喇薩杏油田細(xì)分注水改善開發(fā)效果探討

王 玥 (中國地質(zhì)大學(xué)(北京)能源學(xué)院，北京 100083)

喇薩杏油田細(xì)分注水改善開發(fā)效果探討

王 玥 (中國地質(zhì)大學(xué)(北京)能源學(xué)院，北京 100083)

喇薩杏油田屬多層非均質(zhì)砂巖油田，油層的非均質(zhì)性十分嚴(yán)重，目前已進(jìn)入特高含水階段，由于不同滲透率油層流度差異變大，導(dǎo)致層間矛盾進(jìn)一步加劇?；诟黝愑蛯觿?dòng)用差異性分析及各類措施提高采收率機(jī)理的認(rèn)識，通過數(shù)值模擬方法，研究了特高含水期細(xì)分注水改善開發(fā)效果的機(jī)理。油田開發(fā)實(shí)踐表明，特高含水期通過細(xì)分注水可以緩解普遍存在注水井段長、油層動(dòng)用不均衡等問題，從而實(shí)現(xiàn)層間精細(xì)結(jié)構(gòu)調(diào)整，改善了開發(fā)效果。

喇薩杏油田；細(xì)分注水；采收率

喇薩杏油田是大慶油田的主體油田，為大型陸相淺水湖盆河流三角洲沉積體系，發(fā)育有薩、葡、高3套油層，油層多，非均質(zhì)性嚴(yán)重，層間、平面及層內(nèi)矛盾非常突出，目前已進(jìn)入特高含水階段，剩余油分布高度零散[1-2]。細(xì)分注水技術(shù)針對非均質(zhì)油層注水開發(fā)的不均勻性，限制高滲透、高含水層的注水，加強(qiáng)低滲透差油層、低含水層的注水，實(shí)現(xiàn)注水調(diào)剖、結(jié)構(gòu)調(diào)整，因而是使高度分散的剩余油得到動(dòng)用的一種有效手段[3-4]。下面，筆者對喇薩杏油田細(xì)分注水改善開發(fā)效果的情況進(jìn)行了探討。

1 喇薩杏油田特高含水期存在的問題

1.1油層非均質(zhì)性嚴(yán)重，特高含水期層間矛盾加劇

1)一類油層 以泛濫平原相、分流平原相河道砂體沉積為主，河道砂鉆遇率在60%以上，喇薩杏油田主要是葡Ⅰ油層組(葡萄花油層第Ⅰ油層組)，目前已經(jīng)實(shí)施三次采油[5]。

2)二類油層 以三角洲內(nèi)前緣相水下分流河道砂體沉積為主，河道砂鉆遇率在20%～60%之間，主要分布在薩Ⅱ、薩Ⅲ(薩爾圖油層第Ⅱ、Ⅲ油層組)、葡Ⅱ油層組(葡萄花油層第Ⅱ油層組)，與一類油層相比，油層平面、層間矛盾更加突出，正陸續(xù)進(jìn)入三次采油開發(fā)階段[6]。

3)三類油層 以三角洲外前緣相席狀砂體沉積為主，主要分布在薩Ⅰ油層組、高臺(tái)子油層，該類油層具有層數(shù)多、單層厚度小、滲透率低的特點(diǎn)，取心井資料表明目前仍有一半的厚度低未水洗，是今后水驅(qū)的主要對象。

數(shù)值模擬表明，特高含水期縱向上不同滲透率油層流量差異變大，層間矛盾加劇。不同滲透率級差油層合采時(shí)含水超過90%以后流量比急劇增大，級差越大的油層變化越大(見圖1)；物理模擬實(shí)驗(yàn)也表明，此階段滲透率高的油層無因次產(chǎn)液指數(shù)大幅度增加(見圖2)。

1.2注水井段長，層段內(nèi)小層數(shù)多，層間干擾大

喇薩杏油田自1960年投入開發(fā)以來，陸續(xù)開展了以層系細(xì)分為主的一次加密調(diào)整，以差油層井網(wǎng)加密為主的二次加密調(diào)整，以挖掘零散剩余油為主的三次加密調(diào)整，逐次加密后調(diào)整對象變差，一次加密調(diào)整時(shí)以滲透率(100～300)×10-3μm2的中低滲透層為主，二次加密調(diào)整時(shí)以滲透率100×10-3μm2以下的薄差油層為主，三次加密時(shí)以滲透率20×10-3μm2左右的表外儲(chǔ)層為主。特別是二、三次加密井，射開單層厚度小，一般射開有效厚度10m以下，卻分布在100～300m左右的層段上，調(diào)整對象十分分散。如薩爾圖A區(qū)二次加密井射開砂巖厚度、有效厚度分別為26.4、8.1m，射孔層分布在薩Ⅰ-高Ⅰ油層組214m的井段內(nèi),射開小層數(shù)近30個(gè)(見表1)。

圖1 不同滲透率級差油層流度比與含水關(guān)系圖 圖2 不同滲透率油層無因次產(chǎn)液指數(shù)與含水關(guān)系圖

表1 喇薩杏油田典型區(qū)塊層系井網(wǎng)射孔情況表

由于射孔對象間滲透率差異較大，層間干擾嚴(yán)重，導(dǎo)致薄差油層吸水動(dòng)用厚度比例相對較低。尤其是物性差的表外層，較有效層動(dòng)用厚度比例低18%(見表2)。

2 細(xì)分注水改善開發(fā)效果研究

表2 喇薩杏油田油層吸水比例情況表

低滲透油層的啟動(dòng)壓力要高一些，提高全井的注入壓力有利于低滲透油層吸水，并可以在一定程度上提高低滲透油層的吸水強(qiáng)度。但是從改善全井吸水狀況的角度來說，這種做法得不償失。這是因?yàn)閴毫Φ奶岣呤怯邢薜?，水井井底壓力要求在油層破裂壓力以下；提高壓力對改善低滲透層的吸水狀況是有限的，隨著壓力的增加，低滲透層吸水量增加程度小于高滲透層吸水量的增加，反而增大了注水的層間差異[7]。從上述分析看出，用籠統(tǒng)提壓的方法注水往往達(dá)不到提高低滲透層動(dòng)用程度的目的，而細(xì)分注水卻能較好的解決上述問題。

圖3 不同細(xì)分段數(shù)情況下注入井滲透率級差及其相應(yīng)提高的采收率圖

采用數(shù)模方法研究細(xì)分注水對開發(fā)效果的改善作用。依據(jù)一口一次加密注水井射孔情況，設(shè)計(jì)一個(gè)由36個(gè)小層組成的地質(zhì)模型，油層滲透率從15×10-3μm2到710×10-3μm2。不同細(xì)分段數(shù)情況下注入井滲透率級差及其相應(yīng)提高的采收率圖如圖3所示。由圖3可知，采用籠統(tǒng)注水時(shí)，滲透率級差達(dá)到47.15，說明縱向干擾非常嚴(yán)重，細(xì)分為4段后，滲透率級差降到了11.2，說明層間差異有所緩解，如果細(xì)分為9段，滲透率級差可降到4.53，說明隨著細(xì)分層段的增多，油層動(dòng)用更加均衡。此外，當(dāng)層段細(xì)分到7段后，提高采收率幅度變小，說明細(xì)分注水超過7段后對注水效果的改善有限，而且對工藝要求更加嚴(yán)格，現(xiàn)場操作難度加大。因此，層段細(xì)分為7段即可滿足精細(xì)注水的要求。

圖4 不同細(xì)分段數(shù)情況下注水井縱向變異系數(shù)

細(xì)分注水層段內(nèi)的變異系數(shù)也是影響注水效果的一個(gè)重要因素，變異系數(shù)亦稱滲透性變化系數(shù),變異系數(shù)值越接近于1,非均質(zhì)性越強(qiáng),相反則弱[8]。因此,變異系數(shù)越小,對穩(wěn)油控水越有利。圖4所示為不同細(xì)分段數(shù)情況下注水井縱向變異系數(shù)的變化。從圖4可以看出，隨著細(xì)分程度的增加，注水井的縱向變異系數(shù)明顯降低，注水效果得到改善。

通過對層間非均質(zhì)性、油層厚度、啟動(dòng)壓力、注采井距等因素研究，發(fā)現(xiàn)在相同井網(wǎng)條件下，層段內(nèi)小層數(shù)、層段內(nèi)砂巖厚度、滲透率變異系數(shù)與油層吸水狀況關(guān)系密切。根據(jù)各開發(fā)區(qū)油層發(fā)育特點(diǎn)，按照砂巖厚度吸水比例達(dá)到80%以上的目標(biāo)要求，對喇薩杏油田各開發(fā)區(qū)分別制定了注水井細(xì)分注水標(biāo)準(zhǔn)。以長垣油田為例，該油田南部油層發(fā)育較差，薄差層較為發(fā)育，受層間干擾大，其相應(yīng)的細(xì)分注水標(biāo)準(zhǔn)更為嚴(yán)格(見表3)。

3 現(xiàn)場應(yīng)用效果

表3 長垣油田各開發(fā)區(qū)細(xì)分注水層段量化標(biāo)準(zhǔn)(砂巖吸水厚度比例>80%)

統(tǒng)計(jì)喇薩杏油田609口注水井吸水狀況，對比細(xì)分注水前后的相關(guān)數(shù)據(jù)，吸水砂巖及有效厚度的比例分別增加了8.7%和7.8%，各類油層的動(dòng)用狀況均得到較好改善，其中薄差油層動(dòng)用程度提高幅度較大，有效厚度小于0.5m的差油層和表外層的吸水砂巖厚度比例增加10個(gè)百分點(diǎn)以上，從而最大程度地保證油層注夠水、注好水(見表4)。例如，喇薩杏A油田的分層注水率已由1990年的41.7%提高到88.4%，注水井平均分注層段在3.5段到4.5段，通過進(jìn)一步細(xì)分，將部分注水井的細(xì)分層段數(shù)增加到6段，并保證分注合格率達(dá)到80%以上。表5所示是A油田實(shí)施進(jìn)一步細(xì)分后采油井的受效情況。由表5可知，多數(shù)油井增加了產(chǎn)油量，降低了含水率，收到了很好的效果。

表4 細(xì)分注水前后油層動(dòng)用狀況變化對比表

表5 A油田實(shí)施進(jìn)一步細(xì)分后采油井受效情況表

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2013-06-15

王玥(1993-)，女，現(xiàn)主要從事能源資源勘查專業(yè)方面的學(xué)習(xí)。

TE357.6

A

1673-1409(2013)26-0140-04

[編輯] 李啟棟