高攀鋒 王雪蓮 張波 閆忠 賀毓國
中國石油長慶油田分公司第四采油廠 寧夏 銀川 750006
綏靖油田某長6油藏是典型低滲透油藏,由于其滲透率很低,油氣水賴以流動的通道很細(xì)微,滲流阻力很大,地層流體的滲流明顯具有非達(dá)西滲流的特性,具體表現(xiàn)就是具有啟動壓力梯度[1],在注水開發(fā)中,達(dá)不到理想效果。本文結(jié)合該區(qū)儲層特征,開展?jié)B流規(guī)律研究,對水驅(qū)和表活劑驅(qū)進(jìn)行室內(nèi)巖心評價,有效指導(dǎo)該油藏開發(fā)。
綏靖油田某區(qū)長6 油層平均有效厚度為15.1m,平均孔隙度為12.46%,平均空氣滲透率為0.77mD。滲透率總體上近似地服從對數(shù)正態(tài)分布,中值為0.68mD。滲透率變異系數(shù)為0.69,非均質(zhì)系數(shù)22.0,級差127.0。砂巖碎屑物以細(xì)砂級為主(86%),另外含有少量的中砂。儲層儲集空間以粒間孔為主,濁沸石等溶孔為次。整體而言,儲層低滲且非均質(zhì)性強(qiáng)。
該長6油藏2002年采用550mx140菱形反九點(diǎn)面積井網(wǎng)開發(fā),在建產(chǎn)過程中,隨著對儲層特征認(rèn)識,井排距由140m調(diào)整為120m;油水井注采比為3∶1,注水方式采用超前注水。目前依然面臨以下開發(fā)難題:
采油速度低,采出程度低。該區(qū)初期單井產(chǎn)量高(3.6~5.5t/d)、開發(fā)期單產(chǎn)低(0.9~1.2t/d),采油速度長期處于0.4%~0.5%(同類油藏為0.8%左右),開發(fā)20年后,采出程度不到10%。
一次井網(wǎng)提高采收率難度大。該區(qū)最小壓力啟動梯度(0.0651MPa/m)和壓力啟動梯度(0.5786MPa/m)較大,目前井網(wǎng)排距偏大,驅(qū)替系統(tǒng)難建立,側(cè)向井不易見效,且見效井效果不理想,是導(dǎo)致提高一次井網(wǎng)采收率難度大主要原因之一。
本文以該區(qū)25塊長6儲層巖心為研究對象,對水驅(qū)和表活劑驅(qū)的影響因素進(jìn)行室內(nèi)分析,并對表活劑驅(qū)可行性進(jìn)行評價。實驗所采用的實驗用水為該油藏注入水,實驗用油為該油藏所產(chǎn)原油配制。
根據(jù)水驅(qū)油實驗成果統(tǒng)計,長6儲層無水期驅(qū)油效率20.92%,含水35%時的驅(qū)油效率22.64%(注入倍數(shù)1.09pv),含水95%時為41.06%(注入倍數(shù)2.57pv),含水98%時為44.72%(注入倍數(shù)4.174pv),最終驅(qū)油效率50.14%(注入倍數(shù)17.2pv)。通常非均質(zhì)性、裂縫對巖心驅(qū)油效率影響很大。
2.1.1 應(yīng)力影響
油田開發(fā)中,地層壓力逐漸下降,受圍巖影響,作用在巖石顆粒上的有效應(yīng)力增加,導(dǎo)致巖石形變,使得巖石物性參數(shù)減小,從而影響到油藏流體的流動動態(tài)及油井產(chǎn)能,給高效、合理開發(fā)帶來困難。地層壓力變化對巖石造成的傷害具有不可恢復(fù)性,屬于應(yīng)力敏感性影響。應(yīng)力敏感性傷害程度主要與儲層巖石成分、膠結(jié)類型有關(guān)。該區(qū)長6儲層剛性碎屑組分較少,碎屑顆粒多為線狀接觸,膠結(jié)類型以接觸膠結(jié)為主,儲層物性差,應(yīng)力敏感性較強(qiáng)。若該區(qū)地層壓力下降,小于原始地層壓力,會導(dǎo)致儲層最低啟動壓力梯度增大。
2.1.2 驅(qū)替速度影響
實驗數(shù)據(jù)表明:以最低流速為基準(zhǔn)(折算注水量4.4m3/d),折算注入水量分別為8.7m3/d,17.5m3/d,26.2m3/d,34.9m3/d,最終水驅(qū)油效率為43.7%,45.6%,46.8%,47.7%,分別提高了3%,1.9%,1.2%,0.9%??梢钥闯觯?qū)替速度對驅(qū)油效率有一定的影響,但當(dāng)注入水一旦在巖心中形成相對穩(wěn)定的滲流通道后,驅(qū)替速度的提高對驅(qū)油效率的影響將明顯減弱,此時如不采取其他措施和改變相應(yīng)的注入條件,注入速度的提高只能加速滲流速度,而對提高驅(qū)油效率的作用不大。該數(shù)據(jù)也表明水驅(qū)期間礦場注水量17~26m3/d較好。
2.1.3 注入量影響
從本次實驗水驅(qū)油過程來看,注入倍數(shù)對驅(qū)油效率的影響主要在1~2pv時。注入倍數(shù)在1pv時,驅(qū)油效率平均為18.9%,含水32.56%;2pv時,驅(qū)油效率為35.38%,含水93.76%;3pv時,驅(qū)油效率為39.98%,含水95.44%。注入倍數(shù)在1~2pv時,驅(qū)油效率增量比較明顯。因為,此時水的滲流通道還沒有完全穩(wěn)定下來,水驅(qū)波及體積在增大,當(dāng)通道貫通了前后引槽,注水量增加對驅(qū)油效率的影響減弱,此時注入壓力的提高只會增加水的進(jìn)入,造成浪費(fèi)現(xiàn)象,在收益上是很少的。因此,礦場開發(fā)在水驅(qū)注入達(dá)到2pv前,應(yīng)及時采取措施,改變驅(qū)替介質(zhì)。
2.2.1 微觀對比
通過微觀實驗觀察,單一水驅(qū)過后賈敏效應(yīng)下形成的體系阻力較大,因此不利于捕集,并且水線突破時間較早,突破后壓力迅速下降,沿通道竄進(jìn),波及系數(shù)較低(見圖1)。單一表活劑注入模型后,形成油外相體系,利于形成油帶從而起到液流轉(zhuǎn)向的作用,提高波及系數(shù)(見圖2)。先水驅(qū)后注入表活劑,水驅(qū)之后,表活劑可以驅(qū)替出盲端內(nèi)部分或全部殘余油,且界面張力越低驅(qū)出的殘余油量越大(見圖3)。
圖1 水驅(qū)后效果圖
圖2 表活劑驅(qū)后效果圖
圖3 先水驅(qū)后表活劑驅(qū)效果對比圖
2.2.2 相滲曲線變化
表活劑驅(qū)與注入水驅(qū)相比:界面張力降低,兩相流動范圍變寬,殘余油飽和度降低,而且油、水的相對滲透率都上升。因此,注入超低界面張力表活劑水溶液,可有效提高注入井的注水能力。實驗中,劑驅(qū)等滲點(diǎn)平均增大3.25%;殘余油飽和度平均降低8.97%。
2.2.3 驅(qū)油效率對比
根據(jù)實驗結(jié)果統(tǒng)計,單一表活劑驅(qū)替時,儲層無水期驅(qū)油效率20.92%,含水35%時的驅(qū)油效率22.64%(注入倍數(shù)1.09pv),含水95%時的驅(qū)油效率41.06%(注入倍數(shù)2.57pv),含水98%時的驅(qū)油效率44.72%(注入倍數(shù)4.174pv);在相同注入量下(17.2pv)水驅(qū)最終驅(qū)油效率50.14%,表活劑驅(qū)為61.08%,提高了10.94%。因采收率和驅(qū)油效率相關(guān),因此,表活劑可以提高采收率。
2.2.4 啟動壓力梯度對比
表活劑水能改變巖石的潤濕性,使巖心向親水方向轉(zhuǎn)移,能夠有效降低特低滲透油田的注水壓力,提高注入能力。室內(nèi)實驗證明:表活劑驅(qū)分別能將平均最小啟動壓力梯度及平均啟動壓力梯度降低27.8%和31.5%。
綜上所述,和水驅(qū)相比,表活劑在該區(qū)能改善開發(fā)效果、提高采收率具有可行性。
2.3.1 濃度
當(dāng)注入量為0.5pv時,隨著表活劑濃度增加,巖心原油驅(qū)油效率提高值增加,濃度為200×10-6時達(dá)到最大;隨著表活劑濃度繼續(xù)增加,驅(qū)油效率提高值下降。因此,選擇活性水濃度為200×10-6較為合理(見圖4)。
圖4 注入濃度與增量曲線圖
2.3.2 注入量
隨著表活劑注入量增加,驅(qū)油效率的增量逐漸增加,當(dāng)注入量達(dá)到0.5pv時,驅(qū)油效率增量達(dá)到最大,此后,隨著表活劑注入量的增加,驅(qū)油效率的增量逐漸減小。因此,活性水注入量為0.5pv,驅(qū)油效果較為合理(見圖5)。
圖5 注入量與增量曲線圖
2.3.3 注入時機(jī)
實驗數(shù)據(jù)表明,含水率小于30%,注入活性水濃度為200×10-6時,驅(qū)油效率提高幅度最高為13.5%;隨著持續(xù)注入,含水30%~70%時,驅(qū)油效率提高幅度基本不變;含水70%以后,注入活性水,驅(qū)油效率提高幅度明顯降低。因此,從開發(fā)技術(shù)角度看,在該油藏含水達(dá)70%前,適合開展表活劑驅(qū)。
1)通過該儲層水驅(qū)影響因素分析,隨著驅(qū)替速度的增大,其對驅(qū)油效率的影響逐漸減小,因此,礦場單井注水量17~26m3/d為宜。
2)表活劑驅(qū)對提高該區(qū)采收率具有可行性。表活劑水能改變巖石的潤濕性,使巖心向親水方向轉(zhuǎn)移;能擴(kuò)大油、水兩相共滲區(qū)范圍,等滲點(diǎn)平均增大3.25%;能將平均最小啟動壓力梯度及平均啟動壓力梯度降低30.1%和24.7%;最終驅(qū)油效率提高10.94%。
3)初步實驗表明:該區(qū)表活劑注入濃度為200×10-6、注入量為0.5pv、注入時機(jī)選在含水70%之前效果較好。