注聚后期驅油效果的影響因素及治理對策研究

劉吉英 (中石油大慶油田有限責任公司第三采油廠第一油礦地質隊,黑龍江大慶 163453)

注聚后期驅油效果的影響因素及治理對策研究

劉吉英 (中石油大慶油田有限責任公司第三采油廠第一油礦地質隊,黑龍江大慶 163453)

大慶薩北開發區純油區東部的4個區塊已陸續進入注聚后期。由于區塊間地質條件不同,井網與油層適應性不同,注聚前油層動用程度、剩余油基礎不同,開發因素不同,區塊的開發效果表現出一定得差異性,但進入注聚后期后也表現出一些共性的問題,這些問題制約注入井方案調整的同時也影響著開發效果。分析了影響注聚后期驅油效果的因素,影響驅油效果的因素主要包括油層沉積條件及連通狀況、剩余油的多少、注入水質及挖潛措施的實施效果等等。在注聚后期通過高濃度注聚、調剖、補孔、壓裂解堵等措施進行綜合調整,進一步改善聚驅開發效果。

注聚后期;驅油效果;影響因素;治理對策

聚合物驅油技術是通過提高水的波及系數提高原油采收率。大慶油田已大規模開展主力油層聚合物驅油,作為高含水后期增儲上產的主要技術發揮了重要應用。但隨著注聚規模不斷擴大及深入,注聚后期平面、層間矛盾開始加劇,出現注入困難、吸水剖面反轉、井組差異較大等問題,嚴重影響了開發效果。因此筆者從薩北開發區純油區東部注聚后期動態變化特征入手,分析了影響聚驅效果的因素,旨在為今后制定聚驅方案及動態分析提供一些依據。

1 注聚后期開采特征變化規律

1)注入壓力上升趨于平穩,部分注入井注入困難。隨著注入時間的延長,進入注聚后期部分注聚井出現了高壓欠注的現象,造成該情況的原因有:①隨著注入PV增加,注入阻力增大,使注聚井逐漸高壓;②聚合物在近井油層內堵塞造成了井底附近高壓。

2)注聚后期吸水剖面逐漸開始反轉。從典型井連續吸入剖面資料看,注聚前期PⅠ1～PⅠ4砂巖組相對吸入量為100%;注聚后由于聚合物的調剖作用,2個砂巖組的吸入差距縮小,注聚后期調剖作用減弱,2個砂巖組的吸入差距增大,逐漸轉向水驅特征。

3)井組間差異較大。注聚后期方案調整及措施后井組間受效特征也明顯不同。總體來說:油層發育厚,水淹程度低、河道砂一類連通率高的井組受效較好。而井組間聚合物采聚濃度、含水等方面均存在差異(見圖1和圖2),該差異性的出現受影響的因素多。

圖1 北三東東塊采聚濃度等值圖

圖2 北二東東塊含水等值圖

2 影響因素分析

1)油層沉積條件及連通狀況是影響聚合物驅油效果的首要因素。聚合物驅油提高采收率的主要作用機理在于流度比的改變加快油相流速,聚合物溶液首先進入河道砂發育的高滲透部位,使得水驅波及范圍內的水驅波及效率及采出程度大幅度提高,河道砂比例越高,物性越好,聚驅效果越好。聚合物驅提高采收率的另一作用機理在于減弱重力的影響,油層越厚重力影響越明顯,因此聚合物驅油提高采收率幅度隨油層厚度增加而增大[1]。通過對純油區東部北三東東塊統計分析,油井含水變化大致分3種類型:①地層系數小,連通性差,受效方向少的油井含水下降速度快,幅度小,回升快;②油層條件,連通性都較好的油井含水下降速度較慢,幅度較大,穩定時間較長,回升較快;③油層條件好,地層系數大,連通性好,受效方向多的油井含水下降速度較慢,幅度較大,穩定時間長,回升慢(見圖3)。

此外,通過分析認為油層條件的好壞也是影響注入壓力的主要因素。滲透率性的好壞決定了注聚后期油層的堵塞程度,北三東西塊就是比較典型例子,較差的滲透性使注聚后注入壓力上升過快,注聚一個月就出現間注井。聚合物用量為185PV·mg/L時,全區壓力上升5.84MPa,月出現間注井35口,間注比例達到62.5%(見圖4)。

圖3 含水變化曲線

圖4 薩北開發區各區塊壓力變化圖

2)剩余油的多少是影響聚合物驅油效果的主要因素。綜合前人大量的沉積相分析、測井資料解釋(儲層剩余油飽和度)及油藏數值模擬結果,可歸納出注聚后期剩余油一般分布具有以下特點:①河床相處砂體厚度大,剩余油飽和度最低,而處于河漫灘相的井,砂體厚度小,剩余油飽和度高;②低滲透層是平面上最主要的剩余油分布區,滲透率值較低的區域剩余油飽和度較高;③注采系統不完善的地區,含油飽和度高,剩余油多。

從各區塊注聚后期動態變化特征可以看出,滲透率值較低,注采系統不完善這種剩余油較多的含水回彈速度慢,低含水時間較長[2]。

3)注入水質體系對聚合物驅油效果有一定得影響。污水中含有的大量硫酸鹽還原菌、鐵細菌及腐生菌等物質接觸空氣后,大量的Fe2+氧化所產生的OH-自由基攻擊聚合物主鏈造成鏈的斷裂,聚合物溶液發生快速降解,使聚合物溶液黏度大幅度下降。室內試驗表明,提高污水中的含氧量,可有效遏制各種菌類對污水稀釋聚合物體系黏度造成的不利影響。如2007年北二東東塊井網加密后普通污水注聚改為深度曝氧污水注聚,注入水質調整后,注聚濃度從1518mg/L下降到1380mg/L,但區塊注入黏度卻從22mPa·s左右上升到61mPa·s。

3 治理對策及效果

1)條件允許情況下,注入高濃度聚合物可以改善注聚后期驅油效果。在油層物性允許,具有較高的控制程度的條件下,可以注入高濃度聚合物改善注聚后期驅油效果。北二東東塊于2009年2月、6月分2個階段對區塊整體實施了高濃度注聚,通過高濃度實施前后對比,發現油層動用程度得到提高,高濃度注聚后,油層的吸水剖面得到有效改善。10口井注入剖面表明,實施高濃度注聚后,滲透率300～500m D的油層吸入厚度比例增加了10.1%,相對吸入量增加了8%,滲透率大于800m D以上的油層吸入厚度比例減少了1.7%,相對吸入量減少了9.7%,油層動用狀況得到改善。從總體效果上來看,日產液由6340t下降到5783t,下降了557t;日產油由450t上升到452t,綜合含水由92.9%下降到92.3%,下降0.61%,取得較好的開發效果(見圖5)[3]。

2)適時采取合適的挖潛措施可以提高驅油效果。加強注聚后期的綜合治理,選取合適的挖潛措施可以緩解層間矛盾,縮小井組間平面差異,提高油井產量,有效提高驅油效果。

①深度調剖。聚合物驅開發實踐表明。由于油層非均質的特性。單純依靠聚合物有限的調剖能力不足以有效調整油層的吸水剖而。而適時采取深度調剖措施,可有效地改善注入剖面,促進采油井均勻受效[4]。統計表明北三東東塊進行深度調剖后,調剖區22口采出井,調前平均單井日產液127.7t,日產油12.5t,含水90.24%,采聚濃度198mg/L,調剖后含水下降了1.06%,比非調剖井區含水多下降了0.91%,采聚濃度下降了49mg/L。

②解堵增注。聚驅存在問題之一是部分井逐漸產生堵塞,注入能力下降,注入井堵塞發生后,近井地帶滲流面積小,流速加大,降低了驅油黏度,影響驅油效果。因此,有必要壓裂、表活劑解堵等多種措施工藝,以改善注入質量,提升驅油效果(見表1和表2)。此外,超短半徑水平井的應用亦可有效解堵。

圖5 高濃度注聚后含水下降程度等值圖

表1 純油區東部表活劑解堵效果統計

表2 北三東西塊壓解結合效果統計

2011年5月在北三東西塊實施2口井。首先通過不同井距補孔取樣確定油層堵塞位置,然后實施超短半徑水平井解堵。初期注入壓力下降了4.27MPa。措施前月間注天數20d左右,措施后實現了連續注入。目前2口井配注量增加50m3,仍比措施前下降2.55MPa,有效期已超過130d。相對于表活劑解堵,注入壓力多下降2.97MPa,有效地改善了注入狀況。

③注采調整。針對注聚后期存在部分油層平面上動用狀況差的問題,對有采無注井區,注水井可轉為注聚井,這樣可提高井組完善程度,改善井組開發效果;而對有注無采井區,可補開與注入井連通較好的水驅低產井,完善單砂體注采關系,改善開發效果[5]。從對北3-丁4-454井進行補孔的效果來看,補開聚驅目的層3個小層,補孔后初期日增液66.8t,日增油38.5t,含水下降45.1%,油井補孔后, 與B3-D4-454井連通的3口注入井的注入狀況得到明顯改善,月間注天數由14d降到1d,月間注影響水量由1038m3降到96m3,效果較好。

4 結論

1)在注聚后期,平面、層間矛盾開始加劇,地質條件及剩余油的分布是影響開發效果的主要因素,應根據不同矛盾采取相應的調整措施,最大限度地提高聚驅開發效果。

2)在注聚后期,地質條件允許,井網控制程度合適,可采取高濃度注聚,改善驅油效果;此外,確保注入體系質量,能夠有效的降低黏損。

3)在注聚后期,應通過調剖、補孔、壓裂解堵等措施進行綜合調整,可進一步改善聚驅開發效果。

[1]劉玉等.聚合物驅提高采收率技術[M].北京:石油工業出版社,2006.

[2]王冬梅,韓大匡,邵振波,等.聚驅后續水驅階段影響因素分析[J].大慶石油學院學報,2007,31(2):45-48.

[3]李朦.薩北開發區一類油層聚驅后期高濃度注聚方案優化研究[D].大慶:東北石油大學,2010.

[4]王道遠.杏北聚驅A塊后續水驅開發特征及影響因素分析[J].油氣田地面工程,2009,28(8):13-15.

[5]吳逸.薩爾圖油田北二區東部東塊葡一組油層聚驅井網加密調整研究[D].大慶:東北石油大學,2010.

[編輯]辛長靜

TE357.4

A

1673-1409(2014)26-0103-03

2013-11-13_

劉吉英(1988),女,助理工程師,現主要從事石油工程方面的研究工作。