時(shí)廣霞 (中石油大慶油田有限責(zé)任公司第三采油廠(chǎng)，黑龍江 大慶 163256)

注聚中期深度調(diào)剖技術(shù)應(yīng)用探討

時(shí)廣霞 (中石油大慶油田有限責(zé)任公司第三采油廠(chǎng)，黑龍江 大慶 163256)

北三東東塊處于聚驅(qū)見(jiàn)效階段，聚合物驅(qū)開(kāi)發(fā)過(guò)程中出現(xiàn)注入壓力上升差異大，井組間受效不均衡的問(wèn)題。區(qū)塊平面、縱向非均質(zhì)性強(qiáng)，部分注入井壓力低，井組間含水差異大。為了提高聚合物溶液利用率，促進(jìn)油井均勻受效，提高區(qū)塊最終采收率，選取了油層厚度大、注入壓力低、平面和層內(nèi)矛盾突出的注入井進(jìn)行深度調(diào)剖。首先確定調(diào)剖選井選層原則，具體闡述了調(diào)剖井組動(dòng)態(tài)特征。現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施結(jié)果表明，采用該技術(shù)后，有效改善了注入狀況，實(shí)現(xiàn)了增油降水，提高了經(jīng)濟(jì)效益，因而能為同類(lèi)型區(qū)塊的開(kāi)發(fā)提供參考。

深度調(diào)剖；注聚中期；聚合物驅(qū)開(kāi)發(fā)

大慶油田北三東東塊于2002年7月投產(chǎn)，2007年7月注聚，2008年2月聚合物用量為84PV·(mg/L)時(shí)開(kāi)始見(jiàn)效，空白水驅(qū)長(zhǎng)達(dá)5a，注聚前含水高達(dá)95.94%。調(diào)剖前58口注入井，注入壓力12.8MPa，較破裂壓力低1.5MPa，較空白水驅(qū)上升3.7MPa，視吸入指數(shù)為7.4m3/(d·MPa)，較注聚前下降了3.6m3/(d·MPa)。23口注入井吸入剖面資料表明，目前單井吸入厚度為10.4m，吸入厚度比例為71.7%，相對(duì)吸入量主要集中在葡Ⅰ2、葡Ⅰ3單元(葡Ⅰ為葡萄花油層第Ⅰ油組)，占全井的54.7%，各個(gè)沉積單元油層動(dòng)用差異較大，層間矛盾較突出。68口采油井的綜合含水為88.9%，其中含水高于95%的有15口，綜合含水96.3%；含水低于85%的井有20口，綜合含水80.4%；高低含水井共35口，占全區(qū)的51.47%。從采聚濃度上看，區(qū)塊平均采聚濃度185mg/L，但采聚濃度小于100mg/L的有18口井，占總井?dāng)?shù)的26.5%，大于250mg/L的有16口井，占總井?dāng)?shù)的23.5%，高低采聚濃度井?dāng)?shù)比例達(dá)到50.0%。區(qū)塊見(jiàn)效井48口，較注聚前平均單井日增油8.7t，含水下降了9.7%，其中含水下降超過(guò)10%的采油井有19口，占總井?dāng)?shù)的27.9%，平均單井日增油12.1t，含水下降14.7%；未見(jiàn)效井為20口，占總井?dāng)?shù)的29.4%，平均單井日增油0.6t，含水下降1.3%。聚驅(qū)效果差異大，平面矛盾較突出。

綜合以上分析，發(fā)現(xiàn)區(qū)塊見(jiàn)效差異大的主要原因是部分井組層段壓力低、區(qū)塊平面、縱向非均質(zhì)性強(qiáng)，層內(nèi)、層間矛盾較突出。深度調(diào)剖作為改善聚合物驅(qū)油田開(kāi)發(fā)效果的有效技術(shù)手段，可以解決厚油層的層內(nèi)和平面矛盾，提高聚合物溶液利用率，促進(jìn)油井均勻受效，進(jìn)一步提高聚合物驅(qū)最終采收率。為此，筆者對(duì)注聚中期深度調(diào)剖技術(shù)[1]進(jìn)行了探討。

1 調(diào)剖選井選層原則

1)調(diào)剖選井原則 調(diào)剖選井原則主要包括如下內(nèi)容[2]：①以正韻律油層為主，油層水淹程度高，縱向非均質(zhì)性嚴(yán)重；②油層連通性好，河道砂一類(lèi)連通厚度比例大于70%；③注入壓力低于全區(qū)水平，注入強(qiáng)度高于全區(qū)平均水平，周?chē)沙鼍咔也町惔?；④吸水剖面不均勻，?qiáng)吸水層段吸水厚度比例低、相對(duì)吸水量大。根據(jù)上述選井原則，在該區(qū)塊選取11口注入井進(jìn)行深度調(diào)剖(見(jiàn)表1)。

2)調(diào)剖選層原則 調(diào)剖選層原則主要包括如下內(nèi)容[2]：①調(diào)剖層段在注采方向上應(yīng)屬于同一河道砂；②調(diào)剖層段在注采方向上均具有較高的滲透性；③調(diào)剖層位應(yīng)為中、高水淹級(jí)別以上的層段。根據(jù)上述選層原則，確定調(diào)剖井選層情況如表1所示。

表1 調(diào)剖注入井選層情況統(tǒng)計(jì)表

2 調(diào)剖井組動(dòng)態(tài)特征

1)油層厚度大，滲透性好，水淹程度較高 11口調(diào)剖井的平均射開(kāi)砂巖厚度為19.8m，有效厚度15.0m，比區(qū)塊平均水平高2.7m。滲透率大于500×10-3μm2的高滲透層厚度比例為37.3%，比區(qū)塊平均水平高5.0%。高水淹厚度比例38.4%，較區(qū)塊平均水平高3.5%。

2)注入井吸入能力強(qiáng)，吸入剖面嚴(yán)重不均勻 11口調(diào)剖井的注入壓力為11.2MPa，較區(qū)塊平均水平低1.6MPa，破裂壓力較區(qū)塊平均水平低3.1MPa。視吸入指數(shù)為10.5m3/(d·MPa)，較區(qū)塊平均水平高3.1m3/(d·MPa)。統(tǒng)計(jì)11口調(diào)剖井吸水剖面解釋資料，滲透率大于500×10-3μm2的油層相對(duì)吸水量達(dá)到40.5%，較區(qū)塊同類(lèi)層段高7.5%；滲透率小于300×10-3μm2的油層相對(duì)吸水量為27.8%，較區(qū)塊同類(lèi)層段相對(duì)吸入量低1.6%，吸入量集中在高滲透層，吸入剖面不均勻。

3)調(diào)剖井周?chē)捎途昧看?、?jiàn)效差異大 調(diào)剖井周?chē)灿胁捎途?2口，用量405PV·(mg/L)，比全區(qū)高113PV·(mg/L)，平均單井日產(chǎn)液132t，日產(chǎn)油10.3t，含水92.2%，流壓6.1MPa，采聚濃度198mg/L，較注聚前平均單井日增油5t，含水下降了3.9%，平均單井日產(chǎn)液比全區(qū)平均水平高23t，井組間見(jiàn)效差異大。

3 應(yīng)用效果分析

現(xiàn)場(chǎng)施工采用CT-5增強(qiáng)型體膨顆粒調(diào)劑堵水劑。2009年12月25日開(kāi)始實(shí)施調(diào)剖試驗(yàn)，2010年3月24日結(jié)束。調(diào)剖半徑設(shè)計(jì)調(diào)剖深度為注采井距的1/3井距左右，北三東東塊聚合物驅(qū)井平均井距為250m，因而調(diào)剖深度確定為75m。采用3個(gè)段塞按粒徑由小到大、濃度由低到高的方式進(jìn)行注入。優(yōu)選體膨顆粒粒徑為0.1～1.5mm，體膨顆粒注入濃度為3000～5000mg/L，攜帶液濃度為600～1000mg/L聚合物溶液。共注入調(diào)剖液量69030m3，注入體膨顆粒276.12t。

1)有效改善注入狀況 調(diào)剖前11口注入井平均注入壓力為10.9MPa，調(diào)剖過(guò)程中壓力上升了1.5MPa。視吸水指數(shù)由調(diào)前的12.5m3/(d·MPa)下降到10.8m3/(d·MPa)。調(diào)剖后注入壓力上升，視吸水指數(shù)下降，表明對(duì)高滲透層起到一定封堵作用。11口注入井滲透率小于300×10-3μm2低滲透油層相對(duì)吸水量由調(diào)前的27.8%上升到32.3%；滲透率大于500×10-3μm2高滲透油層相對(duì)吸水量由調(diào)前的40.5%下降到32.8%，表明調(diào)剖能改善注入井的吸水狀況，擴(kuò)大了注入液的波及體積。

2)實(shí)現(xiàn)了增油降水 注聚中期深度調(diào)剖改善了注入井注入狀況，控制了高滲透層注入，加強(qiáng)了低滲透吸入，提高了聚合物驅(qū)動(dòng)用程度，低效無(wú)效循環(huán)得到控制，采出井含水明顯降低。統(tǒng)計(jì)試驗(yàn)區(qū)22口采出井，調(diào)剖前平均單井日產(chǎn)液132t，日產(chǎn)油10.3t，含水92.2%，采聚濃度198mg/L，調(diào)剖結(jié)束后綜合含水降到91.14%，含水下降了1.06%，比非調(diào)剖井區(qū)含水多下降了0.91%，采聚濃度下降了49mg/L。調(diào)剖后采出井Cl-濃度由1820mg/L上升到1867mg/L，礦化度由6512mg/L上升到6652mg/L，說(shuō)明動(dòng)用了新的油層，改善了開(kāi)發(fā)效果。

3)提高了經(jīng)濟(jì)效益 在注聚中期采用深度調(diào)剖技術(shù)后，調(diào)剖井累計(jì)增油4684t，按原油價(jià)格2300元/t計(jì)算，共計(jì)1077.32萬(wàn)元，除去施工成本513.308萬(wàn)元，可獲得純利潤(rùn)563.94萬(wàn)元。

4)調(diào)剖井見(jiàn)效出現(xiàn)差異 調(diào)剖后采油井收到了一定的增油降水效果，但單井效果存在很大差異。在11口注入調(diào)剖井中，有3口井連通采出井含水下降明顯，與調(diào)剖前相比平均單井日降液26t，日增油0.6t，含水下降了3.0%；有5口井的調(diào)剖效果也比較明顯，與調(diào)剖前相比平均單井日降液25t，日增油0.1t，含水下降了1.06%。另外，還有3口井的調(diào)剖效果比較差，連通油井與調(diào)前相比平均單井日增液2t，日降油0.1t，含水下降了0.02%。調(diào)剖井見(jiàn)效出現(xiàn)差異的原因如下：調(diào)剖效果較好的8口注入井的有效厚度大、滲透率相對(duì)較高、調(diào)剖厚度大、調(diào)剖前注入壓力相對(duì)較低；調(diào)剖效果較差的3口注入井中有1口井位于斷層附近，其余2口井臨近東部過(guò)渡帶，形成不完善的注采關(guān)系井網(wǎng)，這是造成見(jiàn)效差的重要原因。

[1]張厚福.石油地質(zhì)學(xué)[M].北京：石油工業(yè)出版社，2000.

[2]孫建英，方艷君.聚驅(qū)后剩余油分布及挖潛技術(shù)研究[J].大慶石油地質(zhì)與開(kāi)發(fā)，2005，23(4)：45-47.

2013-06-27

時(shí)廣霞(1980-)，女，碩士，工程師，現(xiàn)主要從事采油工程方面的研究工作。

TE327

A

1673-1409(2013)26-0111-03

[編輯] 李啟棟