大凌河油田下台阶高饱和油藏转天然气驱可行性分析

大凌河油田下台阶高饱和油藏转天然气驱可行性分析

爱西油田的大部分低密度、低渗、低粘度和高油气。这是典型的高饱和油气藏。由于这种油藏脱气严重，地层压力显著降低，水驱效果不理想，断块过程一般较低。为改善开发效果,提高采出程度,需要一种新的开发方式提高油藏的采收率。本次以锦2-6-9块大凌河油层为研究对象,探讨其转天然气驱的可行性,分析各种因素对气驱的影响,为油田高饱和油藏开发提供技术储备。1收率油藏地质因素根据国内外成功的天然气驱经验,影响注天然气采收率油藏因素可分为五类:储层渗流物性参数;原始地质储量的品质;储层构造复杂程度;储层非均质程度;储层能量状态(溶解气油比、原油体积系数等)。1.1原油体积系数锦2-6-9块大凌河油层,埋深-2200～-2900m,地面脱气原油粘度(50℃)为2.28mPa·s,原始油气比为276m3/t,原油体积系数为1.716。油藏平均孔隙度16.9%,有效渗透率117×10-3μm2,为低粘度,高气油比,中低渗油藏,符合天然气驱基本条件。1.2气严重,覆岩井气断块1980年实施注水开发,但砂体连续性差,区块内部注水不见效,油层脱气严重,油井产量大幅下滑。因此,靠注水开发提高区块采收率潜力较小,截止到目前为止,区块采出程度仅22.39%,通过调研发现,该类油藏实施天然气驱,采收率可达50%以上,因此该油藏转天然气驱,提高采收率的潜力很大。1.3储层的设置国内外注天然气实例表明,油藏构造是天然气驱的主要影响因素,构造简单、断层封闭型好、天然裂缝不发育的储层适合天然气驱。锦2-6-9块大凌河油层为一由周围四条断层夹持的近封闭的断鼻构造,内部由3条次级断层将断块分为四个次级独立的区块,油藏构造简单,同时地层有一定的倾角(14°-18°),利于重力驱油,因此适合开展天然气驱。2驱油效率研究2.1天然气与地层压力配合,确保油气成藏通过细管实验,测定了断块最小混相压力,测试结果表明,该断块内部大凌河油组地层原油最小混相压力26.5MPa,而锦2-6-9块大凌河油层原始地层压力28.1MPa,高于最小混相压力,因此在低于岩石破裂压力的条件下,注入天然气可以形成混相驱,从而大幅度提高油藏开发效果。2.2地层水驱油效率在模拟目前地层条件下,开展了三种不同驱替方式的实验,其中天然气连续驱替0.5pv后转地层水连续驱替的驱油效率最高,为58.8%;连续天然气驱替次之,为54.4%;连续地层水驱替较差,为49.1%。考虑到油藏实际,注气后再注水驱现场试验条件复杂,受注入量、注入层位和注入工艺等各方面的影响,建议锦2-6-9块大凌河油层开展连续天然气混相驱。3数模研究研究采用简单的一注一采模型,通过调整富化度、粘度,注入压力等相关注入参数,模拟不同注入参数对采收率的影响。3.1注气压力和注气速度在高注入速度下,对应的注入压力高,油藏相对吸气能力强,从而提高地层的压力,增加了油井的产量,提高了油藏的采出程度。3.2天然气富化度对于油气两相压力的影响随着注入天然气富化度的增加,累积产油量和原油的采出程度只有较小幅度的增加,即注入天然气富化度不是敏感的控制参数,但天然气富化度对增加天然气驱波及效率及降低油气两相最小混相压力有较大的贡献。3.3饱和和压力下气驱效果注入时机主要包括注气前油藏压力保持状况及剩余油饱和度。通过调整油层压力及不同剩余油饱和度,结果显示,油藏饱和压力下气驱明显低于饱和压力以上的气驱效果,在低于饱和压力下,油层压力越低,气驱效果越差;目前锦2-6-9大凌河油层地层压力仅为18.81MPa,低于饱和压力,为提高气驱效果,有必要先注气恢复地层能量。4注气方案4.1注气稳定油环位置由于剩余油主要以油环形式存在,且底水锥进严重,气顶大幅度上移,同时注气后饱和压力上升迅速,实现混相区所需压力高,故应采用顶部注气稳定油环位置,抑制气窜和水锥的方式来获得最大的剩余油采出程度。采油井布在剩余油富集区,由于目前现有井距较小,已能满足顶部注气驱油的需要,从经济角度出发,尽量采用现有井网中的井,适当调整射孔位置,实现对剩余油的控制。4.2敏感参数的设计通过建模,按照目前断块实际井网模拟出一注四采的井组开展注气驱油,通过注入气体补充地层能量,稳定油环位置,故主要的敏感参数为注气速度,因此根据不同的日注入气量,设计了5套方案。根据方案效果表明:注气速度越高,产油量也高,但气体突破早,气油比上升快,换油率降低,由累产油量和换油率的模拟结果看,选择注气3万方/天,可以有效的动用产油量,而且可以更好的控制换油率,累增油为16.88万方,提高原油采出程度5.45%。5条