油層注采類型調(diào)整時機論文
大慶油田二類油層與主力油層相比,油層厚度較小,滲透率較低,河道砂發(fā)育規(guī)模小,平面及縱向非均質(zhì)性相對嚴重[1-5]。已有的研究和開發(fā)實踐均表明,對二類油層籠統(tǒng)注聚在一定程度上能夠調(diào)整層間矛盾,取得一定的增油降水效果,但聚合物溶液調(diào)剖能力有限,在油層地質(zhì)條件差異較大的情況下,聚合物驅(qū)無法大幅度調(diào)整層間矛盾,聚合物驅(qū)效果不理想[6-12]。主力油層大多已經(jīng)處于高含水階段,如何提高二類油層聚驅(qū)整體開發(fā)效果,優(yōu)化注聚方案,明確停注聚合物的時機是亟待解決的問題。邵振波等通過理論研究結(jié)果和現(xiàn)場應(yīng)用情況,明確大慶油田主力油層各井組停止注聚時機可以通過生產(chǎn)井的含水、瞬時噸聚產(chǎn)油量確定,大慶油田主力油層的聚合物用量可以增加到750PV?mg/L[13]。韓培慧等研究了正韻律、不同非均質(zhì)變異系數(shù)油層采收率提高值與聚合物用量的關(guān)系,并利用聚合物驅(qū)經(jīng)濟模型計算了不同聚合物用量下聚合物驅(qū)油的經(jīng)濟指標。根據(jù)聚合物用量與聚合物驅(qū)經(jīng)濟效益的關(guān)系,得到聚合物合理用量隨油層非均質(zhì)程度的增加而增加的結(jié)論[14]。遲曉麗通過對大慶油田中區(qū)東部及東區(qū)不同類型停聚井組日產(chǎn)液、綜合含水、采聚濃度、提高采收率、聚合物用量變化規(guī)律的深入分析,總結(jié)了主力油層含水回升后期井組停聚原則及方法,并得到以單井全過程含水變化形態(tài)為基礎(chǔ),以綜合因素影響程度為依據(jù),確定井組停聚技術(shù)是合理可行的[15]。由于二類油層縱向非均質(zhì)性強,井組對應(yīng)關(guān)系復(fù)雜,井組間開發(fā)效果很不均衡,因此聚驅(qū)調(diào)整時機不一樣,有必要通過物理模擬實驗對二類油層聚合物驅(qū)不同注采類型井組的調(diào)整時機進行研究,以提高化學(xué)驅(qū)替劑的有效利用率,取得最大經(jīng)濟效益[16-19]。筆者結(jié)合現(xiàn)場實際地質(zhì)條件及物性參數(shù),建立了符合二類油層平面、縱向非均質(zhì)特征的地質(zhì)模型,通過厚注厚采、厚注薄采、薄注薄采、薄注厚采4種模型模擬現(xiàn)場4種礦場典型的注采類型,以確定恒壓注聚不同注采類型油層最佳調(diào)整時機。
1實驗
1.1實驗材料實驗用聚合物為大慶采油一廠中分子量聚合物,分子量為(1200~1600)×104,固含量為90.7%。配制方法為清水配制母液濃度為5000mg/L,清水稀釋到濃度為1000mg/L后剪切,使目的液黏度保留率為50%(35.6mPa?s)左右。實驗用油為大慶采油一廠脫水脫氣原油與煤油配制而成的模擬油,45℃條件下黏度為9.8mPa?s。實驗用水中清水的礦化度為473.84mg/L,污水的礦化度為5102.63mg/L。
1.2實驗?zāi)Ｐ透鶕?jù)二類油層滲透率在橫向和縱向的分布特征,不同的注采類型井組地層特點,在室內(nèi)制作與二類油層天然巖心相似的人造巖心。制作厚度不同、滲透率不同的厚注厚采、厚注薄采、薄注薄采、薄注厚采4代表二類油層特點的平面模型,反映二類油層平面、縱向非均質(zhì)性特征,其中,薄注薄采、厚注厚采模型平面上厚度均勻,薄注厚采模型厚采井處厚度漸變至薄注井處的2倍,厚注薄采模型薄采井處厚度漸變至厚注井處的1/2。實驗?zāi)Ｐ腿鐖D1所示。
1.3實驗方法為明確等壓注聚條件下,不同類型二類油層聚合物驅(qū)最佳調(diào)整時機,防止聚合物驅(qū)無效、低效循環(huán),利用4種代表二類油層特點的模型開展聚合物等壓驅(qū)油實驗,通過計算采出程度提高幅度、噸聚增油量、含水率變化等,明確不同類型注采井組最佳調(diào)整時機。模擬現(xiàn)場地層實際情況,開展了4種注采類型模型并聯(lián)水驅(qū)至綜合含水94%,然后進行4種注采類型模型等壓注聚最佳調(diào)整時機研究:①厚注厚采模型恒壓注聚至含水98%;②厚注薄采模型恒壓注聚至含水98%;③薄注薄采模型恒壓注聚至含水98%;④薄注厚采模型恒壓注聚至含水98%。通過計算各油層采出程度提高幅度、噸聚增油量、含水率變化等,確定停止注聚時機及聚合物用量。實驗步驟為:①巖心抽空、飽和水,測定孔隙體積(PV),計算孔隙度;②飽和油,建立巖心原始含油狀態(tài),測定原始含油量,計算原始含油飽和度Soi、束縛水飽和度;③老化數(shù)小時后,按設(shè)定的方案進行實驗,并分析不同階段的實驗數(shù)據(jù)。
2實驗結(jié)果及分析
2.1采出規(guī)律由表1及圖2可以看出,在等壓注入開采時,由于各油層物性差異大,采出程度差異也大。水驅(qū)結(jié)束時,儲層物性較好的厚注厚采模型采出程度最高,為40.78%,而薄注厚采采出程度最低,僅17.34%,厚注厚采層在聚驅(qū)最佳調(diào)整時機時采收率最高,為60.32%,比薄注厚采最佳調(diào)整時機采收率高出28.70%。這表明儲層性質(zhì)不同的油層同時開采時,儲層物性較差的地層驅(qū)替不充分,剩余油較多,進一步提高采收率應(yīng)以擴大波及體積手段為主,或?qū)Σ钣蛯訂为氶_采。厚注厚采在聚驅(qū)最佳調(diào)整時機時注聚量0.74PV,采出程度提高了19.34%,后續(xù)再注入聚合物1.55PV,采出程度只提高了4.97%,最佳調(diào)整時機后注聚量是調(diào)整時機時注聚量的2倍,而提高采出程度只有調(diào)整時機時的1/4。其他3種模型與厚注厚采規(guī)律相同,達到最佳調(diào)整時機后,繼續(xù)注聚易形成聚合物的.無效、低效循環(huán),提高采出程度低,造成聚合物的浪費,生產(chǎn)成本增加。因此,應(yīng)針對不同的注采類型油層進行聚驅(qū)調(diào)整。根據(jù)相同壓力下不同注采類型采出規(guī)律(圖2)可以看出,在恒壓注聚階段好油層分液量不降反增,差油層分液量降低。這說明聚合物在其他3個層位中所需的啟動壓力高于聚合物在厚注厚采中所需的啟動壓力,聚合物并不能有效地調(diào)整層間矛盾。相同壓力注聚時,厚注厚采層吸液量約為其他層的7倍以上,在儲層物性好的油層,聚合物易形成無效循環(huán),應(yīng)及時采取調(diào)整措施,有針對性地采取個性化挖潛,達到更好的驅(qū)油效果。薄注厚采模型水驅(qū)產(chǎn)液量要高于薄注薄采模型,但水驅(qū)采收率最低,僅為17.34%。由于在薄注厚采模型中,注入水由低滲帶至高滲帶時滲流阻力變小,注入水更多地進入高滲帶的厚采井,在水驅(qū)階段大量驅(qū)替劑沿兩口厚采井[見圖1(d)]采出,降低了驅(qū)替水的利用率。注聚后在一定程度上改善了注入劑沿厚采井突破的情況,但在水驅(qū)采收率很低情況下,注聚達0.81PV(最佳調(diào)整時機)時,采出程度只提高了14.28%(表1),因此薄注厚采井組注聚初期應(yīng)及時采取相應(yīng)增注措施,避免驅(qū)替劑在厚采井間的無效循環(huán),達到更好的驅(qū)油效果。薄注薄采模型平均滲透率低于其他模型,流體滲流阻力大,恒壓水驅(qū)階段產(chǎn)液量較低,但由于恒壓水驅(qū)時驅(qū)替速度較慢,驅(qū)替劑前緣推進均勻,驅(qū)油效率較高,因此薄注薄采水驅(qū)采出程度相對于其他井組并不低。恒壓注聚階段,由于薄注薄采地層平均滲透率最低,且注入聚合物黏度很大,注入劑流動阻力最大,因此薄注薄采產(chǎn)液量最低。建議注聚時對該層采取改造措施或分層開采,進行分質(zhì)分壓注聚,以取得更好的驅(qū)油效果。
2.2聚驅(qū)最佳調(diào)整時機在實驗室條件下,聚驅(qū)最佳調(diào)整時機主要受到采出程度提高幅度及噸聚增油量兩個因素的影響,采出程度提高幅度逐漸變大且趨于平緩,而噸聚增油量呈先變大、后變小的趨勢變化,為綜合考慮兩因素對最佳停聚時機的影響,定義綜合因子為Z=F×M式中:Z為綜合因子值;F為采出程度提高幅度;M為噸聚增油量。綜合因子隨累計注聚量變化曲線的拐點,即聚驅(qū)最佳調(diào)整時機。筆者按綜合因子、采出程度、噸聚增油量3項指標得到不同類型井組注聚的最佳停聚時機。不同注采類型井組綜合因子值隨累計注聚量變化曲線見圖3。如圖3—圖5所示,當(dāng)厚注厚采層注聚量大于0.74PV時,采收率提高幅度曲線變平緩,噸聚增油量急劇下降,綜合因子曲線出現(xiàn)拐點,此時厚注厚采井組采收率為60.32%,注聚采出程度提高了19.34%,繼續(xù)注聚1.55PV時,采出程度只提高了4.77%,大量聚合物形成無效循環(huán)。說明在注聚達到該層的0.74PV時,厚注厚采層的聚驅(qū)效益最大,此時對該層停止注聚,無論是油層開發(fā)效果還是經(jīng)濟效益都能達到最大化。厚注厚采層在并聯(lián)注聚階段所分配的聚合物量最多,提高幅度也較大。但從該層的最佳停聚時機來看,大量的聚合物形成無效循環(huán),對該層采出程度貢獻并不是很大,因此在注聚時應(yīng)考慮降低該層的注入強度。同理,厚注薄采層最佳停聚時機為注聚達該層的0.78PV左右,薄注薄采層最佳停聚時機為注聚量為0.86PV左右,薄注厚采層最佳停聚時機為注聚量為0.81PV左右。薄采、薄注厚采,說明在各層注入相同的聚合物量時,儲層物性越好的井組采出驅(qū)油效果越好,經(jīng)濟效益越高。隨著注入聚合物量的增加,聚合物驅(qū)采收率提高值都是增加的,但注入聚合物增加到一定量后,采收率提高值增加的趨勢開始變緩。注入聚合物量過小,聚合物驅(qū)的采收率提高值過低,相反,注入量過大,將導(dǎo)致部分聚合物利用率變差,降低聚合物驅(qū)的經(jīng)濟效益。當(dāng)注聚至最佳調(diào)整時機以后,繼續(xù)注入聚合物不能起到進一步擴大波及體積的作用,只是對已波及區(qū)域的沖刷驅(qū)替出少量的剩余油,此時注入的聚合物大部分形成無效循環(huán),利用率極低,因此建議當(dāng)各類型井組注聚至最佳調(diào)整時機后停止注聚,針對不同井組的實際情況采取進一步的挖潛措施。
2.3平面非均質(zhì)油層的注采方式對比平面非均質(zhì)油層的厚注薄采與薄注厚采產(chǎn)液量曲線、含水率曲線(圖2和圖6)可以看出,恒壓注聚階段厚注薄采井組產(chǎn)液量大,約為薄注厚采井組1.3倍,且厚注薄采井組注聚見效時機早于薄注厚采井組,聚驅(qū)含水率下降最低點低于薄注厚采井組5.78%,最佳調(diào)整時機時,采收率高于薄注厚采井組21.16%。這是由于薄注厚采井組厚采井處滲透率大,注入劑易沿厚采井形成突破,形成注入劑的無效循環(huán)。且在平面上驅(qū)動體系壓力梯度隨模型長度呈非線性關(guān)系,入口端壓力梯度大于模型中部,薄注厚采模型入口壓力梯度比高注低采模型入口壓力梯度高,薄注厚采能量主要消耗在注入井附近,全地層泄壓效果差,而厚注薄采能量主要消耗在全地層中,泄壓較均勻,驅(qū)油效果更好,說明注入井大壓差驅(qū)油加劇了指進現(xiàn)象,使微觀驅(qū)油效率降低。因此平面非均質(zhì)地層高滲帶注入、低滲帶采出(厚注薄采)的注采方式驅(qū)替效果更好,更有利于開采。
3二類油層現(xiàn)場停聚實施效果
依據(jù)上述實驗結(jié)果,2009年初共選取28口聚驅(qū)調(diào)整井進行停聚,按照注采類型分為薄注薄采、薄注厚采、厚注薄采、厚注厚采4類。各井組停聚后,對應(yīng)采出井產(chǎn)液量穩(wěn)中有升,產(chǎn)油穩(wěn)定,連通采出井噸聚增油有所增加,說明其他注入井聚合物的利用率相對較高,即各井組已經(jīng)具備了停聚的條件,停聚時機選擇準確。這里僅以薄注厚采井組為例,說明停聚實施效果。停聚后,注入壓力下降,對應(yīng)采出井含水上升速度與停聚前相當(dāng),由于注入能力提高,產(chǎn)液量增加,產(chǎn)油下降(圖7)。薄注厚采井停聚后,連通采出井噸聚增油大幅上升,該注入井停聚后,其他注入井聚合物的利用率提高,說明該井已經(jīng)具備了停聚的條件,停聚時機選擇準確(圖8)。統(tǒng)計28個停聚井組的采出狀況,與注聚井對比,連通69口油井日產(chǎn)液穩(wěn)定,日產(chǎn)油穩(wěn)定,沒有加快含水回升,以北一二排西為例(圖9),在保持產(chǎn)液、產(chǎn)油和含水穩(wěn)定的基礎(chǔ)上,停聚和停層的40口井,截至2009年12月共節(jié)約干粉646t。結(jié)論(1)層間非均質(zhì)油層同時開采時,儲層物性較差的地層驅(qū)替不充分,剩余油較多,建議進一步提高采收率時應(yīng)以擴大波及體積手段為主,或?qū)Σ钣蛯訂为氶_采。(2)等壓注聚時,4種類型井組中儲層物性好的厚注厚采模型產(chǎn)液量最大,為其他模型的7倍以上,易形成聚合物的無效循環(huán),造成浪費。建議注聚時對儲層物性差的油層采取改造措施或分層開采,最佳方式為單獨注聚,以取得更好的驅(qū)油效果。(3)厚注厚采、厚注薄采、薄注厚采、薄注薄采注采類型井組聚驅(qū)達最佳調(diào)整時機時聚合物用量分別為740PV?mg/L、780PV?mg/L、810PV?mg/L和860PV?mg/L。結(jié)合現(xiàn)場實施效果來看,各井組在最佳調(diào)時機時聚驅(qū)效益最大、油層開發(fā)效果最好,繼續(xù)注聚形成大量聚合物的無效循環(huán),利用率低。(4)平面非均質(zhì)油層高滲帶注入、低滲帶采出(厚注薄采)的布井方式驅(qū)替效果更好
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