。主要是受边底水影响，油井见水时间平均4 6 0 天， 边底水推进速度0 3 9 m d 5 8 m d ，平均水线推进速度1 7 3 m d 。 埕北1 6 井区注水前有生产井3 5 口，其中2 2 口井见地层水，占6 3 ， 注水前综合含水己达1 9 3 。c b i c 一1 井见地层水时间最早，见水天数为 2 4 0 天，边底水推进速度为2 9 m d 。 油井见水时间早晚还与射孔底界有关：射孔底界越低，油井见水时间 越早；射孔底界越高，见水时间越晚。当射孔底界相近时，与油井距油水 边界的距离有关。 注水后平面总体水淹速度中等 水井转注后，一方面抑制了边底水的推进。注水前，中高含水的i i c 、 l i d 、l i e 、2 2 c 井区，边底水能量充足，油井投产后含水不断上升，到2 0 0 0 年6 月，平均综合含水达到5 4 ，2 0 0 0 年下半年内部水井注水后，压力恢 复，抑制了边底水单向推进，井区综合含水控制在5 0 以内。另一方面边 底水不活跃地区水井转注也使得其周围的油井含水上升加快，目前注水区 含水上升较快的有2 4 口井，注水前综合含水8 6 ，注水见效后，含水上 升速度加快，到2 0 0 3 年底含水已上升到了3 7 4 。 中国石油大学( 华东) 工程硕士学位论文第3 章馆陶组油藏开发效果评价 截止2 0 0 4 年1 0 月，馆上段生产井开井1 5 6 口，中含水井大量增加， 由注水前的2 3 口增加到6 7 口，占开井数的4 2 9 ；高含水井达到3 3 口， 高含水范围逐渐扩大。 注水后，油井一般2 6 个月注水见效，注入水推进速度0 6 m d 1 7 m d ，平均1 2 4 m d 。与陆上同类型油田相比较，注水见效时间相近， 但注入水推进速度较慢，见注入水时间较晚，综合含水上升缓慢，水线主 要沿每个层的主河道方向推进。 统计结果表明，注水4 年，馆陶组油藏见水井数达到7 2 9 ，而同类 型的孤东、孤岛油田，注水4 年，见水井数达到9 3 。 总体水淹程度不高，含油饱和度较高，仍存在较多剩余油富集区 数值模拟结果表明，到平台有效使用期末，馆陶组综合含水只有 8 5 1 ，平均剩余含油饱和度0 5 2 ，其中含油饱和度小于0 5 的面积占 4 1 8 ，含油饱和度0 5 o 6 之间的面积占3 0 7 ，含油饱和度仍处于原 始含油饱和度的面积占2 7 5 ，仍存在较多剩余油富集区。 a 同一层内平面水淹不均衡 开采期末，虽然油井全部见水，但同一层内平面水淹差别较大。如 4 ”层开采期末平均剩余油饱和度0 。4 4 6 1 ，采出程度2 7 2 ，综合含水 9 2 5 该层含油饱和度主要集中在0 4 o 5 3 之间，面积占5 7 5 。剩 余油饱和度大于0 6 的面积占总面积的1 7 5 。 b 纵向层间水淹程度差异较大 埕岛油田2 0 0 2 年和2 0 0 4 年的两个加密井组测井曲线分析表明，随着 转注井数和注水量增加，水淹层数也在增加，且纵向层间水淹不均匀。据 统计，2 0 0 2 年完钻6 口井，解释水淹层的有2 口井4 层；2 0 0 4 年完钻6 口井，解释水淹层的有4 口井1 2 层( 表3 1 ) 。从纵向上看，主力层n 9 4 1 和n 9 4 水淹层数较多，其次为n 9 5 2 层。 1 4 中国石油大学( 华东) 工程硕士学位论文第3 章馆陶组油藏开发效果评价 表3 - 1 水淹层统计表 钻遇水淹层 完钻时间 井数层数井数层数层位层数 2 0 0 263 624 n 9 5 3 1 、n 9 5 “2 、n 9 5 。i n 9 3 6 1 、n 9 4 1 3 、n 9 4 3 l 2 0 0 463 6 41 2 n 9 4 4 、n 9 5 2 2 、n 9 5 3 l 对2 0 0 4 年完钻的c b 2 5 e 井组加密井水淹层含油饱和度进一步分析表 明，同一口井主力层水淹程度高( 表3 - 2 ) 。如c b 2 5 e - 4 井，主力层4 1 小 层的剩余油饱和度4 5 3 ，而非主力层4 3 小层的剩余油饱和度5 7 1 。 表3 - 2 水淹层剩余油饱和度统计表 2 5 e 一12 5 e - 2 2 5 e 一3 2 5 e - 4 剩余油饱剩余油饱剩余油饱 剩余油饱 层位层位层位层位和度 和度和度和度 n 9 4 1 5 7 5 n 9 3 6 5 6 1 n 9 4 1 6 0 8 n 9 4 4 5 3 n 9 5 2 5 5 5 n 9 4 1 4 6 9 n 9 4 6 1 7 n 9 4 3 5 7 1 n 9 4 5 4 6 n 9 5 2 6 0 7 n 9 5 3 5 0 0 根据数值模拟结果单层数据分析，拟合期末，主力层平均采出程度 9 7 ，综合含水3 3 2 ，剩余油饱和度0 5 4 5 。非主力层平均采出程度只 有6 0 ；综合含水2 9 9 ，剩余油饱和度0 5 8 6 。平台有效使用期末，主 力层平均采出程度1 7 6 ，综合含水8 6 7 ，剩余油饱和度0 4 8 7 。非主 力层平均采出程度只有l i 2 ；综合含水8 0 1 ，剩余油饱和度0 5 5 6 。 但是，受开采年限的限制，按目前采油速度，无论主力层还是非主力层， 其剩余油饱和度均较高。 中国石油大学( 华东) 工程硕士学位论文第3 章馆陶组油藏开发效果评价 c 纵向层内底部水淹严重 河流相正韵律油层下部渗透率高，上部渗透率低。下部油层是先水淹 的部位2 0 0 2 年完钻的加密井c b i i h - i 测井曲线显示，n 9 5 “层下部出现 水淹特征。分析原因认为，周围射开该层的有4 口井( c b l l e _ 4 、c b i i e - 5 、 c b i l f - 3 、c b 2 2 a 一6 ) ，均为1 9 9 6 年投产，而且2 口井( c b l l e 一4 、c b 2 2 a - 6 ) 于2 0 0 0 年下半年转注。c b l l h _ 1 井位于c b 2 2 a _ 6 与c b l l e _ 5 井注水主流 线上，c b i i h - i 完钻时，周围4 口井累积采油2 2 7 8 1 t ，含水1 3 5 3 9 4 ，两口水井累积注水1 1 0 7 x 1 0 w 。测井曲线看出，水淹层砂层顶 部深浅侧向电阻率仍为油层显示的高值，而底部电阻率曲线明显下滑，含 水饱和度增高，说明注入水已波及到c b i i h - i 井区域。 影响因素研究 a 注采强度低、注入倍数小是影响水淹状况的主要因素 相同开采时间内，埕岛油田的采出程度与孤岛接近，比孤东六区、孤 岛中二中低，但相同注入倍数时，除孤岛中二中较高外，其它基本接近。 埕岛油田相同时间内的注入倍数低于其它油田，因此水淹速度幔。 模型区数值模拟到拟合期末，馆陶组油藏水淹面积5 4 3 ，采出程度 8 6 ，综合含水3 3 0 9 6 。数值模拟到开采期末，水淹面积也只能达到7 0 蹁， 采出程度1 6 1 ，综合含水达到8 5 1 。 b 注采完善程度、渗透率、井距是水淹规律最主要影响因素 在井距和渗透率大致相同的条件下，注采对应率高、注水受效方向数 多的井，水线推进速度慢，单向注水受效的井，水线推进速度快。在注水 方向数相同的条件下，井距小、渗透率高的井水线推进速度快：在注水方 向数和井距大致相同时，渗透率高的井，水线推进速度快( 表3 - 3 ) 。 1 6 中国石油大学( 华东) 工程硕士学位论文第3 章馆陶组油藏开发效果评价 表3 - 3 水线推进速度影响因素统计表 井距渗透率水线推进速度 油井对应水井注水方向数 m 1 0 + 3 u m 2m d 2 5 a - 22 3 13 8 4 61 2 5 a 一12 2 5 a 一32 6 62 4 4 1 o 7 2 2 5 a - 22 4 83 3 6 21 0 8 2 5 a - 42 2 5 a 一32 8 71 9 5 7 o 9 6 2 5 a - 62 5 a - 32 4 72 9 6 411 8 4 2 5 a 一72 5 a 一3 2 9 92 5 7 7l 1 5 6 埕北l l 井区精细地质模型的数值模拟结果表明，油层的平面非均质 性影响剩余油的分布，注入水或边、底水优先沿渗流阻力较小高渗条带突 进，形成不均匀的驱替前缘“”。一旦前缘推进到生产井，油井含水迅速上 升，面积波及系数增加速度变缓。处在模拟区中心的c b i i e l 井周围有三 口注水井，如果是均质油层，该井应该最先见水且含水上升最快。事实是 该井的含水上升速度比周围c b i i e - 5 、c b l l e _ 3 要慢。 同一层内注采井距对剩余油饱和度分布图的影响也是如此：在精细地 质模型n g l + 2 砂层组的模拟小层中，注水井c b i i g - 4 与油井c b l l h 一4 间井 距较大，与c b ii h - 3 井距较小。c b ii g 一4 井注入水主要驱向c b ii h 一3 井。 综合上述分析，砂体连通状况好，注采对应率高，渗透率高，井距小 的井，在大段合采情况下吸水状况好，波及程度高，采出程度高。 c 纵向上，储层物性差异、井距不均是水淹规律的主要影响因素 根据馆陶组油藏实际渗透率资料设计的纵向剖面模型研究结果表明， 在其它条件相同时，层间渗透率级差越大，在相同注入倍数下，低渗透层 的波及程度越低。 纵向井距的差别对各层波及系数的影响和层间渗透率的影响是等效 的。即在其它条件相同时，层间渗透率与层间井距相差相同的倍数时，层 间渗流阻力的差别是一样的。但是由于井距的差别还意味着水驱前缘推进 更短的距离就会到达生产井，因此它对注水开发的影响又要大得多。馆陶 中国石油大学( 华东) 工程硕士学位论文第3 章馆陶组油藏开发效果评价 组油藏n g l + 2 砂层组与下部的n 9 4 5 砂层组深度差异大，井间距离差别 也较大。c b i i g - - 4 和c b i i h - 4 两口井在n g l + 2 砂层组的井距为4 1 2 m ，而在 n 9 5 砂层组的井距只有l ? 6 m ，二者相差2 3 4 倍。分析过注采井c b i i g - 4 井和c b i i h - 4 的各层剩余油分布，结果表明，井距差别对于层间注入水的 波及区域有很大的影响。在c b i i g - - 4 和c b i l h - 4 间井距较大的n g l + 2 砂层 组中，饱和度为0 5 的前缘推进到c b i i c - - 4 和c b i i h - 4 井间距离的五分之 二左右，而在井距较小的n 9 5 砂层组中，饱和度为0 5 的前缘已经推进到 生产井c b l l h - 4 井底。 d 边底水突进是导致部分井含水上升快的主要原因 地质研究结果表明，馆陶组油藏有多套油水系统，且层间及平面不同 部位能量差异较大。 数值模拟结果表明，馆陶组模型区内纵向上n 9 4 2 、n 9 4 、n 9 5 、n 9 5 2 共4 个层水体倍数大于2 5 ，边底水能量较强。在相同开采时间内，含水 相对较高，在1 9 7 3 0 7 之间，此时模型区的平均综合含水为1 8 3 动态资料也表明，n 9 5 2 层边底水能量充足，c b 2 5 c 井组该层射孔井数 6 口，一年半后5 口井见水，含水最高9 0 6 。通过采取卡封措施，含水 迅速降