Ⅱ类油层不同注聚阶段注入参数调整方法研究

付良璧 (中石油大庆油田有限责任公司第二采油厂,黑龙江大庆 163414)

Ⅱ类油层不同注聚阶段注入参数调整方法研究

付良璧 (中石油大庆油田有限责任公司第二采油厂,黑龙江大庆 163414)

聚驱开发具有“阶段性,时效性”特点,不同注聚时期,对注入参数有着不同的要求,合理把握注聚阶段,优化注入参数,可以提高聚合物利用率。注入参数的确定需要考虑多方面的因素。重点论述Ⅱ类油层不同注聚阶段注聚参数的优化,包括如何确定注入浓度与油层的匹配关系,合理优化注入浓度和注入速度。通过及时、有效、个性化调整,在提高Ⅱ类油层聚驱效果的同时节约干粉用量,降低聚驱开发成本,提高投入产出比,取得效益最大化。

注聚阶段;注入参数;匹配关系

与Ⅰ类油层聚驱相比,Ⅱ类油层注聚后整体见效相对滞后,注采量降幅大,含水降幅小,含水低值期短,含水回升速度快。南A、B区东部Ⅱ类油层区块位于大庆长垣萨尔图油田南部开发区,以内前缘相沉积为主,油层非均质差异大,整体上表现出油层发育薄、渗透率低,河道砂发育面积窄,平面连续性差。2011年投入聚驱开发,通过前期优化Ⅱ类油层聚驱驱油方案,实施个性化设计注入参数,在Ⅱ类油层聚驱开发管理过程中注重4方面内容:①明确阶段目的;②把握注聚阶段动态特点;③深入分析聚驱开发主要矛盾;④针对主要挖潜层位制定切实有效的跟踪调整方法,为Ⅱ类油层聚驱提效率提供有力保障。截至2014年10月,南A区东部Ⅱ类油层清水体系下,聚合物用量762mg/(L·PV),处于含水回升初期,南B区东部Ⅱ类油层南块污水体系下,聚合物用量999mg/(L·PV),进入含水回升初期,南B区东部Ⅱ类油层北块污水体系下,聚合物用量659mg/(L·PV),处于见效高峰期。笔者针对Ⅱ类油层注聚的不同阶段注入参数调整方法以及调整效果进行了研究。

1 不同注聚阶段注入参数调整研究

1.1 注聚初期注入参数调整方法研究

在注聚初期注入参数调整主要目的是合理调整注入压力,保证注入压力稳定上升,均衡上升。结合速度调整,平衡平面矛盾,保证井区聚合物均衡推进[1]。统计Ⅱ类油层注聚初期注入压力上升速度,注入浓度大井区和注入速度快井区,注入压力上升速度快,上升幅度大(见表1)。

针对注入速度上升快井区应合理下调注入速度及注入浓度,控制压力上升速度;针对注入压力上升慢井区,应适当提高注入速度及注入浓度,平衡整个区块的压力上升速度及幅度,为后续注聚保留上升空间。同时应结合不同井区允许压力,实行个性化注入初期注聚参数设计。

表1 南A区东部Ⅱ类油层区块注聚后注入压力上升速度统计表

统计Ⅱ类油层已注聚2个区块,在注聚初期共计调整135井次,其中上调注入速度35井次,注入量上调568m3,井区注入速度提高0.05PV/a;上调注入浓度56井次,注入浓度由1050mg/L提高到1128mg/L;下调注入速度15井次,注入量下调242m3,井区注入速度下降0.03PV/a;下调注入浓度29井次,注入浓度由1250mg/L下降到1078mg/L。

1.2 含水下降期注入参数调整方法研究

在含水下降期注入参数调整主要目的是结合油层条件,优化注入浓度及速度,促进井区均匀受效。优化以注入井调浓、调量、调剖、分注为重点的跟踪调整工作,治理注入压力差异大、部分井注入参数不匹配、采出井见效不均衡的问题。针对油层发育好,连通状况好的井区,适当调高注入浓度和注入速度,提高井区油井见效程度,针对油层发育相对较差井区,适当降低注入浓度,保持聚合物连续注入,保证井区聚合物波及面积,促进井区油井见效。统计Ⅱ类油层已注聚3个区块,在含水下降期共计调整387井次,其中上调注入速度125井次,注入量上调1068m3,井区注入速度提高0.05PV/a;注入上调注入浓度180井次,注入浓度由1050mg/L提高到1228mg/L;下调注入速度35井次,注入量下调585m3,井区注入速度下降0.03PV/a;下调注入浓度47井次,注入浓度由1250mg/L下降到1178mg/L。

1.3 含水低值期注入参数调整方法研究

在含水低值期注入参数调整要以充分挖掘剩余油潜力为目的,实施注水井措施调整,有效挖掘见效接替层,改善注入状况,控制产液指数下降幅度,努力延长低含水稳定期[2]。针对以厚油层发育为主,渗透率相对较低部分动用较差的井区,优化注入浓度,减少层内干扰,挖掘潜力,延长含水低值期;针对油层薄厚层交互分布井区,加大接替油层挖掘力度,控制已挖掘相对充分的主力油层产液强度,促进见效程度有效接替,延长低含水期;针对以薄层发育为主的井区,适当降低注入浓度,使薄差油层充分动用,最大限度提高见效程度。统计Ⅱ类油层已注聚3个区块,在含水低值期共计调整278井次,其中结合浓度上调注入速度98井次,注入量上调865m3,井区注入速度提高0.04PV/a;结合注入速度调整注入浓度113井次,注入浓度由1150mg/L提高到1268mg/L;下调注入速度24井次,注入量下调385m3,井区注入速度下降0.02PV/a;结合注入井分层注入浓度调整43井次,注入浓度由1150mg/L下降到965mg/L。

1.4 含水回升期注入参数调整方法研究

在含水回升期注入参数调整主要目的是进一步挖掘薄差层潜力,减少聚合物低效循环,控制含水回升速度,进一步提高聚驱采收率。要以注入井措施调整为主,加大增注、分注力度,配套实施采油井措施挖潜,进一步改善中低渗透层的动用状况,控制注入剖面反转。针对油层发育好,连通状况好的井区,适当调高注入浓度和注入速度,提高井区油井见效程度;针对油层发育相对较差井区,结合注入井分层适当降低注入浓度,进一步挖掘薄差层潜力,控制含水回升速度。统计Ⅱ类油层已注聚3个区块,在含水回升期共计调整287井次,其中结合注入速度调整注入上调注入浓度123井次,注入浓度由1040mg/L提高到1222mg/L;控制高含水层产液强度,下调井区注入速度78井次,注入量下调1078m3,井区注入速度下降0.02PV/a;下调结合注入井分层注入浓度86井次,注入浓度由1250mg/L下降到932mg/L。

2 不同注聚阶段调整效果分析

通过在不同注聚阶段加大优化调整力度,Ⅱ类油层在不同注聚阶段取得较好开发效果。南A区东部Ⅱ类油层聚驱阶段提高采收率8.35%,南B区东部Ⅱ类南、北块分别达到7.79%和5.3%。吨聚增油水平均达到50t以上,均达到年初规划水平,其中南B区东部Ⅱ类南块达到65t,较年初规划高22t。

1)井区注入压力有效上升,均衡上升。统计注入压力上升较快87口井,压力上升速度得到有效控制;注入压力上升较慢106口井,压力上升速度得到有效提高。不同井区注入压力得到合理调整。

2)在不同注聚阶段油层动用状况得到有效改善。南A区东部Ⅱ类油层在注聚初期有效厚度动用比例达到66.0%,与注聚前对比,提高6.8%,在见效高峰期进一步提高,达到70.3%,目前处于含水回升阶段,有效厚度动用比例仍保持在69.1%,稳定在相对较高水平;南B区东部Ⅱ类油层南块在注聚初期有效厚度动用比例达到73.7%,在见效高峰期进一步提高,达到74.4%;南B区东部Ⅱ类油层北块目前处于见效高峰期,有效吸液厚度比例达到80.1%,与注聚前对比,提高15.0%。

3)不同注聚阶段注入浓度与油层匹配性保持较高水平。通过研究注入浓度与油层匹配关系,合理调整注入浓度,两者匹配关系得到有效提高,统计南A区东部Ⅱ类油层27口井,通过注入浓度调整,有效厚度动用比例由55.6%提高到88.9%。

4)井区聚合物用量更加均衡。南A区东部Ⅱ类目前平均聚合物用量746mg/L·PV,全区井组间聚用量变异系数由注聚初期的0.35下降到目前的0.33,聚用量趋于均衡。

3 结论

根据区块在注聚初期、含水下降期、含水低值期及含水回升期不同阶段的注入参数调整与效果分析,得出以下结论:

1)在注聚初期合理调整注入速度和注入浓度,可有效调整井区压力上升速度及幅度。

2)在含水下降期及含水低值期,加大主力油层挖掘力度,可最大程度降低含水下降幅度及延长低含水稳定器,提高井区见效程度。

3)在含水回升阶段控制高产液高含水层段,提高薄差层动用,可有效控制含水回升速度,进一步提高见效程度。

4)在不同注聚阶段合理加强注入参数调整,提高聚合物浓度与油层匹配性,可以有效提高聚驱开发效果。

5)提高聚合物利用率,提高投入产出比,取得效益最大化。

[1]张晓芹,关恒.改善二类油层聚合物驱开发效果的途径[J].大庆油田地质与开发,2005,24(4):81-83.

[2]胡博仲.聚合物驱采油工程[M].北京:石油工业出版社,2004.

[编辑] 辛长静

TE357.46

A

1673-1409(2014)31-0173-02

2014-06-06

付良璧(1982-),男,工程师,现主要从事油田开发及生产管理方面的研究工作。