乍得Bonger盆地Ronier C-1塊開發(fā)方式研究

田大亮 (中國(guó)石油集團(tuán)長(zhǎng)城鉆探工程有限公司地質(zhì)研究院)

乍得Bonger盆地Ronier C-1塊開發(fā)方式研究

田大亮 (中國(guó)石油集團(tuán)長(zhǎng)城鉆探工程有限公司地質(zhì)研究院)

根據(jù)Ronier C-1塊現(xiàn)有地質(zhì)資料,通過(guò)對(duì)區(qū)塊地質(zhì)特征進(jìn)行分析、對(duì)油品性質(zhì)進(jìn)行重新分析化驗(yàn)、對(duì)區(qū)塊地質(zhì)儲(chǔ)量進(jìn)行評(píng)價(jià)以及建立地質(zhì)模型和開展數(shù)值模擬等工作,確立了初期利用天然能量開采、適時(shí)轉(zhuǎn)入常溫注水開發(fā)的開采方式,并對(duì)布井方式、井網(wǎng)、井距、注水時(shí)機(jī)以及采油速率進(jìn)行了優(yōu)化選擇。

斷塊 地質(zhì)建模 數(shù)值模擬開發(fā)方式 注水時(shí)機(jī)

Ronier C-1塊位于乍得南部Bonger盆地。2003年中國(guó)石油集團(tuán)勘探開發(fā)公司 (CNODC)開始在Bonger盆地進(jìn)行風(fēng)險(xiǎn)勘探,2004年以來(lái)先后在6口探井上獲得重要油氣發(fā)現(xiàn),2008年下半年開始加快了Ronier區(qū)塊的勘探開發(fā)步伐。

1 油藏地質(zhì)特征

區(qū)域上Bonger盆地作為一個(gè)典型裂谷盆地,研究區(qū)位于Mimosa構(gòu)造帶上,白堊紀(jì)時(shí)期,在拉張環(huán)境下產(chǎn)生了近東西向的斷陷盆地。Ronier C-1塊的整體構(gòu)造形態(tài)為一個(gè)小型斷裂背斜,北部邊界受一條近東西向三級(jí)斷層所控制,其他方向受到四級(jí)斷層的封閉,形成獨(dú)立的一個(gè)小斷塊。

該區(qū)塊主力含油層位為Ronier組,油藏埋深600～788 m,平均油層有效厚度9.1 m,平均孔隙度為21.9%,平均滲透率為654×10-3μm2,綜合評(píng)價(jià)為中孔高滲儲(chǔ)層。地面原油密度0.944 6 g/cm3,黏度 (50℃)374.1 mPa·s,凝固點(diǎn)-23℃,含蠟量3.65%,膠質(zhì)、瀝青質(zhì)含量40.72%,地層水型為NaHCO3型。區(qū)塊含油面積4.07 km2,石油地質(zhì)儲(chǔ)量 327.71×104t,儲(chǔ)量豐度為80.521×104t/km2,屬于有自然產(chǎn)能、低豐度、中深埋藏、小型稠油油藏。

根據(jù)區(qū)塊6口油井21個(gè)層位的實(shí)測(cè)壓力、溫度資料分析,油藏中深壓力為6.7 MPa,壓力梯度為0.98 MPa/100 m;油藏中深溫度為50.8℃,溫度梯度為3.3℃/100 m。

2 試油試采分析

區(qū)塊只有 Ronier C-1井試油,共試油3層,試油井段734.0～770.5 m。2008年7月1日射孔,射孔厚度23.9 m/6層;7月9日采用螺桿泵求產(chǎn),累計(jì)產(chǎn)液35.5 m3,累計(jì)產(chǎn)油31.3 t。

本次研究依據(jù)Ronier C-1井地層測(cè)試、螺桿泵求產(chǎn)資料,分別計(jì)算了二開、三開流動(dòng)期間產(chǎn)量及螺桿泵求產(chǎn)時(shí)在流壓相對(duì)穩(wěn)定的兩個(gè)工作制度下的產(chǎn)量,確定了生產(chǎn)壓差。利用不同工作制度下求得的產(chǎn)量與其生產(chǎn)壓差進(jìn)行線性回歸[1],得到相關(guān)系數(shù)為0.98,說(shuō)明回歸結(jié)果較可靠,求得該井的采油指數(shù)為11.4 t/(d·MPa)。

3 儲(chǔ)層地質(zhì)建模

針對(duì)Ronier C-1塊建立了全定量化的儲(chǔ)層地質(zhì)模型[2],為開發(fā)提供了合理的地質(zhì)靜態(tài)模型。按照沉積單元?jiǎng)澐謱⒂筒貏潪?3個(gè)小層,根據(jù)地層厚度,采用在頂?shù)讟?gòu)造形態(tài)的約束下計(jì)算各小層頂?shù)讟?gòu)造面的方法來(lái)建立精確的三維框架模型。

經(jīng)過(guò)小層細(xì)分層之后,區(qū)域平面網(wǎng)格步長(zhǎng)50 m×50 m,縱向網(wǎng)格步長(zhǎng)按照各個(gè)沉積單元最小單砂體厚度劃分為0.3 m,網(wǎng)格節(jié)點(diǎn)115×45×241=1 247 175。經(jīng)過(guò)巖相建模、屬性建模和地質(zhì)儲(chǔ)量計(jì)算對(duì)比,地質(zhì)模型能夠合理地代表Ronier 3個(gè)油藏的實(shí)際物性和流體分布。

在此基礎(chǔ)上進(jìn)行了模型粗化。粗化網(wǎng)格平面網(wǎng)格步長(zhǎng)為50 m×50 m,縱向網(wǎng)格則以小層為單元。為了對(duì)比不同網(wǎng)格步長(zhǎng)帶來(lái)的影響,做了兩套粗化網(wǎng)格:①平面網(wǎng)格步長(zhǎng)50 m×50 m,垂向根據(jù)沉積單元的劃分,定義23個(gè)單元,總網(wǎng)格數(shù)809 760個(gè);②平面網(wǎng)格步長(zhǎng)100 m×100 m,垂向根據(jù)沉積單元的劃分,定義23個(gè)單元,總網(wǎng)格數(shù)156 240個(gè)。

對(duì)粗化后的模型進(jìn)行儲(chǔ)量計(jì)算,驗(yàn)證粗化場(chǎng)數(shù)據(jù)的合理性。輸出粗化的模型,為油藏?cái)?shù)值模擬提供參數(shù)場(chǎng)。

4 油藏?cái)?shù)值模擬

網(wǎng)格劃分采用與地質(zhì)建模統(tǒng)一的網(wǎng)格大小,即50m×50m,縱向上則根據(jù)各個(gè)井區(qū)小層劃分的不同,將每個(gè)獨(dú)立的小層作為一個(gè)模擬層。平面上劃分成139×240個(gè)網(wǎng)格?？v向上劃分為23層,其中含油小層11層,模型網(wǎng)格總數(shù)為 767 280個(gè)。Ronier油田原油性質(zhì)、高壓物性參數(shù)均采用在油藏特征研究部分所確定的數(shù)據(jù)。模擬相滲曲線則根據(jù)各個(gè)小層滲透性的不同選擇使用不同的曲線[3],均采用同層位Ronier 3井油層所測(cè)的相滲曲線。

5 油藏工程設(shè)計(jì)

5.1 開發(fā)層系確定

由于Ronier C-1塊平均油層有效厚度只有9.1 m,不具備細(xì)分開發(fā)層系條件,所以確定采用一套層系開發(fā)。

5.2 開發(fā)方式優(yōu)化

為了確定區(qū)塊最佳開發(fā)方式,進(jìn)行了天然能量開發(fā)、天然能量-常溫注水開發(fā)、天然能量-注熱水開發(fā)、天然能量-蒸汽吞吐開發(fā)、天然能量-蒸汽吞吐-蒸汽驅(qū)開發(fā)等多種開發(fā)方式可行性研究,從經(jīng)驗(yàn)公式、數(shù)值模擬研究等多種研究結(jié)果得出結(jié)論:依靠天然能量開采采收率只有9%,滿足不了油田開發(fā)的需要,因此需要補(bǔ)充地層能量。天然能量-常溫注水開發(fā)采收率為25%,天然能量-注熱水開發(fā)采收率為28.9,天然能量-蒸汽吞吐開發(fā)采收率為16.8%,天然能量-蒸汽吞吐-蒸汽驅(qū)開發(fā)采收率為34.7%。綜合考慮油藏地質(zhì)條件、原油物性特點(diǎn)、開采技術(shù)的難易程度、工藝設(shè)備、地面管網(wǎng)建設(shè)等,確定Ronier C-1塊的開發(fā)方式為初期利用天然能量開采,適時(shí)轉(zhuǎn)入常溫注水開發(fā)。

5.3 布井方式及井網(wǎng)、井距選擇

本著有利于吸水剖面的調(diào)整、提高水驅(qū)控制程度的原則,選擇直井布井方式。

本區(qū)屬于整裝的巖性構(gòu)造油藏,油層分布相對(duì)穩(wěn)定,但是非均質(zhì)性較強(qiáng),為了便于后期調(diào)整,確定采用正方形、反九點(diǎn)注采井網(wǎng)。

合理的井網(wǎng)密度直接關(guān)系到油藏的水驅(qū)控制程度、水驅(qū)采收率及采油速率。一般來(lái)說(shuō),井網(wǎng)密度越大,水驅(qū)采收率及采油速率越高,但是井網(wǎng)密度增大會(huì)造成建設(shè)投資增加,因此井網(wǎng)密度的選擇應(yīng)以經(jīng)濟(jì)效益綜合評(píng)價(jià)的結(jié)果為準(zhǔn)則。在利用經(jīng)驗(yàn)公式法、李道品法、類比法和數(shù)值模擬法進(jìn)行綜合比較后,優(yōu)選的合理井距為250 m。

5.4 注水時(shí)機(jī)選擇

選擇注水時(shí)機(jī)總的原則是從提高產(chǎn)油量的觀點(diǎn)出發(fā)早期注水,開發(fā)注水的最優(yōu)時(shí)機(jī)主要考慮壓力因素;最合理的地層壓力是略低于原始飽和壓力,因?yàn)檫@時(shí)地下原油黏度最小,有利于提高流度和體積涉及系數(shù),因此油井產(chǎn)能最高。此外從提高采收率的觀點(diǎn)出發(fā),油層壓力可以降至較低水平,允許油層在溶解氣驅(qū)下開采一段時(shí)間,因?yàn)樽杂蓺怙柡投扔欣谧⑺?qū)油飽和度的增加。通過(guò)數(shù)值模擬,分別對(duì)在原始?jí)毫Α柡蛪毫?、下降到飽和壓?0%～90%時(shí)轉(zhuǎn)入注水時(shí)機(jī)進(jìn)行了研究。數(shù)模結(jié)果表明,地層壓力水平保持在飽和壓力到飽和壓力90%之間時(shí)轉(zhuǎn)入注水開發(fā)生產(chǎn)效果最好。

5.5 采油速率

合理的采油速率是指在合理的注采井網(wǎng)、合理的注采系統(tǒng)、現(xiàn)有的工藝技術(shù)條件下,能充分發(fā)揮油井的采油能力和注水井的注水能力,不降低油藏的水驅(qū)油效率,達(dá)到較好的開發(fā)效果。其經(jīng)濟(jì)效益最優(yōu),同時(shí)考慮一定的抗風(fēng)險(xiǎn)能力。

對(duì)于水驅(qū)開發(fā)砂巖油田,采油速率是否合理是一個(gè)十分重要的問(wèn)題。在開發(fā)中如果采油速率過(guò)高,平面和層間矛盾加劇,油藏最終采收率低;反之,如果采油速率偏低,則不能滿足國(guó)家對(duì)采油速率的要求,亦不能發(fā)揮油藏潛力。利用數(shù)值模擬技術(shù)進(jìn)行了15、20、25、30、35 t/d的采油速率分析和研究,以確定斷塊的合理采油速率。從不同采油速率的開發(fā)指標(biāo)對(duì)比來(lái)看,采油速率過(guò)高,含水率上升較快,采油速率過(guò)低,單位生產(chǎn)時(shí)間內(nèi)采出程度較低,因此確定水驅(qū)單井日產(chǎn)在10～15 t/d較為適宜,折算采油速率為2%左右。

6 結(jié)論與認(rèn)識(shí)

依據(jù)綜合地質(zhì)研究和油藏工程設(shè)計(jì)結(jié)果,Ronier C-1塊采用一套開發(fā)層系、正方形反九點(diǎn)井網(wǎng)250 m井距直井進(jìn)行開發(fā),初期依靠天然能量開采,當(dāng)?shù)貙訅毫抵溜柡蛪毫Ω浇鼤r(shí)轉(zhuǎn)入常溫注水開發(fā),這是目前條件下的最佳開發(fā)方式。但由于對(duì)油藏地質(zhì)特征、開發(fā)規(guī)律的分析存在局限性,

必將導(dǎo)致油田開發(fā)過(guò)程中存在一定的風(fēng)險(xiǎn),需要在實(shí)施過(guò)程中依據(jù)實(shí)際情況進(jìn)行調(diào)整。

[1]李曉平.地下油氣滲流力學(xué).北京:石油工業(yè)出版社,2008.

[2]T厄特金,J H阿布—卡森,G R金.實(shí)用油藏模擬技術(shù).北京:石油工業(yè)出版社,2004.

[3]孫玉凱,高文君.常用油藏工程方法改進(jìn)與應(yīng)用.北京:石油工業(yè)出版社,2007.

10.3969/j.issn.1002-641X.2010.12.001

2010-03-23)