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文檔簡介
1、二、油田注水開發(fā)整體規(guī)劃方案(一)新莊油區(qū)長6油層1、油藏的地質特征(1)構造特征及油藏類型在燕山期構造運動的作用下,形成了包括本油區(qū)在內的西傾大單斜,并且在后期的構造運動中,使盆地東部進一步抬升擴大,形成于目前的構造格局,由于盆地內受構造運動影響的微弱,因此,比較平緩,傾角一般不足1度。區(qū)域的構造背景和沉積相的共同作用,決定了盆地內部三疊系油藏主要以巖性油藏為主,邊、底水能量不足,原始驅動類型以彈性驅動為主,溶解氣驅動為輔。(2)儲層特征a.本油區(qū)長6油層的沉積相為三角洲前緣亞相沉積,灰綠色粉細砂巖、細砂巖。長6期反映湖退階段湖盆收縮期的沉積特征,所以,屬三角洲前緣席狀砂微相環(huán)境。b.儲層結
2、構的宏觀特征在平面上,厚度與物性受砂體沉積方向的控制,認為新莊油區(qū)長6油層存在著三支三角洲指狀砂體,具體是:西支指狀砂體主體帶分布在碾溝一帶;中支指狀砂體主體分布5120井區(qū)到向陽溝一帶;東支指狀砂體主體主要分布在前滴哨到老莊焉一帶。砂體沉積方向呈北東南西向展布,寬度34km,主體帶上砂層厚度3040m。在各指狀砂體主體帶上,形成團塊狀含油富集區(qū),在富集區(qū)東西西側受砂體側緣富泥帶遮擋,南北兩端內垂直砂體展布的成巖致密切割,形成沿砂體主體帶呈“串珠狀”分布的含油富集區(qū)6個,具體為:西砂體碾溝富集區(qū),5130井以西富集區(qū);中砂體向陽溝富集區(qū),安家咀東富集區(qū);東砂體老莊焉富集區(qū),5-15井以南富集區(qū)
3、。c.儲層結構的微觀特征據(jù)新莊油區(qū)長6油層5口井(5181、5011、5230、5241、5187井)薄片鑒定,儲層巖性主要為中粒長石砂巖,細粒長石砂巖,骨架顆粒細、粒度0.14-0.38m,粒級中一細,分布較均勻,分選程度好,分選系數(shù)1.49-2.11mm,園度:次棱,陸源的主要成份以長石(占55-64%),石英(占20-25%)為主,其他還有少量的噴發(fā)巖(占2-4%),隱晶巖(1-4%),片巖(占1-3%),千枚巖(1-4%);云母(占3-8%),定向分布;填隙物主要有:緣泥石(占1-4%),伊利石(占1-2%),泥鐵石(占1-2%);膠結物有:方解石(占1-4%),石英質(占1-3%),
4、瀝青質(占2-3%),菱鐵礦(占1%)。巖性致密性強,強壓實,使顆粒斷裂,形成微裂縫。膠結類型:孔隙,薄/孔,薄膜;方解石斑狀膠結。接觸關系:線狀。孔隙類型:以原生孔隙為主,粒間孔,粒內孔、溶孔、鑄??祝婵茁?-6%。砂巖泥雜充填,孔隙細少,在15-40m之間,孔隙呈斑狀分布,連通性差,不連片,孤立存在,零散分布,有三角狀、長扁狀、拉長狀等形狀。油層物性差??紫抖?.9-10.9%,平均9.2%,滲透率0.58-0.78毫平方微米,含油飽和度43%(借史家畔長6油層),屬低孔特低滲低飽巖性油藏。(3)流體性質a.原油性質:地面原油密度0.86(借),地層原油密度0.83,地面原油粘度8毫帕.
5、秒(借),地層原油粘度2.68毫帕秒(借),原油含蠟8.3%,含膠質和瀝青質6.5%(借)。b.地層水性質:總礦38410毫克/升,氯離子23736毫克/升,PH值5.5,水型:氯化鈣。(4)儲層巖石潤濕性特征借新莊油區(qū)5152井長2油層數(shù)據(jù),儲層巖石潤濕性為親水。(5)油水兩相滲流特征據(jù)新莊油區(qū)長6油層5011井油水相滲數(shù)據(jù)可知:五個特征點是:束縛水飽和度34.8%,殘余油飽和度63%;油水相共滲點是46.9%,束縛水飽和度條件下油相滲透率0.671,殘余油飽和度條件下水相滲透率0.219;從相滲曲線可知,油相滲透率下降快,至低水平后降幅趨緩,水相滲透率低且慢升;驅油效率低,油水兩相共滲區(qū)(
6、可動油飽和度)窄,只有28.2%,計算最大驅油效率只有43.2%;實驗室相滲曲線給出的驅油效率是:無水期驅油效率24.3%,含水95%時驅油效率36.5%,含水98%時驅油效率43.2%。(6)儲層的敏感性特征據(jù)新莊油區(qū)長6油層5011井敏感性數(shù)據(jù)可知:速敏中偏弱、酸敏弱、堿敏弱、水敏弱,未見鹽敏報告,總的講,對油層結構和機理的傷害程度不大。(7)儲量評價含油面積10平方千米,地質儲量326.4萬噸,儲量豐度32.6萬噸/平方千米,油藏埋深957m,孔隙度10-12%,滲透率0.4-0.5毫平方微米,每千米日產0.5噸,綜合評價為:低孔特低滲低豐度埋藏淺油藏。2、注水開發(fā)可行性分析(1)我們統(tǒng)
7、計了新莊油區(qū)長2油層已投產正常開井的87口井,2007年11月投入開采以來到2008年4月半年時間,日產油從預測最終采收率12%。新莊油區(qū)長2與長6油層產量遞減狀況相似,依靠自然能量開采,最終采收率較低。計算采收率的經(jīng)驗公式是:Rm=0.2126(1-swi)/bo0.1611(k/0)0.0979(swi)0.3722(phac/pa)0.1741 式中:Rm.采收率(小數(shù)):油層孔隙度(小數(shù))設0.1Swi:束縛水飽和度(小數(shù))設0.348bo:原油體積系數(shù):設1.023K:油層平均滲透率(毫平方微米)設1o:地層原油粘度(Mpa.s)設2.7(借)PHac:飽和壓力(Mpa) 設1.58
8、(借)Pa:地層廢棄壓力(Mpa) 設0.5代入公式后Rm=0.0898=8.98%9%對新莊油區(qū)長6層進行了計算,自然能量開發(fā)采收率9%這就需要通過注水補充能量,減緩產量遞減,提高最終采收率(2)新莊油區(qū)長6油層構造平緩,巖性致密,滲透率低5230井、5241井壓汞毛管壓力曲線數(shù)據(jù)表明,孔喉直徑0.24-1.59m,平均0.86m;均質系數(shù)0.35-0.58,平均0.44,分選系數(shù)0.12-4.6m,平均2.01m,退出效率15.47-50.23%,平均22.2%,域壓0.33-2.14兆帕,平均0.82兆帕,利于注水開發(fā)。(3)油層五敏試結果表明,各項敏感性均是弱,對油層結構和機理傷害不大
9、,適合于注水。(4)油層巖石的潤濕性,雖然沒有作試驅,但5011井相滲曲線的結果表明,油水相共滲點為46.9%,說明巖石的親和度是屬于中性到親水的,有利于注水驅油。另外,新莊油區(qū)5152井長2油層潤濕性試驗為親水的,也可以鑒戒佐證,(5)早期同步注水開發(fā)效果比晚期注水開發(fā)要好5011井長6油層應力敏感試驗,圍巖壓力提高使巖石滲透率降低,5011井滲透率0.094毫平方微米,初始值0.04822毫平方微米,最小值0.01607毫平方微米,滲透率傷害率66.7%,最高巖樣圍壓在18.25兆帕,損害程度中等,說明早期注水的必要性。(6)人工注水采收率評價a.水驅油效率法,根據(jù)國內4個低滲油田幾十條油
10、水相滲曲線測試數(shù)據(jù)獲得的多元方程為:Rm=0.2577+0.00125K-0.071-0.00490式中:Rm:最終采收率(小數(shù))K:油藏平均空氣滲透率(毫平方微米)設1:油藏平均孔隙度(小數(shù))設0.1o:地層原油粘度(毫帕.秒)設2.68(借水晶溝油區(qū)長6油層)代入公式后Rm=0.2577+0.001251-0.0710.1-0.00492.68=0.2387=23.87%b.國家儲委辦計算采收率經(jīng)驗公式(陳元千公式)Rm=0.214289()0.1316=0.214289()0.1316=0.2142890.8783=0.1882=18.82%以上兩個公式計算取其平均值:Rm=()=0.2
11、135=21.35%注水開發(fā)最終采收率為21%,比依靠天然能量開采,可以提高采收率12%。3、開發(fā)規(guī)劃方案(1)方針、原則、技術政策a.方針:以經(jīng)濟效益為中心,以提高最終采收率為目標,堅持少投入、多產出,實現(xiàn)早期注水,形成3.5萬噸的年產能規(guī)模,在提高采收率的同時,獲得較高的經(jīng)濟效益。b.原則、政策第一,井距250m,反九點法井網(wǎng)密度合理,以達到較高的水驅控制儲量,實現(xiàn)合理的采油速度第二,采用以注水井為直井,采油井為斜井的叢式井組為主的地下井網(wǎng)系統(tǒng)。第三,搞好油層保護,必須采用優(yōu)質完井液和低失水泥漿固井液。第四,堅定不移地實施低注水強度的溫和注水方針,在井組累計注采比達到0.3前,注采比1.5
12、,累計注采比0.3以后,注采比1-1.2,不斷地擴大注水波及系數(shù),確保注水效果的長期化。第五,確保注水水質的真正合格,反對“湊合”、“馬虎”。第六,確保取全取準注水開發(fā)的油水井第一性資料,嚴懲不負責任的造假現(xiàn)象為擴大注水開發(fā)效果提供可靠的依據(jù)。(2)方案部署及指標預測a.方案部署根據(jù)地質研究成果,在10平方千米的含油面積上,326.4萬噸地質儲量,68.5萬噸可采儲量范圍內,共部署167口井,其中油井132口,注水井35口,注采井數(shù)比1:3.77,油井井網(wǎng)密度13.2口/km,單井控制地質儲量2.47萬噸,單井控制可采儲量0.52萬噸。目前有生產井94口,再打新井73口(油井38口,新水井35
13、口)。(詳見圖9)b.指標預測第一,2008年底,老井94口,日產液248t,日產油62t,日產水186m3,綜合含水75%,預計累油26000t;2008年新井38口,日產液152t,日產油38t,日產水114m3,含水75%,預計產油18000t。2008年新老井合計132口,日產液400t,日油100 t,日水300m3,含水75%,累油44000 t,累水132000 m3第二,2009年開始,自然遞減率5%,年含水上升速度2%,方案規(guī)劃結果:五年產油156585t,產水676710m3,階段采出程度4.8%,累積采出程度達6.15%,五年年含水上升10%,階段含水上升率為2.08%,
14、五年注水1012284m3,平均年注采比1.17 (詳見表4-1)。C.采油速度指標評價影響產能的因素很多,對低滲油藏來講,更沒有共同的設計標準,根據(jù)國內部分低滲透油藏的開發(fā)資料,經(jīng)分析得到低滲油藏開發(fā)前三年采油速度的評價公式。V。=2.2755-1.4760.01N-9.4970.01-4.7310-7SP式H:V。:開發(fā)前三年采油速度(%)N:單控儲量(萬噸/井) 設:2.47萬噸/井M: 注采井數(shù)比 設:3.77S:油井井網(wǎng)密度(平方米/井)設75758平方米/井P:校正系數(shù) 設0.5代入公式后V。=(2.2755-1.4760.012.47-9.4970.01-4.7310-77575
15、8)0.5=1.089%通過公式計算,采油速度與預測基本一致。4、經(jīng)濟評價(1)總收入5年產油15.6578萬噸,比不注水依靠自然能量產油(9.3951萬噸)多產6.2634萬噸,原油商品率0.98,單價3000元/噸,累積增加銷售收入1.84億元。(2)總投資估算a.打新井73口,每口井費用85萬元,累計6205萬元。b.注水地面工程1500萬元。(一個注水站,14個配水間,60km管線)(詳見表4-3)c.化驗設備購置費50萬元。d.注水費:每噸水5元,5年累注水1012284m3,費用506萬元。e.水質處理費每噸5元,5年累注水1012284m3,費用506萬元。以上合計總投資8767
16、萬元,約8800萬元。(3)稅費a.原油銷售收入綜合稅金(包括兩項基金)按30%收取,五年多產商品油6.1381萬噸,增加綜合稅金0.55億元。b.稅后上交利潤:稅后收益1.29億元(1.84億元-0.55億元)0.25=0.3225億元c.5年后利潤總額:1.84億元-0.88億元-0.55億元-0.3225億元=0.0875億元(4)財務評價總支出1.75億元(0.88億元+0.87億元),以每噸原油銷售價3000元計算,只要1年10個月生產原油6.23萬噸,即可收回全部費用,即投資回收期不到兩年,比標準回收期6年提前了4年,第3年開始盈利,這說明具有較高的經(jīng)濟效益,而且可以斷言,這5年內
17、國際原油價格很可能突破200美元/桶,這樣經(jīng)濟效益會更可觀。 新莊油區(qū)長6油層注水開發(fā)規(guī)劃預測表 表4-1年油井(口)平均單井日油(t)日產液(t)日產油(t)日產水(m3)含水(%)年產油(t)年產水(m3)累產油(t)累產水(m3)注水井(口)平均單井日注(m3)日注(m3)年注(m3)累注(m3)年注采比累計注采比采油速度(%)采出程度(%)2008年底1320.76400100300754400013200351.3520091320.724139531877346751160707867524807035184312360002360001.50.691.062.4120101320.684289033879328501233701115253714
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