聚驱油层注采连通类型判别及开发对策

周丛丛

(1.国家能源陆相砂岩老油田持续开采研发中心,黑龙江大庆 163712;2.中国石油大庆油田有限责任公司,黑龙江大庆 163712)

随着化学驱的推广应用,大庆油田开发对象逐渐转向油层条件较差的二类油层[1-3],与一类油层相比,二类油层河道砂发育规模更小、厚度更薄,平面沉积相变化频繁、非均质性更强,油层平面上厚度发育的不均衡,导致薄注厚采、厚注薄采油层比例增加,造成薄差层动用差、厚层突进严重,油井端产液能力不足,剩余油挖潜难度增大,最终影响聚驱开发效果。

李宜强等[4]通过聚合物驱油实验研究了二类油层不同注采类型井组聚驱最佳调整时机,明确了薄注厚采、厚注薄采、厚注厚采及薄注薄采的最佳调整时机的聚合物用量分别为740、780、810、860 PV·mg/L;徐洪玲[5]采用油藏数值模拟方法研究了油层渗透率、厚度及几何形态非均质性对聚驱开发效果的影响,厚注薄采、高注低采和宽采窄注聚驱效果较优。不同注采连通类型实际是由油水井厚度不均衡导致,前人针对不同注采连通类型对聚驱开发效果影响方面做了相关研究,但对聚驱油层注采连通类型特别是薄注厚采、厚注薄采判别方法方面未做过相关研究,且相应不同注采连通类型井组聚驱开发对策研究较少[6-10]。大庆油田二类油层油水井连通性较差、连通类型复杂,聚驱开发效果较差,不同连通类型油层的调整对策及措施时机不明确,因此,结合大庆油田工业化区块实际油层参数,采用油藏数值模拟方法结合聚驱油藏动态开发特点,研究聚驱油层注采连通类型判别方法,明确不同类型油层合理注入方式及油水井薄差层最佳压裂时机,为二类油层聚驱方案优化设计及综合调整提供理论依据。

1 注采连通类型判别方法

1.1 聚驱理想模型及方案设计

大庆油田二类油层A区块聚驱油层为PⅡ7～GⅠ4+5油层,为一套细砂岩、粉砂岩及泥质砂岩沉积物,近物源、搬运距离短,纵向上细分为8个沉积单元,沉积相主要为低弯曲分流河道沉积,沉积微相主要发育河道砂体、河间砂体、表外等。研究区共有288口油水井,平面单井有效厚度分布差别较大,其中有效厚度大于6.0 m的井有146口,占比50.7%;有效厚度在4.0～6.0 m的井占比15.8%;有效厚度在2.0～4.0 m的井占23.8%;有效厚度小于2.0 m的井占比9.6%。从各沉积单元油层射开情况看,纵向分布差异较大,其中PⅡ5+6、PⅡ8+9沉积单元发育较好,有效厚度分别为1.1、1.2 m,占单井油层总厚度的15.9%、17.4%;而高Ⅰ1沉积单元发育较差,有效厚度为0.3 m,仅占单井油层总厚度的4.3%。

研究区二类油层油水井连通厚度和渗透率差异大,形成不同连通类型油层,主要为厚注厚采、薄注薄采、厚注薄采和薄注厚采四种类型,如图1所示。以往注采连通类型尤其是薄注厚采和厚注薄采油层划分原则不明确,常常以油水井厚度差异作为模糊判定标准,也有人简单地将厚薄层两倍的关系作为判别标准,判别方法受个人主观因素影响大,缺乏理论依据,导致不同连通类型油层划分不准确。

图1 A三块SⅡ15+16b单元注采对应关系

根据大庆油田实际油藏砂体厚度发育特征,利用大庆油田研究院自主研发的化学驱数值模拟软件CHEMEOR设计一注一采典型数值模型,注采井距为150 m,模型网格数25×25×10,模型设计时考虑有效厚度和渗透率非均质性的影响,油层发育厚度与渗透率具有强相关性,厚层渗透率一般较高,而薄层渗透率相对较低,重点研究油水井薄厚层厚度比例变化对聚驱效果的影响。大庆油田一二类油层大多发育正韵律油层,将厚层设定为正韵律油层,厚层层内均匀细分为10个小层,从上往下渗透率分别设置为50×10-3、100×10-3、160×10-3、230×10-3、300×10-3、370×10-3、450×10-3、610×10-3、800×10-3、930×10-3μm2,模型的油层厚度主要参照大庆油田二类油层河道砂厚度,模拟了厚层分别为1.0、2.0、4.0 m的情况,薄层渗透率根据层数进行相应调整,当薄层为1个小层时,将渗透率设为50×10-3μm2,当薄层为2个小层时,渗透率设为50×10-3、100×10-3μm2,以此类推。实验模拟薄注厚采(注聚井部署在薄层,采油井部署在厚层)和厚注薄采(注聚井部署在厚层,采油井部署在薄层)两种矿场常见但不好界定的井组,共设计了36个模型方案(表1,图2)。多个理论模型设计时其他油藏静态参数不变,且具有相同的生产约束条件,注聚井注入压力和采油井井底流压为定值。聚合物为普通中分聚合物,浓度为1 000 mg/L,注入速度为0.15 PV/a,聚合物用量800 mg/(L·PV),注聚时间为5.3年,使用CHEMEOR软件进行模拟计算。模拟过程为先水驱至含水率90%,再聚驱至含水率98%。

表1 数模设计方案

图2 薄注厚采和厚注薄采数值模型

计算厚层厚度分别为1.0、2.0、4.0 m时36个注采连通类型井组聚驱采收率提高值,如图3所示。结果表明,只有当薄层厚度与厚层厚度的比值降低至0.3以下时,才会对聚驱开发效果产生明显的影响。

图3 薄注厚采和厚注薄采对聚驱采收率提高值的影响

以厚层厚度为2.0 m为例,当薄层厚度大于0.6 m时(即薄层厚度与厚层厚度的比值大于0.3),聚驱采收率提高值变化不大,而薄层厚度继续降低时,聚驱采收率提高值大幅度下降,因此将薄厚层厚度比例0.3作为薄注厚采或者厚注薄采类型的判别界限。新判别标准改变了以往薄注厚采、厚注薄采划分方法不准确的问题,依据新判别方法重新对二类油层注采连通类型进行定义,如表2所示。新判别方法基于理论模型基础上,能精准划分油层连通类型,为聚驱矿场不同类型井组个性化方案设计和及时有效跟踪调整措施提供理论依据。

表2 注采连通类型井组厚度划分标准

1.2 注采连通类型对聚驱效果影响

以大庆油田二类油层A区块油层为对象建立模型,设计一注一采典型数值模型,模拟厚注厚采、薄注薄采、薄注厚采和厚注薄采四种连通类型井组的水驱及聚驱过程,明确注采连通类型对聚驱开发效果的影响,如图4所示,可以看出,注采井油层厚度发育不完善对聚驱影响较大,厚注厚采类型采收率提高值最高,依次为厚注薄采、薄注厚采。薄注厚采井组由于注入端油层薄、渗透率较低,水驱结束时剩余油主要富集在油井附近,聚驱时,聚合物增大了驱替液黏度,与水驱相比,聚合物溶液推进速度较慢,导致油井见效晚,尤其是油井端油层上部的剩余油得不到有效驱替,聚驱效果较差;对于厚注薄采类型井组,聚合物溶液能有效扩大波及体积,驱替水井附近剩余油,聚驱效果优于薄注厚采井组,由于油井端发育薄差油层,聚合物突破后,含水上升速度较快,注聚后期采收率提高值上升缓慢。随着聚驱的开发,油层性质逐渐变差,薄注厚采井组和厚注薄采井组比例将大幅增加,影响聚驱最终效果,增加开发难度。

图4 注采连通类型对聚驱采收率提高值的影响

通过CHEMEOR软件模拟结果可以得到,不同连通类型油层聚驱全过程油水井井底流压及平均地层压力变化情况。统计了薄注厚采、厚注薄采油层平均地层压力、水井流压和油井流压情况,结果显示薄注厚采油层由于厚度薄、渗透率低,注聚合物之后,由于驱替液黏度增大,水井流压快速上升到高值之后不再上升,水井端顶高压注入,油层薄渗透率低,聚合物溶液推进缓慢,整体能力供给不足,导致地层压力偏低,聚驱见效晚,产油量相对较低。而厚注薄采油层由于注入端油层物性条件好,水井流压随着聚合物溶液在地层中稳定推进,注入压力快速上升并达到峰值,地层能量充足,聚合物能有效发挥扩大波及体积的作用,产油量较高,化学驱效果好于薄注厚采油层。

2 聚驱注入参数优化

聚驱开发过程中,需要合理的设计注入参数,参数设计的合理与否直接关系到聚驱最终开发效果。以大庆油田实际二类油层聚驱油层为对象建立模型,利用数值模拟研究了注入速度和注入浓度对厚注薄采和薄注厚采井组聚驱采收率提高值的影响,如图5a所示,随着注入速度的提高,厚注薄采井组的注入端油层物性较好,当注入速度提高时,容易造成聚合物溶液沿着高渗透层突进,影响聚驱效果,而薄注厚采时,只有当速度大于0.15 PV/a,聚驱采收率提高值才开始下降,说明当注入端油层较差时,适当提高注入速度有利于聚合物扩大波及体积,改善聚驱效果。如图5b所示,随着注入浓度的提高,厚注薄采井组聚驱采收率提高值明显增加,而薄注厚采井组当聚合物浓度大于1 000 mg/L时,由于注入端油层薄、渗透率低,造成注入困难,聚驱效果明显变差。因此在聚驱开发过程中,建议对薄注厚采井组采取低注入浓度、适当提高注入速度的方式开采,对厚注薄采井组提高注入浓度、降低注入速度的方式开采。

图5 注入速度和注入浓度对聚驱效果的影响

3 油层压裂时机选择

二类油层受平面单层厚度差异大、相变频繁影响,井组注采不完善的单元数量增多,导致井组各方向连通性差异较大,大部分井区表现出平面注采不均衡的状况,对于注采不完善油层在聚驱开发过程中除了优化设计注入参数外,还需进行大规模的压裂措施改造[11-14],才能保证较好的聚驱效果。根据实际油藏条件建立地质模型,在薄层端进行压裂(裂缝形态呈舌状,裂缝最长延伸70 m,且裂缝两年后闭合),研究了注采不完善井组聚驱开发合理的压裂时机。

薄注厚采井组水井在注聚初期进行压裂能够取得较高的采收率提高值,如图6所示,采收率比不压裂时提高值为1.4%。当注入井发育薄差层时,随着聚合物溶液的推进,易出现注入井注入压力上升过快、达不到配注量的情况,若在注聚初期进行压裂的话,驱替液的导流能力更强,聚合物溶液能起到扩大波及体积的作用,同时配合调整速度或者浓度,能明显改善聚驱效果。聚合物驱具有很强的时效性,随着注聚时间延长,注入压力快速升高,如果在含水回升阶段进行压裂,受注入压力较高影响,水井调整速度或者浓度较困难,同时油井端聚合物溶液已经突破,聚合物溶液扩大波及体积的能力有限,在聚驱后期压裂效果不明显。因此,对于薄注厚采油层的压裂改造时机应尽量在注聚早期。

厚注薄采井组油井端油层发育薄差层,在含水低值期和回升初期进行压裂聚驱采收率提高值明显提高如图7所示,比不压裂时采收率提高值能高0.83%。当油井端发育薄差层时,油井压裂不宜过早,因为聚合物溶液在油层中推进需要一段时间,只有当聚合物溶液驱替到油井端时,也就是油井端开始大量见聚以后,含水快速下降并到达低值期,在低值期或者含水回升初期进行压裂,由于油井端裂缝的导流能力更强,使得聚合物溶液驱替的更充分,能有效抑制含水快速上升,延长含水低值期。因此厚注薄采油层油井端应尽量选择在含水回升初期进行压裂效果较好。

4 现场应用

选取大庆油田喇嘛甸地区二类油层实际工业化B区块进行调整,该区块于2021年1月开始注入聚合物,注聚时间一年多,注入聚合物溶液0.21 PV,采收率提高值仅为0.4%,聚驱见效较差;于2022年1月应用新判别方法筛选出薄注厚采井组及厚注薄采井组共7个井组进行调整,根据注入参数优化原则进行参数调整,如表3所示,薄注厚采类型的4口水井注聚过程中出现注入压力上升过快,注入困难的问题,厚注薄采3口井注入端正常注入,油井端始终未见效,分析发现7口井均存在注入参数不合理的情况。应用薄注厚采类型井采取“低浓提速”、厚注薄采类型井采取“高浓低速”的原则进行参数调整,将薄注厚采的4口水井浓度由1 800 mg/L降低至1 200 mg/L,同时注入量由42 m3/d提高至62 m3/d,将厚注薄采井组3口水井浓度由1 500 mg/L提高至2 500 mg/L,同时注入量从70 m3/d降低至60 m3/d,6个月后,水井注入剖面得到明显改善,油井开始见效,平均日产油量增加0.9 t,综合含水较调整前明显下降,聚合物驱开发效果变好。

5 结论

1)数值模拟结果表明,聚驱开发时,只有当油水井发育厚度差异较大时,才会对聚驱效果产生明显的影响,用薄厚层厚度比例小于0.3作为划分标准,创新定义薄注厚采和厚注薄采井组划分标准,使聚驱油层注采连通类型井组划分方法更加客观准确。

2)厚注厚采注采类型采收率提高值最高,其次是厚注薄采和厚注薄采类型,薄注薄采采收率提高值最低。对于薄注厚采井组,建议采取低注入浓度、适当提高注入速度开采,薄层压裂时尽量在注聚早期进行,可以取得较高聚驱采收率;对于厚注薄采井组,建议采取高注入浓度、低注入速度开采,油井端压裂时机尽量选在含水回升初期,能够有效抑制聚合物溶液突进,降低含水回升速度。

3)应用注采连通类型判别及聚驱开发对策,对薄注厚采井组进行提速降浓、厚注薄采油井组采取提浓降速调整,通过6个月的调整,注入剖面得到明显改善,油井开始见效,聚合物驱开发效果变好,研究成果对于改善二类油层聚驱效果具有重要意义,应用前景较好。