E31油藏

E31油藏（精选四篇）

E31油藏 篇1

1 储层特征分析

1.1 夹层分布规律

从岩心资料来看, 切12区E31油藏含油井段内没有明显的岩性夹层;从测井解释的成果来看局部存在物性夹层, 其泥质含量较高 (40%左右) 。平面上切12区E31油藏各小层夹层, 分布具有一定的条带形, 大体上自南西向北东展布。

1.2 储层物性特征

根据切12区10口井328块物性样品分析资料, 各油砂体的孔隙度、渗透率的分布均单峰型。孔隙度分布范围为1%~12.31%, 主要集中在6%~10%, 占样品数的49%, 平均孔隙度为10%;渗透率分布范围为0.01 MD~216.8MD, 主要集中在0.1 MD~5MD, 占样品数的50%, 平均渗透率为4.54MD。按照中国石油天然气总公司的储层分类标准, 切12区为低孔、低渗储层。

1.3 储层非均质性

由于储层非均质性分类方式较多, 本次研究中就按照裘亦楠 (1992年) [3]关于储层非均质性的分类方法对切12区进行分类研究。根据对本区垂向及平面的非均质性计算, 从平面变异系数以及级差看, 各层均为较强或强非均质, 其中3、5、7层最为严重。垂向来看砂层的非均质性强, 油层垂向非均质性较弱。 (如表1)

2 水流向分析

对切12区E31油藏, 在注水井切12-16-8、切12-18-8、切12-11-8、切12-12-6等中注入示踪剂, 发现现阶段突进现象严重, 见示踪剂最短仅为75d, 最大水驱速度达到了2.82m/d, 最低水驱速度也达到了0.72m/d。受重力驱影响明显, 向构造低部分水流速度更快, 如切12-16-8井组, 对距离较近海拔1160m的切12-17-8井, 263d见剂, 水驱速度0.72m/d, 而对距离较远, 海拔1150的切121井, 219就见剂, 水驱速度达1.25m/d。受构造和沉积影响, 优势水流方向性不统一, 北区南北向, 南区东西向。

3 产水因素研究

3.1 构造位置的影响

构造位置对含水上升快慢起着极其重要的因素, 构造位置高含水上升就慢, 反之就快。根据对于水流向的分析, 井网中优势水流方向性不统一, 北区南北向, 南区东西向, 而对应的流向大体上符合从构造高点至构造低点。

3.2 夹层的影响

由于夹层所具有较强的非均质性。往往它的分布范围, 距离油水界面的远近等因素都会对水的突进产生很好的不同的抑制效果。比较典型的井为切12-8-5与切12-16-4, 两井同位于切12区构造高点。切12-8-5于2012年07月开始投产, 见水后含水上升率为0.02%/月, 含水曲线类型为稳定型, 含水基本稳定上升, 根据切12-8-5产液剖面显示, 其主力产液小层为E31-4-4小层, 而夹层所处的位置也处于E31-4-4小层, 夹层对油井的产水会产生一定的影响。切12-16-4位于构造高点, 于2012年05月开始投产, 见水后含水上升率为1.25%/月, 含水曲线类型为快速上升型。两井投产时间相近, 油层厚度相近, 但动态特征相去甚远, 一者为稳定上升型, 另一者为快速升高型, 主要的影响因素就是夹层的存在。

3.3 高渗透段的影响

当储层非均质性强, 高渗带分布不均匀时, 水就会沿着阻力小的高渗透条带窜流, 造成水驱不均匀。比较典型的井是切12-24-3与相邻的切12-24-2, 两井同属一个注采井网, 仅在E31-4-1与E31-4-2小层射孔, 都受同在这些小层与射孔的注水井切12-25-4与切12-23-4影响。两口井都处于构造高部位, 在4-1小层上的油层厚度皆为1.9m, 皆不含夹层, 差别在于渗透率分别为0.379与4.611, 切12-25-4含水上升速度达4.31%/月远高于0.26%/月的切12-24-3, 其曲线上升规律而言也分别属于快速上升型与稳定型, 主要的影响因素就是高渗带的存在。

摘要：开发过程中出水往往会影响采收率, 针对切12区E31油藏, 以储层特征为基础, 结合水流向分析, 找出了影响本区产水的主要地质因素。

关键词：切12区,产水,地质因素

参考文献

[1]闫长辉, 袁恩来, 姜昊罡, 等.塔河油田九区产水主控因素分区特征研究[J].物探化探计算技术, 2010, 9 (5) :528-535.

[2]韩易龙, 任今明, 周代余, 等.注水对水平井生产动态的影响研究[J].新疆石油天然气, 2007, 3 (1) :63-66.

E31油藏 篇2

跃13-6井于1991年1月投产,1992年9月转注,截止2014年6月累计注水93.0999万方。吸水剖面显示该井Ⅰ-6小层单层突进。一线油井在调驱前全部高含水,都超过90%,且油井投产时间早,累计产液量高,尤其是跃13-7井累计产液达到38万吨。

2 地质分析

跃13-6井Ⅰ-6b、Ⅳ-4a小层较为发育,其次为Ⅰ-6c、Ⅲ-4b小层。从内部构型图上看,跃13-6井在Ⅰ-6小层分流主河道上。Ⅰ-6b小层河道最发育,河道沉积面积最大,砂体沉积较均匀,跃12-26、跃13-7、跃13-27都在河道沉积上,砂体韵律逐渐由均质韵律渐变为正韵律,较易在这几口井的方向上形成水流优势通道;Ⅳ-4b小层为河口坝沉积,平面上看,沉积体分布均匀,纵向上砂体向跃13-27、跃13-7逐渐由正韵律从反韵律发育,向跃12-26逐渐由正韵律向均质韵律发育,非均质性较弱,易在跃13-7、跃13-27方向上形成水流优势通道;Ⅰ-6c小层上,除跃13-26外其余油井都在河道沉积体上,从砂体韵律上看,跃13-27与跃13-6同为均质韵律,容易形成水流优势通道。

跃13-6井与周围油井连通情况(表1),井组中跃13-6与跃13-7、跃12-26井连通率较高,井组连通率为67.97%。

3 水流优势通道分析

3.1 示踪剂监测分析

跃13-6井组五口监测井中有四口井产出了该井注入的示踪剂,跃12-25井未检测到示踪剂。

3.2 吸水剖面资料

从吸水剖面上看(图1),Ⅰ-6b、Ⅰ-6c、Ⅳ-4及Ⅲ-4b小层历年吸水比较多,近年来Ⅰ-6小层吸水量大,是调驱主要目的层。调驱后,Ⅱ-4b小层吸水,同时也抑制了Ⅳ-4a小层的吸水,但是Ⅰ-6小层吸水量依然居高不下。

3.3 井层分析

根据示踪剂检测结果,跃13-7井主要受效的水井为跃13-6及跃12-27井。跃13-7井与水井跃13-6主要注采关系小层为:Ⅰ-4b、Ⅰ-6a、Ⅰ-6b、Ⅰ-6c、Ⅲ-4b、Ⅳ-4a、Ⅳ-4b。示踪剂显示跃13-6井组中该井水驱速度快,见剂浓度高,结合沉积相和产液剖面,认为高渗层为Ⅰ-6c。从产液剖面上看,调驱后Ⅰ-6c得到有效控制,但是由于Ⅰ-6a小层上跃13-7与跃13-6同为河道沉积,非均质性较弱,易形成水流优势通道,目前成为主产水层。

跃13-27井同时受效于水井跃13-6和跃13-28,且跃13-6井水驱速度较快。跃13-27井与跃13-6井对应注采小层为:Ⅲ-4b、Ⅳ-4b。从产液剖面看出,主要的产水小层为Ⅲ-4b小层,结合小层的沉积相分析,该小层为高渗层。

跃12-26受效的水井为跃12-30、跃12-5以及与13-6。跃12-26与跃13-6注采对应的层系为Ⅰ-4b、Ⅰ-6a、Ⅰ-6b、Ⅰ-6c、Ⅱ-4b、Ⅳ-4a、Ⅳ-4b。结合内部构型图、示踪剂监测及产吸剖面来看,主要的渗流通道为Ⅳ-4b小层。

跃13-26井在监测范围内仅受效水井为跃13-6,与跃13-6井对应的注采层系为Ⅰ-4b、Ⅰ-6b、Ⅲ-4b、Ⅳ-4a、Ⅳ-4b。

从示踪剂检测结果来看,跃13-26井见剂最晚、见剂浓度最低,受跃13-6影响较小,产液剖面显示Ⅰ-4b是跃13-26的主产层,但是跃13-6井Ⅰ-4b不吸水,跃13-5井Ⅰ-4b小层吸水较多,判断Ⅰ-4b小层上的高渗层在跃13-5与跃13-26之间。

4 结论

(1)根据对跃13-6井组的分析,总结出各小层水流优势通道Ⅰ-6c小层由跃13-7至跃13-6;Ⅲ-4b小层由跃13-27至跃13-6;Ⅳ-4b小层由跃12-26至跃13-6;Ⅰ-6b小层由跃13-26~跃13-6。

(2)由于尕斯E1 3油藏高温高压的特征,调驱剂配方、调驱时间等参数是下一步需要研究的方向。

摘要：尕斯E31油藏进入高含水期后,注入水低效、无效循环的矛盾越来越突出,为进一步扩大水驱波及积体、提高采收率,优选重点井组进行深部调驱。跃13-6井一线采油井高含水,主力层单层突进现象严重,本文通过沉积特征、示踪结果、产吸剖面,对跃13-6井深部调驱效果进行总结分析,对该区块其他注水井具有指导和借鉴意义。

关键词：高含水,优势通道,调驱

参考文献

E31油藏 篇3

1.1 试验目的、意义

尕斯E31油藏, 从2004年开始启动了调驱剂室内实验、现场先导性试验及推广应用工作。从单井到区块整体, 不论是调驱井组、方式还是调驱剂的选择均进行了大胆的尝试, 为油藏深部调驱的试验推广积累了一定的经验, 取得了一些认识。此次深部调驱技术试验, 在充分借鉴以往的经验及教训的基础上, 按主力目的层单层调驱的设计原则, 针对目前水流优势通道, 合理设计段塞组合, 开展几种适合油藏高温高盐特点的调剂型的试验和优化, 为E31油藏二次开发探索进一步提高采收率的技术方法。

1.2 试验区选择依据

首先, 试验区为油藏中部开发程度较高的区域, 既有较高采出程度, 又有一定的剩余油潜力, 能够较好的代表油藏整体开发特点, 试验具有较高推广价值。

其次, 试验区基础条件较好, 纵向上, 剩余油集中在主力油层, 具有一定的剩余可采储量规模, 连通率高。平面上, 主力层在试验区均有分布, 水驱控制程度高, 水驱效果明显, 因此, 试验区有利于开展分段调驱, 主力层力争做到单层调驱、同时可以兼顾次主力层。

第三, 试验区注采井网完善, 油水井井况良好, 地层压力相对较高, 油井产液能力较强, 水井无欠注现象。试验区历年调驱已经取得一定的效果, 具备进一步的试验的基础。

1.3 相关技术研究现状

尕斯E31油藏曾经作为青海油田的主力油田, 在地质研究、油藏工程、剩余油精细认识方面形成了具有油藏特色的配套技术, 在注采工艺方面持续开展了高含水期的偏心分注工艺、调驱调剖等技术研究试验和推广, 近年来, 依据油藏综合治理年度方案, 结合开发基础年和注水专项治理措施, 先后应用了预交联凝胶颗粒、可动凝胶、纳米微球等调驱剂的试验, 进行了单井和整体调驱技术的推广, 累计调驱89井次, 年度调驱工作量在15-20井次左右。2005年效果最好, 平均单井增油698吨, 其次为2009年, 达到513吨。总体增油量40204吨, 平均单井增油量为451吨。

但是由于油藏具有高温高盐的特点, 在深部调驱技术上依然存在技术瓶颈, 需要开展室内和矿场试验研究, 重点需要在以下几个方面开展攻关:

(1) 尕斯E31油藏水流优势通道定量半定量化识别研究;

(2) 研制适合尕斯E31油藏地层流体、油藏温度和地层特性的新型深部调驱体系;

(3) 调驱方案的跟踪分析、研究及数值模拟优化技术研究;

(4) 调驱开发效果评价及评价体系的建立。

2 试验内容、进度安排及技术经济指标

2.1 试验内容

(1) 在尕斯E31油藏试验区开展深部调驱提高采收率试验, 探索“三高”开发阶段油藏改善水驱, 实现更好水驱波及, 进一步提高采收率技术的新手段。

试验规模:

以“15注30采”井网实施深部调驱试验, 共覆盖地质储量702.34×104t, 含油面积3.77平方千米。注入深部调驱剂0.15PV、37.1×104方;注入时间14个月。

(2) 研究形成异常高压高温高盐中低渗油藏调驱剂及体系。

1) 抗温、抗盐、高强度低伤害调驱剂的筛选与评价;

2) 不同类型调驱剂的性能指标与油藏的适应性评价研究。

(3) 调驱方案优化研究

1) 深部调驱配制技术优化;

2) 调驱剂注入剂量及段塞设计研究

3) 调驱剂注入参数设计优化研究;

4) 调驱施工及地面工艺优化技术研究

(4) 现场试验及实施过程的优化调整。

2.2 实施进度安排

该项目自2012年7月开始实施, 到2013年12月结束, 历时18个月。油水井配套措施, 包括转注、层调, 油井措施于2012年6月中旬完成, 空白试验期为1至2周, 2012年7月份正式开始现场深部调驱 (如表1所示) 。

2.3 主要技术经济考核指标

(1) 探索形成适合高温高盐油藏二次开发的调驱提高采收率技术, 为E31油藏二次开发提高采收率奠定技术基础, 为同类似油田深化开发提供新的技术途径。

(2) 较大幅度提高采收率;以“15注30采”井网实施深部调驱后, 预计增加可采储量22.2×104t, 提高采收率3.2个百分点。

3 费用预算及经济评价

3.1 费用预算

尕斯E31油藏试验区二次开发深部调驱试验预计总费用见下表2。

3.2 经济评价

对尕斯库勒油田E31油藏二次开发深部调驱试验方案进行了经济评价。结果表明:按照股份公司规定的青海油田原油价格2509元/吨 (60美元/桶) 测算, 项目税后财务内部收益率高于行业标准, 见图1, 该项目盈利能力较好。

在项目经济评价的基础上, 考虑深部调驱新增储量的效益, 计算项目增量投资的财务内部收益率FIRR2为21.85%, 新增储量效益贡献率为3.89%;考虑深部调驱增产规模带来的效益, 计算项目增量投资的财务内部收益率FIRR3为23.60%, 增产规模效益贡献率为1.75%。

4 结论

通过尕斯E31油藏开发现状和剩余油分布研究, 认为试验区块有较大的调驱潜力, 具备深部调驱技术试验应用资源基础。通过调驱剂室内实验评价, 筛选出的调驱剂满足油藏大剂量深部调驱工艺技术要求。

摘要：为了解决青海油田主力油藏尕斯库勒油田E31油藏进入开发后期, 各种开发矛盾突出, “稳油控水”难度越来越大的问题, 文章通过对油藏开发现状和深部调驱体系的评价研究, 筛选出适合油藏的深部调驱剂, 优化试验设计方案, 探索一条油藏二次开发阶段提高采收率技术手段, 实现油藏稳产。

E31油藏 篇4

一、选井原则

以尕斯库勒油田E31油藏东翼稠油中“三类井” (工程报废、地质报废、高含水井) 老井资料复查和精细解释工作为基础, 加大地质分析挖潜力度, 经过该区域57口井老井资料经过综合、科学分析后, 对其生产潜力进行认真评价, 从而优选出有生产潜力的井进行恢复。

二、实施效果评价

1. 高含水井

目前油藏已进入高含水阶段, 高含水井的治理及利用不可忽视。跃33井在2003年曾恢复利用过, 但恢复后高含水, 加之该井井况复杂, 被划入无潜力井之列。2013年在对该井资料反复核实中, 发现在试油时由于误射, 导致物性较好的Ⅳ-4和Ⅲ-2小层未射开, 由此判断该井具有较大的恢复潜力。由于该井井况复杂, 措施难度较大, 2013年对该井进行了大修打捞、钻塞、补孔酸化等一系列措施, 让其焕发出前所未有的蓬勃生机, 作业后该井自喷生产, 日产油32.1吨, 含水30%, 年累计增油3049吨。

2. 地质报废井

地质报废井主要指未钻遇油层或钻遇油层极少, 不能达到工业油流标准的井, 以及处于构造边部, 长期低产低效井。跃111井在2004年老井资料复查时, 资料显示未钻遇油层而被认定为地质报废井, 无恢复潜力。2013年对其进行了大量细致的资料复查工作。发现该井钻井时槽面显示有潜力。2013年对该井Ⅰ-1小层进行补孔作业, 作业后日产油17.2吨, 日产液20吨, 含水14%, 年累计增油398吨。

3. 工程报废井

工程报废主要包括钻井工程报废、修井工程报废和套管损坏报废等。本着完善注采井网和争取贡献产量的原则, 对套损水井进行更新及相应老井的进行层调作业, 对完善注采井网具有积极的作用, 同时也能有效保证油藏的稳产, 改善油藏开发效果。跃新10-39井浅部套管漏失, 多次进行修复, 效果较差。通过资料综合分析, 该井组I-1小层都未曾动用, 对该井层调转抽。作业后自喷生产, 日产油22.75吨, 含水9%, 年累计产油1819吨。

三、经济效益评价

2013年油藏东翼稠油带共进行措施作业7井次, 其中有效4井次, 年底累计增油0.5496万吨, 扣除吨油操作成本和税金等, 措施收益1563.04万元, 投入产出比1:5.3, 经济效益非常明显。

四、结论与认识

2013年稠油带的老井恢复作业, 效果显著, 提高了该区域储量动用程度, 增加了油藏稳产的可采储量基础。2014年在该区域继续进行老井恢复作业和完善注采井网工作, 并结合新井部署, 进一步改善该区域水驱开发效果, 提高油藏采收率。

摘要：为了充分利用尕斯库勒油田E31油藏东翼稠油带老井生产潜力, 恢复利用未动用储量, 在老井资料细致复查和精细二次解释基础上, 结合实际井况等因素, 对稠油带区域老井进行了综合利用。稠油带老井的综合利用, 不仅改善了油田开发效果, 获得了较好的经济效益, 而且为以后油藏老井的恢复利用提供了宝贵的思路。

关键词：尕斯库勒油田,稠油带,老井复查,效果评价

参考文献

[1]单朝新, 赵全国, 付万春等, 老井复查试油工艺技术在吐哈油田的应用.2001年.

[2]梵玉秀, 吕炳金, 兰艳等;老井挖潜的一种新技术.石油实验地质.2002年.