阿南油田层系优化调整技术研究Word文档下载推荐.docx
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三、分断块、分层系开发效果
1.分层系产量情况
首先把断块产量按单井射孔历史落实到每个层系,从而摸清楚了每个层系的开采和生产情况。
到2001年7月底,阿11断块累积产油56.23×
104t,其中,A1S层系累积产油28.30×
104t,A1X层系累积采油18.14×
104t,A2层系累积采油10.65×
104t;
阿31断块累积产油107.18×
104t,其中,A1S层系累积产油24.36×
104t,A1X层系累积采油33.03×
104t,单采A2S层系井累积采油22.93×
104t,单采A2X层系井累积采油12.04×
104t,A2S、A2X层系合采井累积采油11.17×
104t,所以A2油组累积采油量为46.10×
104t。
2.断块开发效果评价
2.1可采储量预测
利用油田水驱曲线的甲型水驱特征曲线和纳扎洛夫曲线方法、注入采出方法、含水与采收率关系等,预测了阿3、10、11、31、36断块目前开采状态下的水驱采收率。
根据预测结果分析,以纳扎洛夫曲线方法1计算的采收率更符合油田开发实际,预测结果为:
把本次计算结果与1993年计算的可采储量对比,阿10、36断块在1993年后基本上没有进行大的开发调整,所以计算结果非常接近,而阿11、31断块是细分层系开发区块,共增加可采储量64.8×
104t,阿3断块下降15.0×
104t的原因是:
在1993年计算时,由于当时油藏含水低,计算可采储量采用了经验公式法,所以出现了较大误差。
根据本次可采储量计算结果,到2001年7月,油田可采储量采出程度为74.37%,在5个早期投入开发的断块中,阿36断块采出程度最高,为88.1%,其次是阿10断块,达到了83.5%,采出程度最低的是阿31断块,只有71.2%。
在目前开采现状下,油田还有剩余可采储量104.4×
104t,主要集中在阿31断块,其次是阿3断块和阿11断块。
2.2地下存水率变化
根据阿南油田存水率的实际数据分析,建立了油田、阿10、31断块的存水率预测曲线:
需要指出的是,阿10断块从2000年下半年到目前,地下存水率呈加速下降趋势,急需从注水政策上加以调整,实行间歇注水,并结合化学调剖,控制油藏存水率的异常下降。
2.3提液降压见到明显效果
根据历年新钻井DST测试压力和油井压力恢复、注水井压降的压力数据,分析了注采比与地层压力的变化关系:
从图中可以看出,1996年以后,随着油田注采比的降低,地层压力呈明显的下降,最大降幅达到了2MPa,目前,油田各断块除个别井区外,注采比基本上是合理的。
3.分层系开发效果评价
根据分层系水驱开发效果统计,利用水驱曲线的甲型水驱特征曲线和纳扎洛夫曲线方法,对分层系进行了目前开采现状下可采储量预测,预测结果选值为:
阿11断块:
A1S层系,可采储量36.3×
A1X层系,可采储量21.1×
A2油组,可采储量12.2×
阿31断块:
A1S层系,可采储量33.1×
A1X层系,可采储量45.7×
A2油组,可采储量66.1×
阿31断块A2油组没有进行分层系预测的原因是A2S、A2X合采井的产量比例大、层位界线在南北不统一,人为劈分产量依据不足,所以把A2油组作为整体预测。
到2001年7月底,阿11断块3个层系的可采储量采出程度从上向下依次为:
76.9%、86.9%、87.4%;
阿31断块3个层系(油组)的可采储量采出程度从上向下依次为:
73.5%、72.3%、69.8%。
4.建立精细地质模型,进行单井历史拟合
阿31断块共有4套开采层系,单井点的平面分布复杂,因此要求数值模型的网格较细才能够满足整体建模要求。
开始建模时,需要的平面结点数达到5808个,把42个小层单独作为计算层时,模型的总结点数达到了24.4万个网格,这样庞大的模型,在目前的软件和计算机条件下,无法实现满意的求解。
因此,在后来对网格划分采用了优化理论,确定不等距矩形网格的大小,既能满足井网密井区30×
30m2小网格的要求,又能自动调整网格大小,使所有井都位于网格中心。
采用这种方法,还同时合并和剔除了个别井点有油层分布的小层,最终模型的计算层为30层,网格数为88830个。
建立这样庞大的模型,在我局的数模研究中还是首次。
本次建模的地质和动态基础资料是比较可靠的,根据目前的拟合情况,拟合到2001年3月末的地层压力为18.3MPa,与地质结合后认为,这个压力水平与油藏实际是基本吻合的。
5.油藏动态和典型井分析
5.1阿11断块动态
阿11断块具有纵向上储层发育、单井油层厚度大的特点,通过细分开发层系,形成了3套开发井网。
但由于储层纵向上严重的非均质性和低~特低渗透特征,使得不同层系的开发效果和单井生产情况差异很大,具体表现为:
(1).层系生产能力差异大
在阿11断块的3套开发层系中,以A2层系生产能力最低,含水最高,其次是A1下层系,就目前情况分析,A1上层系是3个层系中生产情况最好的。
到2001年3月底,A1上层系油井正常开井28口,井口日产液461t,井口日产油101t,综合含水78.0%,核实日产油55t,平均单井日产油2.0t;
A1下油井正常开井16口,井口日产液185t,井口日产油33t,综合含水82.4%,核实日产油18t,平均单井日产油1.1t;
A2层系油井正常开井3口(不含捞油井),井口日产液54t,井口日产油4.7t,综合含水91.2%,核实日产油2.9t,平均单井日产油1.0t。
(2).平面上单井产能差异大
在生产情最好的A1上层系中,单井生产情况平面差异大,平面分区现象明显,其分布规律主要受构造部位控制。
在A1上顶面构造图上,以位置低于-480m的油井生产情况差,表现为:
单井日产液量低、含水高,单井累积产量低。
目前的日产液多在5t以下,含水在90%以上,平均单井累积采油量6584t,井号有:
阿11-5、11-7、11-201、11-206N、11-302;
位于构造部位-400—-440m区域的油井共有13口,除了阿11-116井低产液外,其余井的日产液量在15t以上。
这一区带的油井,以阿11-316井以西含水较高,5口井的含水都在90%或95%以上,而在该井以东的7油井其含水基本在90%以下;
位于构造等高线-400m区域内的高部位油井,虽然单井生产差异大,但含水普遍较低,多数井含水在80%以下,是层系生产潜力较大的区域。
(3).A2油组动态和低产特点
在阿11断块,动用过AII油组油层的各类井有29口,其中,采过油的井20口,除阿3-63、403井在一开始就与上部层系合采、产量不能分开外,其余的18口井基本上都是单独生产AII,或在AII无产量、或水淹的情况下,补孔其它层系合采或转层系生产。
统计18口井在生产AII时期的累积产油量为10.63×
104t(核实),累积产水量为18.40×
104m3(井口)。
18口井共动用油层I类377.8m,II类38m,平均每米油层累积采油265t,平均单井采油5832t(表)。
初期(投产第一个月)平均单井日产油7.5t,初期采油强度0.06—2.82t/(d.m),平均为0.62t/(d.m),除4口井大于1.0t/(d.m)外,其余井均在1.0t/(d.m)以下。
最高单井日产油平均为11.2t,到生产阶段末期,平均单井日产油1.7t,综合含水多在80%--100%,不是水淹就是低产,只好转层系生产(表)。
到2001年3月,断块还有单独开采AII层系的油井8口,注水井7口,此外还有与上部层系合采油井5口(低产转层),合注水井5口。
除个别井基本维持正常生产外,多数井为低产或捞油井,油井现状为:
水淹关井2口:
阿11-215、11-220(低产)
捞油井3口:
阿11-226、11-231、3-74
正常开井3口:
阿11-217,日产液17t,日产油3.4t,含水80%;
阿11-234,日产液43t,日产油0.7t,含水98%;
阿11-256,日产液2.4t,日产油1.0t,含水57%。
通过以上分析认为,阿11断块的AII油组在投产后,除了个别井点初期单井产能较高外,由于储层物性差,多数油井在初期就低产,单井累积产量低,目前已基本处于低产或停产状态。
从甲型水驱曲线分析,阿11断块的A2层系基本处于弹性开采状态,没有进入有效水驱开发(见图)。
从油井的实际生产动态看,A2油组的单井产量存在严重偏高,其实际产油量可能远低于10.6×
104t的统计值,据此预测的可采储量也不会可靠。
但从其储层条件、单井产能和综合分析结果看,A2油组已经不具备正常生产的能力和条件。
阿31断块动态
阿31断块是阿南油田的主力断块,该块具有纵向上储层发育,单井油层厚度较大的特点,通过近几年的细分开发层系等调整措施,该块形成了四套开发层系。
但由于储层平面、纵向上严重的非均质性以及油藏低—特低渗透特征,使得不同层系的开发效果和层系内的单井生产情况差别较大。
以下对各层系的生产动态进行了具体分析。
5.2阿31断块AⅠ上油组生产动态分析
阿31断块AⅠ上油组共有各类油井23口,正常生产井18口(其它5口井中:
关井1口,捞油井2口,间开井2口),井口日产液487t,井口日产油88t,综合含水81.8%,核实日产油62t,平均单井日产油3.4t。
该油组单井生产情况平面上差别较大,平面分区现象比较明显,其分布规律主要受构造部位控制。
处于构造高部位的井生产情况较好,表现为单井累积采油量高,产液量高,含水则较低;
而位于中低部位的井则生产情况较差,表现为单井累积采油量低,液量低,含水则较高。
如:
在断块南部,位于等高线-250m区域内的油井共有10口,这10口井虽然单井生产差异较大,但含水普遍较低,多数井含水在60%-80%,而产液量大多在10t/d以上,该区域的井单井平均累积产油量达17516t(核实)。
低于-250m