東部過渡帶葡一組油層三次采油開發(fā)效果分析

蘇學(xué)軍

（大慶油田有限責(zé)任公司第三采油廠，黑龍江大慶163113）

東部過渡帶葡一組油層三次采油開發(fā)效果分析

蘇學(xué)軍*

（大慶油田有限責(zé)任公司第三采油廠，黑龍江大慶163113）

東部過渡帶葡一組油層聚合物驅(qū)及聚表劑驅(qū)開發(fā)效果均較差，通過對(duì)區(qū)塊地質(zhì)特征及動(dòng)態(tài)特征進(jìn)行系統(tǒng)分析，認(rèn)為影響區(qū)塊開發(fā)效果的主要因素是儲(chǔ)層砂體發(fā)育窄小、分布復(fù)雜，位于不利構(gòu)造部位，聚合物用量低及剩余油潛力小。

開發(fā)效果；儲(chǔ)層砂體；單斜構(gòu)造；聚合物用量

薩北油田一類油層主要指葡一組油層，純油區(qū)葡一組聚合物驅(qū)后逐步進(jìn)入后續(xù)水驅(qū)，北過一條帶葡一組正在注聚過程中，注聚效果較好，目前只剩東部過渡帶葡一組油層注聚效果較差，對(duì)東部過渡帶葡一組油層開發(fā)效果進(jìn)行細(xì)致剖析，有利于指導(dǎo)東部過渡帶剩余油繼續(xù)挖潛。

1 區(qū)塊概況

東部過渡帶位于大慶長(zhǎng)垣薩爾圖背斜構(gòu)造東部邊緣，總體上為西高東低單斜構(gòu)造格局，垂直落差近50m，地層傾角3.2°，為河流—三角洲沉積。目的層埋藏深度1120～1210m，破裂壓力15.4MPa，原始地層壓力11.9MPa，飽和壓力10.1MPa，地面原油密度0.91g/cm3，地下原油粘度16.3mPa·s，平均地層溫度45℃，原始地層水礦化度為6030mg/L，含蠟量27.8%，含膠量28.9%。

區(qū)塊1971年投入開發(fā)，經(jīng)歷基礎(chǔ)井網(wǎng)、二次加密及一條帶主力油層聚驅(qū)三次調(diào)整，共形成三套井網(wǎng)：開采薩爾圖、葡萄花主力油層的基礎(chǔ)井網(wǎng)，開采薩、葡差油層的二次加密調(diào)整井網(wǎng)，開采葡萄花主力油層的聚驅(qū)井網(wǎng)。

2 葡一組油層發(fā)育特征

區(qū)塊葡一組油層物源為薩東中小河系，以河流—三角洲沉積為主，發(fā)育泛濫平原亞相、三角洲分流平原亞相及三角洲內(nèi)前緣亞相，共6個(gè)沉積單元。PⅠ7-PⅠ4沉積單元是一水體向上變淺、巖性變粗旋回，反映了湖盆逐漸抬升，水體逐漸淤淺的湖退過程；PⅠ3-PⅠ1沉積單元是一水體向上變深、巖性變細(xì)旋回，反映了湖盆逐漸下降，水域不斷擴(kuò)大、水體不斷加深的湖進(jìn)過程。其中河道砂體發(fā)育最好的是PⅠ2、PⅠ3沉積單元(表1)。

表1 葡一組油層縱向分布特征表

區(qū)塊油層非均質(zhì)性嚴(yán)重，南北向河道砂體延伸長(zhǎng)、呈長(zhǎng)條狀、坨狀分布，東西向河道砂體延伸較短，砂體寬度在300m左右；井之間河道砂體連通類型以二類連通為主；縱向上砂體以發(fā)育復(fù)合韻律為主、比例高達(dá)57.1%，主要由多期次砂體疊合而成，均質(zhì)層比例僅為21.3%。

3 區(qū)塊開發(fā)效果

3.1 聚合物驅(qū)開發(fā)效果

區(qū)塊2000年9月投產(chǎn)，采用五點(diǎn)法面積井網(wǎng)，注采井距250m，共有采出井24口，注入井19口，平均射開砂巖厚度 15.3m，有效厚度 9.4m，平均滲透率0.432μm2，破裂壓力15.1MPa?？瞻姿?qū)28個(gè)月后，于2003年1月開始進(jìn)行聚合物驅(qū)開采，聚驅(qū)方案采用1400萬聚合物分子量，清水配制、清水稀釋，注入速度0.1PV/a，注入濃度1000mg/L。注聚后注入壓力上升快，注入壓力由注聚前的10.9MPa上升到14.2MPa，離破裂壓力1.2MPa，12口注入井注入壓力在14.0MPa以上，11口注入井間注，地層壓力分布不均衡，出現(xiàn)區(qū)域較高或較低現(xiàn)象，24口采油井只有7口采油井見效，由于注入狀況差，開展措施改造仍無法緩解注入難問題，于2004年10月停注聚，聚合物用量161mg/L·PV，區(qū)塊綜合含水94.1%，與注聚前相比只下降了0.8%，開發(fā)效果較差。

3.2 聚表劑驅(qū)開發(fā)效果

為改善開發(fā)效果，在區(qū)塊選取砂體發(fā)育相對(duì)較好區(qū)域開展縮小井距聚表劑驅(qū)油試驗(yàn)，仍采用五點(diǎn)法面積井網(wǎng)，為8注13采3口中心油井，注采井距從250m縮小到175m，平均射開砂巖厚度15.7m，有效厚度10.5m，平均滲透率0.473μm2。試驗(yàn)區(qū)選用B2型聚表劑，采用曝氧深度污水配制、稀釋，注入速度0.10PV/a、注入濃度800mg/L。試驗(yàn)于2011年5月投注聚，注聚后注入壓力穩(wěn)步上升，注入壓力由注聚前的11.7MPa上升到13.5MPa，注入粘度在5mPa·s左右；與注聚前相比，有效厚度吸入比例增加了7.1%，但吸入比例仍較低，只有66.7%。中心采油井含水在聚表劑用量為100mg/L·PV開始下降，在聚表劑用量為161mg/L·PV時(shí)，1中心油井與注聚前相比含水下降了3.4%，另外2口中心采油井含水分別下降了2.9%和1.5%。該用量下的薩北純油區(qū)一類油層，已經(jīng)進(jìn)入含水低值時(shí)期，與薩北純油區(qū)一類油層相比，開發(fā)效果仍較差。

4 影響開發(fā)效果因素分析

4.1 儲(chǔ)層砂體發(fā)育窄小、橫向變化大、接觸關(guān)系復(fù)雜多變

該區(qū)儲(chǔ)層砂體發(fā)育窄小，砂體呈窄條帶狀分布，井之間砂體連通復(fù)雜，以二類連通為主，在聚驅(qū)過程中發(fā)揮重要作用的河道砂體為多期次發(fā)育，井之間形成三類連通，導(dǎo)致平面矛盾大。從區(qū)塊6個(gè)沉積單元沉積相帶圖上可以看出，只有26.5%的井點(diǎn)分布在延伸長(zhǎng)度在300m以上的河道砂體中，其余井點(diǎn)主要分布在延伸長(zhǎng)度在150m的席狀砂體中，且被坨狀表外砂體或河間泥間隔，導(dǎo)致砂體橫向連通較差。采用250m或175m五點(diǎn)法井網(wǎng)，導(dǎo)致有注無采或有采無注，砂體控制程度較低，注入速度低，注入壓力上升速度快，地層壓力分布不均衡，區(qū)塊繼續(xù)注入困難。

4.2 單斜構(gòu)造格局影響采出井的見效

區(qū)塊處于長(zhǎng)垣背斜邊緣轉(zhuǎn)折處，為西部高、東部低的單斜構(gòu)造格局，東西垂直落差近50m，地層傾角3.2°，構(gòu)造起伏較大，平均每井垂直落差10m以上。

在聚合物驅(qū)開發(fā)過程中，該區(qū)塊表現(xiàn)出以下特征：①注聚期間，全區(qū)7口見效井中有5口處于構(gòu)造相對(duì)高點(diǎn)；②后續(xù)水驅(qū)階段構(gòu)造高點(diǎn)區(qū)域含水相對(duì)較低，構(gòu)造低點(diǎn)區(qū)域含水相對(duì)較高；③在構(gòu)造高點(diǎn)區(qū)域產(chǎn)液強(qiáng)度低，在構(gòu)造低點(diǎn)區(qū)域產(chǎn)液強(qiáng)度高；④依據(jù)油氣向高點(diǎn)運(yùn)移規(guī)律，選擇構(gòu)造高點(diǎn)B1-2-P49井進(jìn)行全井壓裂，全井有效厚度4.8m，高水淹層為2.6m，高水淹厚度比例為54.2%，壓裂前該井日產(chǎn)液26.3t，日產(chǎn)油4.0t，含水84.9%，壓裂后日產(chǎn)液61.1t，日產(chǎn)油12.1t，含水80.2%，日產(chǎn)油增加8.1t，含水下降了4.7%，取得了較好效果。以上開發(fā)特征表明，單斜構(gòu)造格局對(duì)區(qū)塊開發(fā)特征具有非常重要的影響。

由于區(qū)塊為單斜構(gòu)造，在砂體發(fā)育較差情況下，250m井距注入液體流動(dòng)能力較差，向前推進(jìn)過程中無法克服油氣重力分異作用影響，油氣向構(gòu)造相對(duì)高處運(yùn)移明顯，導(dǎo)致區(qū)塊受微構(gòu)造特征影響顯著。而全區(qū)24口采出井有16口采出井位于構(gòu)造相對(duì)低點(diǎn)，處于不利構(gòu)造部位，影響采出井的見效。

4.3 聚合物用量未達(dá)到區(qū)塊快速下降期用量

由于區(qū)塊處于油水過渡帶地區(qū)，地下原油粘度較純油區(qū)高60%，含油飽和度也較純油區(qū)低；聚合物驅(qū)油機(jī)理主要為降低流度比，擴(kuò)大驅(qū)替液波及體積，要達(dá)到與純油區(qū)相同的流度比，該區(qū)塊需要更大的注入濃度；同時(shí)該區(qū)塊含油飽和度相對(duì)較低，要驅(qū)替等量的油需要更大的波及體積，因此該區(qū)塊要達(dá)到與薩北純油區(qū)相同的效果，需要更大的聚合物用量。如同處過渡帶的北過一條帶東塊、西塊聚合物用量分別在193mg/L·PV、151mg/L·PV時(shí)進(jìn)入含水快速下降階段，分別在496mg/L·PV、400mg/L·PV時(shí)進(jìn)入含水最低點(diǎn)，而薩北純油區(qū)同階段聚合物用量分別在60mg/L·PV及200mg/L·PV左右。區(qū)塊在聚合物用量161mg/L·PV時(shí)停注聚，采聚濃度為50mg/L，而北過一條帶東塊、西塊在含水下降階段采聚濃度均在80mg/L左右，該區(qū)塊停注聚時(shí)聚合物還未形成段塞，聚合物用量未達(dá)到區(qū)塊快速下降時(shí)用量，由于區(qū)塊繼續(xù)注入困難而停注聚。

4.4 處于油氣聚集較差部位，剩余油潛力較小

由于該區(qū)處于長(zhǎng)垣背斜邊緣，構(gòu)造位置較低，為油水過渡帶地區(qū)，在油氣運(yùn)移過程中，油氣聚集較薩北純油區(qū)相對(duì)較少，薩北純油區(qū)一類油層注聚前含油飽和度在54.7%～57.6%之間，而該區(qū)含油飽和度為50.7%；同時(shí)，在驅(qū)替過程中，由于區(qū)塊砂體發(fā)育差，井距過大，注采速度慢，油氣有繼續(xù)向構(gòu)造高處運(yùn)移趨勢(shì)，本區(qū)塊油氣向臨近區(qū)塊運(yùn)移，導(dǎo)致本區(qū)塊采出井效果更差。如堪薩斯油田Ⅱ在1988年對(duì)6口井進(jìn)行凝膠堵水，6口井都取得了明顯的降水效果，但增油效果不一樣，處于構(gòu)造低位的3口井增油幅度較小，處于構(gòu)造高位的3口井增油幅度較大，認(rèn)為處于構(gòu)造較高的油井具有較大的增油潛力，處于構(gòu)造低位的油井剩余儲(chǔ)量較少，增油潛力有限。

5 下步挖潛對(duì)策

以上分析結(jié)果表明，要改善區(qū)塊開發(fā)效果，進(jìn)一步挖掘剩余油，應(yīng)從以下幾方面考慮：一是縮小區(qū)塊注采井距，提高聚驅(qū)控制程度，根據(jù)砂體發(fā)育規(guī)模及三次采油開采特征，建議注采井距在100～125m；二是優(yōu)化三次采油注入?yún)?shù)，由于區(qū)塊砂體發(fā)育短小、平面矛盾大，地下原油粘度相對(duì)較高，含油飽和度相對(duì)較低，建議采用二元或三元復(fù)合驅(qū)，既提高驅(qū)替液粘度，同時(shí)降低油水界面張力；三是在井網(wǎng)部署及動(dòng)態(tài)開發(fā)過程中考慮單斜構(gòu)造格局，減少構(gòu)造對(duì)開發(fā)的不利影響。

[1]魏魁生.非海相層序地層學(xué)——以松遼盆地為例[M].北京：中國(guó)地質(zhì)大學(xué)出版社，1996.

[2]李興國(guó).陸相儲(chǔ)層沉積微相與微型構(gòu)造[M].北京：石油工業(yè)出版社，2000.

[3]胡博仲，等.聚合物驅(qū)采油工程[M].石油工業(yè)出版社，2004.

[4]P.M.常，等.油田堵水調(diào)剖譯文集[M].北京：石油工業(yè)出版社，1995.

TE35

A

1004-5716(2015)09-0023-03

2015-04-15

2015-05-15

蘇學(xué)軍（1976-），女（漢族），湖北石首人，工程師，現(xiàn)從事油藏開發(fā)方面的技術(shù)工作。