临盘油田临93块Ng3-5剩余油分布研究

作者:未知

  摘 要:临93块Ng3-5含油面积9.1km2,石油地质储量398.2×104t,1974年11月投入开发,目前采出程度18.2%,总体上处于低速低效开发阶段。本文通过精细地质建模、数模技术,结合动态监测资料,对剩余油分布进行研究,提出下步调整意见。研究表明Ng3-54、Ng3-55韵律层动用程度较高,而储层厚度较薄的Ng3-51、Ng3-52、Ng3-53韵律层动用程度低,开发效果差。Ng3-54韵律层剩余油主要分布在井网控制程度较低的区域以及井间区域,Ng3-55韵律层剩余油主要分布在西部井间的条带状区域及南部区域。
  关键词:临93块Ng3-5;数值模拟;剩余油
  0 引言
  临93块Ng3-5是受临邑大断层及临2断层控制下形成的背斜构造,油藏呈薄层状分布,受岩性和构造双重因素控制,属岩性构造油藏。储层孔隙度25.5%,渗透率656×10-3μm2,目前采出程度18.2%,通过精细地质建模、数模技术,结合动态监测资料,对剩余油分布进行研究,提出下步调整意见。
  1 概况
  临93断块位于山东省临邑县境内,构造上位于临邑大断层下降盘,属于典型的与临邑大断层伴生的、被断层复杂化了的逆牵引背斜构造。
  1.1 构造特征
  临93块Ng3-5是受临邑大断层及临2断层控制下形成的背斜构造。构造高部位分别在靠近临14断层的临45-4井区和临76-12井附近形成微断鼻构造高点。区内构造较平缓,地层倾角2~5°。
  1.2 地层特征
  Ng3-5小层地层埋深1630~1760m,地层厚度10~20m。为一套红色、杂色泥岩与灰褐色粉砂岩、含砾砂岩互层的正韵律地层。砂岩一般厚1.0~6.0m,呈中薄层状。
  小层划分为5个砂体,其中Ng3-51、Ng3-52、Ng3-53砂體分布范围较小、砂体厚度薄,Ng3-54、Ng3-55砂体分布范围大、砂体厚度厚,是主力含油砂体。
  1.3 岩性特征
  Ng3-5小层主要为灰褐色粗砂岩、含砾砂岩和红色泥岩,从纵向上看,岩性具有上细下粗的特点。
  由薄片观察与分析可知,研究区砂岩中石英含量一般在25%~40%之间,长石含量一般在30%~35%之间,岩屑含量一般在28%~35%之间,成分成熟度低;总体上,自下而上,石英含量呈增加趋势,长石及岩屑含量呈减小趋势。
  临33-3井粒度分析资料表明,Ng3-5小层粒度中值介于0.232~0.536mm之间,平均值为0.328mm,底部发育含中砂粗砂岩,中部及上部发育不等粒砂岩。
  颗粒分选系数介于1.38~1.89之间,大多在1.7左右,标准偏差σ(Φ)介于0.91~1.48之间,大多在1.3左右,MZ(Φ)介于1.14~3.0之间,不同分析样品之间差别较大,总体来看分选较差。
  从测井资料可以看出,Ng3-5小层砂体自然电位曲线呈“钟”形,反映出正韵律特点。认为Ng3-5小层为河流相沉积,物源来自西北方向埕宁隆起。
  1.4 储层物性特征
  统计Ng3-5小层临33-3井的33块孔隙度分析样品,实测孔隙度一般介于24%~28%,平均25.5%;统计Ng3-5小层临33-3井的25块渗透率分析样品,实测渗透率值一般在200~1200×10-3μm2,平均656×10-3μm2;综合分析,临93块Ng3-5属于中孔中渗储层。
  Ng3-5小层各砂体渗透率的变异系数都大于0.9,突进系数大于4,均质系数都很小,说明非均质性均较强,其中Ng3-54单砂体的非均质性更明显。
  1.5 储层分布特征
  Ng3-5小层可划分为5个单砂层,单砂层的厚度较薄,总体呈带状,由北西向南东延伸。各单砂层具体特征如下:
  Ng3-55单砂层:砂层厚度一般为1.0~3.0m,东部稍厚,可达4.0~5.0m,总体呈带状由西北向南东延伸。砂体钻遇率为60%。
  Ng3-54单砂层:砂层厚度一般为1.0~3.0m,中部及东部的局部稍厚,可达4.0~5.0m,总体呈带状由西北向南东延伸。砂体钻遇率为70%。
  Ng3-53及Ng3-52单砂层:特征相似,砂岩分布范围相对于Ng3-55及Ng3-54砂层进一步缩小,砂层厚度一般为0.5~2.5m,总体呈带状由西北向南东延伸。Ng3-53及Ng3-52单砂层砂体钻遇率分别为41%、43%。
  Ng3-51单砂层:在中部和东北部零星发育,且呈窄带状由北西向南或南东方向延伸,砂层厚度一般在0.5-2.0m,局部可达3m以上。砂体钻遇率为14%。
  1.6 储层敏感性特征
  临93块Ng3-5属弱速敏、中等—强水敏、中等—强酸敏、中等盐敏、弱碱敏。
  1.7 油藏特征
  流体性质:地面原油密度0.905~0.9301g/cm3,粘度30~153MPa·s,凝固点-17~16℃。地层水总矿化度11240~24067mg/L,水型CaCl2型。
  温度与压力系统:原始地层压力16.0~17.6MPa之间、压力系数1.0。地层温度61~69℃,地温梯度3.2~3.4℃/100m,属常温常压系统 。   油藏类型:油藏呈薄层状分布,油藏受岩性和构造双重因素控制,属岩性构造层状油藏。
  2 开发历程及现状
  根据生产特征可以把本块的开发历程划分为3个开发阶段:
  2.1 试油试采阶段(1974年11月~1990年3月)
  该阶段共有3口油井,2口注水井。由于注水效果差、天然能量低,产量下降较快。1978年7月临31井投注,一定程度上缓慢了产量的下降。
  2.2 中期调整阶段(1990年4月~2000年8月)
  该阶段陆续投产9口油井,5口注水井,此次调整主要针对本单元北部区域的各韵律层。该调整采用了不规则井网,点状注水方式开采。
  由于本区非均质性严重,砂体横向连续性差,加之在试油试采阶段有些井区已经水淹,导致该阶段新投产井含水上升很快,日油能力较差,一般日油能力在1.0~4.0t/d。
  2.3 全面开发阶段(2000年9月~2017年12月)
  该阶段根据调整方案陆续投产35口油井,14口注水井。采用反九点注采井网的方式全面投入开发,除继续在北部部署新井外,南部也部署了一套井网。由于储层平面上的非均质性严重,注水效果差、低产井多等原因,将近20口油井、注水井停产停注,导致注采动态井网的不完善。
  目前开井24口,日油能力27.0 t/d,日液能力120m3/d,综合含水80.0%。目前年产油1.17×104t,采油速度0.29%,采出程度18.2%。注水井22口,目前开井8口,日注能力850 m3/d,月注采比1.63,累计注采比0.99。
  3 油藏数值模拟及剩余油分布研究
  3.1 油藏数值模拟
  本次利用Petrel所提供的精细地质模型、临93块Ng3-5小层动态数据及分析成果、相关试验及测试资料,选用目前成熟的数值模拟软件Eclipse,建立了临93块Ng3-5小层油藏数值模拟模型,在精确拟合各项开发指标的基础上,分析了剩余油分布特点,寻找剩余油富集区。
  3.2 剩余油分布研究
  3.2.1 层间剩余油分布分析
  临93块因为是辫状河正韵律层沉积,纵向上非均质性差异较大,储层厚度相对较大、物性较好的Ng3-5 4、Ng3-5 5韻律层动用程度较高,而储层厚度较薄的Ng3-51、Ng3-5 2、Ng3-5 3韵律层动用程度低、开发效果差。
  3.2.2 平面剩余油分布分析
  临93块Ng3-5小层采用人工注水驱动方式开采,由于本区平面及纵向上非均质较强,水线推进不均,造成平面及纵向上的水驱波及系数较低。剩余油主要分布在小层顶部及井间未被水驱波及的区域。
  3.2.2.1 Ng3-51韵律层
  该韵律层含油面积0.2km2,地质储量2.6×104t,平面上由两个土豆状砂体组成,基本未动用。
  3.2.2.2 Ng3-52韵律层
  该韵律层含油面积3.9km2,地质储量54.0×104t,大部分储层在平面上条带状分布,目前采用点状注水方式开采。因整个小层采用一套层系开采,加之该韵律层储层厚度薄、物性差、注采井网不完善等原因,储量动用程度低。剩余油主要分布在没有井控制的西南部区域、西部的临74-侧3井与临33-128井之间的条带状区域、东部的临33-161侧与临33-158井之间的区域。
  3.2.2.3 Ng3-53韵律层
  该韵律层含油面积5.0km2,地质储量69.5×104t,储层在平面上整片分布,目前采用点状注水方式开采。因整个小层采用一套层系开采,加之该韵律层储层厚度薄、物性差、注采井网不完善等原因,储量动用程度低。剩余油主要分布在没有井控制的西南部的孤立砂体、仅靠西部断层以及中部南北方向的条带状区域。
  3.2.2.4 Ng3-54韵律层
  该韵律层含油面积9.1km2,地质储量183.3×104t,Ng3-54韵律层含油面积大、储量大,物性较好,是Ng3-5小层的主力韵律层,不过因注采井网不完善、非均质性比较严重等原因,采出程度还是较低,剩余油挖潜潜力大。剩余油主要分布在井网控制程度较低的南部区域以及井距过大而没能动用的井间区域。
  3.2.2.5 Ng3-55韵律层
  该韵律层含油面积8.9km2,地质储量123.0×104t,储层在平面上分布与Ng3-55韵律层相似、储层厚度、物性相比较差。受到注采井网不完善、非均质性比较严重等因素的影响,采出程度低、剩余油多。剩余油富集区主要分布在西部的临74-侧3井—临33-128井之间的条带状区域,临33-132井东部及南部区域。
  通过综合分析认为,平面及纵向上的非均质、井网不完善是影响临93块Ng3-5小层剩余油分布的主要因素。
  4 调整建议
  因各韵律层砂体形状不同,因此,纵向上对每一各韵律层进行了方案部署,平面上根据砂体分布情况部署了矢量化井网,采用一套井网细分两套层系开发,潜力较大区域优先考虑水平井。
  方案部署总井数91口,其中油井数56口,注水井数35口,新钻油井35口(其中有7口水平井),新钻注水井10口,老井利用46口(老油井21口,老注水井19口,转注井6口),注采井数比1:1.6。
  参考文献:
  [1]孔祥平,贺元旦,张翰奭,等.冀东油田微生物驱油技术室内研究[J].西安石油大学学报(自然科学版),2006,21(6):44-48.
  [2]盖长城,史英,王淼,等.冀东油田浅层CO2吞吐接替潜力[J].大庆石油地质与开发,2016,35(5):132-135.
  [3]才汝成,李阳,孙焕泉.油气藏工程方法与应用[M].北京:石油大学出版社,2002.
  [4]季华生.油田注水新思路的探索与实践[M].北京:石油工业出版社,2009.
转载注明来源:https://www.xzbu.com/1/view-14905283.htm

服务推荐