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油泉子油田注水现状分析及对策建议

发布:多吉利        来源:www.duojili.cn  

油泉子油田注水现状分析及对策建议

摘要:

      油泉子油田自1955年发现至今已有55年的历史,是青海油田最早发现的油田之一。但由于油田埋藏浅、裂缝发育,致使油田地层能量低,常规开采效益差。随着油田进入注水开发期,一批注水井投注,在补充地层能量的同时,油田的层间矛盾日益突出,表现在系统注水压力高,注水层段吸水不均匀,造成有些层见效慢;有些层单层突进严重,造成油井水淹。这些问题的出现,严重制约了油田的开发水平的提高。本文通过对近几年油田注水资料的分析,找出了影响注水的原因并提出了一定的建议。

主题词:油泉子   注水  对策  建议

前言

油泉子油田隶属青海省海西州茫崖镇管辖,位于青海省柴达木盆地西部北区。油田区域内及附近均无居民点,亦无河流,仅有干涸的冲沟。构造内地形复杂,高差较大,南翼形成悬崖陡壁,轴线附近及北翼多沙丘覆盖,地面海拔2840~2950m。

构造上处于柴达木盆地西部拗陷区茫崖凹陷亚区,属油泉子背斜构造带上的一个三级构造。构造西北同咸水泉、干柴沟构造以向斜相隔,北与南翼山构造、西南与油砂山构造相望,东南则分别与开特米里克、盐山构造以向斜相接。

    自1955年首钻油1井发现油泉子油田至今,已经历55年的历程,但油泉子油田的开发至今仍困扰着我们,诸如油田采收率低、注水效果差、泵效低、投入产出比低等问题一直制约着油田的发展。

油泉子油田地质概况

表1  油泉子油(气)田地层简表

地  层  名  称

层位

符号

地层厚度

岩    性    岩    相    简    述

上第三系

上新统

上油砂山

 

N22

 

灰色泥岩、钙质泥岩及含砂泥岩为主,夹少量灰色泥灰岩、凸镜状薄层粉砂岩条带及灰色、深灰色泥灰岩

下油砂山

 

N21

 

灰色泥岩为主, 夹有薄层的灰黑色质不纯的泥灰岩,其厚度在0.5m以下, 本层下部主要是泥岩,泥灰岩较上段相对减少

中新统

上干柴沟

 

N1

 

灰色及深灰色泥岩为主, 夹少许薄层灰黑色灰岩及灰色泥灰岩,与N21在岩性的相异处不仅泥灰岩显著的减少,而且泥岩中的含砂也有所减少,泥灰岩只是零星出现

下第三系

渐新统

下干柴沟

上段

E32

 

灰色泥岩或含砂泥岩为主,夹少量泥灰岩及薄层泥灰岩,出现较多的粉砂岩

储层岩性

综合钻井、地质录井、岩心描述及分析化验等资料分析,本油田储层岩性由碳酸盐岩类的颗粒(藻)灰岩、泥晶灰岩、泥灰岩及碎屑岩的(泥质)粉砂岩构成。

据油8、油15、油109井三口井薄片鉴定,研究区碳酸盐岩的矿物成分主要为方解石(53-90%,平均66.9%),并较常见自生矿物黄铁矿(1-10%,平均4.1%)及少量石膏(2.1%);研究区粉砂岩的碎屑成份主要为石英(53-65%,平均59%)、次为沉积岩岩屑(3-5%,平均4%)及少量长石。

储集空间类型

N21- N22储层的孔隙类型可分为原生粒间孔隙、次生孔隙和裂缝三类。具体有:原生粒间孔隙、粒间溶孔、粒内溶孔、溶模孔隙、晶间孔、晶间溶孔和裂缝孔隙。其中原生粒间孔、粒间溶孔、溶模孔、晶间孔和晶间溶孔是该区储层的主要储集空间。

微裂缝:在浅层岩芯中可见,同时通过对研究区中、深层岩石薄片及铸体薄片观察,也见到微裂缝,裂缝一般宽度0.01-0.03mm,有的已被方解石完全充填,有的则为半充填或未充填。

喉道类型有:缩颈喉、点状喉道、管状喉道和片状喉道。孔喉半径0.067-0.081um。微裂缝、缩颈喉和点状喉是该区储层油气良好的渗流通道。

储层物性特征

据3口取芯井储层孔、渗样分析统计:

孔隙度呈较典型的正态分布,孔隙度分布介于1.3-27.99%,储层属于低-中孔隙度储层。

渗透率呈偏正态分布,渗透率分布介于0.01-103.3mD,平均渗透率2.23mD;储层主要属于特低-低渗透率储层。

统计分析了油15共5块样品的压汞实验资料,从所得毛管压力曲线获得了反映储层孔隙结构特征参数,主要参数的分布特征及评述如下:

a、排驱压力最大为13.9Mpa,平均为5.45 Mpa,反映其储集性能差。

b、最大连通喉道半径最大为0.5,最小为0.05,平均为0.29µm。属于对储层贡献偏小的喉道半径范围内。

c、退出效率不仅能反映储层孔喉连通性的好坏,而且能反映储层产能的大小、采收率的高低。此值越大越好。目的层段退出效率最大为54%,最小为42%,平均为46.4%, 因而,反映其储集性能偏差。

d、孔隙喉道半径平均值,又称均值半径:它表示岩样孔喉半径的平均位置。从表2-4可知,最大均值半径为0.119μm,最小为0.019μm,平均为0.048μm,大部分小于1,属于性能极差的储集层。

油泉子油田储层敏感性评价表:

项  目

深度

m

空气渗透率 (10-3μm2)

孔隙度

%

渗透率损害率Dk(%)

敏感指数

%

判定

结果

综合判定

结果

模拟地层水流速敏感性

80.0-84.5

0.43

12.6

1.8(5)

无速敏

无速敏

-1.08%

166.2-171.2

2.08

16.7

14.6

弱速敏

176.2-180.7

0.37

11.8

4.2(5)

无速敏

276.51-285.71

0.596

13.8

-4.3

无速敏

盐敏性

102.82-112.02

0.49

11.3

3.4

无盐敏

弱盐敏

6.12%

166.2-171.2

0.95

17.3

4.8

无盐敏

176.2-180.7

0.518

12.4

5.4

弱盐敏

242.58-251.78

2.46

18.1

10.9

弱盐敏

碱敏

138.79-145.8

0.45

10.12

8.0(临界碱度)

41.5

中弱碱敏

中弱碱敏

32.15%

157.5-166.2

1.85

15.4

8.0(临界碱度)

29.8

弱碱敏

176.2-180.7

0.601

12.4

8.0(临界碱度)

35.7

中弱碱敏

294.07-312.4

6.12

17.9

8.0(临界碱度)

21.6

弱碱敏

水敏

98.9-102.82

0.41

13.6

8.9Iw)

弱水敏

弱水敏

6.60%Iw)

157.5-166.2

0.68

11.7

14.2Iw)

弱水敏

180.7-186.23

0.43

11.2

-5.7Iw)

无水敏

205.29-214.49

0.37

12.3

9.0Iw)

弱水敏

酸敏性

80.0-84.5

0.19

10.4

-21.9Ia)

无酸敏

无酸敏

-16.5%Ia)

166.2-171.2

0.54

12.3

-17.1Ia)

无酸敏

176.2-180.7

0.36

14.2

-14.2Ia)

无酸敏

276.51-285.71

0.59

11.9

3.7Ia)

无酸敏

流体性质

原油性质

(1) 地面原油性质

油泉子油田原油为棕黄色及深绿色稀油,密度较低,油品性质较好。全油田密度一般在0.8298~0.84mg/cm3,平均为0.834mg/cm3;粘度为7.53--9.63mPa.s;原油含蜡量较高,达16.79%;汽油含量20~30%,煤油含量为19-22 %;原油凝固点为32℃。

(2) 地层原油性质

平均地下原油密度为0.8144mg/cm3;地层原油粘度4~4.5mPa.s,平均为4.2mPa.s;体积系数为1.075-1.090,油气比为38-32.5m3/m3。

天然气性质

油泉子油田无纯天然气藏,天然气为原油中脱出的湿气。天然气相对比重0.718~0.901。

地层水性质

油泉子油田的地层水矿化度很高,总矿化度在20×104~28×104mg/L,平均为25.86×104mg/L,水型为CaCl2。

地层压力、温度

油泉子浅层(N21-N22)油藏压力梯度为0.955MPa/100m,属于正常压力系统。

原始饱和压力为2.6--4.2MPa,平均3.2Mpa;

油泉子浅层(N21-N22)油藏温度梯度为3.62℃/100m,属于正常温度系统。

油田中深(海拔2600米)地层温度23.5℃。

油藏类型 

油藏属于受岩性影响的构造油藏。

油藏驱动类型

油泉子油田浅层油层薄,渗透率比较低,未见明显的边水存在,试采井中也未见边水突进现象,各井的综合含水比较稳定。结合其它分析资料认为油泉子油田浅层油藏的原始驱动类型为以弹性驱动和溶解气驱为主。

油层破裂压力

油泉子油田油井平均油层中部深度为400m。通过公式计算破裂压力为9.32MPa。

注水井井底最大流压

注水井井底流压原则上应不超过地层破裂压力,取破裂压力的80%倍进行折算,得到注水井最大井底流压为7.46 MPa。

油泉子油田注水现状分析

油泉子油田截止20107月底累计注入13.9258万吨水,地层累计亏空28.9493万吨。目前注水井51口,其中分注48口,混注3口;29口无水嘴控制,22口井有水嘴控制。截止 7月底油田累计年注水 6.9234万方 。51口注水井作用在全油田的224口采油井上。采油井日产液162吨,单井平均日产液0.72吨。 96口采油井接近或达到油田平均水平(油0.18/天),占采油井总数的43% 56口采油井未达到油田平均水平,占采油井总数的25%;其余32%的井无产量统计。

12010年油田指标完成统计如下:

油泉子油田采油情况统计

20101731日原油产量指标完成统计表

油泉子油田注水指标及完成统计

油泉子采油指标情况:

从以上统计表可以看出,关井数占采油井的31%,即全油田近三分之一的井属无效井;捞油井占采油井的57%,这些井属于低效井。这说明油田的自然能量严重不足,必须即时补充地层能量。

油泉子油田典型采油井统计

从上表可以看出:

      1、实行“三小一大”工作制度后,采油井产量有一定幅度的提高。

      2、采油井稳产难度大,稳产期短。

      3、补充地层能量迫在眉睫。

2、我们统计了全油田所有注水井的情况如下表:

    从统计可以看出,除部分井达到配注量外,大部分井没有甚至远低于配注要求;55%井没有限制注水量。这反映出地层吸液能力差。

注水水质分析情况:

注水水质分析表

    从上表可以看出,油田的水质存在不达标,尤其机杂和铁离子含量高,这是影响油田正常注水的因素,必须尽快消除。

3、油泉子油田产量变化:

    我们统计了油田自200912月至20107月油田的产量变化,可以看出油田原油产量递减较快,递减率为21%,如下图所示:

4、油泉子油田注水压力变化:

油压Mpa

套压 Mpa

系统压力Mpa

09年12月

4.11 

3.66 

6.53 

10年1月

4.24 

3.54 

6.04 

10年2月

5.10 

4.03 

7.73 

10年3月

4.97 

4.30 

7.83 

10年4月

4.69 

4.39 

7.69 

10年5月

4.65 

4.50 

7.82 

10年6月

5.12 

4.54 

8.04 

10年7月

4.96 

4.40 

7.95 

从上表和图可以看出,系统注水压力持续上升,说明油田注水工艺及注水方式存在一定问题。

5、油田含水变化:

从上图可以看出:2009年油田水井陆续转注后,单井日产油量下滑趋势仍在继续,而油田含水却不断上升。

通过上述分析,不难看出油泉子油田注水存在以下问题:

1、 水质不合格:油泉子油田注水系统不完善,无水质处理装置。水质合格率仅为57.4%,这是造成地层污染的外来因素。

2、 油泉子注水系统压力不稳定:油泉子注水泵压变化幅度较大,相对最小压力,变化最大幅度可达140%。整个注水系统没有一套分水器,无法对注水参数进行调节,这是造成各井注水不均衡的工艺因素。

3、注水单层突进严重:部分采油井在短期内含水上升速度快,有些层造成暴性水淹。我们对已测22口井吸水剖面进行统计后发现,平均每口井的吸水层位只有4层,占射开总层数33%,储层非均质性强,层间矛盾突出,吸水剖面不均匀。吸水厚度点总厚度36%。水驱储量动用程度较低。。

4、小层对应关系差:51个注水井组中,仅有22个井组的采油井接近和达到了平均水平,占井组的43%,而且之中部分井无产量统计。截止7月底,油田注水压力接近8MPa

、注采井网不完善,油水井数比高,平面矛盾突出:

注水压力波动曲线

注水效果柱状图:

对策及建议

1、 建议在油泉子油田建立水质监测化验室,进行日常水质监测工作。为保证油泉子注水正常进行,需改进流程添加水质处理装置,并针对油泉子油田地层选择适合的药剂,保证注入水质合格。

2、 由于油泉子注水起步晚,注水系统相当不完善。该油区注入水由大罐经注水泵泵入主管线,再由主管线分流到各单井。整个注水系统没有一套分水器,无法对注水参数进行调节。建议:对油泉子注水流程进行全面改造,进一步完善注水地面流程。

3、 油泉子注水井井口不规范,跑冒滴漏现象严重。建议:全部更换油泉子注水井非标准井口。

4、 加强对油泉子小层对比研究。

5、 进行失踪剂水向跟踪实验,验证小层对应关系。

6、 尽快完善注水井网。

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