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现河采油厂地质所稠油水平井动态监测技术优化注采参数二零一四年十二月目录一、现河稠油概况二、动态监测技术在优化注采参数上的应用及效果三、认识和建议东营中央隆起带牛庄洼陷南坡通王断裂带王家岗油田现河采油厂勘探形势图划分为15个开发单元标定采收率17.54%分布在2个油田动用储量0.94亿吨动用面积87.66km2可采储量1650万吨乐安油田(一)基本情况一、现河稠油概况(二)油藏类型复杂多样一、现河稠油概况草20、草13馆陶等特稠油油藏吞吐轮次高,含水高。草20断块Ng1顶面微构造图王140沙三中4小层平面图草13沙一二、沙三、王140等普通稠油油藏含油条带窄,边水入侵。草27馆二顶面构造图草27馆陶、广9等馆陶超稠油油藏,油稠、储层薄,能量差。广气2潜山顶面构造图广气2、草古125、草20潜山等潜山超稠油油藏底水强,含水上升快。边底水能量相对活跃特稠油占55%普通稠油占26.5%超稠油占18.5%以特超稠油为主窄条带边水普通稠油特稠油出砂超稠油潜山特超稠油现河稠油开发经历5个开发阶段:1、热采评价阶段(1986-1990年);2、全面开发上产阶段(1991-1997年);3、产量迅速递减阶段(1998-2001年);4、综合挖潜,低速开发阶段(2002-2006年);5、水平井综合调整,恢复开发阶段(2007-目前)。现河地质所现河稠油1986——2014年开发曲线热采评价阶段全面开发上产阶段低速开发阶段产量迅速递减阶段恢复开发阶段油井开井年产油综合含水年注气量年油气比(三)开发历程一、现河稠油概况总油井:460口开油井:414口日油水平:794t/d单井日油:1.9t/d单井日液:26.7t/d综合含水:92.8%2014年11月累积产油1305万吨可采储量采出程度79.0%采出程度13.9%剩余可采储量采油速度8.4%标定可采储量1650万吨含油面积87.66Km2动用地质储量0.94亿吨采收率17.54%现河稠油油藏分布在2个油田共有15个单元自然递减42.1%综合递减0.55%处于高轮次、高含水、高采出三高阶段(四)开发现状一、现河稠油概况2007年以来,针对薄层、出砂、超稠等低品味稠油油藏,推广应用薄层水平井开发技术,实现了草13、草20、王140等稠油边薄储量规模开发。目前我厂稠油水平井开井238口,占比58%,产量占比69%。现河稠油产量变化曲线(五)开发中的主要问题稠油油井开井数稠油产量构成现河稠油不同时间水平井完井数一、现河稠油概况16.718.422.426.425.529.431.529.729.60.05.010.015.020.025.030.035.02006年2007年2008年2009年2010年2011年2012年2013年2014年2011年以前老井含水变化趋势及预测2.384.621.591.905.5891.8392.4393.6594.4994.7995.1090.091.092.093.094.095.096.0201020112012201320142015-1.01.03.05.07.09.011.013.015.0含水上升率年均含水38537290127155020406080100120140160180200920102011201220132014含水95%水平井井数变化曲线图存在问题一:边底水侵入,水平井高含水问题突出现河稠油为典型的边底水油藏,经过二十多年的开发,地层亏空6681万吨,亏空大,边底水在压差作用下逐步侵入,高含水井呈逐年上升趋势。草20块边底水入侵方向一、现河稠油概况2007年以来,在边薄层完善水平井330多口,实现了1912万吨储量动用。但水平井水平段长,储层动用不均。周期递减大。如草33单元周期递减14.6%。草33馆一储层厚度图草33单元水平井周期递减率草20-平93温度压力剖面测试1081111141171201231261291321050107511001125115011751200122512501275130013251350测试29井次,水平段温度差大于10℃的有25井,占到86.2%,储层吸汽不均匀现象严重。一、现河稠油概况存在问题二:非均质导致水平段动用不均,周期递减大广9单元汽窜连通图草27单元汽窜连通图草33单元馆一层和馆二层叠合图汽窜主要分布在草33、草27、广9单元,已发现58个井组汽窜,累计影响79井次,影响产量5119吨。平均每次影响产量65吨。汽窜连通的大规模存在,目前主要实施同注同采,减缓井间干扰,同时给生产运行带来较大困难,制约了油井潜力发挥。存在问题三:汽窜现象突出,老井潜力受限一、现河稠油概况现河采油厂一、现河稠油概况针对部分水平井受边底水影响高含水、水平段动用不均的问题,近几年来现河采油厂加大找水监测(SNP、微温差)、水平井动用监测(温压剖面、全过程在线测试)力度,配套工程、工艺措施,开展了以注汽优化、调整吸汽剖面及凝胶颗粒堵水工艺为主的低效水平井的治理,取得较好效果。2009年以来,实施水平井动态监测76井次,累计增油量3.55万吨,大幅提高了油藏的采收率。目录一、现河稠油概况二、动态监测技术在优化注采参数上的应用及效果三、认识和建议二、动态监测技术在优化注采参数上的应用及效果存在问题边底水入侵造成高含水SNP饱和度测井普通稠油冷采、特稠油注汽引效微差井温测井后端出水插管桥塞封堵后端多点出水,凝胶+凝胶颗粒封堵动态监测技术治理对策动用不均造成周期效果变差温压剖面测试注汽全过程测试调整注汽筛管位置调整注汽筛管位置、周期注汽量优化动用井段优化开发方式优化吸汽剖面优化吸汽剖面优化注汽强度优化类型针对不同原因造成的低效水平井,采用SNP饱和度、温压剖面等测试手段,结合凝胶封堵、调整注汽筛管位置等措施优化注采参数,改善开发效果。二、动态监测技术在优化注采参数上的应用及效果(一)SNP饱和度监测,优化动用井段,提高油井产能(二)微温差井温测井,判断出水位置,提高封堵效果(三)注汽温压剖面监测,优化注汽位置,改善注采剖面(四)注汽过程在线监测,优化注采参数,提高热采效益稠油水平井剩余油饱和度监测的难点:(1)油稠,井壁沾污影响大。(2)水平井段,测试仪器提放难度大。(3)水平段内油气水分布复杂。通过对C/O、PND、SNP等饱和度监测技术对比,最终选定SNP技术监测稠油油藏剩余油饱和度。油气水在水平段分布状态图(一)SNP饱和度监测,优化动用井段,提高油井产能测量图示GDD测量图示GDDSNP测量图示测试原理:向地层中发射高能快中子(14.1Mev),并探测这些快中子经过地层减速以后没有被地层俘获的热中子。根据各道记录数据分辨近井地带的油水分布,计算含油饱和度,划分水淹级别等。(一)SNP饱和度监测,优化动用井段,提高油井产能根据测试结果进行出水点判断:(1)与原始含油饱和度对比,差值大的井段可能出水;(2)结合附带井温曲线,井温异常段可能出水;(3)物性剖面,高孔、高渗段容易出水;(4)水平井段所处油藏位置。(一)SNP饱和度监测,优化动用井段,提高油井产能运用油藏类型:(1)普通稠油油藏(草13沙一二、草13沙三、王140)。(2)特稠油油藏(草20馆陶)。(3)超稠油油藏(草27)。适用类型:(1)边水指进高含水井。(2)高轮次动用不均衡的水平井。应用一:受边水入侵影响造成的高含水水平井(一)SNP饱和度监测,优化动用井段,提高油井产能例如草13-平71井,该井处于草13西翼沙二6层,原油粘度3004mPa.s。初期峰值产量15t,随着开采时间的延长,受西部边水侵入,油井含水逐渐升高,生产末期日液33.5t/d,日油0.8t,含水97.8%,动液面70m。通过动态分析认为该井含水上升主要是受边水入侵影响。边水(一)SNP饱和度监测,优化动用井段,提高油井产能对该井实施SNP饱和度测井,测井显示水平段中部动用程度高,为主要的出水井段,前端和后端动用程度低,剩余油丰富。根据测试结果,结合该井原油粘度(3004mPa.s)较小,制定了全井封堵控制液量冷采的治理方案。采出程度高采出程度高草13-平71井SNP测井结果图(一)SNP饱和度监测,优化动用井段,提高油井产能2013.1月上作封堵。实施2个段塞,第1个段塞凝胶堵剂200m3,第2个段塞凝胶颗粒堵剂40m3。开井后,初期日油由0.6t上升至峰值6.7t,含水由98%下降至64%。目前该井日油2.5t,含水88.5%。累计生产648天,累增油1688t。02468101214试挤0MPa段塞1隔离水段塞2顶替草13-平71井封堵过程压力变化曲线(一)SNP饱和度监测,优化动用井段,提高油井产能例如草20-平16井,该井位于草20区块馆一西部,粘度39589mPa.s。生产9个周期,累油2.21万吨。由于吞吐轮次较高,第9周期生产437d,仅采油100t。而通过计算井区采出程度仅18.4%,通过动态分析认为主要是该井水平段长(220m),动用不均,个别高渗透井段出水导致全井高含水。C20-P16草20馆一顶面构造图应用二:高轮次吞吐水平段动用不均衡造成的热采高含水出水井段出水井段出水井段(一)SNP饱和度监测,优化动用井段,提高油井产能为落实剩余油分布,判断出水点,上作SNP饱和度测井。测井显示水平段多个出水点,但整体剩余油饱和度较高。结合原油粘度(39589mPa.s)制定全井封堵注汽引效措施。草20-平16井SNP测井结果图顶界底界110471095.548.54.919.1938.92116212741125.7120.8435.4层号测量井段(m)厚度(m)泥质含量(%)孔隙度(%)PNN含油饱和度(%)SNP测井解释结果表2、优化动用井段,提高油井产能(一)SNP饱和度监测,优化动用井段,提高油井产能类型2:高轮次导致高含水C20-P16草20馆一顶面构造图措施后措施前2012年3月上作凝胶颗粒封堵,用量230m3,施工作业7-16MPa。注汽量由2500t下降至1500t(强度由11.4t/m下降至6.8t/m)。实施后该井峰值日油13t/d,含水74.1%。目前为封堵后第三个周期仍有效,累计生产912d,措施增油2933t。平均周期油汽比由0.04上升至0.60。100t0.041794t1.2798t0.4432t0.222009年以来,实施SNP测井29井次,其中采取封堵治理26井次,有效率88.5%。实施后平均单井日油由0.3t/d增加至3.6t/d,含水由99.1%下降至89.2%,平均单井增油976t,油汽比由0.17提高到0.32。并探索形成了“测、找、堵、优”稠油高含水水平井治理模式。低效高含水治理前后液量对比图低效高含水治理前后日油对比图低效高含水治理前后含水对比图实施效果(一)SNP饱和度监测,优化动用井段,提高油井产能测:SNP测井找:判断出水点堵:凝胶颗粒堵水等优:开发方式、注采参数微差井温传感器:采样点间隔1m。耐温350℃,精度0.1℃。选井要求:具有明确边底水方向、动用程度较低的井,通过测井判断出水点位置。(二)微温差井温测井,判断出水位置,提高封堵效果基本原理:测量沿井轴相隔一定间距两点的温度差值,即局部温度异常。获得微差井温的方法是用两个相隔1米的温度传感器直接测得。判断依据:根据温度异常井段分析判断出水点。草13-平5小层平面图(二)微温差井温测井,判断出水位置,提高封堵效果例如草13-平5井,该井粘度低(2693.3mPa.s),处于草13馆一北部,距油水界面300m。该井第5个周期平均含水高达96%,和相邻构造位置的井对比,综合含水高了15个百分点,而该井区采出程度仅15.9%,分析判断该井主要是受边水指进影响。P5:油1.2t,含水97.1%P6:油4.5t,含水81.9%从微差井温测井解释结果分析,该井1180-1200m井段温度异常,为出水段。考虑该井粘度低(2693.3mPa.s),出水段位于储层前段。制定凝胶+凝胶颗粒复合堵水技术进行封堵冷采的方案。61.562.062.563.063.
本文标题:稠油水平井动态监测技术优化注采参数
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