劉吉英 (中石油大慶油田有限責(zé)任公司第三采油廠第一油礦地質(zhì)隊(duì),黑龍江大慶 163453)

注聚后期驅(qū)油效果的影響因素及治理對策研究

劉吉英 (中石油大慶油田有限責(zé)任公司第三采油廠第一油礦地質(zhì)隊(duì),黑龍江大慶 163453)

大慶薩北開發(fā)區(qū)純油區(qū)東部的4個(gè)區(qū)塊已陸續(xù)進(jìn)入注聚后期。由于區(qū)塊間地質(zhì)條件不同,井網(wǎng)與油層適應(yīng)性不同,注聚前油層動(dòng)用程度、剩余油基礎(chǔ)不同,開發(fā)因素不同,區(qū)塊的開發(fā)效果表現(xiàn)出一定得差異性,但進(jìn)入注聚后期后也表現(xiàn)出一些共性的問題,這些問題制約注入井方案調(diào)整的同時(shí)也影響著開發(fā)效果。分析了影響注聚后期驅(qū)油效果的因素,影響驅(qū)油效果的因素主要包括油層沉積條件及連通狀況、剩余油的多少、注入水質(zhì)及挖潛措施的實(shí)施效果等等。在注聚后期通過高濃度注聚、調(diào)剖、補(bǔ)孔、壓裂解堵等措施進(jìn)行綜合調(diào)整,進(jìn)一步改善聚驅(qū)開發(fā)效果。

注聚后期;驅(qū)油效果;影響因素;治理對策

聚合物驅(qū)油技術(shù)是通過提高水的波及系數(shù)提高原油采收率。大慶油田已大規(guī)模開展主力油層聚合物驅(qū)油,作為高含水后期增儲(chǔ)上產(chǎn)的主要技術(shù)發(fā)揮了重要應(yīng)用。但隨著注聚規(guī)模不斷擴(kuò)大及深入,注聚后期平面、層間矛盾開始加劇,出現(xiàn)注入困難、吸水剖面反轉(zhuǎn)、井組差異較大等問題,嚴(yán)重影響了開發(fā)效果。因此筆者從薩北開發(fā)區(qū)純油區(qū)東部注聚后期動(dòng)態(tài)變化特征入手,分析了影響聚驅(qū)效果的因素,旨在為今后制定聚驅(qū)方案及動(dòng)態(tài)分析提供一些依據(jù)。

1 注聚后期開采特征變化規(guī)律

1)注入壓力上升趨于平穩(wěn),部分注入井注入困難。隨著注入時(shí)間的延長,進(jìn)入注聚后期部分注聚井出現(xiàn)了高壓欠注的現(xiàn)象,造成該情況的原因有:①隨著注入PV增加,注入阻力增大,使注聚井逐漸高壓;②聚合物在近井油層內(nèi)堵塞造成了井底附近高壓。

2)注聚后期吸水剖面逐漸開始反轉(zhuǎn)。從典型井連續(xù)吸入剖面資料看,注聚前期PⅠ1～PⅠ4砂巖組相對吸入量為100%;注聚后由于聚合物的調(diào)剖作用,2個(gè)砂巖組的吸入差距縮小,注聚后期調(diào)剖作用減弱,2個(gè)砂巖組的吸入差距增大,逐漸轉(zhuǎn)向水驅(qū)特征。

3)井組間差異較大。注聚后期方案調(diào)整及措施后井組間受效特征也明顯不同?？傮w來說:油層發(fā)育厚,水淹程度低、河道砂一類連通率高的井組受效較好。而井組間聚合物采聚濃度、含水等方面均存在差異(見圖1和圖2),該差異性的出現(xiàn)受影響的因素多。

圖1 北三東東塊采聚濃度等值圖

圖2 北二東東塊含水等值圖

2 影響因素分析

1)油層沉積條件及連通狀況是影響聚合物驅(qū)油效果的首要因素。聚合物驅(qū)油提高采收率的主要作用機(jī)理在于流度比的改變加快油相流速,聚合物溶液首先進(jìn)入河道砂發(fā)育的高滲透部位,使得水驅(qū)波及范圍內(nèi)的水驅(qū)波及效率及采出程度大幅度提高,河道砂比例越高,物性越好,聚驅(qū)效果越好。聚合物驅(qū)提高采收率的另一作用機(jī)理在于減弱重力的影響,油層越厚重力影響越明顯,因此聚合物驅(qū)油提高采收率幅度隨油層厚度增加而增大[1]。通過對純油區(qū)東部北三東東塊統(tǒng)計(jì)分析,油井含水變化大致分3種類型:①地層系數(shù)小,連通性差,受效方向少的油井含水下降速度快,幅度小,回升快;②油層條件,連通性都較好的油井含水下降速度較慢,幅度較大,穩(wěn)定時(shí)間較長,回升較快;③油層條件好,地層系數(shù)大,連通性好,受效方向多的油井含水下降速度較慢,幅度較大,穩(wěn)定時(shí)間長,回升慢(見圖3)。

此外,通過分析認(rèn)為油層條件的好壞也是影響注入壓力的主要因素。滲透率性的好壞決定了注聚后期油層的堵塞程度,北三東西塊就是比較典型例子,較差的滲透性使注聚后注入壓力上升過快,注聚一個(gè)月就出現(xiàn)間注井。聚合物用量為185PV·mg/L時(shí),全區(qū)壓力上升5.84MPa,月出現(xiàn)間注井35口,間注比例達(dá)到62.5%(見圖4)。

圖3 含水變化曲線

圖4 薩北開發(fā)區(qū)各區(qū)塊壓力變化圖

2)剩余油的多少是影響聚合物驅(qū)油效果的主要因素。綜合前人大量的沉積相分析、測井資料解釋(儲(chǔ)層剩余油飽和度)及油藏?cái)?shù)值模擬結(jié)果,可歸納出注聚后期剩余油一般分布具有以下特點(diǎn):①河床相處砂體厚度大,剩余油飽和度最低,而處于河漫灘相的井,砂體厚度小,剩余油飽和度高;②低滲透層是平面上最主要的剩余油分布區(qū),滲透率值較低的區(qū)域剩余油飽和度較高;③注采系統(tǒng)不完善的地區(qū),含油飽和度高,剩余油多。

從各區(qū)塊注聚后期動(dòng)態(tài)變化特征可以看出,滲透率值較低,注采系統(tǒng)不完善這種剩余油較多的含水回彈速度慢,低含水時(shí)間較長[2]。

3)注入水質(zhì)體系對聚合物驅(qū)油效果有一定得影響。污水中含有的大量硫酸鹽還原菌、鐵細(xì)菌及腐生菌等物質(zhì)接觸空氣后,大量的Fe2+氧化所產(chǎn)生的OH-自由基攻擊聚合物主鏈造成鏈的斷裂,聚合物溶液發(fā)生快速降解,使聚合物溶液黏度大幅度下降。室內(nèi)試驗(yàn)表明,提高污水中的含氧量,可有效遏制各種菌類對污水稀釋聚合物體系黏度造成的不利影響。如2007年北二東東塊井網(wǎng)加密后普通污水注聚改為深度曝氧污水注聚,注入水質(zhì)調(diào)整后,注聚濃度從1518mg/L下降到1380mg/L,但區(qū)塊注入黏度卻從22mPa·s左右上升到61mPa·s。

3 治理對策及效果

1)條件允許情況下,注入高濃度聚合物可以改善注聚后期驅(qū)油效果。在油層物性允許,具有較高的控制程度的條件下,可以注入高濃度聚合物改善注聚后期驅(qū)油效果。北二東東塊于2009年2月、6月分2個(gè)階段對區(qū)塊整體實(shí)施了高濃度注聚,通過高濃度實(shí)施前后對比,發(fā)現(xiàn)油層動(dòng)用程度得到提高,高濃度注聚后,油層的吸水剖面得到有效改善。10口井注入剖面表明,實(shí)施高濃度注聚后,滲透率300～500m D的油層吸入厚度比例增加了10.1%,相對吸入量增加了8%,滲透率大于800m D以上的油層吸入厚度比例減少了1.7%,相對吸入量減少了9.7%,油層動(dòng)用狀況得到改善。從總體效果上來看,日產(chǎn)液由6340t下降到5783t,下降了557t;日產(chǎn)油由450t上升到452t,綜合含水由92.9%下降到92.3%,下降0.61%,取得較好的開發(fā)效果(見圖5)[3]。

2)適時(shí)采取合適的挖潛措施可以提高驅(qū)油效果。加強(qiáng)注聚后期的綜合治理,選取合適的挖潛措施可以緩解層間矛盾,縮小井組間平面差異,提高油井產(chǎn)量,有效提高驅(qū)油效果。

①深度調(diào)剖。聚合物驅(qū)開發(fā)實(shí)踐表明。由于油層非均質(zhì)的特性。單純依靠聚合物有限的調(diào)剖能力不足以有效調(diào)整油層的吸水剖而。而適時(shí)采取深度調(diào)剖措施,可有效地改善注入剖面,促進(jìn)采油井均勻受效[4]。統(tǒng)計(jì)表明北三東東塊進(jìn)行深度調(diào)剖后,調(diào)剖區(qū)22口采出井,調(diào)前平均單井日產(chǎn)液127.7t,日產(chǎn)油12.5t,含水90.24%,采聚濃度198mg/L,調(diào)剖后含水下降了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。

②解堵增注。聚驅(qū)存在問題之一是部分井逐漸產(chǎn)生堵塞,注入能力下降,注入井堵塞發(fā)生后,近井地帶滲流面積小,流速加大,降低了驅(qū)油黏度,影響驅(qū)油效果。因此,有必要壓裂、表活劑解堵等多種措施工藝,以改善注入質(zhì)量,提升驅(qū)油效果(見表1和表2)。此外,超短半徑水平井的應(yīng)用亦可有效解堵。

圖5 高濃度注聚后含水下降程度等值圖

表1 純油區(qū)東部表活劑解堵效果統(tǒng)計(jì)

表2 北三東西塊壓解結(jié)合效果統(tǒng)計(jì)

2011年5月在北三東西塊實(shí)施2口井。首先通過不同井距補(bǔ)孔取樣確定油層堵塞位置,然后實(shí)施超短半徑水平井解堵。初期注入壓力下降了4.27MPa。措施前月間注天數(shù)20d左右,措施后實(shí)現(xiàn)了連續(xù)注入。目前2口井配注量增加50m3,仍比措施前下降2.55MPa,有效期已超過130d。相對于表活劑解堵,注入壓力多下降2.97MPa,有效地改善了注入狀況。

③注采調(diào)整。針對注聚后期存在部分油層平面上動(dòng)用狀況差的問題,對有采無注井區(qū),注水井可轉(zhuǎn)為注聚井,這樣可提高井組完善程度,改善井組開發(fā)效果;而對有注無采井區(qū),可補(bǔ)開與注入井連通較好的水驅(qū)低產(chǎn)井,完善單砂體注采關(guān)系,改善開發(fā)效果[5]。從對北3-丁4-454井進(jìn)行補(bǔ)孔的效果來看,補(bǔ)開聚驅(qū)目的層3個(gè)小層,補(bǔ)孔后初期日增液66.8t,日增油38.5t,含水下降45.1%,油井補(bǔ)孔后, 與B3-D4-454井連通的3口注入井的注入狀況得到明顯改善,月間注天數(shù)由14d降到1d,月間注影響水量由1038m3降到96m3,效果較好。

4 結(jié)論

1)在注聚后期,平面、層間矛盾開始加劇,地質(zhì)條件及剩余油的分布是影響開發(fā)效果的主要因素,應(yīng)根據(jù)不同矛盾采取相應(yīng)的調(diào)整措施,最大限度地提高聚驅(qū)開發(fā)效果。

2)在注聚后期,地質(zhì)條件允許,井網(wǎng)控制程度合適,可采取高濃度注聚,改善驅(qū)油效果;此外,確保注入體系質(zhì)量,能夠有效的降低黏損。

3)在注聚后期,應(yīng)通過調(diào)剖、補(bǔ)孔、壓裂解堵等措施進(jìn)行綜合調(diào)整,可進(jìn)一步改善聚驅(qū)開發(fā)效果。

[1]劉玉等.聚合物驅(qū)提高采收率技術(shù)[M].北京:石油工業(yè)出版社,2006.

[2]王冬梅,韓大匡,邵振波,等.聚驅(qū)后續(xù)水驅(qū)階段影響因素分析[J].大慶石油學(xué)院學(xué)報(bào),2007,31(2):45-48.

[3]李朦.薩北開發(fā)區(qū)一類油層聚驅(qū)后期高濃度注聚方案優(yōu)化研究[D].大慶:東北石油大學(xué),2010.

[4]王道遠(yuǎn).杏北聚驅(qū)A塊后續(xù)水驅(qū)開發(fā)特征及影響因素分析[J].油氣田地面工程,2009,28(8):13-15.

[5]吳逸.薩爾圖油田北二區(qū)東部東塊葡一組油層聚驅(qū)井網(wǎng)加密調(diào)整研究[D].大慶:東北石油大學(xué),2010.

[編輯]辛長靜

TE357.4

A

1673-1409(2014)26-0103-03

2013-11-13_

劉吉英(1988),女,助理工程師,現(xiàn)主要從事石油工程方面的研究工作。