临11方案汇总.docx
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临11方案汇总
前 言
临11断块区位于临盘油田中部、临邑大断层分支断层的上升盘,是受临邑大断层的控制形成的鼻状断块构造,含油层系沙二下。
在本次工作之前,该单元未开展精细油藏描述,临盘油田临11沙二下因油水井套损严重,注采井网不完善,剩余油分布规律不清,目前平均单井控制地质储量21.6×104t,采油速度0.33%,采出程度19.2%,采收率24.0%,开发效果较差。
针对临11沙二下存在的主要问题,本次方案编制过程中,主要做了以下研究工作:
1、开展精细油藏描述工作,编制了5张砂组顶面构造图、30张小层平面图和6张油藏剖面图,并分小层计算了储量。
2、充分利用新钻井的测井资料以及丰富的生产动态资料,运用油藏工程方法分析了主力断块平面上、层间上的剩余油潜力。
3、编制了完善注采井网,提高储量控制程度和水驱储量动用程度的综合调整方案。
一、概况
临11断块区位于临盘油田中部、临邑大断层分支断层的上升盘,是受临邑大断层的控制形成的鼻状断块构造。
含油层系沙二下,油层埋深1400-1600m。
含油面积1.0km2,地质储量238×104t。
该块73年7月临11井试采,73年8月正式投入开发,79年8月开始注水。
至2004年8月,共有油井20口,开11口,日产油能力23t/d,日油水平22t/d,平均单井日油能力2.1t/d,日产液能力168t/d,平均单井15.3t/d,综合含水86.3%,采油速度0.33%,油井平均动液面700米;注水井10口,开7口,日注水能力218m3/d,月注采比1.27,累积注水198.2×104m3,累积注采比0.93。
累产油45.65×104t,采出程度19.2%,采收率24.0%,可采储量57×104t,可采储量采出程度80%,剩余可采储量采油速度7.0%(表1-1)。
目前停产油井9口,停注水井4口。
9口停产油井中能利用3口,因套坏报废5口,低能低产报废1口;4口停注水井能利用1口,因套坏报废1口,地面原因报废1口。
表1-1临11断块区开采现状表
面积
(km2)
储量(×104t)
总油井(口)
开油井数(口)
日液能力(t)
日油能力(t)
综合含水(%)
动液面(m)
采油速度(%)
累产油(×104t)
1.74
238
20
11
168
23
86.3
700
0.33
45.65
采出程度(%)
总水井数(口)
开水井数(口)
日注能力(m3)
月注采比
累注水(104m3)
累注采比
采收率(%)
可采程度(%)
剩余可采速度(%)
19.2
10
7
218
1.27
198.2
0.93
24.0
80.0
7.0
表1-2临11断块区停产停注井状况统计表
井别
停产类别
停产井数
井号
备注
停产油井
套坏
5
临11、临11-11、临11-4、临11-5、临11-9
无法利用
低能低产
2
临11-13
可利用
临11-10
无法利用
高含水
2
临63-7、临63-8
可利用
停注水井
套坏
2
临63、临63-5
无法利用
地面原因
1
临11-2
无法利用
待作业
1
临11-17
可利用
二、油藏地质特征
(一)地层发育特征
临11断块区目前钻遇的地层自下而上依次为下第三系沙河街组地层沙四段(Es4)、沙三下段(Es3x)、沙三中段(Es3z)、沙三上段(Es3s)、沙二下段(Es2x)、沙二上段(Es2s),上第三系馆陶组地层馆三段(Ng3)、馆二段(Ng2)、馆一段(Ng1),明化镇组(Nm)及第四系的平原组(Q)。
其中馆陶组与下伏地层呈角度不整合接触。
沙二下为河流-三角洲砂泥岩互层沉积,地层厚度240-270米,埋深1419-1723米。
全区普遍发育一套浅成侵入火成岩体,其产状与地层产状基本一致,厚度8-115米。
总体来看,火成岩在南部临邑大断层附近最厚,往西北方向变薄,说明岩浆活动明显受大断层控制。
(二)构造特征
临11沙二下原构造图是1992年编制的。
这次调整结合所有的钻井、油水井动态等资料,利用人机交互三维地震解释技术进行了精细构造研究,重新解释了T3标准反射层,重新编制了各砂层组顶面微构造图。
与原构造模型相比,大的构造格局基本未变,但断块内部的次级断层变化较大。
其中临63块西部新增1条西倾断层,使临63-15块成为一个独立的小断块;临63块东部、北部去掉3条小断层,临63块构造变得简单。
临11块西部断层走向由北东变为近北西,而南部南倾小断层与大断层并未相交,临62-斜4块与北部是一个整体;南部临11-9井区新增1条南北走向的西倾小断层,而使临11块构造变得更加复杂。
临11断块位于临邑大断层北支断层上升盘,是一个四周被断层切割封闭的三角形复杂断块区。
南界为临邑大断层(1号断层),断距50-100米,北部是与临64断块的分界断层(3号断层),断距50-100米。
块内被一近东西走向的南掉断层(2号断层)切割,形成南北两个台阶。
内部又被5条次级断层分成7个自然断块,含油断块有5个。
其中南块包括2个断块,临11-10、临11-17块;北块包括3个断块,临63-15、临63、临71-6块。
5个含油断块中最大含油面积0.70km2,最小含油面积0.03km2,为典型的复杂小断块油藏。
北块地层西北倾,倾角11-17度,构造高点在临11-8、临63-6、临71井附近。
南块内部发育2条次级小断层,对油水运动有影响。
构造呈现“南高北低,中间高东西低”,地层倾角10-15度,构造高点在临11-5、临62-斜2井附近。
(三)储层特征
1、沉积环境与沉积相
临11断块区沙二下地层沉积环境为河流-三角洲沉积,1-3砂组以河流相沉积为主,而4-5砂组以三角洲沉积为主。
岩性以粉-细砂岩为主,胶结疏松,出砂严重。
2、储层平面分布特征
临11沙二下共划分了5个砂层组38个小层,由于断层牵引和火成岩的穿插影响,南北两块储层变化较大。
四、五砂组在北块及南块火成岩以下发育。
五砂组划分为7个小层,单层厚度一般4-8米,最厚9.6米,仅1-4小层在临63块西部含油。
四砂组划分为5个小层,仅5、2小层分布比较稳定,连通性好,单层厚度2-6米,最厚8.6米,而四砂组4、3、1小层砂体横向变化大,连通性差。
北块四、五砂组火成岩以下仅临63-14和临63-斜1井钻遇油水同层。
而南块四、五砂组不含油。
二、三砂组在南、北两块都较为发育。
三砂组划分为10个小层,二砂组划分为9个小层。
主力小层三8、7、3,二9、8、5分布稳定,连通性好,单层厚度一般2-5米,最厚6.4米。
其它各小层因块而有所不同,但砂体横向变化大。
一砂组物性差,且局部顶部已被剥蚀掉,上覆馆陶组地层,共划分为7个小层。
仅7、5、4三个小层在局部含油。
3、储层物性特征
储层物性较好,平均孔隙度30.5%;平均渗透率91010-3m2,变异系数0.68,为高孔、高渗、较均质储层。
(四)流体性质
原油性质:
地面原油密度0.9421-0.9563g/cm3,地层原油密度0.8920-0.9144g/cm3,地面原油粘度246-585mPa.S,地层原油粘度40-91mPa.S,凝固点平均-2℃-6℃,含硫0.35%,原始油气比27.9m3/t,饱和压力11.7MPa。
地层水性质:
地层水矿化度17722-22880毫克/升,氯离子含量10537-13815毫克/升,水型CaCl2。
(五)温度与压力特征
根据早期投产的临63及临11井的实际测压资料,临11断块区沙二下原始地层压力14.57-15.04MPa,压力系数0.98-1.0,地层温度62-68OC,地温梯度3.3OC/100米,属常温常压油气藏。
(六)油水关系与油藏类型
临11断块区储量沿1、2号断层附近富集,油层呈现边薄顶厚的特点。
一、二砂组为层状多油水系统,三、四、五砂组在同一断块内为同一油水系统,北块原始油水界面在1570米,南块在1490米。
平面上含油底界分布规律为南高北低。
南部临11-17块油水界面在1400-1490米左右,北部临63块油水界面在1420-1570米左右。
北部临63块一砂组仅7小层局部含油,二砂组自3小层以下全部含油,二、三、四砂组为主力含油砂组。
南部临11-17块仅一至三砂组含油,一砂组仅4、5、7小层含油,三砂组仅3、7、8、9小层含油,二砂组所有小层均含油,为本块主力含油砂组。
火成岩以下仅临63-14和临63-斜1井钻遇油水同层,其它皆不含油。
综上所述,临11断块区沙二下属于常温常压常规稠油多油水系统的构造层状断块油藏。
表2临11断块区沙二下基础数据表
储层物性
原油性质
孔隙度
(%)
渗透率(10-3um2)
地下粘度
地面粘度
地面密度
(mPa.s)
(mPa.s)
(g/cm3)
30.5
910
40-91
246-585
0.9421-0.9563
地层水性质
原始地层压力
饱和压力
地层温度
矿化度(mg/l)
水型
(MPa)
(MPa)
(0C)
17722-22880
CaCl2
14.57-15.04
11.7
62-68
油藏类型
常温常压常规稠油多油水系统的构造层状断块油藏
(七)储量计算
1、计算原则:
采用容积法计算,平面上按自然断块、纵向上按小层、总的储量按断块和砂组累加。
2、含油面积:
每个断块按照试油试采资料、构造走势及岩性变化划定含油面积为1.0Km2。
而上报含油面积为1.6Km2。
本次含油面积减少0.6Km2。
3、有效厚度:
单井有效厚度按照试油试采资料确定,断块有效厚度取单井有效厚度平均值为16.9米。
而上报储量时,单元内控制的井点少,计算断块有效厚度为8.2米。
本次有效厚度增加8.7米。
4、单储系数:
取上报储量值14.1×104t/km2.m。
计算地质储量为238.6×104t(表3-1),较上报储量185×104t增加了53.6×104t。
储量增加的主要原因是:
上报储量时单元内控制的井点位于构造腰部-边部,4、5砂组都不含油,仅上报了1-3砂组储量,本次复算按断块和小层进行计算,4、5砂组储量62×104t。
本次调整以238×104t储量作为工作储量。
同时,对主力含油断块主要含油小层计算了储量(见表3-2),合计195.4×104t,占总储量的81.9%。
表3-1临11断块区分砂组分块储量统计表
砂组
临11
临63
临71-6
临11-10
临63-15
合计
面积
储量
面积
储量
面积
储量
面积
储量
面积
储量
面积
厚度
储量
一
0.1
1.77
0.05
0.76
0.02
1.53
0.16
1.7
4.06
二
0.2
26.09
0.55
43.07
0.03
1.92
0.04
3.4
0.82
6.44
74.48
三
0.15
17.1
0.64
75.8
0.04
5.2
0.83
8.38
98.1
四
0.5
44.7
0.01
0.3
0.51
6.3
45
五
0.12
17
0.12
10
17
总计
0.25
45
0.7
181.3
0.03
5.5
0.03
3.5
0.04
3.4
1
16.9
238.6
表3-2临11断块区主力断块主力含油小层分块储量统计表
砂组
小层
临11
临63
合计
面积
储量
面积
储量
面积
储量
二砂组
二2
0.15
5.2
0.15
5.2
二5
0.14
5.9
0.14
5.9
二8
0.19
10.7
0.44
16.1
0.63
26.8
二9
0.4
19.1
0.4
19.1
小计
21.8
35.2
57.0
三砂组
三3
0.12
5.00
0.12
5.0
三4
0.45
21.5
0.45
21.5
三6
0.24
7.80
0.24
7.8
三7
0.11
3.7
0.44
11.2
0.55
14.9
三8
0.15
7.6
0.64
17.1
0.79
24.7
三9
0.3
14
0.30
14.0
小计
0.26
11.3
71.6
87.9
四砂组
四2
0.42
11.8
0.42
11.8
四5
0.33
25.3
0.33
25.3
小计
37.1
37.1
五砂组
五1
0.12
5
0.12
5.0
五2
0.1
8.4
0.1
8.4
小计
13.4
17.0
总计
38.1
157.3
195.4
5、储量评价:
属中丰度、高产能、中浅层储量。
表4临11沙二下石油地质储量综合评价表
层位
面积
km2
储量
104t
储量
丰度
104t/km2
油藏埋深
m
产能
评价结论
统计
井数
日产量
t/d
千米井深日产
t/d.km
埋藏
深度
储量
丰度
产能
沙二下
1.0
238
238
1400-1600
4
28
19.2
中浅
中
高
三、开发历程及开采特征
(一)开发历程
临11断块区自73年8月投入开发,79年8月注水,86年综合调整建产能,开发历程大致可分为以下5个阶段(图1):
①弹性开发阶段;②试注阶段;③高速高效滚动开发建产能注采完善阶段;④产量递减阶段;⑤低速稳产阶段。
图1临11断块区开发曲线
1、弹性开发阶段(1973.8--1979.7)
该阶段以主力层为主投产油井3口,初期皆自喷高产,平均单井30.7t/d。
有一定边水能量,但边水不活跃,驱动能量以弹性能量为主,地层压力不断下降,油层开始脱气,生产气油比上升至25m3/t,据临71井实际测压资料,其地层压力由15.04MPa降至阶段末的10.93MPa,压降高达4.11MPa,动液面相应降至419m。
弹性产率5903t/MPa。
阶段末,共开油井3口,日油能力31.4t/d,含水16.6%,累积产油9.0×104t,采出程度3.78%。
2、试注阶段(1979.8-1986.6)
该阶段投产油井2口,投注1口,转注1口,对应油井见效明显,但由于注采井距偏小,造成对应油井暴性水淹。
如临11-2井79年8月投注后,距其190米的对应油井临11-4于79年9月即开始见效,至81年4月,含水上升至90.4%,动液面由438米上升至井口,地层压力上升至15.04MPa。
至阶段末,有油井3口,因套坏关井1口,高含水关井1口,开1口,日油2t/d,含水42.5%,累油13.39×104t,采出程度5.63%。
有注水井2口,开1口,日注18m3/d,累积注水24.46×104m3,累积注采比0.85。
3、滚动开发建产能注采完善阶段(86.7-89.4)
该阶段在构造、储层不断落实的基础上,分三次实施了以钻新井为主的整体调整,形成了边部注水,顶部采油的较完善的注采井网。
阶段末,有油井19口,开17口,日油127.6t/d,含水67.5%,累油24.42×104t,采出程度10.26%。
有注水井10口,开9口,日注440m3/d,月注采比1.07,累积注水37.59×104m3,累积注采比0.81。
4、产量递减阶段(89.5-96.12)
该阶段由于见效油井出现含水急剧上升,加上部分井防砂失效、套坏关井,尽管92年实施了控水稳油方案,新投油井2口,水转油1口,实施各类油水井措施12口,但仍无法扭转其油水井利用率大幅下降,产量大幅递减的态势,至阶段末,有油井22口,开9口,日油24.7t/d,含水87.0%,累油37.54×104t,采出程度15.77%。
有注水井8口,开7口,日注352m3/d,月注采比1.82,累积注水142.07×104m3,累积注采比1.04。
5、低速稳产阶段(97.1-04.8)
因高含水井相继挤灰上返,该块即进入了一个低速稳产阶段,至2004年8月,共有油井18口,开11口,日产油能力23t/d,综合含水86.3%,注水井9口,开7口,日注水能力218m3/d,月注采比1.27,累积注水198.2×104m3,累积注采比0.93。
累产油45.65×104t,采出程度19.2%。
(二)开采特征
1、油藏埋藏较浅,胶结疏松、出砂严重,需先期防砂生产。
2、油层物性较好,产能高。
3、中低含水期含水上升快,至高含水期含水上升减缓,60%以上的可采储量在高含水期采出。
四、开发效果评价
(一)储量动用状况评价
临11沙二下地质储量238×104t,全部动用。
累积采油45.65×104t,采出程度仅19.2%。
整体动用程度不高,平面、层间储量动用不均(表5-1、表5-2、表5-3)。
1、平面上,不同断块之间,同一断块不同部位储量动用不均
井网完善程度和注采对应率是控制平面储量动用状况的主要因素。
5个含油断块,采出程度最高为30%,最低的只有1.4%。
对同一断块而言,如临63块西部临63-13井区,地质储量105×104t,采出程度已达23.0%,而其东部临71井区,地质储量76×104t,采出程度只有15.2%。
各断块断层屋脊部位因井网完善程度低,储量动用程度都较低。
表5-1临11沙二下各自然断块动用状况统计表
断块
储量(×104t)
累油(×104t)
采出程度(%)
剩余地质储量(×104t)
临11-17
45
8.76
19.5
36.24
临63
181
35.69
19.7
145.31
临63-15
3.4
1.02
30.0
2.38
临71-6
5.5
0.079
1.4
5.421
临11-10
3.5
0.07
2.0
3.43
表5-2临63块动用状况统计表
临63块东(临71井区)
临63块西(临63-13井区)
面积
(km2)
储量
(×104t)
累油
(×104t)
采出程度
(%)
面积(km2)
储量(×104t)
累油(×104t)
采出程度(%)
0.34
76
11.5426
15.2
0.3
105
24.1358
23.0
2、同一断块不同小层储量动用差异大
受储层分布不均衡、层间非均质性、注采井网完善程度等因素影响,层间储量动用差异较大。
①采出程度<10%。
储量22.13×104t,有临11-17块一7、二6三7、8、9;临63块一7二4、3、5三1、5、10四1五4。
②采出程度10-15%。
储量32.9×104t,有临11-17块一7、三7、8、9;临63块三6、7、四3、4五1。
③采出程度15-20%。
储量79.36×104t,有临11-17块二3、8、9三3;临63块二8三3、4、8、9五3。
④采出程度20-25%。
储量45.5×104t,主要有四2、5五2。
⑤采出程度25-30%。
储量36×104t,有临11-17块二2、4、8;临63块二9
⑥采出程度>30%
储量10.4×104t,有临11-17块一4、5二5;临63块二6
表5-3临11沙二下主力断块分小层储量动用状况统计表
自然断块
采出程度(%)
小层
储量(×104t)
采出程度(%)
临11-17
<10
一7、二6三7、8、9
13.73
6.2
10-15
二1
1.5
11
15-20
二3、8、9三3
6.66
16.4
20-25
25-30
二2、4、8
16.9
28
>30
一4、5二5
6.17
31.18
临63
<10
一7二4、3、5三1、5、10四1五4
8.43
8.6
10-15
三6、7四3、4五1
31.4
12.9
15-20
二8三3、4、8、9五3
72.7
18.3
20-25
四2、5五2
45.5
20.9
25-30
二9
19.1
29.7
>30
二6
4.2
32.8
(二)产能评价
1、油井初期产能高
统计投产油井33口,平均单井初产能力20.7t/d,采油强度1.84t/d.m。
说明临11沙二下生产初期产能较高。
2、油井产能受注采井网不完善影响较大
受注采井网不完善的影响,地层能量下降快,油井液量低、液面深。
统计目前4口生产井,初期日液69.2t/d,日油21.0t/d,平均动液面502m,目前日液39.3t/d,日油5.1t/d,平均动液面757m,油井产能下降幅度较大(表6-1)。
表6-1 临11沙二下注采不完善井区油井生产状况表
井号
初产
目前
日液能力(t)
日油能力(t)
含水(%)
液面(m)
日液能力(t)
日油能力(t)
含水(%)
液面(m)
LPNL11-6
13.4
3.4
75.0
983
3.8
0.7
80.7
1191
LPL11-12
15.0
3.7
75.1
261
5.7
1.3
76.7
656
LPL63-12
12.8
11.7
13.3
720
14.3
1.5
89.8
780
LPL71-4
28.0
2.2
92.3
247
15.5
1.6
89.4
653
合计
69.2
21.0
69.7
526
39.3
5.1
86.5
757
3、油井产能受地层出砂影响较大
由于临11沙二下油藏浅,油层胶结疏松,出砂严重,油井必须进行先期防砂才能投产,但由于储层岩性主要为细-粉细砂岩,防砂后油流阻力增大,油层供液能力下降。
油井防砂后生产压差普遍加大,采油指数下降,产量下降。
表6-2 防砂失效井生产状况统计表
井号
初产
目前
日液能力(t)
日油能力(t)
含水(%)
液面(m)
日液能力(t)
日油能力(t)
含水(%)
液面(m)
LPL63-3
15.3
2.0
87.0
606
1.0
0.0
95.0
824
LPL11-8
26.4
3.3
87.5
418
5.1
0.8
84.7
678
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