喇嘛甸油田二類油層強堿三元復合驅試驗效果研究

姚遠 (中石油大慶油田有限責任公司第六采油廠,黑龍江大慶 163114)

喇嘛甸油田二類油層強堿三元復合驅試驗效果研究

姚遠 (中石油大慶油田有限責任公司第六采油廠,黑龍江大慶 163114)

大慶長垣南部油層相對均質,而長垣北部,特別是喇嘛甸油田非均質性強,為探索非均質性較強油田接替穩產的可行性,2007年在喇嘛甸油田北東塊開展強堿三元復合驅現場試驗,深入研究非均質厚油層三元復合驅開發規律。以室內試驗為指導,依據喇嘛甸油田非均質厚油層特點,優化了三元復合體系注入方案,實現了非均質厚油層三元復合驅的有效注入。在試驗過程中根據油水井動態資料及時進行注采方案調整,努力提高油層動用程度,使試驗區油層動用程度保持在90%以上。

二類油層;三元復合驅;非均質油層;動用程度

普通聚合物驅可提高采收率10%～12%,采用高濃度聚合物驅可提高采收率16%,若采用三元復合驅可提高采收率18%～20%,比高濃度聚驅提高采收率幅度大[1]。因此,為探索非均質性較為嚴重的二類厚油層三元復合驅的可行性,2007在喇嘛甸油田北東塊開展礦場試驗。試驗目的層SⅢ4-10油層,平均砂巖厚度11.7m,平均有效厚度8.8m,平均滲透率676×10-3μm2,面積1.42km2,孔隙體積341.7×104m3,地質儲量176.5×104t,采用120m井距五點法面積井網。共有油水井107口,其中注入井45口,采油井62口,中心井28口。截止到目前,試驗區累積注入溶液252.7×104m3,注入油層孔隙體積0.740PV,其中累積注入三元液185.7×104m3,注入油層孔隙體積0.544PV。三元階段累積注入聚合物干粉4696.8t(商品量)。28口中心采油井累積增油18.1×104t,階段提高采收率18.47%。通過近5年的現場試驗,對喇嘛甸油田二類油層強堿三元復合驅油層動用特點、油井見效特點、化學劑分布規律進行了總結,對于探索喇嘛甸油田持續穩產的新技術和改善三元復合驅效果具有重要的指導意義。

1 方案設計

1.1 依據喇嘛甸油田非均質厚油層特點,優化三元復合體系注入方案

方案優化是提高油層動用程度的基礎。喇嘛甸油田二類油層具有典型的非均質厚油層特征。目前三元體系通常設計前置聚合物濃度1300mg/L,用量0.0375PV,三元主段塞黏度在40mPa·s左右。該體系黏度低,擴大波及體積的作用不明顯,影響三元驅效果。因此,根據喇嘛甸油田二類油層特點,對三元注入體系進行優化,提高在非均質油層的適應性[2]。

1)提高前置聚合物段塞濃度及用量。加入高濃度聚合物前置段塞可增強復合驅效果[3]。前置段塞的注入,由于黏度增加,在注入復合體系之前,吸水剖面已經得到明顯的改善,注入復合體系時,可降低高滲透條帶的流動性,防止低效竄流,起到堵塞大孔道、調整剖面的作用。研究表明,隨著前置段塞濃度和用量的增加,提高采收率幅度增大。因此方案優化設計前置聚合物濃度由1300mg/L提高至2500mg/L,同時用量由0.0375PV提高至0.075PV。

2)提高三元復合驅油體系黏度。室內試驗表明,三元驅的流度比對驅油效果影響較大。隨流度比降低,采收率逐漸增大。當黏度由40m Pa·s提高到80mPa·s,采收率提高2.4%。北東塊二類油層三元復合驅油試驗區滲透率變異系數為0.73,為提高三元復合體系的波及體積,三元主段塞聚合物濃度設計為2500mg/L,體系黏度至80mPa·s。

在綜合考慮最佳段塞組合設計和最大提高采收率基礎上,試驗方案設計采用 “前置聚合物段塞+三元復合驅主段塞+三元復合驅副段塞+后續保護段塞”組合段塞注入模式。已完成前置聚合物段塞和三元主、副段塞注入,目前已分批轉注后續保護段塞。

1.2 針對井間油層發育差異,個性化設計單井注入參數

1)結合油層性質匹配單井注入濃度。依據試驗區單井滲透率發育狀況,對單井注入濃度進行個性化設計。

以河道砂發育為主的井組注入濃度設計為2000～2500mg/L。其中對滲透率大于0.8μm2(平均滲透率1.085μm2)井組注入濃度設計為2500mg/L;對滲透率小于0.8μm2(平均滲透率0.698μm2)井組注入濃度設計為2000mg/L。以河間砂發育為主的井組注入濃度設計為1500～2000mg/L。其中對滲透率相對較高(平均滲透率0.528μm2)的井組注入濃度設計為2000mg/L;對滲透率相對較低(平均滲透率0.388μm2)的井組注入濃度設計為1500mg/L。

以表外及尖滅發育為主的井組注入濃度設計為1000～1500mg/L。

2)結合注采能力匹配單井注入速度。依據試驗區注入能力,對單井注入速度進行個性化設計。

以河道砂發育為主,地層壓力、注入壓力水平較低的井組注入速度設計為0.18～0.20PV/a。

以河道砂發育為主,地層壓力、注入壓力水平較高的井組及以河間砂發育為主,地層壓力、注入壓力水平較低的井組注入速度設計為0.16～0.18PV/a。

以河間砂發育為主,地層壓力、注入壓力水平較高的井組及以表外、尖滅發育為主,地層壓力、注入壓力水平較低井組注入速度設計為0.14～0.16PV/a。

以表外、尖滅發育為主,地層壓力、注入壓力水平較高的井組注入速度設計為0.12～0.14PV/a。

2 油層動用特點

2.1 油層動用程度高

1)有效厚度動用比例達到90%以上。統計32口連續資料井不同有效厚度吸水狀況,各有效厚度級別動用程度均有不同程度增加。有效厚度小于0.5m的油層,水驅階段動用比例56.8%,三元驅最高動用比例達91.4%,比水驅階段動用比例提高44.6%;有效厚度0.5～2.0m的油層,水驅階段動用比例82.7%,三元驅最高動用比例達98.2%,比水驅階段動用比例提高15.5%;有效厚度大于2.0m的油層,水驅階段動用比例85.5%,三元驅最高動用比例達98.2%,比水驅階段動用比例提高12.7%。目前有效厚度動用比例為97.4%,與水驅相比動用比例增加13.1%。

2)低滲透層動用比例提高幅度大。從不同滲透率級別有效厚度動用狀況看,三元段塞注入后油層動用程度提高。滲透率小于0.1μm2的油層,水驅階段有效厚度動用比例50.0%,三元驅后有效厚度最高動用比例達92.6%,比水驅階段提高42.6%;滲透率在0.1～0.3μm2的油層,水驅階段有效厚度動用比例80.5%,三元驅有效厚度最高動用比例達98.2%,比水驅階段提高17.7%;滲透率0.3～0.5μm2的油層,水驅階段有效厚度動用比例93.9%,三元驅有效厚度最高動用比例達100%,比水驅階段動用比例提高16.1%;滲透率大于等于0.5μm2的油層,水驅階段動用比例83.9%,三元驅最高動用比例達97.9%,比水驅階段動用比例提高14.0%。

3)河道、河間砂體動用比例均在90%以上。32口連續資料井中104個油層發育河道砂體,河道砂巖厚度314.0m,有效厚度274.2m,有效滲透率0.728μm2。水驅階段油層動用比例85.0%,三元驅最高動用比例達97.9%,比水驅階段動用比例提高12.9%。

69個油層發育河間砂體,河間砂體砂巖厚度86.8m,有效厚度41.3m,有效滲透率0.287μm2。水驅階段油層動用比例79.9%,三元驅最高動用比例達95.4%,比水驅階段動用比例提高15.5%。

4)表外儲層得到有效動用,獨立表外動用程度可達70%以上。32口連續資料井中18口井發育表外儲層,其中12口井發育獨立表外。水驅階段油層動用比例33.1%,三元驅最高動用比例達77.2%,比水驅階段動用比例提高44.1%。

試驗區表外儲層厚度13.6m,占總油層厚度的8.15%,三元體系能使表外儲層動用程度達到70%以上,為試驗區增加了一定可采儲量,進而達到提高采收率的目的。

2.2 層間動用相對均衡

試驗區32口連續對比井高吸水層段的相對吸水量由試驗前的63.5%下降至29.2%,下降34.3%。低吸水層段的相對吸水量由試驗前的7.3%上升至目前的24.10%,上升16.8%。

各沉積單元間吸水狀況相對均衡,水驅階段層間吸水差異較大,SⅢ4+5、SⅢ6+7吸水量較多,分別為31.5%、28.1%;目前SⅢ4+5～SⅢ10沉積單元相對吸水量分別為21.6%、18.6%、22.5%、26.7%和10.3%,層間動用相對均衡。

3 采油井見效特點

三元復合驅現場試驗增油降水效果顯著[4],注入化學劑0.031PV開始見效,注入化學劑0.15PV進入見效高峰期,28口中心采油井見效27口,見效比例96.4%。中心井區階段采出程度22.67%,階段提高采收率18.47%,預計試驗結束時可提高采收率在20%,最終采出程度達60.3%。但受儲層發育影響,井組間見效特點存在差異。中心井階段采出程度存在差異,其中大于30%的有4口井, 20%～30%的有11口井,10%～20%的有6口,小于10%的有7口。含水下降幅度不同。見效井平均含水最大下降39%,其中含水下降幅度大于50%的有6口井,含水下降幅度在40%～50%的有6口井,含水下降幅度在20%～40%的有10口井,含水下降幅度小于20%的有5口井。

根據沉積條件不同中心井可以分為3種類型。

1)注采井間多期河道砂發育井組,注采能力強、低含水穩定期長,提高采收率幅度大。該類井有16口,平均砂巖厚度15.5m,有效厚度12.4m,有效滲透率0.75μm2,平均單井河道砂厚度10.7m,井網控制程度86%。在多個沉積單元發育連續沉積的河道砂體,注采井間油層厚度大、物性好、連續性強,三元段塞推進均勻,見效好。在注入0.103PV以后見效,低含水期持續32個月,階段采出程度24.7%,階段提高采收率19.5%。

2)注采井間油層為單一河道砂體井組,剩余油飽和度較高,見效早、含水下降幅度大,但含水回升速度快。這類井有5口,主要位于試驗區西部窄小河道內,縱向上單一河道發育,平均砂巖厚度10.1m,有效厚度6.5m,有效滲透率0.526μm2,平均單井河道砂厚度3.5m,井網控制程度74.1%。主要受同一河道內注入井影響,見效早但含水回升速度快。注入0.038PV以后開始見效,含水最低下降了42.8%,8個月后含水開始回升,階段采出程度24.2%,階段提高采收率17.3%。

3)注采井間存在相變井組,含水降幅小、低含水穩定期短。這類井有7口,位于河道邊部或者兩相交界處,由于相帶變化導致連通關系變差,注采不完善。砂巖厚度9.2m,有效厚度6.4m,有效滲透率0.449μm2,平均單井河道砂厚度3.6m,井網控制程度71.0%。注入0.089PV以后開始見效,含水最低下降了18%,低含水穩定期短,階段采出程度14.1%,階段提高采收率10.1%。

4 結論

1)通過方案優化能夠實現非均質厚油層三元體系的有效注入。

2)三元體系油層動用程度高,有效厚度動用比例在90%以上。

3)油層沉積特征影響井組見效規律,多期河道發育井組開發效果最好。

[1]于佰林,孫國榮.三元復合驅物理模擬及優化研究[J].河南石油,2004,18(5):35-36.

[2]李華斌,高樹棠,楊振宇,等.堿/表面活性劑/聚合物三元復合驅方案的設計與優化[J].油田化學,1996,13(3):277-283.

[3]吳文祥,孫靈輝,胡錦強,等.聚合物及表面活性劑前置段塞對三元復合驅采收率影響[J].大慶石油學院學報,2005,29(6): 95-97,114.

[4]程杰成,廖廣志,楊振宇,等.大慶油田三元復合驅礦場試驗綜述[J].大慶石油地質與開發,2001,20(2):46-49.

[編輯] 洪云飛

TE357.45

A

1673-1409(2014)20-0113-03

2014-03-03

姚遠(1979-),女,工程師,現主要從事注入井動態分析方面的研究工作。