北32井区石炭系油藏开采技术政策研究.docx
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北32井区石炭系油藏开采技术政策研究
油新密AA级△长期
北32井区石炭系油藏开采技术政策研究
准东采油厂勘探开发研究所
2010年12月
研制单位:
准东采油厂勘探开发研究所
项目名称:
北32井区石炭系油藏开采技术政策研究
项目负责人:
专题名称:
北32井区石炭系油藏开采技术政策研究
专题负责人:
吴清玉
起止时间:
2009.1-2010.12
主要研制人:
吴清玉蔡军苏国栋刑秀英肖东
主要参加人:
室主任:
所分管领导:
目录
1油藏地质特征研究1
1.1构造与沉积1
1.2储层特征1
1.3储层物性2
1.4油藏流体性质3
2开发特征4
2.1油井自喷能力差4
2.2油井产能差异大5
2.3底水锥进,油藏见水早,无水采油期短5
2.4油井见水后,含水上升快,产量递减大6
2.5井间干扰明显7
2.6底水锥进速度不同7
3开发技术政策研究7
3.1合理井网、井距8
3.1.1合理井网8
3.1.2合理井距8
3.2采液速度9
3.3补充能量10
3.3.1天然能量10
3.3.2补充能量方式12
3.4注水13
3.4.1注水试验13
3.4.2注水压力界限13
3.4.3同类油藏注水经验借鉴14
4结论与认识15
附件:
报告附图表册
摘要
北32井区石炭系油藏属低孔、特低渗透且裂缝发育的非典型双孔介质块状小型火山岩油藏,边底水活跃。
其储渗机理较沉积砂岩油藏更为复杂,因而在开发过程中有独特的生产特征,所采用的开发技术政策也与砂岩油藏有所不同。
对北32井区石炭系油藏的开采技术政策研究表明,油井的产能受喷发相、岩相控制明显。
油藏裂缝、孔洞发育的区域,合理井距为300米。
采液速度控制在1.1%以下较好。
采用周期性注水补充地层能量,开发效果好。
关键词:
石炭系非典型双孔介质开发技术政策周期性注水
1油藏地质特征研究
北32井区石炭系油藏构造位于帐北断褶带南端,与西地2号背斜组成东泉堤隆,为北三台凸起与三台凸起的连接鞍部。
1988年10月部署的北32井在石炭系井段2858m~2864.5m,地层测试在动液面772.6m处,日产油0.48m3,日产水0.71m3,测试结论为含油水层,随后对该井段实施油基压裂后,6.0mm油嘴试油日产油2.37t,试油结论为含油层。
2004年6月根据对北32井单井资料的分析,提出对石炭系2835m~2875m恢复试油,水基压裂后获日产液15.7t,日产油12.4t的工业油流,发现了北32井区石炭系油藏。
共动用含油面积2.31km2,地质储量259.33×104t,经济技术可采储量36.31×104t。
截至2010年11月北32井区石炭系油藏共有油井14口,探井1口,评价井3口,开发井10口(其中1口水平井)。
1.1构造与沉积
该油藏是石炭系基岩隆起背景上发育起来的披覆背斜构造,区内断裂不发育(附图1)。
目的层石炭系在本区实钻厚度最大为733m,依据岩性组合特征将钻揭的石炭系分为下段、中段、上段,下段以火山角砾岩为主,中段以沉积岩和凝灰岩为主,上段以火山熔岩为主,上段为主要含油层段。
石炭系与上覆平地泉组呈不整合接触(附图2)。
通过对岩心观察和对EMI测井解释资料的综合分析,结合薄片鉴定结果及岩相分段特征等资料,北32井区石炭系火山岩岩体为单个火山口喷发的、岩浆性质各异且相互叠置的不均质块状地质体。
目的层段为基性—中性岩段,该期火山喷发作用有所增强,火山爆发—溢流相的角砾熔岩区从北5井区域及其以东扩展到北32井区域,环绕该区向外最终演变为溢流相的玄武岩区。
1.2储层特征
试油及薄片鉴定结果表明,石炭系上段含油岩性以蚀变玄武岩、角砾熔岩为主。
它的分布范围较为有限,主要集中在构造高部位,其特征如下:
玄武岩:
岩石具间粒间隐结构,间隐结构,杏仁状气孔构造。
斑晶成分主要为橄榄石,含量5%~25%,有较强烈的绿泥石化现象,有的橄榄石斑晶上有溶蚀孔;基质主要由斜长石、微粒辉石、磁铁矿组成,斜长石板条杂乱分布,其间充填褐铁矿和辉石,并伴有较强的高岭土化现象。
岩石中的杏仁孔发育,形状各异,面孔率目估在2%~7%,杏仁孔主要被方解石和绿泥石和浊沸石充填,方解石充填的杏仁孔溶蚀孔较发育,局部见方解石脉分布,伴有溶蚀现象,这种溶蚀孔隙对储油较有利。
角砾熔岩:
岩石由角砾和熔岩组成,火山角砾及火山碎屑主要为玄武岩岩屑,具有角砾熔岩结构。
火山碎屑物含量在20%~60%之间,岩石中气孔及次生孔隙较发育。
气孔大多被方解石和沸石充填或半充填,次生孔隙主要发生在方解石和浊沸石充填物上,目估岩石次生溶蚀孔的面孔率在4%~8%。
岩石受过应力作用,岩石中微裂缝较发育,大多被方解石或浊沸石充填。
1.3储层物性
岩心分析资料显示以火山角砾岩物性相对最好,玄武岩最差,蚀变玄武岩介于二者之间(表1)。
石炭系火山岩孔隙度0.01%~25.3%,平均孔隙度10.60%,平均渗透率0.0014mD~293mD,平均渗透率0.162mD,油层段岩心分析孔隙度10.03%~25.3%,平均16.80%,渗透率0.0014mD~293mD,平均2.022mD,孔隙度与渗透率有一定的相关性(附图3-1、附图3-2)。
从目的层第五岩性段(C3)火山沉积相来看,在平面上,以火山角砾岩和蚀变玄武岩为主要岩性的爆发-溢流相沉积区域,应该是本区物性好的的储集区,而以玄武为主要岩性的溢流相沉积区域,则是储层物性较差的区域。
表1北32井区石炭系上段不同岩石类型孔隙度、渗透率对比表
岩石类型
孔隙度(%)
渗透率(mD)
样品个数
最小
最大
平均
样品个数
最小
最大
平均
玄武岩
101
0.01
25.3
8.00
101
0.0014
293
0.042
蚀变玄武岩
67
0.03
24.07
13.54
66
0.0014
148
0.843
角砾熔岩
6
17.03
23.76
20.01
6
0.1
102
6.347
根据北32井区石炭系火山岩储层铸体薄片分析结果表明:
油藏的储集空间主要为溶蚀孔隙。
北32井区石炭系储层包括原生裂缝和次生裂缝两类,其中原生裂缝主要有层状节理缝和柱状节理缝;次生裂缝主要有构造缝、溶蚀缝。
根据岩心及薄片资料,区内构造裂缝较发育(附图4),可根据裂缝性质分为张性缝、张剪性缝和剪性缝三类。
溶蚀缝根据溶蚀缝发育产状可进一步划分为柱状溶蚀缝、层状溶蚀缝和网状溶蚀缝三类。
北32井区3口评价井成像测井资料分析(表2),本区裂缝倾角分布变化较大,由北向南裂缝倾角逐渐变小,B402井平均倾角为26.1°,北403井平均倾角为49.7°,北404井平均倾角为63.8°。
3口成像测井资料显示裂缝走向可分为两组,即220°主裂缝走向和125°次要裂缝走向。
表2北32井区石炭系单井裂缝参数表
井
号
裂缝
厚度
(m)
裂缝参数
裂缝宽度(mm)
裂缝密度(条/m)
裂缝孔隙度(%)
裂缝倾角(°)
最大值
最小值
平均值
最大值
最小值
平均值
最大值
最小值
平均值
最大值
最小值
平均值
B402
59.1
0.07
0.01
0.021
8.77
1.15
4.06
1.45
0.03
0.286
88
2.3
26.1
北403
39.7
0.04
0.01
0.016
10.17
1.12
2.92
0.8
0.04
0.167
83
21.5
49.7
北404
45.4
0.02
0.01
0.013
3.23
1.22
1.80
0.16
0.03
0.066
89
23.4
63.8
注:
表中裂缝宽度为裂缝水动力宽度,偏小。
据EMI资料解释结果,北32井区石炭系油藏在靠近石炭系顶面130m内裂缝均有分布,在石炭系上段的三小段中,以C2小段裂缝最发育。
纵向上,由于各井段裂缝的产状和倾角不尽相同,可造成裂缝在纵向上的连通。
1.4油藏流体性质
北32井区石炭系油藏,原油属中等密度、中等偏稠粘度、中等凝固点的含蜡原油(表3)。
原油密度0.877g/cm3~0.912g/cm3,平均0.898g/cm3,50℃粘度55.28mPa.s~1710.28mPa.s,平均435.24mPa.s,凝固点14℃~30℃,平均23.1℃。
表3北32井区石炭系油藏地面原油性质
密度
(g/cm3)
50℃粘度
(mPa.s)
含蜡量
(%)
凝固点
(℃)
初馏点
(℃)
0.898
435.24
5.6
23.1
148
据北404井的高压物性资料,地层压力下的体积系数平均为1.019,气油比平均为6.8m3/m3,地层油密度0.8724g/cm3,压缩系数0.9933×10-3/MPa。
北32井区石炭系油藏3井7井次的地层水分析资料统计表明,CL-含量3737.14mg/L~8593.08mg/L,平均5889.14mg/L,矿化度6901.82mg/L~14887.84mg/L,平均10438.27mg/L,PH值平均6.8,地层水型为CaCL2型。
2开发特征
油藏地质特征决定了该区油气开采特征,主要体现在以下几个方面:
2.1油井自喷能力差
西地一号背斜石炭系油藏中部深度为2810m,对应的原始地层压力为39.57MPa,远高于静水柱压力,压力系数为1.41,属异常高压油藏。
饱和压力为8.04MPa,自喷系数低为0.29。
油井自喷能力较差(表4),2008年以前投产的7口油井,其中5口井的平均自喷期为33天,剩下的2口油井中1口已于今年11月因停喷不出而转抽,2008年以后投产的7口油井,2口井自喷期短(平均为37天),剩下的5口油井中,2口井今年10月份已停喷不出。
表4北32井区石炭系油藏油井自喷状况表
序号
井号
投产日期
转抽日期
自喷生产时间(天)
备注
1
北32
2004.04.09
2004.07.13
93
2
B402
2005.06.15
2005.06.21
0
3
B403
2007.03.19
2007.5.22
62
4
B404
2007.07.20
2010.11.24
1213
5
B4212
2007.09.21
2007.10.03
10
6
B4238
2007.10.06
2007.10.08
0
7
B4234
2007.11.24
/
/
自喷生产
8
B4274
2008.02.09
2008.4.24
0
9
B4255
2008.04.13
待转抽
742
停喷不出
10
B4194
2008.04.19
/
/
自喷生产
11
B4235
2008.04.21
2008.07.01
70
12
B4233
2008.06.08
/
/
自喷生产
13
BHW01
2008.06.20
/
/
自喷生产
14
B4272
2008.08.20
2008.8.25
0
自喷能力较差与油层渗透率低、气油比低、原油油质偏稠,含蜡量高有关(参见表1和表3)。
2.2油井产能差异大
石炭系油井初期投产时经压裂或酸压改造后,初期日产油在0.5t~17.1t,产能差异大(附图5)。
根据石炭系油藏近三年的生产情况分析,位于油藏西北部的井产油水平高,其中B4233生产效果最好,该井已生产两年半,其液量一直稳定在12t左右,含水在7%以下。
各井产能差异大除与其所处的构造位置有关外,与储集体岩性、岩相变化也密切相关(附图6)。
北32井区火山岩根据岩相和岩性自下而上划分为A、B、C三段,其中C段为主要含油层段。
在该段,火山喷发作用有所增强,火山爆发-溢流相的角砾熔岩区从北5井区域及其以东扩展到北32井区域,环绕该区向外最终演变为溢流相的玄武岩区。
从物性上看爆发相的角砾熔岩物性最好,孔隙度平均20%,渗透率6.4mD,而溢流相的玄武岩孔隙度只有8%,渗透率0.04mD。
故分布在北32井区及以东油井产能较高,而分布在西部的B4272、B4212、B4274等井处于溢流相带玄武岩区,物性较差,产能也较低(表5、附图8)
表5北32井区石炭系油藏目前单井日产和累产油数据表
序号
井号
日产油(t)
累产油(t)
1
B402
/
420
2
B4234
3.9
6132
3
北404
3.1
7461
4
B4194
3.7
2312
5
B4233
11.2
9227
6
B4255
1.7
3387
7
BHW01
0.5
12846
8
北32
0.2
12127
9
B4212
/
237
10
B4238
0.8
1132
11
B4274
/
32
12
北403
3.2
7065
13
B4235
13.5
6593
14
B4272
0.3
382
2.3底水锥进,油藏见水早,无水采油期短
北32火山岩油藏裂缝发育,底水能量充足,目前依靠天然能量开发。
油藏开发中表现显著的特点就是底水锥进,油藏见水早(表6)。
北32井区石炭系油藏原始油水界面在海拔-2260米,北403井位于油藏构造高部位,射孔海拔底界深度是-2150m,投产日产液量13.1t,日产油12.6t,含水4%,一个月后日产液13.1t,日产油11.4t,含水上升到13%,目前含水达到了72%(附图9)。
B4194井射孔底界海拔-2220m,投产初期含水就到达了33%(附图10),分析认为是邻井北32井长期生产,形成较大压降漏斗,底水锥进造成的该井含水高达94%。
由于裂缝发育、底水锥进的缘故,油井无水采油期都很短,投产的12口新井中只有5口井初期含水小于10%,目前该区块的综合含水为50%。
表6北32井区石炭系油藏单井见水情况表
井号
投产日期
投产日产油(t)
投产含水比(%)
见水日期
见水时间(天)
北32
2004.04.09
12.4
21%
2004.04.09
/
B402
2005.06.15
7.7
66%
2005.06.15
/
B403
2007.03.19
14.8t
11%
2007.03.19
/
B404
2007.07.20
26.25
0
2007.08.05
16
B4212
2007.09.21
0.4
85%
2007.09.21
/
B4238
2007.10.06
1.7
71%
2007.10.06
/
B4234
2007.11.24
15.4
17%
2007.11.24
/
B4274
2008.05.09
0.2
95
2008.05.09
/
B4255
2008.04.13
9.6
3%
2008.04.13
/
B4194
2008.04.19
5.8
46%
2008.04.19
/
B4235
2008.04.21
9
8.7%
2008.04.21
/
B4233
2008.06.08
12.8
1%
2008.06.08
/
BHW01
2008.06.20
34.4
2%
2008.06.20
/
B4272
2008.08.20
2.1
12%
2008.08.20
/
2.4油井见水后,含水上升快,产量递减大
统计2007年投产的6口新井,2007年12月日产液57.4t,日产油水平39.7t,综合含水32.2%;到2008年12月日产液31.6t,日产油水平只有13.1t,综合含水上升到53.2%,水平递减达到67%,年含水上升了21个百分点(表7);2008年投产的6口新井,生产6个月后递减率在20%~71%,平均达到45%(附图11)。
如B4255井,投产时日产液量9.9t,日产油9.6t,综合含水3%,生产6个月后日产液量8.1t,日产油2.8t,含水上升到66%,递减达到71%,含水上升了63个百分点(附图12)。
油藏暴露出如此开发特点是油藏地质特征所决定的。
北32井区火山岩油藏为孔隙-裂缝双重介质底水油藏,油井生产时,在井筒周围形成一个压降漏斗,当储层裂缝发育时,底水容易沿着压降方向顺着裂缝窜入井中,导致油井含水迅速上升,液量降,油量降。
表72007年投产井投产和投产后1年日产量和含水状况表
井号
2007年12月
2008年12月
日产液(t)
日产油(t)
含水比(%)
日产液(t)
日产油(t)
含水比(%)
B4212
2.7
0.4
40
0.5
0.4
23
B4234
18.5
15.4
17
12
5.1
57
B4238
4.4
1.6
64
3.2
0.8
75
B4274
2.8
0.2
20
0.2
0.1
54
北403
11
7.2
35
6.9
4.1
40
北404
18
14.9
17
8.8
2.6
70
6口丼
日产液(t)
日产油(t)
综合含水(%)
日产液(t)
日产油(t)
综合含水(%)
合计
57.4
39.7
32.2
31.6
13.1
53.2
2.5井间干扰明显
北32井区采用水平井和直井联合开发方案,水平井投产对周围两口邻井B4234和北404产生明显的井间干扰。
B4234液量由14.5t下降到10.5t,含水由23%上升到57%。
北404液量由19.3t下降到8.8t,含水由36%上升到78%,反映出由于水平井产能较高(日产液量40t),形成的压降漏斗也较大,明显干扰了邻井的生产,同时也说明了井间裂缝发育,连通性较好(附图13)。
2.6底水锥进速度不同
根据油井开采曲线和历年的流压曲线,把北32区块的主力生产井归为以下3类:
1)底水锥进快(附图14),有4口井(B4194、B4238、北32、B4234),其生产特征表现为:
含水上升快,产液量下降缓慢,产油量下降快;2)底水驱油(附图15),有1口井,即B4233,其生产特征表现为:
含水稳定,产液量稳定,产油量稳定;3)底水能量不足(附图16),有5口井(B4255、BHW01、北404、北403、B4235),其生产特征表现为:
含水上升缓慢,产液量下降快,产油量下降快。
3开发技术政策研究
裂缝性火山岩油藏的储层结构和驱油机理,与砂岩油藏相比,具有很大的差别,本次研究采用室内试验和现场实际相互论证的方法,并借助其它火山岩和裂缝性油藏的开发经验,对该区块进行合理井网井距的确定、合理的采液速度,地层能量的补充,注水方式的选择等进行研究。
3.1合理井网、井距
3.1.1合理井网
由于石炭系油藏属裂缝性低渗透油藏,且油井需经压裂改造,若采用正方形井网,沿裂缝方向的油井很快见水,而垂直裂缝方向的油井由于井距过大,迟迟不能受效;而采用菱形井网,使沿裂缝方向的油井与水井距离拉大,垂直裂缝方向的井距缩小,从而延缓了角井的见水时间,各方向受效相对较均匀;而且,菱形井网还易于调整,如果开发过程中发现裂缝对注水产生方向性影响,可将角井转注,使菱形反九点井网变为矩形五点法以实现线状注水。
因此,综合考虑到石炭系油藏地质及开采特征,确定采用菱形反九点法面积注采井网,井网方向呈北东~西南向,即注水井与角井连线基本与主裂缝方向平行。
这样即可取得较好的开发效果,又有利于后期的井网调整。
3.1.2合理井距
井网密度大小与采油速度和综合开发效果密切相关。
在一定的井网密度范围内,采油速度随井网密度增加而增加。
但井网密度达到一定极限后,就会出现井间干扰,采油速度不但不会增加反而会下降,经济效益也会大幅度降低。
因此,根据油藏的地质特点采用以下三种方法进行合理井距的测算:
Ⅰ不稳定试井法
北32井区石炭系油藏北403井进行了不稳定试井分析。
该井于2007年4月在2769m-2756.5m井段进行不稳定试井,测试前日产油7.03t,不稳定试井解释的近井地带有效渗透率为12.84mD,探测半径为127.79m(表8-1),经计算供油半径为226m。
表8-1北403井石炭系油藏复压解释结果表
地层系数
(mD.m)
流动系数
(mD.m/mPa.s)
导压系数
(m2/s)
流度
(mD/mPa.s)
表皮
系数
井壁阻力损失
(MPa)
流动
效率
109.14
5.74
0.00308
0.6758
-2.2923
-5.7256
1.5522
Ⅱ油层钻遇率法
LgNc=0.00712d0.78lgI
式中d—井距,m;
I—油砂体钻遇率,f;
Nc—井网水驱储量控制程度,f。
根据克拉玛依油田开发取得经验,一次到位井网,储量控制程度应该达到80%以上,北32井区石炭系油藏砂体钻遇率取70%时,达到一次到位井网控制储量要求的合理井距为311m。
Ⅲ国内经验公式法
北京勘探开发研究院根据我国144个油藏的实际资料,按不同流度区间,归纳出采收率与井网密度的关系。
北32井区石炭系油藏流度为0.12mD/(mPa.s),故选择流度区间小于5mD/(mPa.s)的公式。
ER=0.4015e-0.10148s
式中:
ER-原油最终采收率,f;
S-井网密度,10-2km2/口。
北32井区石炭系油藏水驱油采收率为16.53%,则计算井距为296m。
根据以上三种方法计算结果(表8-2),综合考虑后确定北32井区石炭系油藏合理井距为300m。
表8-2北32井区石炭系油藏不同方法测算井距表
方法
层位
井距(m)
合理
井距
(m)
不稳定试井法
油层钻遇率法
国内经验公式法
C2b
226
311
296
300m
3.2采液速度
研究了枯竭开采方式下采液速度对开发效果的影响,该区块在开采初期采液速度为1.45%,含水上升率也最高,为37.8%。
由表可见,在枯竭方式下开采,采液速度控制在1.1%以下较好。
在低采液速度条件下,地层压力下降幅度相对较小,含水上升率低,能取得较好的开发效果。
较快开采速度会使地层压力下降,含水迅速上升,产量急剧下降,使开发效果变差(表9、附图17)。
表9北32井区石炭系油藏不同时期开采速度表
序号
年度
采液速度(%)
含水上升率
(%)
压力保持程度
(%)
1
2008
1.4529
37.8401
81.1
2
2009
1.07492
6.40308
78.8
3
2010
0.91227
6.52273
76.9
另外单井的合理采液速度也可以通过井底流压资料来进行确定,该区块的开采过程主要是依靠油藏内部弹性能量进
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- 32 石炭系 油藏 开采 技术 政策研究
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