喇嘛甸油田二类油层强碱三元复合驱试验效果研究

姚远 (中石油大庆油田有限责任公司第六采油厂,黑龙江大庆 163114)

喇嘛甸油田二类油层强碱三元复合驱试验效果研究

姚远 (中石油大庆油田有限责任公司第六采油厂,黑龙江大庆 163114)

大庆长垣南部油层相对均质,而长垣北部,特别是喇嘛甸油田非均质性强,为探索非均质性较强油田接替稳产的可行性,2007年在喇嘛甸油田北东块开展强碱三元复合驱现场试验,深入研究非均质厚油层三元复合驱开发规律。以室内试验为指导,依据喇嘛甸油田非均质厚油层特点,优化了三元复合体系注入方案,实现了非均质厚油层三元复合驱的有效注入。在试验过程中根据油水井动态资料及时进行注采方案调整,努力提高油层动用程度,使试验区油层动用程度保持在90%以上。

二类油层;三元复合驱;非均质油层;动用程度

普通聚合物驱可提高采收率10%～12%,采用高浓度聚合物驱可提高采收率16%,若采用三元复合驱可提高采收率18%～20%,比高浓度聚驱提高采收率幅度大[1]。因此,为探索非均质性较为严重的二类厚油层三元复合驱的可行性,2007在喇嘛甸油田北东块开展矿场试验。试验目的层SⅢ4-10油层,平均砂岩厚度11.7m,平均有效厚度8.8m,平均渗透率676×10-3μm2,面积1.42km2,孔隙体积341.7×104m3,地质储量176.5×104t,采用120m井距五点法面积井网。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,试验区累积注入溶液252.7×104m3,注入油层孔隙体积0.740PV,其中累积注入三元液185.7×104m3,注入油层孔隙体积0.544PV。三元阶段累积注入聚合物干粉4696.8t(商品量)。28口中心采油井累积增油18.1×104t,阶段提高采收率18.47%。通过近5年的现场试验,对喇嘛甸油田二类油层强碱三元复合驱油层动用特点、油井见效特点、化学剂分布规律进行了总结,对于探索喇嘛甸油田持续稳产的新技术和改善三元复合驱效果具有重要的指导意义。

1 方案设计

1.1 依据喇嘛甸油田非均质厚油层特点,优化三元复合体系注入方案

方案优化是提高油层动用程度的基础。喇嘛甸油田二类油层具有典型的非均质厚油层特征。目前三元体系通常设计前置聚合物浓度1300mg/L,用量0.0375PV,三元主段塞黏度在40mPa·s左右。该体系黏度低,扩大波及体积的作用不明显,影响三元驱效果。因此,根据喇嘛甸油田二类油层特点,对三元注入体系进行优化,提高在非均质油层的适应性[2]。

1)提高前置聚合物段塞浓度及用量。加入高浓度聚合物前置段塞可增强复合驱效果[3]。前置段塞的注入,由于黏度增加,在注入复合体系之前,吸水剖面已经得到明显的改善,注入复合体系时,可降低高渗透条带的流动性,防止低效窜流,起到堵塞大孔道、调整剖面的作用。研究表明,随着前置段塞浓度和用量的增加,提高采收率幅度增大。因此方案优化设计前置聚合物浓度由1300mg/L提高至2500mg/L,同时用量由0.0375PV提高至0.075PV。

2)提高三元复合驱油体系黏度。室内试验表明,三元驱的流度比对驱油效果影响较大。随流度比降低,采收率逐渐增大。当黏度由40m Pa·s提高到80mPa·s,采收率提高2.4%。北东块二类油层三元复合驱油试验区渗透率变异系数为0.73,为提高三元复合体系的波及体积,三元主段塞聚合物浓度设计为2500mg/L,体系黏度至80mPa·s。

在综合考虑最佳段塞组合设计和最大提高采收率基础上,试验方案设计采用 “前置聚合物段塞+三元复合驱主段塞+三元复合驱副段塞+后续保护段塞”组合段塞注入模式。已完成前置聚合物段塞和三元主、副段塞注入,目前已分批转注后续保护段塞。

1.2 针对井间油层发育差异,个性化设计单井注入参数

1)结合油层性质匹配单井注入浓度。依据试验区单井渗透率发育状况,对单井注入浓度进行个性化设计。

以河道砂发育为主的井组注入浓度设计为2000～2500mg/L。其中对渗透率大于0.8μm2(平均渗透率1.085μm2)井组注入浓度设计为2500mg/L;对渗透率小于0.8μm2(平均渗透率0.698μm2)井组注入浓度设计为2000mg/L。以河间砂发育为主的井组注入浓度设计为1500～2000mg/L。其中对渗透率相对较高(平均渗透率0.528μm2)的井组注入浓度设计为2000mg/L;对渗透率相对较低(平均渗透率0.388μm2)的井组注入浓度设计为1500mg/L。

以表外及尖灭发育为主的井组注入浓度设计为1000～1500mg/L。

2)结合注采能力匹配单井注入速度。依据试验区注入能力,对单井注入速度进行个性化设计。

以河道砂发育为主,地层压力、注入压力水平较低的井组注入速度设计为0.18～0.20PV/a。

以河道砂发育为主,地层压力、注入压力水平较高的井组及以河间砂发育为主,地层压力、注入压力水平较低的井组注入速度设计为0.16～0.18PV/a。

以河间砂发育为主,地层压力、注入压力水平较高的井组及以表外、尖灭发育为主,地层压力、注入压力水平较低井组注入速度设计为0.14～0.16PV/a。

以表外、尖灭发育为主,地层压力、注入压力水平较高的井组注入速度设计为0.12～0.14PV/a。

2 油层动用特点

2.1 油层动用程度高

1)有效厚度动用比例达到90%以上。统计32口连续资料井不同有效厚度吸水状况,各有效厚度级别动用程度均有不同程度增加。有效厚度小于0.5m的油层,水驱阶段动用比例56.8%,三元驱最高动用比例达91.4%,比水驱阶段动用比例提高44.6%;有效厚度0.5～2.0m的油层,水驱阶段动用比例82.7%,三元驱最高动用比例达98.2%,比水驱阶段动用比例提高15.5%;有效厚度大于2.0m的油层,水驱阶段动用比例85.5%,三元驱最高动用比例达98.2%,比水驱阶段动用比例提高12.7%。目前有效厚度动用比例为97.4%,与水驱相比动用比例增加13.1%。

2)低渗透层动用比例提高幅度大。从不同渗透率级别有效厚度动用状况看,三元段塞注入后油层动用程度提高。渗透率小于0.1μm2的油层,水驱阶段有效厚度动用比例50.0%,三元驱后有效厚度最高动用比例达92.6%,比水驱阶段提高42.6%;渗透率在0.1～0.3μm2的油层,水驱阶段有效厚度动用比例80.5%,三元驱有效厚度最高动用比例达98.2%,比水驱阶段提高17.7%;渗透率0.3～0.5μm2的油层,水驱阶段有效厚度动用比例93.9%,三元驱有效厚度最高动用比例达100%,比水驱阶段动用比例提高16.1%;渗透率大于等于0.5μm2的油层,水驱阶段动用比例83.9%,三元驱最高动用比例达97.9%,比水驱阶段动用比例提高14.0%。

3)河道、河间砂体动用比例均在90%以上。32口连续资料井中104个油层发育河道砂体,河道砂岩厚度314.0m,有效厚度274.2m,有效渗透率0.728μm2。水驱阶段油层动用比例85.0%,三元驱最高动用比例达97.9%,比水驱阶段动用比例提高12.9%。

69个油层发育河间砂体,河间砂体砂岩厚度86.8m,有效厚度41.3m,有效渗透率0.287μm2。水驱阶段油层动用比例79.9%,三元驱最高动用比例达95.4%,比水驱阶段动用比例提高15.5%。

4)表外储层得到有效动用,独立表外动用程度可达70%以上。32口连续资料井中18口井发育表外储层,其中12口井发育独立表外。水驱阶段油层动用比例33.1%,三元驱最高动用比例达77.2%,比水驱阶段动用比例提高44.1%。

试验区表外储层厚度13.6m,占总油层厚度的8.15%,三元体系能使表外储层动用程度达到70%以上,为试验区增加了一定可采储量,进而达到提高采收率的目的。

2.2 层间动用相对均衡

试验区32口连续对比井高吸水层段的相对吸水量由试验前的63.5%下降至29.2%,下降34.3%。低吸水层段的相对吸水量由试验前的7.3%上升至目前的24.10%,上升16.8%。

各沉积单元间吸水状况相对均衡,水驱阶段层间吸水差异较大,SⅢ4+5、SⅢ6+7吸水量较多,分别为31.5%、28.1%;目前SⅢ4+5～SⅢ10沉积单元相对吸水量分别为21.6%、18.6%、22.5%、26.7%和10.3%,层间动用相对均衡。

3 采油井见效特点

三元复合驱现场试验增油降水效果显著[4],注入化学剂0.031PV开始见效,注入化学剂0.15PV进入见效高峰期,28口中心采油井见效27口,见效比例96.4%。中心井区阶段采出程度22.67%,阶段提高采收率18.47%,预计试验结束时可提高采收率在20%,最终采出程度达60.3%。但受储层发育影响,井组间见效特点存在差异。中心井阶段采出程度存在差异,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。见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。

根据沉积条件不同中心井可以分为3种类型。

1)注采井间多期河道砂发育井组,注采能力强、低含水稳定期长,提高采收率幅度大。该类井有16口,平均砂岩厚度15.5m,有效厚度12.4m,有效渗透率0.75μm2,平均单井河道砂厚度10.7m,井网控制程度86%。在多个沉积单元发育连续沉积的河道砂体,注采井间油层厚度大、物性好、连续性强,三元段塞推进均匀,见效好。在注入0.103PV以后见效,低含水期持续32个月,阶段采出程度24.7%,阶段提高采收率19.5%。

2)注采井间油层为单一河道砂体井组,剩余油饱和度较高,见效早、含水下降幅度大,但含水回升速度快。这类井有5口,主要位于试验区西部窄小河道内,纵向上单一河道发育,平均砂岩厚度10.1m,有效厚度6.5m,有效渗透率0.526μm2,平均单井河道砂厚度3.5m,井网控制程度74.1%。主要受同一河道内注入井影响,见效早但含水回升速度快。注入0.038PV以后开始见效,含水最低下降了42.8%,8个月后含水开始回升,阶段采出程度24.2%,阶段提高采收率17.3%。

3)注采井间存在相变井组,含水降幅小、低含水稳定期短。这类井有7口,位于河道边部或者两相交界处,由于相带变化导致连通关系变差,注采不完善。砂岩厚度9.2m,有效厚度6.4m,有效渗透率0.449μm2,平均单井河道砂厚度3.6m,井网控制程度71.0%。注入0.089PV以后开始见效,含水最低下降了18%,低含水稳定期短,阶段采出程度14.1%,阶段提高采收率10.1%。

4 结论

1)通过方案优化能够实现非均质厚油层三元体系的有效注入。

2)三元体系油层动用程度高,有效厚度动用比例在90%以上。

3)油层沉积特征影响井组见效规律,多期河道发育井组开发效果最好。

[1]于佰林,孙国荣.三元复合驱物理模拟及优化研究[J].河南石油,2004,18(5):35-36.

[2]李华斌,高树棠,杨振宇,等.碱/表面活性剂/聚合物三元复合驱方案的设计与优化[J].油田化学,1996,13(3):277-283.

[3]吴文祥,孙灵辉,胡锦强,等.聚合物及表面活性剂前置段塞对三元复合驱采收率影响[J].大庆石油学院学报,2005,29(6): 95-97,114.

[4]程杰成,廖广志,杨振宇,等.大庆油田三元复合驱矿场试验综述[J].大庆石油地质与开发,2001,20(2):46-49.

[编辑] 洪云飞

TE357.45

A

1673-1409(2014)20-0113-03

2014-03-03

姚远(1979-),女,工程师,现主要从事注入井动态分析方面的研究工作。