田大亮 (中國石油集團長城鉆探工程有限公司地質(zhì)研究院)

乍得Bonger盆地Ronier C-1塊開發(fā)方式研究

田大亮 (中國石油集團長城鉆探工程有限公司地質(zhì)研究院)

根據(jù)Ronier C-1塊現(xiàn)有地質(zhì)資料,通過對區(qū)塊地質(zhì)特征進行分析、對油品性質(zhì)進行重新分析化驗、對區(qū)塊地質(zhì)儲量進行評價以及建立地質(zhì)模型和開展數(shù)值模擬等工作,確立了初期利用天然能量開采、適時轉(zhuǎn)入常溫注水開發(fā)的開采方式,并對布井方式、井網(wǎng)、井距、注水時機以及采油速率進行了優(yōu)化選擇。

斷塊 地質(zhì)建模 數(shù)值模擬開發(fā)方式 注水時機

Ronier C-1塊位于乍得南部Bonger盆地。2003年中國石油集團勘探開發(fā)公司 (CNODC)開始在Bonger盆地進行風險勘探,2004年以來先后在6口探井上獲得重要油氣發(fā)現(xiàn),2008年下半年開始加快了Ronier區(qū)塊的勘探開發(fā)步伐。

1 油藏地質(zhì)特征

區(qū)域上Bonger盆地作為一個典型裂谷盆地,研究區(qū)位于Mimosa構(gòu)造帶上,白堊紀時期,在拉張環(huán)境下產(chǎn)生了近東西向的斷陷盆地。Ronier C-1塊的整體構(gòu)造形態(tài)為一個小型斷裂背斜,北部邊界受一條近東西向三級斷層所控制,其他方向受到四級斷層的封閉,形成獨立的一個小斷塊。

該區(qū)塊主力含油層位為Ronier組,油藏埋深600～788 m,平均油層有效厚度9.1 m,平均孔隙度為21.9%,平均滲透率為654×10-3μm2,綜合評價為中孔高滲儲層。地面原油密度0.944 6 g/cm3,黏度 (50℃)374.1 mPa·s,凝固點-23℃,含蠟量3.65%,膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量40.72%,地層水型為NaHCO3型。區(qū)塊含油面積4.07 km2,石油地質(zhì)儲量 327.71×104t,儲量豐度為80.521×104t/km2,屬于有自然產(chǎn)能、低豐度、中深埋藏、小型稠油油藏。

根據(jù)區(qū)塊6口油井21個層位的實測壓力、溫度資料分析,油藏中深壓力為6.7 MPa,壓力梯度為0.98 MPa/100 m;油藏中深溫度為50.8℃,溫度梯度為3.3℃/100 m。

2 試油試采分析

區(qū)塊只有 Ronier C-1井試油,共試油3層,試油井段734.0～770.5 m。2008年7月1日射孔,射孔厚度23.9 m/6層;7月9日采用螺桿泵求產(chǎn),累計產(chǎn)液35.5 m3,累計產(chǎn)油31.3 t。

本次研究依據(jù)Ronier C-1井地層測試、螺桿泵求產(chǎn)資料,分別計算了二開、三開流動期間產(chǎn)量及螺桿泵求產(chǎn)時在流壓相對穩(wěn)定的兩個工作制度下的產(chǎn)量,確定了生產(chǎn)壓差。利用不同工作制度下求得的產(chǎn)量與其生產(chǎn)壓差進行線性回歸[1],得到相關(guān)系數(shù)為0.98,說明回歸結(jié)果較可靠,求得該井的采油指數(shù)為11.4 t/(d·MPa)。

3 儲層地質(zhì)建模

針對Ronier C-1塊建立了全定量化的儲層地質(zhì)模型[2],為開發(fā)提供了合理的地質(zhì)靜態(tài)模型。按照沉積單元劃分將油藏劃為13個小層,根據(jù)地層厚度,采用在頂?shù)讟?gòu)造形態(tài)的約束下計算各小層頂?shù)讟?gòu)造面的方法來建立精確的三維框架模型。

經(jīng)過小層細分層之后,區(qū)域平面網(wǎng)格步長50 m×50 m,縱向網(wǎng)格步長按照各個沉積單元最小單砂體厚度劃分為0.3 m,網(wǎng)格節(jié)點115×45×241=1 247 175。經(jīng)過巖相建模、屬性建模和地質(zhì)儲量計算對比,地質(zhì)模型能夠合理地代表Ronier 3個油藏的實際物性和流體分布。

在此基礎(chǔ)上進行了模型粗化。粗化網(wǎng)格平面網(wǎng)格步長為50 m×50 m,縱向網(wǎng)格則以小層為單元。為了對比不同網(wǎng)格步長帶來的影響,做了兩套粗化網(wǎng)格:①平面網(wǎng)格步長50 m×50 m,垂向根據(jù)沉積單元的劃分,定義23個單元,總網(wǎng)格數(shù)809 760個;②平面網(wǎng)格步長100 m×100 m,垂向根據(jù)沉積單元的劃分,定義23個單元,總網(wǎng)格數(shù)156 240個。

對粗化后的模型進行儲量計算,驗證粗化場數(shù)據(jù)的合理性。輸出粗化的模型,為油藏數(shù)值模擬提供參數(shù)場。

4 油藏數(shù)值模擬

網(wǎng)格劃分采用與地質(zhì)建模統(tǒng)一的網(wǎng)格大小,即50m×50m,縱向上則根據(jù)各個井區(qū)小層劃分的不同,將每個獨立的小層作為一個模擬層。平面上劃分成139×240個網(wǎng)格?？v向上劃分為23層,其中含油小層11層,模型網(wǎng)格總數(shù)為 767 280個。Ronier油田原油性質(zhì)、高壓物性參數(shù)均采用在油藏特征研究部分所確定的數(shù)據(jù)。模擬相滲曲線則根據(jù)各個小層滲透性的不同選擇使用不同的曲線[3],均采用同層位Ronier 3井油層所測的相滲曲線。

5 油藏工程設(shè)計

5.1 開發(fā)層系確定

由于Ronier C-1塊平均油層有效厚度只有9.1 m,不具備細分開發(fā)層系條件,所以確定采用一套層系開發(fā)。

5.2 開發(fā)方式優(yōu)化

為了確定區(qū)塊最佳開發(fā)方式,進行了天然能量開發(fā)、天然能量-常溫注水開發(fā)、天然能量-注熱水開發(fā)、天然能量-蒸汽吞吐開發(fā)、天然能量-蒸汽吞吐-蒸汽驅(qū)開發(fā)等多種開發(fā)方式可行性研究,從經(jīng)驗公式、數(shù)值模擬研究等多種研究結(jié)果得出結(jié)論:依靠天然能量開采采收率只有9%,滿足不了油田開發(fā)的需要,因此需要補充地層能量。天然能量-常溫注水開發(fā)采收率為25%,天然能量-注熱水開發(fā)采收率為28.9,天然能量-蒸汽吞吐開發(fā)采收率為16.8%,天然能量-蒸汽吞吐-蒸汽驅(qū)開發(fā)采收率為34.7%。綜合考慮油藏地質(zhì)條件、原油物性特點、開采技術(shù)的難易程度、工藝設(shè)備、地面管網(wǎng)建設(shè)等,確定Ronier C-1塊的開發(fā)方式為初期利用天然能量開采,適時轉(zhuǎn)入常溫注水開發(fā)。

5.3 布井方式及井網(wǎng)、井距選擇

本著有利于吸水剖面的調(diào)整、提高水驅(qū)控制程度的原則,選擇直井布井方式。

本區(qū)屬于整裝的巖性構(gòu)造油藏,油層分布相對穩(wěn)定,但是非均質(zhì)性較強,為了便于后期調(diào)整,確定采用正方形、反九點注采井網(wǎng)。

合理的井網(wǎng)密度直接關(guān)系到油藏的水驅(qū)控制程度、水驅(qū)采收率及采油速率。一般來說,井網(wǎng)密度越大,水驅(qū)采收率及采油速率越高,但是井網(wǎng)密度增大會造成建設(shè)投資增加,因此井網(wǎng)密度的選擇應(yīng)以經(jīng)濟效益綜合評價的結(jié)果為準則。在利用經(jīng)驗公式法、李道品法、類比法和數(shù)值模擬法進行綜合比較后,優(yōu)選的合理井距為250 m。

5.4 注水時機選擇

選擇注水時機總的原則是從提高產(chǎn)油量的觀點出發(fā)早期注水,開發(fā)注水的最優(yōu)時機主要考慮壓力因素;最合理的地層壓力是略低于原始飽和壓力,因為這時地下原油黏度最小,有利于提高流度和體積涉及系數(shù),因此油井產(chǎn)能最高。此外從提高采收率的觀點出發(fā),油層壓力可以降至較低水平,允許油層在溶解氣驅(qū)下開采一段時間,因為自由氣飽和度有利于注水驅(qū)油飽和度的增加。通過數(shù)值模擬,分別對在原始壓力、飽和壓力、下降到飽和壓力80%～90%時轉(zhuǎn)入注水時機進行了研究。數(shù)模結(jié)果表明,地層壓力水平保持在飽和壓力到飽和壓力90%之間時轉(zhuǎn)入注水開發(fā)生產(chǎn)效果最好。

5.5 采油速率

合理的采油速率是指在合理的注采井網(wǎng)、合理的注采系統(tǒng)、現(xiàn)有的工藝技術(shù)條件下,能充分發(fā)揮油井的采油能力和注水井的注水能力,不降低油藏的水驅(qū)油效率,達到較好的開發(fā)效果。其經(jīng)濟效益最優(yōu),同時考慮一定的抗風險能力。

對于水驅(qū)開發(fā)砂巖油田,采油速率是否合理是一個十分重要的問題。在開發(fā)中如果采油速率過高,平面和層間矛盾加劇,油藏最終采收率低;反之,如果采油速率偏低,則不能滿足國家對采油速率的要求,亦不能發(fā)揮油藏潛力。利用數(shù)值模擬技術(shù)進行了15、20、25、30、35 t/d的采油速率分析和研究,以確定斷塊的合理采油速率。從不同采油速率的開發(fā)指標對比來看,采油速率過高,含水率上升較快,采油速率過低,單位生產(chǎn)時間內(nèi)采出程度較低,因此確定水驅(qū)單井日產(chǎn)在10～15 t/d較為適宜,折算采油速率為2%左右。

6 結(jié)論與認識

依據(jù)綜合地質(zhì)研究和油藏工程設(shè)計結(jié)果,Ronier C-1塊采用一套開發(fā)層系、正方形反九點井網(wǎng)250 m井距直井進行開發(fā),初期依靠天然能量開采,當?shù)貙訅毫抵溜柡蛪毫Ω浇鼤r轉(zhuǎn)入常溫注水開發(fā),這是目前條件下的最佳開發(fā)方式。但由于對油藏地質(zhì)特征、開發(fā)規(guī)律的分析存在局限性,

必將導(dǎo)致油田開發(fā)過程中存在一定的風險,需要在實施過程中依據(jù)實際情況進行調(diào)整。

[1]李曉平.地下油氣滲流力學.北京:石油工業(yè)出版社,2008.

[2]T厄特金,J H阿布—卡森,G R金.實用油藏模擬技術(shù).北京:石油工業(yè)出版社,2004.

[3]孫玉凱,高文君.常用油藏工程方法改進與應(yīng)用.北京:石油工業(yè)出版社,2007.

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.12.001

2010-03-23)