优化富台潜山油藏生产压差,改善油藏开发效果(20138)

1优化富台潜山油藏生产压差，改善油藏开发效果霍凯忠张燕陈静孟祥菊李晓庆摘要：富台油田是典型的深层复杂潜山油藏，由于油藏本身地质条件以及连通关系的复杂性，开采过程中各井生产特征差异大，生产压差不尽合理，导致油藏开发效果差，采出程度低，采油速度低。针对富台潜山油藏开发中存在的问题，综合利用地质研究成果和生产动态资料，分析潜山油藏开采特征和开发规律，以油藏工程理论为指导，根据流压折算公式计算出生产井流压和生产压差，在合理划分含水率阶段的基础上，确定不同阶段含水率油井合理生产压差，利用合理生产压差确定油井合理工作制度，为下步实施提液措施提供可靠依据。关键词：潜山油藏生产压差碳酸盐岩流压富台油田1建议提出的原因和依据1.1油藏概况富台潜山油藏车古201块于2001年投入开发，采用不规则面积井网布井，井距在500米左右，含油面积15km2，动用地质储量1352×104t。该块是被断层复杂化的潜山构造，潜山形态为短轴背斜构造，长轴方向为北北西。储层厚度变化较大，介于110～370m之间，厚度中心集中在车古201井区和车古201-22井区。储层原生孔隙不发育，对油气起决定作用的是次生孔隙，主要包括：晶间孔隙、溶蚀孔洞、晶簇孔洞和裂缝。根据常规物性分析、测井解释及FMI成像测井分析表明，基质孔隙度值一般1～6%，平均3.5%,渗透率0.01～8.2×10-3μm2，平均0.95×10-3μm2。地层原油密度平均0.7804g/cm3，原油粘度小于0.5mPa.s，地层水矿化度23907mg/l，水型为NaHCO3，原始地层压力为41.28MPa,压力系数1.03，原始地层温度为148.4℃,地温梯度3.5℃/100m。1.2开发中存在问题及矛盾车古201块为下古生界复杂潜山油藏，油藏埋深3200-4300m，属于中丰度、深层油藏。由于裂缝性碳酸盐岩油藏并非是一个整体连片的油藏，而是由不同规模裂缝网络单元组成的，不同的裂缝网络单元具有不同的压力变化特征、渗流地质特征、水动力学特征和开发地质特征。目前，该块开采过程中各油井生产特征差异大，生产压差不尽合理，导致油藏开发效果差，采出程度低，采油速度低。1.3潜力分析油田开发到一定时期，随着含水不断上升，为确保油田稳产、上产就必须不断放大油井2生产压差来提高油井产液量,特别是对非均质油藏油井,与常规高渗透油藏具有不同的生产特征，是因为它具有较差的储层物性特征、具有启动压力梯度以及具有一定程度的压力敏感性等特征，其有放大生产压差动用差油层的可能性和必要性。目前，该块油总井16口，开井15口，日液能力167t/d，日油能力91t/d，综合含水50.3%，采油速度仅0.25%，累产油42.23×104t，采出程度仅3.34%，因此，具有优化油藏生产压差，改善油藏开发效果的潜力2改进的措施（1）结合地质研究成果和生产动态资料，分析潜山油藏开采特征和开发规律；（2）根据流压折算公式计算出生产井流压和生产压差，在合理划分含水率阶段的基础上，确定不同阶段含水率油井合理生产压差。（3）利用合理生产压差确定油井合理工作制度，为下步实施提液措施提供可靠依据。3实施过程3.1油藏开采特征及开发规律3.1.1地层压力与能量状况富台油田车古201块潜山原始地层压力为38.6MPa，折算压力梯度为1.05MPa/100m，油藏属于常压系统。根据富台油田累积产量和地层压力的变化，2001年至2003年富台油田以弹性开采为主，地层压力下降快，累计产油量和地层压力随时间均呈线性关系。根据累计产量和地层压力的变化关系，富台油田每采出1%地质储量的平均地层压降为6.41MPa，无因次弹性产量比为1.43。根据天然能量评价标准，富台车古201潜山油藏总体属于天然能量微弱的油藏类型。从富台油田开采动态分析来看，边底水作用不明显，因此弹性驱动是其开发过程中的主要能量来源。由于该油藏为未饱和油藏，因此，富台油田在目前开发阶段，只有两种主要的天然能量来源，即弹性能量和天然水驱能量。3.1.2油井产能根据富台油田潜山油藏单井采油指数统计结果，油藏产能较低，单井产能差异较大，平均采油指数4.07t/d/MPa，平均米采油指数0.08t/d/MPa/m，折算千米井深产能6.8t/d，属于低产能油藏。油井含水后产能的变化特点是随着含水上升，采液指数不断增长，采油指数随之下降。油井见水后，采液和采油指数随含水的变化受油水粘度比的控制：油水粘度比越高，采液指数随含水的增长和采油指数随含水下降的幅度越大，反之越小。3.1.3含水变化规律油井见水及见水后的含水变化规律是影响裂缝性碳酸盐岩油藏产量变化及稳产状况的重要因素。油井见水将使其产量出现台阶式的下降，而见水后的含水与产量呈完全相反趋势3的变化。根据富台油田的含水与采出程度关系可以看出，富台油田含水率与采出程度曲线呈“S”型，目前含水49.5%，已经进入中含水开发阶段。目前在产的16口油井中，处于低含水阶段的油井6口，占38%，中含水阶段油井9口，占56%，高含水阶段油井1口，占6%。3.2生产压差的计算注水开发过程中，产液量计算公式为：qL=JL×ΔP式中，qL为井的产液量，t/d；JL为采液指数，t/（d·MPa）；ΔP为生产压差，MPa。油井产液量取决于油井在某一含水时的采液指数和作用于油井的生产压差。而对于一定的油藏，采液指数与含水有关，油藏在某一含水时，其值为一定值。表1车古201块生产井生产压差统计表序号井号流压油层中深套压地面原油密度生产压差备注MPamMPag/cm31CU201-333.23761.71.40.87851.02CU2011131.13646.220.88253.14CU2011030.93986.01.40.88253.33CU201X826.74110.61.50.88487.55CU201-533.54058.01.50.88720.76CU201-131.43936.21.50.88922.87CU201-426.43438.01.50.8817.88CU201-231.43973.520.86522.89CU2012631.03654.710.89933.210CU201X628.54024.01.50.89565.711CU2012325.93272.00.90.89938.312CU2012427.53991.50.70.89936.73.3生产压差的优化从国内外开发实例来看，无水采油期是裂缝性碳酸盐岩油藏的主要开发阶段，一般可采出水驱可采储量的一半以上。为了合理优化生产压差，在满足采油速度需要的前提下，有效地控制综合含水率的上升，根据油井含水率上升的总体特点，把含水率划分为几个阶段，研究各个阶段含水率与生产压差的相互关系，从而确定不同阶段含水率油井合理生产压差。3.3.1单井含水率阶段的划分理论上油井含水率的上升规律是中间快、两头慢，其理论曲线呈“A”型；但由于受储层非均质等多种因素影响，油藏的单井含水率上升趋势线呈“M”型。依据含水上升规律，将综合含水率分为0-30%，30%-60%，60%以上三个阶段。3.3.2合理生产压差满足的条件合理生产压差需要满足一定的条件。如果生产压差太小，不足以驱动启动压力较大的低渗透带的原油，特别是当储层非均质性较强时，这种影响会更加明显。合理生产压差必须满4足以下5个方面的条件：①保证油井不出砂；②最大限度地发挥抽油设备的作用；③最大限度地发挥储层的潜能；④防止底水锥进；⑤满足较好的经济效益。3.3.3不同含水率阶段生产压差的优化根据目前地层压力值34.2MPa，井底流压饱和压力值28.5MPa，为避免脱气对采油指数的影响，这样允许建立的最大生产压差为5.7MPa。含水率0-30%：此阶段是控制含水上升的最重要时期，产量应尽量控制在临界产量之下；30%-60%：过大和过小的生产压差都不利于控制含水上升，考虑的产能需要，压差在4MPa左右为宜；60%以上：为控制平面矛盾，根据配液量优选合理的生产压差。3.4主要调整措施3.4.1加强注采调配，保持合理注采比车古201潜山油藏天然能量微弱，主要通过注入水补充地层能量。井组注水量过少，周围油井地层能量不足；注水量过多，会导致压力上升过快，造成注入水突破。在认真分析油水井动态监测资料的基础上，动态调配注水量，把油藏含水上升速度控制在合理范围内，达到最优开发效果。3.4.2合理生产压差优化建议根据上述理论，对车古201块12口生产井中的7口井的生产压差提出了优化建议，见表2。表2车古201块生产井合理生产压差建议表序号含水阶段井号流压油层中深液量油量含水套压地面原油密度合理生产压差备注MPamt/dt/d%MPag/cm3MPa10-30%CU201-333.23761.74.13.94.91.40.87854.72CU2011131.13646.23.93.74.320.88252.64CU2011030.93986.07.76.621.11.40.88252.43CU201X826.74110.64.74.62.11.50.8848530%-60%CU201-533.54058.09.25.243.31.50.88724.06CU201-131.43936.253.930.743.11.50.88922.97CU201-426.43438.073.8451.50.881860%以上CU201-231.43973.58.42.866.820.86522.99CU2012631.03654.76.82.36710.89932.510CU201X628.54024.04617631.50.895611CU2012325.93272.06.3268.60.90.899312CU2012427.53991.517.82.784.60.70.89934实施效果根据前期研究成果，结合油藏动静态监测资料及油水井生产动态，加强注采完善和油水5井注采调配工作，在富台车古201块实施动态调配16井次，合理优化油井生产压差8井次。截至2012年12月，措施累增油20459t，创造经济效益3069×104元。该建议的实施夯实了富台车古201块油藏的稳产基础，改善了开发效果，提高油藏开发水平，具有很强的实用性和借鉴性。车古201块优化油井生产压差增油量基础数据表井号措施内容完工日期措施前措施后目前累油日液日油含水日液日油含水日液日油含水CU201-3电泵提液2011/12/264.24.125130.64012.71021.26488CU201102012/3/1610.27.625.523.319.217.62115.725865CU201112012/1/1643.8550.63726.93429.9128480CU201X82012/9/135.45.15.625.916.436.716.613.916855CU204-3大泵深抽2012/5/19660189.94510.79.114.91350CU201102012/6/3021.715.82725.222.41120.114.328.81580CU2082012/6/2800064.8205.12.747453CU201262012/8/185.71.77018.37.55910.23.367.6388合计57.244.122.9218.3147.832.3130.498.924.220459参考文献[1]金勇，唐建东，赵娟等．边底水油藏合理生产压差优化方法及其应用[J]．石油学报，2003，24（1）：68-72[2]宋惠珍，贾承造，欧阳健等．裂缝性储集层研究理论与方法[M]．北京：石油工业出版社，2001[3]陈清华，刘池阳，王书香等．碳酸盐岩缝洞系统研究现状与展望[J]．石油与天然气地质，2002，23（2）：196-202[4]任彩琴．塔河油田碳酸盐岩油藏油井合理工作制度确定方法[J]．石油钻采工艺，2008，30（4）：79-82[5]柏松章．碳酸盐岩潜山油田开发[M]．北京：石油工业出版社，1996