杏北開發(fā)區(qū)葡I3油層三元復(fù)合驅(qū)開發(fā)規(guī)律探析

1、杏北開發(fā)區(qū)葡13油層三元復(fù)合驅(qū)開發(fā)規(guī)律探析【摘要】在充分認(rèn)識陸相砂巖油田厚油層沉積特征 的基礎(chǔ)上，通過研究分析剩余油分布狀況，結(jié)合開發(fā)過程中 的注采剖面的動用狀況、采出井受效特點、含水變化規(guī)律， 分析了杏北開發(fā)區(qū)單采厚油層的三元復(fù)合驅(qū)開發(fā)規(guī)律，對不 同發(fā)育連通類型采出井的動態(tài)變化規(guī)律，三元復(fù)合驅(qū)反映特 點進(jìn)行了分類匯總，取得了階段性認(rèn)識，為厚油層工業(yè)化三 元復(fù)合驅(qū)調(diào)整挖潛及進(jìn)一步提高采收率技術(shù)研究提供依據(jù)?！娟P(guān)鍵詞】分類受效特點開發(fā)規(guī)律大慶油田三元復(fù)合驅(qū)開發(fā)已經(jīng)走過了 io多年的室內(nèi)研 究和礦場試驗歷程，取得了明顯的增油降水效果。但三元復(fù) 合驅(qū)的動態(tài)反映特點、變化規(guī)律尚不明朗。為明確工業(yè)化三

2、元復(fù)合驅(qū)效果，總結(jié)不同階段的動態(tài)開發(fā)規(guī)律，為油田持續(xù) 穩(wěn)產(chǎn)儲備技術(shù)。針對x開發(fā)區(qū)單采厚油層的發(fā)育特點，優(yōu)化 注入?yún)?shù)，并對三元復(fù)合驅(qū)過程中的動態(tài)變化特點及開發(fā)規(guī) 律進(jìn)行了初步分析，初步形成了杏北開發(fā)區(qū)單采厚油層三元 復(fù)合驅(qū)初期階段的動態(tài)變化特點及開發(fā)規(guī)律。1區(qū)塊概況及地質(zhì)特征1.1厚油層沉積特征區(qū)塊厚油層葡13油層共分2個沉積單元，即葡132和 葡i 33,是大慶長垣葡i 14大型河流-三角洲沉積體系中 的一部分。葡13油層從上向下發(fā)育狀況逐漸變差，平面上 砂體沉積類型分為分流河道砂、廢棄河道砂、分流河間砂、 表外儲層、砂巖尖滅區(qū)。1.2油層地質(zhì)特征1. 2. 1油層發(fā)育較好葡133、32單元

3、為高彎曲分流河道沉積。葡133單元 河道砂與廢棄河道砂鉆遇率97. 60%,該單元由河道砂體側(cè)向 加積合并而形成的若干個點壩砂體組成，區(qū)塊內(nèi)各井點砂體 厚度變化較大，僅在個別井點鉆遇分流河間砂。1.2.2油水井控制程度較高區(qū)塊經(jīng)歷了 40多年的水驅(qū)開發(fā)，油層動用狀況復(fù)雜，水淹程度高，三元復(fù)合驅(qū)控制程度達(dá)86. 4%o1. 2. 3油層水淹嚴(yán)重，水洗程度較高，剩余油少區(qū)塊水驅(qū)時間較長，水淹程度較高，投產(chǎn)初期含水較高, 含水明顯高于其它區(qū)塊，高中水淹比例較高、剩余油較少。從新井水淹解釋看，葡13油層水淹厚度比例為99.3%, 其中高水淹比例50. 5%,未水淹比例僅為0. 7%o從密閉取心井a(chǎn)井資

4、料看出，雖然區(qū)塊含水較高，水淹 程度高，但仍存在剩余油。另外，從b井取心水洗狀況看，點壩上部水洗層驅(qū)油效 率為44.5%，點壩中部水洗層驅(qū)油效率為57.2%,點壩下部 水洗層驅(qū)油效率為71. 4%o說明厚油層頂部存在較多剩余油。1.3優(yōu)化匹配注入?yún)?shù)針對區(qū)塊的油層發(fā)育特點及水淹狀況，優(yōu)化設(shè)計了注入 參數(shù)，采用2007年11月投產(chǎn)投注，2009年6月注入前置聚 合物段塞，2010年2月注入三元主段塞。2區(qū)塊動態(tài)變化特征為了準(zhǔn)確的認(rèn)識區(qū)塊三元復(fù)合驅(qū)階段的動態(tài)變化特征 及受效規(guī)律，選擇大慶油田第一個工業(yè)化三元復(fù)合驅(qū)區(qū)塊b 塊進(jìn)行對比分析。2.1前置聚合物段塞階段注入壓力上升較快注入壓力持續(xù)上升，前置

5、聚合物段塞注入壓力上升幅度 最大，注入三元主段塞后，注入壓力繼續(xù)上升，但注入壓力 升幅減緩，每注入0. 01pv注入壓力上升0.07 mpa。2.2三元主段塞注入能力降幅減緩吸水指數(shù)與注入強(qiáng)度均有不同程度的降幅，視吸水指數(shù) 下降主要集中在前置聚合物段塞，下降幅度達(dá)到了 34. 3%o 注入三元主段塞后吸水指數(shù)下降速度減緩；從區(qū)塊的注入狀 況變化看，三元主段塞的注入能力強(qiáng)于聚合物段塞。2.3高濃度三元體系，提高了油層動用程度區(qū)塊采用高濃度聚合物和三元體系，保證了注入體系質(zhì) 量，注入粘度一直保持在50. ompa - s以上，有力的改善了 注入剖面，提高了油層的動用程度。2.4產(chǎn)液能力保持穩(wěn)定區(qū)塊

6、產(chǎn)液強(qiáng)度與水驅(qū)空白末對比保持穩(wěn)定，保持較強(qiáng)的 產(chǎn)液能力。注入化學(xué)藥劑5個月后(0. 075pv),采出井開始 陸續(xù)受效，增油降水效果明顯，區(qū)塊含水降幅、增油倍數(shù)均 高于b塊。2.5見劑時間晚，見堿和表活劑濃度低區(qū)塊注入高濃度聚合物，剖面動用均勻，化學(xué)藥劑推進(jìn) 速度較慢，在注入化學(xué)藥劑0. 061pv時采出液開始見到聚合 物，0. 258pv時采出液開始見到堿，0. 286pv時采出液開始 見到表活劑。2.6采出液結(jié)垢離子變化明顯，處于結(jié)垢初期與水驅(qū)空白末對比，碳酸根離子、鈣鎂離子和硅離子均 出現(xiàn)上升富集趨勢，可以斷定在采出過程中即將生成沉淀， 只是發(fā)生沉淀的位置不同，有的在地下，有的在井筒、井

7、壁 等處。2.7結(jié)垢時間晚、結(jié)垢井比例較低區(qū)塊保持了較好的注入體系質(zhì)量，化學(xué)藥劑推進(jìn)均勻， 結(jié)垢時間較晚，區(qū)塊在注入三元主段塞0. 129pv時發(fā)現(xiàn)結(jié)垢 井。3采出井受效規(guī)律研究共有受效采出井54 口，受效比例78.26%,未受效釆出 井主要集中在基礎(chǔ)井網(wǎng)注入井排附近。受油層的水淹情況、 剩余油分布狀況、油層發(fā)育連通狀況影響，釆出井受效差異 較大。依據(jù)剩余油分布狀況、油層的發(fā)育連通狀況，結(jié)合采 出井的受效特征、含水變化規(guī)律，總結(jié)出了單井的含水變化 趨勢及受效特點。3.1剩余油富集井區(qū)、采出井受效較好含油飽和度相對較高的采出井，受效較好，含水降幅較 大，最大達(dá)到25%以上，單位厚度累計產(chǎn)油高，達(dá)

8、到了 1434t/mo由此可以看出油層的水淹狀況、剩余油的多少是 決定采出井受效效果的前提。3.2剩余油接近，油層發(fā)育連通好注采完善井區(qū)受效較 好油層發(fā)育厚度大、一類連通比例高、注采完善井區(qū)，含 水降幅大，最大含水降幅達(dá)到26. 22%,單位厚度累計產(chǎn)油高, 達(dá)到了 1295t/m。在剩余油條件接近的條件下，油層的發(fā)育 連通狀況及井組的完善程度是決定采出井受效效果的關(guān)鍵。3.3不同開采單元中心井受效狀況差異不大從開發(fā)效果看，不同沉積單元差異基本相近，最大含水 降幅均達(dá)到了 28%以上，但單層開采受效晚，在措施比例相 近的條件下，單位厚度累計產(chǎn)油低，見聚濃度較高。3.4受效井單井含水曲線變化差異較大受剩余油分布及油層發(fā)育連通狀況影響，區(qū)塊單采葡 13油層區(qū)塊整體上受效晚，含水下降速度快，穩(wěn)定時間長, 呈現(xiàn)明顯的“鍋底”型。4結(jié)論(1) “高濃度聚合物三元復(fù)合驅(qū)”是厚油層三元復(fù)合 驅(qū)開發(fā)取得較好的開發(fā)效果的有利保障；(2) 剩余油富集程度，油層發(fā)育連通狀況是決定采出 井受效狀況的前提和基礎(chǔ)；(3) 厚油層單獨開采，層間矛盾小，剖面均勻，化學(xué) 藥劑突破較慢；(4) 深入認(rèn)識精細(xì)分析井組動靜態(tài)特點，實施針對性 的調(diào)整措施，可以促進(jìn)采出井二次受效。參考文獻(xiàn)1 程杰成，廖廣志，楊振宇，等大慶油田三元復(fù)合 驅(qū)礦場試驗綜述j.大慶石油地質(zhì)與開發(fā)，2001