1 油藏概况
该区块三工河组油藏属于中低粘度、强非均质的砂岩油藏, 四周受断裂控制的断块圈闭, 断块内发育一条小断层。沉积环境主要为水下分流河道沉积, J1s21顶部泥岩为一套能量较低的湖泊相沉积, 其亚相为滨浅湖, 微相为砂泥坪、河口砂坝和河道间沉积;底部砂体为一套能量较高的三角洲相沉积, 其亚相为三角洲前缘, 微相为水下分流河道沉积, 沉积厚度17.0m~35.0m, 在井区内分布稳定, 可以划分2 个砂层组 (J1s21、J1s22) , 主力油层为J1s21。油层孔隙度11.69%, 渗透率11.20m D, 油藏地层温度为102.49℃, 原始地层压力41.84MPa, 饱和压力37.21MPa, 压力系数0.99。
2 开发概况
截至2015 年12 月, 油藏共有油水井59 口, 其中采油井38口, 注水井21口, 采油井开井数13口, 注水井开井数5口, 日产液29吨, 日产油4吨, 日注水81方, 含水86.2%, 年产油0.2085×104t, 累积产油35.2951×104t, 累积注水量14.0644×104m3, 累积注采比2.17;采油速度0.05% , 采出程度10.55% ;地层压力38.2MPa, 原始地层压力保持程度91.3%。
3 可采储量标定
原采用经验公式法标定原油可采储量73.59×104t, 采收率22%;标定溶解气可采储量1.57×108m3, 采收率30.1%。
本次原油可采储量标定, 采用丁型水驱曲线、含水率—累产油关系、水油比—累产油关系曲线[1~2]、指数递减曲线测算, 分别为39.48×104t、37.36×104t、44.92×104t、35.62×104t;采用指数递减曲线测算为35.62×104t。为保持与SEC评估方法一致性, 今后可采储量具有对比性, 本次采用指数递减曲线, 标定石油可采储量为35.62×104t。采用Np~Gp法标定溶解气可采储量为0.99×108m3。
本次标定后, 石油可采储量由原标定的73.59×104t降至2015 年12 月的35.62×104t, 核减38.08×104t, 采收率由22%降至10.6%, 溶解气可采储量由1.57×108m3降至0.99×108m3, 核减0.58×108m3, 采收率由30.1%降至18.9%。
4 可采储量核减原因分析
4.1 储层非均质性强, 含水上升快, 改善难度大
该油藏2004 年在J1s21试油获工业油流, 2006 年以250m井距反七点法注水井网开发。J1s21砂层储层具有很强的层间、层内非均质性, 孔隙度最大值为17.8%, 最小值为2.8%, 平均值为11.69%;渗透率最大值为5000m D, 最小值为0.047m D, 平均值为11.2m D;级差为106382, 突进系数为446, 变异系数为58.4。油藏较深, 隔层不发育且分布不连续, 含水上升快。很难切实有效的缓解油藏剖面矛盾, 再则分注时, 油井大部分已经中含水, 分注进一步降低了油井液量, 减缓层间产吸差异, 但未能有效降低含水, 油藏的剖面仍动用不均, 注入水沿高渗层突进现象依然严重, 油藏含水上升未明显控制。
由于储层非均质性较强, 存在高渗透条带, 注水后沿高渗层突进, 含水上升较快, 降低产能, 导致累产较低。同时, 油藏剖面动用不均, 各层之间产吸能力差异大。
2012 年12 月和2013 年6 月对某井组水井实施调剖试验, 未见明显效果, 调剖效果差。补孔、堵水、隔水、酸化、压裂累计措施22井次, 有效12井次。油藏西南部边底水活跃, 且隔层厚度薄, 油井底水上侵, 含水快速上升现象严重, 2009年至今进行7井次油井补层;2009年8月到2013年5月, 压裂井11口, 有效井数6口, 有效率仅为55%。
4.2 储层敏感性强, 见水后液量下降快, 注得进采不出现象严重
J1s21水敏感性强, 水敏性的渗透率损失率为15.11%~82.04%, 平均为55.01%。目前全区范围内高含水, 油水井渗透率大幅降低, 目前水井正常注水, 但油井出液困难, 液量低, 含水高。从单井无因次渗透率、无因次采液指数、含水变化曲线可以看出, 渗透率、采液情况迅速变差, 含水迅速上升。某评价井2005 年6 月投入开发, 为全区最早投入开发井, 对应三口注水井于2006 年12 月转注, 2007 年底该井产量下降趋势得到控制并缓慢回升, 注水见效明显。 2009年7月见水后液量逐渐降低, 10月停喷转抽, 油水井联通较好, 2010年6月注入水快速突进, 液量进一步降低。见水后液量下降的现象仍普遍存在, 导致整个油藏开发效果较差。
2006 年底, 水井陆续转注, 2008 年6 月, 排液水井转注完毕。随着油藏开发, 油井有效渗透率和单井产液能力逐年下降, 表皮系数增大, 后期虽进行压裂、酸化解堵措施, 表皮系数降低, 但有效渗透率和产液能力未得到有效恢复。
摘要：本研究针对某老区三工河组 (J1s21) 油藏开发情况, 采用各类方法预测后期生产趋势, 最终得出研究区块合理技术可采储量, 并做核减原因分析。
关键词：老区,储量标定,技术可采储量,核减原因
参考文献
[1] 王树华, 杨凤波, 孙继伟, 唐磊.应用水驱特征曲线法计算可采储量应注意的几个问题.石油勘探与开发.2001, 28 (5) :53~55.
[2] 陈元千, 赵天森.预测可采储量和剩余可采储量的新方法.中国海上油气.2004, 16 (4) :254~258.