RMT和CHFR测井在老区剩余油研究中的应用.pdfVIP

RMT和CHFR测井在老区剩余油研究中的应用 魏兆胜1，2 梁春秀2李迎九1，2 (1石油大学(北京)；2中国石油吉林油田分公司) 摘要并间剩余油监测技术是近年来应用比较广泛、实用的测井新技术，在指导油田剩 余油分布的规律性认识、措施挖潜以及油田调整方案制定中起到积极有效的作用，RMT和 CHFR测井便是其中具代表性的两种新技术。2002年和2004年分别在吉林油田的两类油藏中进 行应用，在老区剩余油认识方面具有侠捷准确的优势，其成果运用在油田措施挖潜中，效果显 著，相继实现了老油田当年的稳产态势。文章通过对两种测井新技术在人工水驱和天然水驱两 类油藏上的应用与对比分析，体现两种技术的共性与个性，对陆上“双高”油田运用该项技术 实施剩余油认识和挖潜将具有可靠的借鉴作用。 前 言 扶余油田东区和英台老区高台子油田是吉林油田两类不同的老油田，前者(简称扶东) 是经历30年人工注水开发的老油田，后者(简称英台老区)是天然水驱开发18年的老油 田。但共同特点是开发年头多、综合含水高、可采储量的采出程度较高、剩余油分布零散、 CHFR测井技术，规模部署、整体认识，快速有效地指导了油田的剩余油分布规律认识，并 将成果技术运用于矿场实践，取得较好效果，为油田下步全面稳产提供了有力的支持。 二、扶东和英台老区地质特征及开发特点 (一)扶东地质特征及开发特点 扶东地处松辽盆地南部，是一个被断层复杂化的裂缝型低渗透性油藏。主要含油层系为 白垩系泉头组第四段，油藏埋藏深度为330～430m；以油水过渡带为主，砂岩平均厚度 压力4．4MPa。地层水为NaHC03型，总矿化度6000mg／L。 X X 水6616．7156104m3，累积注采比1．27，累积亏空一1391．2866104m3；日产油627t，综 合含水87．51％，可采储量1326X104t，采收率26．4％。 扶东目前的问题主要存在两方面，一是注采剖面不平衡：储层中将近1／4的厚度强吸 水，吸水强度是中等吸水的2倍；有1／4的厚度不吸水；另外15．2％的厚度不产液， ·70· 图1扶东注采剖面分级图 34．4％的厚度产液量占72％，油量占68．1％，产油强 31．8％，产油强度为0．06t／m，层间产状不均衡，矛 盾突出，也说明主要的产液层是主要的产油层。 另一方面是剩余油分布复杂多样，平面上主要富 集于非主流线区(图2)、沉积中心相带的侧缘和中低 渗透遮挡地区以及注采井网控制不到的地区；纵向上， 主要富集于中低渗透层和韵律层内水驱效率差的层段 (图3)，且层段薄、油水相接，技术开发潜力较大。 图2扶东示踪剂监测结果示意图 (二)英台老区地质特征及开发特点 英台老区位于松辽盆地南部中央坳陷区红岗阶地 的北端，主要含油层系为青山口组的高台 自然伽马 孔隙度指教 I 50．O 150．O有 4·∞ 含 子和姚二+三一嫩一段的萨尔图油层，典 cps I·00I 效 基线 毽 型的天然水驱构造油藏(这里主要介绍高 东80-14．2井 厚 40．0基线…’