大庆萨南油田南六区三元复合驱见效特征及影响因素分析

孔宪政 (中石油大庆油田有限责任公司第二采油厂,黑龙江大庆 163414)

大庆萨南油田南六区三元复合驱见效特征及影响因素分析

孔宪政 (中石油大庆油田有限责任公司第二采油厂,黑龙江大庆 163414)

根据大庆萨南油田南六区实际开发状况,分析了该区块三元复合驱见效特征,包括视吸水能力下降幅度大、三元复合驱产液能力下降幅度大、中心井区增油降水效果明显但各站见效差异较大,详细阐述了三元复合驱见效影响因素,即空白水驱阶段、表面活性剂、连通状况和层间非均质性,上述研究结论可以为今后进一步开发该区块提供重要参考。

萨南油田;三元复合驱;见效特征;影响因素

目前,大庆萨南油田南六区三元复合驱仍处于三元主段塞阶段,虽然采出井含水开始回升,但开发情况效果未达到预期效果。为此,笔者对三元复合驱见效特征及影响因素进行分析,以便为该区块的开发提供参考。

1 南六区三元复合驱见效特征

大庆萨南油田南六区三元复合驱于2006年投产,经过26个月的空白水驱,2008年11月开始注入聚合物前置段塞,2009年3月开始陆续注入三元主段塞,目前已注入孔隙体积0.3728PV。采出井在平面上见效差异比较大,见效程度好的采出井主要集中在中间井排地区,而注水井排地区和油层发育较差的井区采出井见效比较差。

1.1 视吸水能力下降幅度大

该区块于2008年11月进入前置聚合物段塞后,注入压力上升较快,目前注入压力达到12.92MPa,与注聚前对比上升了6.59MPa,允注压差小于0.5MPa的注入井已经达到78口,54口井注入困难,其中27口井已经进行过压裂改造。视吸水指数变化与注入压力变化同步,目前下降到0.58m3/(d·MPa·m),降幅达到56.1%,其中前置段塞阶段视吸水指数月均下降0.086m3/(d·MPa·m),主段塞阶段月均下降0.017m3/(d·MPa·m)。

1.2 产液能力下降幅度大

三元复合驱注入初期,由于驱替相的黏度增加,采出井的产液能力逐步下降。注聚前采液强度9.30t/(d·m),主段塞初期采液强度保持在8～9t/(d·m),2009年8月采出井见效井数开始增多,产液能力下降,综合含水下降。由于药剂不足,从2009年12月开始改注0.062PV聚合物,5个月后,注入井注入能力大幅度下降,同时采出井产液强度大幅度下降,目前采液强度下降到6.47t/(d·m)。

1.3 中心井区增油降水效果明显但各站见效差异较大

大庆萨南油田南六区三元复合驱平面矛盾较突出,各采油站油层条件、注入状况都有较大差异,因此见效程度存在明显不同。该区块中心井区含水最低值为84.98%,最大降幅12.03%。其中,西部1号站含水最低值为88.33%,最大降幅8.5%;西部2号站含水最低值为83.66%,最大降幅13.02%;东部1号站含水最低值为80.38%,最大降幅17.01%;东部2号站含水最低值为83.52%,最大降幅13.76%。从含水降幅看,东部1号站见效程度最好,西部1号站见效程度最差。

2 三元复合驱见效影响因素

2.1 空白水驱阶段

大庆萨南油田南六区三元复合驱于2006年8月份投产,空白水驱阶段长达26个月,共注入孔隙体积0.469PV,阶段采出程度达到3.03%。与大庆萨南油田南五区相比,该区块空白水驱阶段多注入孔隙体积0.356PV,阶段采出程度高出2.05%。空白水驱结束后,南六区综合含水97.20%,较南五区高出1.72%,综合含水在95%以上的高含水井比例达到91.08%,比南五区高出30.55%。从采出井见效程度看,注聚前含水较低的采出井见效状况好,对区块整体的见效程度贡献较高。

2.2 表面活性剂

三元复合体系通过降低界面张力,进而使毛细管力、内聚力和黏附力降低,油滴变形后通过孔隙喉道时阻力减小,这样在亲水岩石中处于高度分散状态的残余油就会被驱替出来,形成流动油,进而被驱出[1]。研究表明,界面张力降低到10-3m N/m数量级时能取得良好驱油效果,因而要求表面活性剂具有较高的界面活性和较强的稳定性[2]。南六区三元复合驱三元主段塞方案中使用的表面活性剂成份与南五区三元相同,浓度由0.3%减少到0.2% (见图1)。从图1可以看出,当表面活性剂质量分数为0.2%时,虽然可以达到10-3m N/m的超低界面张力,但是其稳定时间较短,影响采出井见效程度和区块开发效果。

2.3 连通状况和层间非均质性

大庆萨南油田南六区开采目的层位为PⅠ1-4油层,断层发育较多,纵向上PⅠ2b、PⅠ2c发育最好,其他几个单元发育较差;平面上西部发育较好,而东部连通状况差。受断层、油层发育影响,该区块砂体控制程度低,多向连通采出井比例低,平面上和纵向上表现出很强的非均质性。

1)连通状况 南六区PⅠ顶构造图上共有12条断层,工业化区块内平面注采完善井数较低,边井35口,占采出井总井数的37.2%;断层边部注采不完善井27口,占采出井总井数的28.7%;完善中心井32口,占采出井总井数的34.1%,主要分布在东部2号站地区,油层厚度、渗透率相对较低。受断层遮挡和油层发育影响,井间连通状况差异较大,多向连通比例低。对区块各沉积单元不同方向上的聚驱控制程度进行统计分析,发现南六区多向连通聚驱控制程度只有40.2%,较南五区三元低39.3%。南六区三元各站间连通状况差异也较大,其中断层发育最多的西部1号站多向连通比例最低,只有27.6%。

2)层间非均质性 层间非均质性是影响三元复合驱驱油效果的重要因素,非均质性的强弱直接影响复合体系能否在各层间均匀推进,可以通过渗透率变异系数Vk来定量描述,Vk值越大,油层的非均质性越强,一般来说,Vk值小于0.5时为均质型[3]。在复合驱驱油过程中,油层越均匀越适合于三元复合驱。因为油层越均匀,在相同注入压力条件下,三元驱替液进入到各小层中的量就越接近,这时复合体系不需或只需少量聚合物就可以实现有效的流度控制,使得复合驱的驱油效果与均匀油层接近。下面以南六区和南五区开采层位组合为例进行对比分析。南五区三元复合驱开采PⅠ1～PⅠ2油层,共5个沉积单元,其层间渗透率变异系数为0.5,层间均质性较好,有利于三元复合驱段塞的推进。南六区三元复合驱开采PⅠ1～PⅠ4油层,共9个沉积单元,根据南五区开采层位设计方案,若按只开采PⅠ1～PⅠ2油层的5个单元进行计算,则南六区层间渗透率变异系数为0.52。因为层间非均质性较南五区三元相当,由相同方法计算得出南六区实际开采的9个单元层间渗透率变异系数为0.59,增加了13.5%。

可见,南六区三元复合驱的层间矛盾突出,复合体系在驱替过程中很难均匀推进,因而在开发过程中始终保持较高的三元复合体系的黏度来实现驱油体系的有效流度控制。虽然增加三元复合体系黏度可以扩大波及体积,促使注入体系进入各小层的量趋同,但实际操作的难度较大,导致注入井注入能力下降幅度大,限制了采出井进一步见效,从而影响区块整体开发效果。

3 结语

目前大庆萨南油田南六区三元复合驱仍处于三元主段塞阶段,针对该区块三元复合驱阶段见效特征,详尽阐述了影响区块开发效果的相关因素,为确保该区块的开发质量提供可靠帮助。

[1]廖广志,杨振宇,刘奕.三元复合驱中超低界面张力影响因素研究[J].大庆石油地质与开发,2001,20(1):40-42.

[2]沈平平,袁士义,邓宝荣,等.非均质油藏化学驱波及效率及驱替效率的作用[J].石油学报,2004,25(6):54-59.

[3]唐钢,李华斌,苏敏.复合驱界面张力与驱油效率的关系研究[J].大庆石油地质与开发,2005,24(3):81-83.

[编辑] 李启栋

图1 三元体系中表面活性剂超低界面张力稳定性检测图

TE357.5

A

1673-1409(2014)20-0116-02

2014-03-16

孔宪政(1969-),男,硕士,工程师,现主要从事油田开发方面的研究工作。