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呈东西区水驱开发评价及剩余油分布探究摘要:强化泡沫驱作为三次采油中一项十分重要的技术,由于能大幅度的提高采收率,已成为当前世界各国油田后期开发阶段潜在的重要开发手段。本文对埕东油田西区试验区水驱开发评价及剩余油分布进行了研究,对泡沫驱条件进行了分析和试验区的选择。 关键词:水驱评价;剩余油研究 中图分类号:U455.462文献标识码:B文章编号:1009-8631(2009)12-0070-01 一、概况 1)第一阶段(1976-1978)为投产、完善、产量上升阶段 76年5月全面投入开发,77年5月采用反九点面积井网投入注水开发,产量逐渐上升,阶段末有油井21口,水井8口,日产油564t/d,含水上升到41.23%,年产油达到阶段高峰18.44×104t,采油速度1.64%,阶段产油45.3×104t,采出当时储量的4.02%,日注水平699m3/d。 2)第二阶段(1979-1990)加密调整,强注强采阶段 进入79年后含水上升速度加快,产量有所下降,含水上升率高达20.54%。为此,80年对Ng33层进行了加密调整,由400m井距加密到350m,井网密度由4.13口/Km2上升到5.43口/ Km2,含水上升率降至1.8%,年产油稳定在14.5×104t左右,但83、84年含水上升率又有所加大,分别为6.53%、5.54%,于是85年进行了二次加密调整,井网密度由6.52口/Km2上升到7.93口/ Km2,年产油由14.5×104t上升到86年的16.7×104t,含水上升率降至2.97%。阶段完钻新井49口,转注32口,年注采比最高达到1.52,累积注采比1.07。在强化注水的同时,老井主要措施为引进大泵提液,据产量构成数据统计,该阶段共实施老井措施43井次,当年增油15766t,其中大泵提液29井次,占总措施井次的67.44%,当年增油14171t,占总措施增油的89.88%。89年后, Ng33层进入特高含水开发阶段。 3)第三阶段(1991-1995)为堵水调剖,局部调整阶段 油田进入特高含水开发后,层内部矛盾突出,注入水沿底部大孔道推进,含水上升速度加快,产量递减快,为此91年对Ng33层南块采用冻胶和颗粒堵剂对油水井进行整体堵水调剖,在成功的基础上,92年又采用钠土-HPAM稀体系或浓体系实施油水井大剂量堵水调剖26井次,年产油上升,但进入93年后,调剖效果逐渐消失,93年上半年实施油水井堵水调剖24井次,基本没有见到效果,导致油田开发形势急剧恶化。 4)第四阶段(1996-目前)为特高含水期层系调整、高产稳产阶段 该阶段已历时84个月,采出程度38%,含水达到94.5%,阶段含水上升率0.43%。 5)开发现状 目前,埕东西区Ng331单元开油井34口,日液水平3731 t/d,日油水平205t/d,平均单井日液水平110t/d,平均单井日油水平6.0t/d,综合含水94.5%,采油速度1.0%,采出程度38%。开水井25口,日注水平6464m3/d,月注采比1.72,累积注采比1.6,平均动液面297m。 试验区开油井10口,日液水平1031t/d,日油水平46t/d,平均单井日液水平93.7t/d,平均单井日油水平4.2t/d,综合含水95.5%,采油速度1.4%,采出程度39.5%。开水井6口,日注水平750 m3/d,平均单井日注188m3/d,平均注入压力3.8MPa,月注采比0.72,累计注采比1.5。 二、油藏开采特征 1)中低含水期含水上升快,采出程度低,高含水期后含水上升速度减缓 西区Ng331单元生产历史较长,为注水开发的油藏,表现为稠油高渗透的特征:中低含水期含水上升快,可采储量采出程度低。含水70%以前,只采出可采储量的21%,平均含水上升率达4.1%,含水90%时采出可采储量的27%,阶段平均含水上升率下降到1.6%。特高含水期后含水上升速度进一步减缓,阶段含水上升率降至0.43%,将采出可采储量的40%以上,因此高含水期仍然是稠油油藏的重要采油阶段。 2)平面水淹严重 根据西区Ng331单元目前含水分级统计,正常生产的30口井中,含水小于90%的井有12口,占总井数的40%,含水在90-95%之间的井有4口,含水在95-98%之间的井占总井数的1/3,其余17%的井含水均在98%以上,平面低含水井点分布零星,已难找到纯油区。试验区内,含水低于90%的有4口,占总井数的30.7%,含水在90-95%之间的井有2口,含水在95-98%之间的井有3口,其余4口井含水在98%以上,试验区内平面水淹更严重。 3)油层非均质性日趋严重,大孔道相对发育 西区Ng33