孤島油田東區(qū)北Ⅱ類油藏二元復合驅開發(fā)技術

李延華,王志勇,傅劍 (中石化勝利油田分公司孤島采油廠,山東東營257231)

孤島油田東區(qū)北Ⅱ類油藏二元復合驅開發(fā)技術

李延華,王志勇,傅劍 (中石化勝利油田分公司孤島采油廠,山東東營257231)

孤島油田東區(qū)原油黏度高,實施二元復合驅前井網完善程度差,是一典型的Ⅱ類油藏。根據東區(qū)二元復合驅油藏條件,不同開發(fā)階段開發(fā)規(guī)律,采取相應的開發(fā)策略,開展精細油藏研究。先期油藏精細研究,分小層完善注聚井網;前置調剖段塞階段,階梯式優(yōu)化注入濃度,促使形成高壓力梯度變化帶,強化段塞質量;二元主體段塞階段,科學有序優(yōu)化注采結構,確保注采均衡。通過不斷治理,單元增油倍數達到4.33倍,綜合含水率下降1.2%。

調剖;段塞;注采結構;二元復合驅

孤島油田東區(qū)北Ⅱ類油藏二元復合驅位于東區(qū)館陶組3砂層組至4砂層組單元中部,含油面積4.1km2,地質儲量1467×104t。注入井55口,受效油井84口。2008年7月開始注聚,2010年1月轉入二元復合驅,截至2011年12月,累計注入0.497PV,完成二元主體設計段塞的76.5%。與孤島主體注聚單元相比,主要有以下4個方面的地質特點:一是多層合采,層間差異大。該單元發(fā)育9個小層,主力層大片連通,儲量比重大,其中館陶組3砂層組5小層儲量占館陶組3砂層組總儲量的44%,館陶組4砂層組4小層儲量占館陶組4砂層組總儲量的66%;層間差異大,館陶組3砂層組2小層滲透率最小,為560m D,館陶組4砂層組4小層滲透率最大,為1220m D。館陶組4砂層組9排以東有邊水,油水界面為1269～1282m。二是原油黏度高。平面上原油黏度受構造因素影響,表現為頂部稀,邊部和底部稠。地下原油黏度50～120mPa·s,縱向上從上到下黏度增加。時間上隨開發(fā)時間的延長呈增大趨勢,原油性質變差。較孤島其他注聚單元地下原油黏度高,提高采收率難度相對大。三是層系井網復雜、井距小,加密井排單向受效。二元區(qū)北部15#、15-2#注入站區(qū)域為兩排水井夾三排油井井網, 15-1#站區(qū)域為不規(guī)則行列式井網,區(qū)域井網復雜,相比孤島同類注聚單元井距小,聚合物易突破,竄聚風險大。四是小層井網不完善。館陶組3砂層組5小層采注井數比1.09∶1,館陶組4砂層組4小層采注井數比0.6∶1,井網完善程度低。孤島油田東區(qū)二元復合驅井網方式復雜,注入前井網完善程度低,原油黏度高,動態(tài)變化快。通過研究不同開發(fā)階段的開發(fā)規(guī)律,針對不同開發(fā)階段的開發(fā)矛盾,通過打基礎、強段塞、調結構組合調整,取得了良好的開發(fā)效果。

1 精細研究,分小層完善注聚井網

聚合物驅井網控制程度的高低,對聚合物驅效果影響較大。井網控制程度高,聚合物驅替效果好、采收率高,反之采收率低。在提高聚合物驅控制程度方面主要采取了以下措施:一是進行了精細地層對比,開展了小層井網清理,小層劃分更加合理。二是在注入方面實施轉注、扶停注井、補孔改層等措施;在采出方面扶長停井、低效井補改、剩余油富集區(qū)布水平井等方式完善井網,逐步形成了水井合注,油井分采井網。通過先期井網調整,注采對應率提高了14.4%。

2 形成高壓力梯度變化帶,擴大波及體積

根據三維油藏物理模擬研究表明,聚驅時聚合物增加水相黏度,降低了水油流度比。通過吸附滯留使阻力系數增加,高滲通道被有效控制,地層壓力場分布發(fā)生明顯改善。在油藏內部形成高壓力梯度變化帶,從主流線向兩側非主流線剩余油區(qū)伸展,提高了波及體積及范圍 (圖1)。在高壓力梯度下,可以克服毛細管力,致使盲端剩余油被拉出,宏觀上表現為驅替出波及體積范圍兩側剩余油區(qū)內的剩余油,形成一個從主流線向兩側擴展的油墻 (圖2)。

圖1 三維油藏物理模擬聚合物驅壓力變化

圖2 三維油藏物理模擬聚合物驅飽和度變化

東區(qū)注聚驅注聚前大孔道發(fā)育、層間矛盾突出,不利于高壓力梯度變化帶的有效形成。為此在前置調剖階段,強化段塞調整,促使形成高壓力梯度變化帶,擴大波及體積。

2.1 整體調剖控制高滲通道,促使均勻注入

采用高強度大劑量堵劑進行了大面積調剖,共調剖27井次,實際調剖過程中采用多段塞注入方式,根據壓力的變化決定調剖劑的用量,直到壓力達到所需數值,調剖后油壓上升4.5MPa,注入吸水剖面明顯改善,表明高滲通道得到有效控制(圖3)。

2.2 階梯式優(yōu)化注入質量濃度,提高驅替效果

根據地層原油黏度,綜合油層發(fā)育狀況,階梯式優(yōu)化注入質量濃度。如15-2站原油黏度3000mPa·s,把注入質量濃度由2077mg/L優(yōu)化為2373mg/L后,油壓由8.7MPa上升到9.5MPa,實施后日產油量水平明顯上升,綜合含水率明顯下降。

2.3 高質量濃度注入,油井適度控液

先后對日產液量大于150t、含水率高于95%的油井控制液量共12井次,日產液量下降450t。措施后,前置調剖段塞階段單元阻力因數為1.38,表明段塞形成,有效地提高了波及體積。

圖3 調剖前后吸水剖面對比

3 優(yōu)化注采結構,確保注采均衡

根據東區(qū)二元復合驅井網方式、所出位置將二元復合驅分為加密井排區(qū)、正常井排區(qū)和邊角井區(qū)。加密井排區(qū)井距小,聚合物易突破,注采對應較差。正常井排區(qū)井網完善程度低,邊角井區(qū)同時受注水與注聚影響,見效差。針對不同區(qū)域的特點,實施分區(qū)分類治理,提高二元復合驅效果。

3.1 實施分層注聚,減緩層間矛盾

共實施分層注聚6口,如3-022井注聚后館陶組3砂層組4小層吸聚差、館陶組4砂層組4小層吸聚好,實施分層注聚后提高了館陶組3砂層組4小層注聚量,減少了館陶組4砂層組4小層注聚量,使生產層保持長效生產。

3.2 優(yōu)化產液結構,提高原油產量

共實施產液結構調整115井次,調整效果如表1所示,措施后累計增油5.3×104t。

表1 東區(qū)二元復合驅產液結構調整效果統計表

3.3 優(yōu)化部署高效新井,挖掘剩余油潛力

對層間潛力大的區(qū)域采用直井挖潛,油層厚度大的應用水平井挖掘砂層頂部剩余油潛力。東區(qū)北投產新井12口,日增油160t。

單元見效井78口,未見效井僅有3口,見效率96.3%,累計增油78.5×104t。含水率比數模預測低1.2%,單元增油倍數達到4.33倍。

該單元呈現明顯的二元復合驅特點:一是界面張力主要分布于10-2m N/m數量級,對連續(xù)監(jiān)測的7口注聚井界面張力(201井次)統計發(fā)現,分布在10-1m N/m數量級的占4.7%,分布在10-2m N/m數量級的占73.4%,分布在10-3m N/m數量級的占21.9%;二是產出原油重質組分先減少后增加,統計該單元78口見效井在不同時期的原油物性資料發(fā)現,其中見效早的13口油井表現出前置調剖段塞階段產出原油密度和黏度下降、重質組分減少,二元主體段塞后,產出原油重質組分增加,說明水驅殘余油和難以洗脫的重質組分從巖石表面剝離并分散于驅替液中驅出。

4 結論

1)二元復合驅具有注入周期短、動態(tài)變化快的特點,應根據不同階段開發(fā)特點差異化調整,井網是否完善是二元復合驅效果好壞的關鍵。

2)二元復合驅見效具有一定的時限性,通過前置調剖階段大面積調剖,提高段塞質量,優(yōu)化注采結構,積極引效促效,才能實現高效、長效開發(fā)。

[1]侯健,杜慶軍,束青林,等.聚合物驅宏觀剩余油受效機制及分布規(guī)律[J].石油學報,2010,31(1):96～99.

[2]張賢松,郭蘭磊,屈智堅,等.孤島油田中一區(qū)聚合物驅先導試驗效果評價及驅油特征[J].石油勘探與開發(fā),1996,23(6):54～57.

[編輯] 帥群

TE354

A

1000-9752(2014)12-0194-03

2014-06-20

李延華(1968-),男,2011年大學畢業(yè),工程師,現主要從事油田開發(fā)技術研究。