周叢叢

(1.國(guó)家能源陸相砂巖老油田持續(xù)開采研發(fā)中心,黑龍江大慶 163712;2.中國(guó)石油大慶油田有限責(zé)任公司,黑龍江大慶 163712)

隨著化學(xué)驅(qū)的推廣應(yīng)用,大慶油田開發(fā)對(duì)象逐漸轉(zhuǎn)向油層條件較差的二類油層[1-3],與一類油層相比,二類油層河道砂發(fā)育規(guī)模更小、厚度更薄,平面沉積相變化頻繁、非均質(zhì)性更強(qiáng),油層平面上厚度發(fā)育的不均衡,導(dǎo)致薄注厚采、厚注薄采油層比例增加,造成薄差層動(dòng)用差、厚層突進(jìn)嚴(yán)重,油井端產(chǎn)液能力不足,剩余油挖潛難度增大,最終影響聚驅(qū)開發(fā)效果。

李宜強(qiáng)等[4]通過(guò)聚合物驅(qū)油實(shí)驗(yàn)研究了二類油層不同注采類型井組聚驅(qū)最佳調(diào)整時(shí)機(jī),明確了薄注厚采、厚注薄采、厚注厚采及薄注薄采的最佳調(diào)整時(shí)機(jī)的聚合物用量分別為740、780、810、860 PV·mg/L;徐洪玲[5]采用油藏?cái)?shù)值模擬方法研究了油層滲透率、厚度及幾何形態(tài)非均質(zhì)性對(duì)聚驅(qū)開發(fā)效果的影響,厚注薄采、高注低采和寬采窄注聚驅(qū)效果較優(yōu)。不同注采連通類型實(shí)際是由油水井厚度不均衡導(dǎo)致,前人針對(duì)不同注采連通類型對(duì)聚驅(qū)開發(fā)效果影響方面做了相關(guān)研究,但對(duì)聚驅(qū)油層注采連通類型特別是薄注厚采、厚注薄采判別方法方面未做過(guò)相關(guān)研究,且相應(yīng)不同注采連通類型井組聚驅(qū)開發(fā)對(duì)策研究較少[6-10]。大慶油田二類油層油水井連通性較差、連通類型復(fù)雜,聚驅(qū)開發(fā)效果較差,不同連通類型油層的調(diào)整對(duì)策及措施時(shí)機(jī)不明確,因此,結(jié)合大慶油田工業(yè)化區(qū)塊實(shí)際油層參數(shù),采用油藏?cái)?shù)值模擬方法結(jié)合聚驅(qū)油藏動(dòng)態(tài)開發(fā)特點(diǎn),研究聚驅(qū)油層注采連通類型判別方法,明確不同類型油層合理注入方式及油水井薄差層最佳壓裂時(shí)機(jī),為二類油層聚驅(qū)方案優(yōu)化設(shè)計(jì)及綜合調(diào)整提供理論依據(jù)。

1 注采連通類型判別方法

1.1 聚驅(qū)理想模型及方案設(shè)計(jì)

大慶油田二類油層A區(qū)塊聚驅(qū)油層為PⅡ7～GⅠ4+5油層,為一套細(xì)砂巖、粉砂巖及泥質(zhì)砂巖沉積物,近物源、搬運(yùn)距離短,縱向上細(xì)分為8個(gè)沉積單元,沉積相主要為低彎曲分流河道沉積,沉積微相主要發(fā)育河道砂體、河間砂體、表外等。研究區(qū)共有288口油水井,平面單井有效厚度分布差別較大,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%。從各沉積單元油層射開情況看,縱向分布差異較大,其中PⅡ5+6、PⅡ8+9沉積單元發(fā)育較好,有效厚度分別為1.1、1.2 m,占單井油層總厚度的15.9%、17.4%;而高Ⅰ1沉積單元發(fā)育較差,有效厚度為0.3 m,僅占單井油層總厚度的4.3%。

研究區(qū)二類油層油水井連通厚度和滲透率差異大,形成不同連通類型油層,主要為厚注厚采、薄注薄采、厚注薄采和薄注厚采四種類型,如圖1所示。以往注采連通類型尤其是薄注厚采和厚注薄采油層劃分原則不明確,常常以油水井厚度差異作為模糊判定標(biāo)準(zhǔn),也有人簡(jiǎn)單地將厚薄層兩倍的關(guān)系作為判別標(biāo)準(zhǔn),判別方法受個(gè)人主觀因素影響大,缺乏理論依據(jù),導(dǎo)致不同連通類型油層劃分不準(zhǔn)確。

圖1 A三塊SⅡ15+16b單元注采對(duì)應(yīng)關(guān)系

根據(jù)大慶油田實(shí)際油藏砂體厚度發(fā)育特征,利用大慶油田研究院自主研發(fā)的化學(xué)驅(qū)數(shù)值模擬軟件CHEMEOR設(shè)計(jì)一注一采典型數(shù)值模型,注采井距為150 m,模型網(wǎng)格數(shù)25×25×10,模型設(shè)計(jì)時(shí)考慮有效厚度和滲透率非均質(zhì)性的影響,油層發(fā)育厚度與滲透率具有強(qiáng)相關(guān)性,厚層滲透率一般較高,而薄層滲透率相對(duì)較低,重點(diǎn)研究油水井薄厚層厚度比例變化對(duì)聚驅(qū)效果的影響。大慶油田一二類油層大多發(fā)育正韻律油層,將厚層設(shè)定為正韻律油層,厚層層內(nèi)均勻細(xì)分為10個(gè)小層,從上往下滲透率分別設(shè)置為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,模型的油層厚度主要參照大慶油田二類油層河道砂厚度,模擬了厚層分別為1.0、2.0、4.0 m的情況,薄層滲透率根據(jù)層數(shù)進(jìn)行相應(yīng)調(diào)整,當(dāng)薄層為1個(gè)小層時(shí),將滲透率設(shè)為50×10-3μm2,當(dāng)薄層為2個(gè)小層時(shí),滲透率設(shè)為50×10-3、100×10-3μm2,以此類推。實(shí)驗(yàn)?zāi)M薄注厚采(注聚井部署在薄層,采油井部署在厚層)和厚注薄采(注聚井部署在厚層,采油井部署在薄層)兩種礦場(chǎng)常見但不好界定的井組,共設(shè)計(jì)了36個(gè)模型方案(表1,圖2)。多個(gè)理論模型設(shè)計(jì)時(shí)其他油藏靜態(tài)參數(shù)不變,且具有相同的生產(chǎn)約束條件,注聚井注入壓力和采油井井底流壓為定值。聚合物為普通中分聚合物,濃度為1 000 mg/L,注入速度為0.15 PV/a,聚合物用量800 mg/(L·PV),注聚時(shí)間為5.3年,使用CHEMEOR軟件進(jìn)行模擬計(jì)算。模擬過(guò)程為先水驅(qū)至含水率90%,再聚驅(qū)至含水率98%。

表1 數(shù)模設(shè)計(jì)方案

圖2 薄注厚采和厚注薄采數(shù)值模型

計(jì)算厚層厚度分別為1.0、2.0、4.0 m時(shí)36個(gè)注采連通類型井組聚驅(qū)采收率提高值,如圖3所示。結(jié)果表明,只有當(dāng)薄層厚度與厚層厚度的比值降低至0.3以下時(shí),才會(huì)對(duì)聚驅(qū)開發(fā)效果產(chǎn)生明顯的影響。

圖3 薄注厚采和厚注薄采對(duì)聚驅(qū)采收率提高值的影響

以厚層厚度為2.0 m為例,當(dāng)薄層厚度大于0.6 m時(shí)(即薄層厚度與厚層厚度的比值大于0.3),聚驅(qū)采收率提高值變化不大,而薄層厚度繼續(xù)降低時(shí),聚驅(qū)采收率提高值大幅度下降,因此將薄厚層厚度比例0.3作為薄注厚采或者厚注薄采類型的判別界限。新判別標(biāo)準(zhǔn)改變了以往薄注厚采、厚注薄采劃分方法不準(zhǔn)確的問(wèn)題,依據(jù)新判別方法重新對(duì)二類油層注采連通類型進(jìn)行定義,如表2所示。新判別方法基于理論模型基礎(chǔ)上,能精準(zhǔn)劃分油層連通類型,為聚驅(qū)礦場(chǎng)不同類型井組個(gè)性化方案設(shè)計(jì)和及時(shí)有效跟蹤調(diào)整措施提供理論依據(jù)。

表2 注采連通類型井組厚度劃分標(biāo)準(zhǔn)

1.2 注采連通類型對(duì)聚驅(qū)效果影響

以大慶油田二類油層A區(qū)塊油層為對(duì)象建立模型,設(shè)計(jì)一注一采典型數(shù)值模型,模擬厚注厚采、薄注薄采、薄注厚采和厚注薄采四種連通類型井組的水驅(qū)及聚驅(qū)過(guò)程,明確注采連通類型對(duì)聚驅(qū)開發(fā)效果的影響,如圖4所示,可以看出,注采井油層厚度發(fā)育不完善對(duì)聚驅(qū)影響較大,厚注厚采類型采收率提高值最高,依次為厚注薄采、薄注厚采。薄注厚采井組由于注入端油層薄、滲透率較低,水驅(qū)結(jié)束時(shí)剩余油主要富集在油井附近,聚驅(qū)時(shí),聚合物增大了驅(qū)替液黏度,與水驅(qū)相比,聚合物溶液推進(jìn)速度較慢,導(dǎo)致油井見效晚,尤其是油井端油層上部的剩余油得不到有效驅(qū)替,聚驅(qū)效果較差;對(duì)于厚注薄采類型井組,聚合物溶液能有效擴(kuò)大波及體積,驅(qū)替水井附近剩余油,聚驅(qū)效果優(yōu)于薄注厚采井組,由于油井端發(fā)育薄差油層,聚合物突破后,含水上升速度較快,注聚后期采收率提高值上升緩慢。隨著聚驅(qū)的開發(fā),油層性質(zhì)逐漸變差,薄注厚采井組和厚注薄采井組比例將大幅增加,影響聚驅(qū)最終效果,增加開發(fā)難度。

圖4 注采連通類型對(duì)聚驅(qū)采收率提高值的影響

通過(guò)CHEMEOR軟件模擬結(jié)果可以得到,不同連通類型油層聚驅(qū)全過(guò)程油水井井底流壓及平均地層壓力變化情況。統(tǒng)計(jì)了薄注厚采、厚注薄采油層平均地層壓力、水井流壓和油井流壓情況,結(jié)果顯示薄注厚采油層由于厚度薄、滲透率低,注聚合物之后,由于驅(qū)替液黏度增大,水井流壓快速上升到高值之后不再上升,水井端頂高壓注入,油層薄滲透率低,聚合物溶液推進(jìn)緩慢,整體能力供給不足,導(dǎo)致地層壓力偏低,聚驅(qū)見效晚,產(chǎn)油量相對(duì)較低。而厚注薄采油層由于注入端油層物性條件好,水井流壓隨著聚合物溶液在地層中穩(wěn)定推進(jìn),注入壓力快速上升并達(dá)到峰值,地層能量充足,聚合物能有效發(fā)揮擴(kuò)大波及體積的作用,產(chǎn)油量較高,化學(xué)驅(qū)效果好于薄注厚采油層。

2 聚驅(qū)注入?yún)?shù)優(yōu)化

聚驅(qū)開發(fā)過(guò)程中,需要合理的設(shè)計(jì)注入?yún)?shù),參數(shù)設(shè)計(jì)的合理與否直接關(guān)系到聚驅(qū)最終開發(fā)效果。以大慶油田實(shí)際二類油層聚驅(qū)油層為對(duì)象建立模型,利用數(shù)值模擬研究了注入速度和注入濃度對(duì)厚注薄采和薄注厚采井組聚驅(qū)采收率提高值的影響,如圖5a所示,隨著注入速度的提高,厚注薄采井組的注入端油層物性較好,當(dāng)注入速度提高時(shí),容易造成聚合物溶液沿著高滲透層突進(jìn),影響聚驅(qū)效果,而薄注厚采時(shí),只有當(dāng)速度大于0.15 PV/a,聚驅(qū)采收率提高值才開始下降,說(shuō)明當(dāng)注入端油層較差時(shí),適當(dāng)提高注入速度有利于聚合物擴(kuò)大波及體積,改善聚驅(qū)效果。如圖5b所示,隨著注入濃度的提高,厚注薄采井組聚驅(qū)采收率提高值明顯增加,而薄注厚采井組當(dāng)聚合物濃度大于1 000 mg/L時(shí),由于注入端油層薄、滲透率低,造成注入困難,聚驅(qū)效果明顯變差。因此在聚驅(qū)開發(fā)過(guò)程中,建議對(duì)薄注厚采井組采取低注入濃度、適當(dāng)提高注入速度的方式開采,對(duì)厚注薄采井組提高注入濃度、降低注入速度的方式開采。

圖5 注入速度和注入濃度對(duì)聚驅(qū)效果的影響

3 油層壓裂時(shí)機(jī)選擇

二類油層受平面單層厚度差異大、相變頻繁影響,井組注采不完善的單元數(shù)量增多,導(dǎo)致井組各方向連通性差異較大,大部分井區(qū)表現(xiàn)出平面注采不均衡的狀況,對(duì)于注采不完善油層在聚驅(qū)開發(fā)過(guò)程中除了優(yōu)化設(shè)計(jì)注入?yún)?shù)外,還需進(jìn)行大規(guī)模的壓裂措施改造[11-14],才能保證較好的聚驅(qū)效果。根據(jù)實(shí)際油藏條件建立地質(zhì)模型,在薄層端進(jìn)行壓裂(裂縫形態(tài)呈舌狀,裂縫最長(zhǎng)延伸70 m,且裂縫兩年后閉合),研究了注采不完善井組聚驅(qū)開發(fā)合理的壓裂時(shí)機(jī)。

薄注厚采井組水井在注聚初期進(jìn)行壓裂能夠取得較高的采收率提高值,如圖6所示,采收率比不壓裂時(shí)提高值為1.4%。當(dāng)注入井發(fā)育薄差層時(shí),隨著聚合物溶液的推進(jìn),易出現(xiàn)注入井注入壓力上升過(guò)快、達(dá)不到配注量的情況,若在注聚初期進(jìn)行壓裂的話,驅(qū)替液的導(dǎo)流能力更強(qiáng),聚合物溶液能起到擴(kuò)大波及體積的作用,同時(shí)配合調(diào)整速度或者濃度,能明顯改善聚驅(qū)效果。聚合物驅(qū)具有很強(qiáng)的時(shí)效性,隨著注聚時(shí)間延長(zhǎng),注入壓力快速升高,如果在含水回升階段進(jìn)行壓裂,受注入壓力較高影響,水井調(diào)整速度或者濃度較困難,同時(shí)油井端聚合物溶液已經(jīng)突破,聚合物溶液擴(kuò)大波及體積的能力有限,在聚驅(qū)后期壓裂效果不明顯。因此,對(duì)于薄注厚采油層的壓裂改造時(shí)機(jī)應(yīng)盡量在注聚早期。

厚注薄采井組油井端油層發(fā)育薄差層,在含水低值期和回升初期進(jìn)行壓裂聚驅(qū)采收率提高值明顯提高如圖7所示,比不壓裂時(shí)采收率提高值能高0.83%。當(dāng)油井端發(fā)育薄差層時(shí),油井壓裂不宜過(guò)早,因?yàn)榫酆衔锶芤涸谟蛯又型七M(jìn)需要一段時(shí)間,只有當(dāng)聚合物溶液驅(qū)替到油井端時(shí),也就是油井端開始大量見聚以后,含水快速下降并到達(dá)低值期,在低值期或者含水回升初期進(jìn)行壓裂,由于油井端裂縫的導(dǎo)流能力更強(qiáng),使得聚合物溶液驅(qū)替的更充分,能有效抑制含水快速上升,延長(zhǎng)含水低值期。因此厚注薄采油層油井端應(yīng)盡量選擇在含水回升初期進(jìn)行壓裂效果較好。

4 現(xiàn)場(chǎng)應(yīng)用

選取大慶油田喇嘛甸地區(qū)二類油層實(shí)際工業(yè)化B區(qū)塊進(jìn)行調(diào)整,該區(qū)塊于2021年1月開始注入聚合物,注聚時(shí)間一年多,注入聚合物溶液0.21 PV,采收率提高值僅為0.4%,聚驅(qū)見效較差;于2022年1月應(yīng)用新判別方法篩選出薄注厚采井組及厚注薄采井組共7個(gè)井組進(jìn)行調(diào)整,根據(jù)注入?yún)?shù)優(yōu)化原則進(jìn)行參數(shù)調(diào)整,如表3所示,薄注厚采類型的4口水井注聚過(guò)程中出現(xiàn)注入壓力上升過(guò)快,注入困難的問(wèn)題,厚注薄采3口井注入端正常注入,油井端始終未見效,分析發(fā)現(xiàn)7口井均存在注入?yún)?shù)不合理的情況。應(yīng)用薄注厚采類型井采取“低濃提速”、厚注薄采類型井采取“高濃低速”的原則進(jìn)行參數(shù)調(diào)整,將薄注厚采的4口水井濃度由1 800 mg/L降低至1 200 mg/L,同時(shí)注入量由42 m3/d提高至62 m3/d,將厚注薄采井組3口水井濃度由1 500 mg/L提高至2 500 mg/L,同時(shí)注入量從70 m3/d降低至60 m3/d,6個(gè)月后,水井注入剖面得到明顯改善,油井開始見效,平均日產(chǎn)油量增加0.9 t,綜合含水較調(diào)整前明顯下降,聚合物驅(qū)開發(fā)效果變好。

5 結(jié)論

1)數(shù)值模擬結(jié)果表明,聚驅(qū)開發(fā)時(shí),只有當(dāng)油水井發(fā)育厚度差異較大時(shí),才會(huì)對(duì)聚驅(qū)效果產(chǎn)生明顯的影響,用薄厚層厚度比例小于0.3作為劃分標(biāo)準(zhǔn),創(chuàng)新定義薄注厚采和厚注薄采井組劃分標(biāo)準(zhǔn),使聚驅(qū)油層注采連通類型井組劃分方法更加客觀準(zhǔn)確。

2)厚注厚采注采類型采收率提高值最高,其次是厚注薄采和厚注薄采類型,薄注薄采采收率提高值最低。對(duì)于薄注厚采井組,建議采取低注入濃度、適當(dāng)提高注入速度開采,薄層壓裂時(shí)盡量在注聚早期進(jìn)行,可以取得較高聚驅(qū)采收率;對(duì)于厚注薄采井組,建議采取高注入濃度、低注入速度開采,油井端壓裂時(shí)機(jī)盡量選在含水回升初期,能夠有效抑制聚合物溶液突進(jìn),降低含水回升速度。

3)應(yīng)用注采連通類型判別及聚驅(qū)開發(fā)對(duì)策,對(duì)薄注厚采井組進(jìn)行提速降濃、厚注薄采油井組采取提濃降速調(diào)整,通過(guò)6個(gè)月的調(diào)整,注入剖面得到明顯改善,油井開始見效,聚合物驅(qū)開發(fā)效果變好,研究成果對(duì)于改善二類油層聚驅(qū)效果具有重要意義,應(yīng)用前景較好。