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延長(zhǎng)油田N 區(qū)長(zhǎng)6 差薄油層注水開(kāi)發(fā)效果分析

2020-08-08 03:35韓帥延長(zhǎng)油田股份有限公司陜西延安716000
化工管理 2020年21期
關(guān)鍵詞:產(chǎn)油量射孔單井

韓帥(延長(zhǎng)油田股份有限公司,陜西 延安 716000)

1 研究區(qū)基本概況

延長(zhǎng)油田N 區(qū)位于陜北斜坡中部,地層傾角小于1°(千米坡降為7~10m),內(nèi)部構(gòu)造簡(jiǎn)單,局部發(fā)育差異壓實(shí)形成的鼻狀構(gòu)造,屬構(gòu)造-巖性油藏。

研究區(qū)儲(chǔ)層非均質(zhì)嚴(yán)重,平面上連續(xù)性差,厚度較薄的“土豆”狀、窄條狀小油砂體極為發(fā)育。開(kāi)發(fā)過(guò)程中,受平面及縱向非均質(zhì)影響,這類(lèi)儲(chǔ)層一般動(dòng)用狀況差,通過(guò)差薄油層識(shí)別和開(kāi)發(fā)對(duì)策研究,對(duì)提高研究區(qū)和同類(lèi)油田水驅(qū)采收率具有重要的現(xiàn)實(shí)意義和指導(dǎo)價(jià)值。

2 差薄油層的定義及識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)

2.1 常規(guī)油層識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)

常規(guī)油層識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)見(jiàn)表1。

表1 常規(guī)油層識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)

2.2 差油層識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)

差油層物性上限應(yīng)為常規(guī)油層的下限,研究區(qū)確定低效井的產(chǎn)量為壓裂后初周月產(chǎn)量低于0.24t/d,此處將低效井油層參數(shù)最低值作為判別差油層的最小值。物性標(biāo)準(zhǔn):5%<φ<8%,0.1×10-3μm2<K<0.2×10-3μm2;電性標(biāo)準(zhǔn):216μm/s<Δt<221μm/s, 35Ω·m<Rt<38Ω·m。

2.3 薄油層識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)

薄油層識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)見(jiàn)表2。

表2 薄油層識(shí)別標(biāo)準(zhǔn)

對(duì)研究區(qū)500 多口井測(cè)井資料二次解釋發(fā)現(xiàn),研究區(qū)221口井在長(zhǎng)6 段分布有差薄油層,據(jù)統(tǒng)計(jì)差薄油層總層數(shù)為439層,平均單井分布差薄油層1.98 層,縱向上差薄油層在各個(gè)小層均有分布,潛力較大。而實(shí)際射孔投入生產(chǎn)的差薄油層僅占8.7%,儲(chǔ)量為3.39×104t,儲(chǔ)量動(dòng)用程度為3.6%。

3 研究區(qū)注水開(kāi)發(fā)

3.1 注水開(kāi)發(fā)可行性分析

(1)研究區(qū)儲(chǔ)層填隙物以方解石、水云母、硅質(zhì)為主,平均含量分別為1.84%、1.34%、1.38%,填隙物中敏感礦物含量低,有利于注水開(kāi)發(fā)。

(2)儲(chǔ)層敏感性分析表明研究區(qū)長(zhǎng)6 儲(chǔ)層敏感性具有弱水敏、鹽敏、速敏,強(qiáng)酸敏的特點(diǎn),有利于注水開(kāi)發(fā)。

(3)研究區(qū)長(zhǎng)6 無(wú)注水期驅(qū)油效率平均為39.58%。最終水驅(qū)油效率平均為59.31%,說(shuō)明注水開(kāi)發(fā)可提高最終采收率。

3.2 差薄油層注水效果分析

(1)區(qū)域效果分析

通過(guò)對(duì)比注水區(qū)域和非注水區(qū)域差薄油層井的月產(chǎn)油數(shù)據(jù),注水區(qū)域平均單井月產(chǎn)量為7.3m3,非注水區(qū)域平均單井月產(chǎn)量為5.16m3。注水區(qū)域差薄油層井產(chǎn)油量較非注水區(qū)域差薄油層井產(chǎn)油量要高,說(shuō)明注水對(duì)提高差薄油層井的產(chǎn)油量具有較明顯的效果。

(2)單井效果分析

針對(duì)研究區(qū)的注水區(qū)域,對(duì)已經(jīng)射孔投產(chǎn)的差薄油層井N1井、N2 井兩口井進(jìn)行分析,通過(guò)研究差薄油層井與注水井之間的連通性以及注采對(duì)應(yīng)關(guān)系,分析差薄油層注水見(jiàn)效情況。

①N1 井

N1 井射孔井段581.0~583.0m,段長(zhǎng)2m,薄油層井段580.63~582m,周邊有N1-1、N1-2 和N1-3 三口注水井,其對(duì)應(yīng)的薄油層層位為長(zhǎng)61-2。注水受效前平均日產(chǎn)油量0.21m3/d,注水受效后平均日產(chǎn)油量0.49m3/d,見(jiàn)圖1。

②N2 井

N2 井射孔層段分別為600.0~602.0m、658.0~661.0m,而薄油層層段為658.0~659.6m,N2-1 射孔層段為629~631.5m,N2-2 井射孔層段為625.0~627.0m,其對(duì)應(yīng)的薄油層層位為長(zhǎng)61-3。注水受效前平均日產(chǎn)油量0.11m3/d,注水受效后平均日產(chǎn)油量0.46m3/d,見(jiàn)圖2。

3.3 地層能量評(píng)價(jià)

本區(qū)平均原始地層壓力為3.47MPa。根據(jù)收集到的地層壓力資料,研究區(qū)長(zhǎng)6 儲(chǔ)層地層壓力長(zhǎng)期維持在較低水平,地下虧空嚴(yán)重。通過(guò)研究區(qū)N1 井和N2 井注水前后壓力變化發(fā)現(xiàn),

圖1 N1井注水受效情況分析

圖2 N2井注水受效情況分析

注水后N1 井和N2 井地層壓力恢復(fù)明顯,見(jiàn)圖3。

3.4 水驅(qū)采收率分析

在計(jì)算差薄油層注水開(kāi)發(fā)水驅(qū)采收率時(shí),依據(jù)現(xiàn)有的差薄油層油水相滲曲線(xiàn),并考慮垂向非均質(zhì)性等因素,通過(guò)以下公式計(jì)算采收率:

式中:Boi為原始原油體積系數(shù);Bo為目前原油體積系數(shù);Swe為含水率達(dá)到98%時(shí),油水前沿后的平均含水飽和度;Swc為共存水飽和度;ER為最終采收率;C為校正系數(shù);計(jì)算得出最終采收率ER=16.3%。

4 結(jié)語(yǔ)

(1)研究區(qū)長(zhǎng)6 差薄油層鉆遇率高,平均單井鉆遇差薄油層1.98 層,縱向上差薄油層在各個(gè)小層均有分布,潛力較大。

(2)注水區(qū)域差薄油層井產(chǎn)油量較非注水區(qū)域差薄油層井產(chǎn)油量要高,注水區(qū)域平均單井月產(chǎn)量為7.3m3,非注水區(qū)域平均單井月產(chǎn)量為5.16m3,注水開(kāi)發(fā)效果明顯。單井N1 井和N2井差薄油層注水受效明顯。

(3)研究區(qū)差薄油層水驅(qū)采收率能達(dá)到16.3%,可實(shí)行注水開(kāi)發(fā)。

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