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萨北开发区纯油区东部注聚质量影响因素分析

2013-12-01中石油大庆油田有限责任公司第三采油厂第一油矿地质队黑龙江大庆163113

长江大学学报(自科版) 2013年16期
关键词:油区砂体油层

姚 庆 (中石油大庆油田有限责任公司第三采油厂第一油矿地质队,黑龙江 大庆163113)

注聚质量直接决定聚驱方案的调整效果,对区块开发有着深刻影响。近几年,萨北开发区纯油区东部4个区块在注聚过程中均不同程度曝露出注入压力高注不进去、污水注聚效果变差、一泵多井母液量不稳定等注聚质量问题,制约注入井方案调整的同时影响开发效果。影响注聚质量的因素包括油层发育、区块聚合物分子量选择、注入水质、泵站设备参数匹配和运转时率以及管理等多方面。笔者仅从油层发育、注入水质、注聚方案调整等方面对影响注聚质量的因素进行分析。

1 注聚质量现状

1.1 见效期注聚质量现状

由于在油层发育、水驱空白时间长短以及注入水质、注聚方案等方面差异,聚驱见效时各区块注入状况有所不同。其中北二东西块和北三东东块见效时注入压力上升小于2.0MPa,注入状况保持良好;北二东东块和北三东西块见效时注入压力上升分别为3.02MPa和4.43MPa,月出现间注井分别达到8口和14口,间井比例注均超过20%,注入矛盾已经显现 (见表1)。

表1 萨北开发区纯油区东部聚驱见效时注入状况统计表

1.2 注聚全过程注聚质量现状

对比整个注聚过程,注入压力上升最高的是北三东西块达到5.84MPa,比注入状况良好的北二东西块高出1.69MPa,北三东西块注入能力长期保持较低水平,清水注聚阶段注入速度只能维持在0.057PV/a左右,远远低于0.10PV/a的方案设计要求。含水回升期注入状况略有好转,注入速度提高到0.063PV/a;北二东东块整体井网加密调整后,注入状况明显改善 (见表2)。

2 影响注聚质量因素分析

由于油层发育存在差异,不同开发阶段开发调整目的不同,因此制约各区块间注聚质量因素也不尽相同。

2.1 油层发育

以泛滥平原下游沉积为主的萨北开发区受萨尔图、喇嘛甸2条河系影响,在纯油区东、西部存在明显的差异。与纯油区西部相比,纯油区东部储层平面、垂向非均质性要严重得多,总体上呈现河道砂发育规模明显变小、层数增多、厚度变薄、渗透率变低、平面及纵向非均质变严重的特点。萨北开发区东西部均采用250m井距、五点法面积井网注聚,因此相对比较,纯油区东部注聚驱效果差于纯油区西部,注聚过程曝露出的问题也更为突出。

表2 萨北开发区纯油区东部含水低值期注入状况统计表

1)渗透性变差加深聚驱后油层堵塞 以北三东西块为例,处于喇西河系和萨东河系交汇地带,与纯油区西部相比,河流的能量较弱,虽然油层分布面积较广,但厚度较薄,渗透率较低。虽然北三东西块一类连通率69.9%,聚驱控制程度为76.4%,为萨北开发区已投注聚区块中等水平,但是不同渗透率分级油层钻遇情况统计结果表明:北三东西块钻遇油层平均渗透率为284×10-3μm2,为全开发区注聚区块最低,比相邻的北三西东块、北二东西块分别低427×10-3μm2和346×10-3μm2,钻遇渗透率大于500×10-3μm2油层比例只有17.3%,厚度比例30%,分别比北三西东块低30.73%和39.73%,比北二东西块分别低18.2%和31.63%。注聚初期区块实施高分子注聚,动态特征为见效早,含水下降幅度快,但油层堵塞迅速,薄差油层未得到充分动用,注聚一个月即出现间注井,聚合物用量为185PV·mg/L时,全区压力上升5.84MPa,月出现间注井35口,间注比例达到62.5%。

2)河道砂体规模变小油层控制程度低加大注入矛盾 以北二东东块为例,区块葡萄花油层Ⅰ油组(PⅠ)属于萨东中小河系储层沉积,以分流平原相曲流河道砂体沉积为主,与纯油区西部喇西河系相比,河道砂发育规模变小,宽度在150~1000m,西部河道宽度达到2500m以上。北二东东块PⅠ河道砂体所占厚度比例虽然可达到69.8%,但河道砂钻遇率仅为44.0%,分别较北二西东块低19.1%2和23.2%2。在相同250m注采井距下,北二东东块PⅠ聚驱控制程度只有60.7%,为萨北开发区最低水平,一类连通率只有56.4%,分别较北二西东块低19.0%、14.7%。

北二东东块开采油层多为河道砂体沉积,注采关系比较完善,油层渗透率0.457μm2,好于北三东西块,但是由于250m井距下聚驱砂体控制程度较低,连通状况差,导致注入井注入困难,影响到聚驱开发效果。动态特征体现为注入井注不进去,采出井采不出来,用量为106PV·mg/L含水最低点为84.07%,下降幅度仅为9.43%。区块间注井多达18口,间注比例48.6%,采出井欠载23口,平均动液面347m。该区块井网加密初期,由于新井位于原油水井之间,采聚浓度高达344mg/L,较井网加密前高出101mg/L,进一步表明油层存聚率高,聚合物利用率低。

3)小层数增多,平面及纵向上非均质严重导致注聚质量变差 统计对比注聚最差的2个区块。北三东西块聚驱开发10个沉积单元,比其他区块多4~6个,开发层段多,从河道砂钻遇状况看,只有PⅠ2和PⅠ7沉积单元接近70%,PⅠ1单元占38%,PⅠ3和PⅠ4单元不到30%,PⅡ3a(PⅡ为葡萄花油层Ⅱ油组)和PⅡ3b不到10%,层间渗透率级差为3.91。北三东西块油层有效厚度分级统计表分析,平面上北三东西块多为有效厚度小于1.0m的油层。其中在葡Ⅰ组油层中,这类油层占总层数的57.15%;有效厚度在1.0~2.0m的油层占总层数的26.8%;有效厚度大于3.0m的层占总层数的7.2%,占厚度比例为23.1%。PⅡ1-3沉积单元小于1.0m的油层层数则更高,占总层数的64.81%,有效厚度比例仅为33.28%。

北二东东块平面及纵向渗透率级差也比较大,与北二西东块相比,各砂岩组的渗透率级差均有所增大,PⅠ4层最大达到49.0,PⅠ2层也达到12.1,纵向上变化更大。

2.2 井网完善程度

统计分析表明,间注井与井网完善程度有直接关系。对比断层发育较多的北三东东块和北三东西块,间注井分布和注入压力高区主要在断层2侧和区块边部,这些区域油水井连通关系差,注采矛盾失衡,多形成 “有注无采”、“有采无注”井区,其中 “有注无采”井区地层压力高和注入压力均处于较高水平,注入井对应层段采出井点少,注入井存在憋压;“有采无注”井区地层压力相对下降,注入井对应层段与采出井不匹配,注入井注不进去的同时采出井采聚浓度和动液面低,电泵井供液不足关井。中心井区注采矛盾相对较小,区域内间注井出现晚,而且解堵效果好,有效期长。分析表明井网完善程度是影响注聚质量的重要因素。

2.3 注聚初期聚合物分子量

在萨北开发区一类油层已注聚区块中,均采用分子量约为1400×104的中分子聚合物,而北三东西块初期采用的是分子量为2500×104的抗盐聚合物,区块油层平均渗透率只有0.284×10-3μm2,远低于其他注聚区块,聚合物分子在油层中对孔喉造成堵塞,致使注入压力上升过快,且上升幅度较大,给后继注聚和方案调整带来很大难度。与之相反的是,北二东西块油层平均渗透率0.619×10-3μm2,处于萨北开发区中等水平,注聚初期采用800×104聚合物分子量一直到184PV·mg/L(含水低值期),注入压力仅上升1.91MPa,注聚中期虽然经过颗粒调剖、该高分子注聚等调整,但整个注聚过程注入压力上升幅度都相对较低,注入状况一直保持良好。

2.4 注入水质对注聚质量的影响

清水注聚阶段的注聚质量明显好于污水注聚,主要体现在:①污水注聚黏损大,对注入黏度要求更高。清水注聚阶段注入浓度要求达到1000mg/L,对注入黏度要求在35mPa·s以上;污水注聚阶段尤其是高浓度注聚后,注入浓度要求2000mg/L以上,注聚黏度一般达到100mPa·s以上,但注聚效果仍不明显。②由于污水注聚对母液需求量大幅度增加,现场执行中原有的单泵单井流程泵参数过小,往往以降低注入速度来保证注入黏度,方案调整受到制约。即使是一泵多井新站流程,由于扩大高浓度注聚范围,也出现母液与泵排量不匹配问题。③污水注聚后受注入水质影像,数据波动较大,增加管理难度,影响注聚质量。

3 治理策略优化及其效果分析

2005年围绕如何改善纯油区东部注入状况进行了大量有益的探索和实践。2007年3月,第一油矿对北三东西块18口井进行水泥罐车反冲洗后高温热洗,但是单井有效期最多的只有3d,实践证明这种方法只能解决近井地带油层堵塞,对于断层区和边角井等注采失衡井区基本无效。洗井经验也进一步证明注入井堵塞部位多在油层中部,同时油层堵塞是注入状况差的一个原因,但是注采失衡也是导致注入状况差的根本因素。

3.1 措施工艺不断完善,注入井解堵效果明显

1)注入井单一压裂效果不明显 在2003~2005年,对北三东西块6口注入井进行了压裂措施改造,但是有效期仅为3~6d,单一压裂改造效果不理想。分析认为,压裂液虽然能在有层中扩大裂缝,提高油层渗流能力,但是由于注聚液的连续注入,其堵塞速度也相对较快。2009年以来进一步优化措施方式,采取压裂液携带解堵液的方式改善油层堵塞,注入状况改善明显。

2)表活剂解堵有一定适用范围 统计对比表活剂解堵效果表明,不断优化表活剂用量和半径后,有效期一般在30d以上,其中部分井可以实现长期连续注入。但是对于边角井和断层区井,表活剂解堵效果则不明显,表明注采失衡才是这两个井网不完善区域注入状况差的根本原因。

3)超短半径水平井效果分析 为彻底解决油层堵塞问题,探索应用超短半径水平井技术取得阶段性认识。首先,通过补孔方式准确确定油层堵塞位置,通过补孔手段实施表活剂解堵。2011年5月在间注最严重的北三东西块实施2口注入井,措施后注入压力由措施前13.9MPa下降至11.35MPa,下降了2.55MPa。措施前月间注天数20d左右,措施后实现了连续注入,截止目前措施仍有效果,有效期已经130d。

3.2 井网加密调整完善注采关系

北二东东块井网加密后,注入状况明显改善,注入井压力10.47MPa,较井网加密前下降了3.12MPa,注入速度整体从0.068PV/a提高到0.14PV/a。

3.3 分类局部完善单砂体注采关系

1)针对有注无采井区,利用水驱油井补孔 B3-D5-P52井在PⅠ1沉积单元虽然处于主体河道沉积砂体,但左侧连通的采出井B3-D5-P51井出现尖灭,注采不完善,造成该井间注严重。为完善单砂体注采关系,改善B3-D5-P52井吸入状况,2007年6月对B3-D5-51井进行补孔,补孔后日产液由11t增加到99.6t,日产油由0.4t增加到4.5t,含水由96%下降到95.5%,取得了较好的增油效果,B3-D5-P52井注入状况有所改善,月间注天数由25d降到18d。

B3-D4-P53井注入井在区块注聚3个月后就出现顶破裂压力间注,注入困难,分析原因主要是,该井的PⅠ7-PⅡ2沉积单元虽然处于主体河道沉积砂体,但与其连通的B3-D4-P52井、P54井、B3-4-P53井3口采出井均处于河间分布的席状砂中,砂体薄、物性差,是二类连通关系,属于厚注薄采,从而造成吸入困难。B3-D4-454井是位于B3-D4-P53井与B3-D4-P54井之间的一口二次加密调整井,开采萨尔图薄差油层及表外储层,日产液13.9t,日产油0.4t,综合含水96.9%,是一口低效井。该井PⅠ7-PⅡ2沉积单元为河道沉积砂体,与B3-D4-P53井在此沉积单元属一类连通,可以通过补孔驱替河道内富集的剩余油。2007年4月对北3-丁4-454井进行补孔,补开聚驱目的层3个小层,补孔后初期日增液66.8t,日增油38.5t,含水下降45.1%,目前日产液77.5t,日产油18.2t,含水76.5%,累计增油2444t,增油效果明显。油井补孔后,与B3-D4-P54井连通的3口注入井的注入状况得到明显改善,月间注天数由14d降到1d,月间注影响水量由1038m3降到96m3,目前注入情况正常。

2)针对油层薄差井区,通过水驱井补孔缩小聚驱井距 B2-D3-P52井注入状况差,分析认为,主要是由于在PⅠ2、PⅠ3沉积单元,B2-D3-P52井处于河间砂中,而左侧连通采出井B2-D3-P51井为薄差层,有效厚度小,是三类连通关系。在PⅠ4沉积单元与B2-D3-P51井同处于河间大面积分布的席状砂中,虽然是一类连通关系,但砂体厚度小,以上原因造成该井吸入困难。为改善B2-D3-P52井吸入状况,2007年5月对B2-D3-451井进行补孔,缩小注采井距,由原来的250m缩小到120m。补孔后日产液由10.9t增加到58.6t,日产油由1.1t增加到11.9t,含水由89.5%下降到79.7%。注入井B2-D3-P52井月间注天数由29d降到19d,注入状况得到改善。

3)针对有采无注井区,水驱注水井转为聚驱注入井 B3-D6-P51井、B3-6-CZ51井、B3-6-P52井3口井位于84#断层,有采少注,自注聚以来未受效,B3-D6-451井转为注聚井后,调整后区域静态聚驱控制程度提高38.05%,达到82.95%,油层供液能力大幅度提高,井区开发效果改善。

4 几点认识

(1)聚驱间注井按照主要成因可分为油层渗透性差型、单砂体控制程度低型、注采关系失衡型。

(2)萨北开发区东部不断优化措施方式,个性化实施解堵方案取得较好效果。

(3)污水注聚导致注聚质量下降,给注聚方案调整带来难度的同时增加聚合物干粉成本,而且导致聚驱效果变差。如何保证污水注聚质量稳定、降低聚合物黏损,是需要进一步探讨的问题。

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