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标题 喇嘛甸油田聚驱中期剩余油分布及调整方法
范文 刘莉波
摘要:利用注聚障和气顶缓冲区新钻井地质资料,结合动态变化特征,精细分析喇嘛甸油田南中块西部区块聚驱中部剩余油分布状况。利用现有工艺技术条件,对注聚中期葡I1-2油层不同类型的剩余油,采取综合挖潜调整措施,总结出一套可行的挖潜方法,对挖潜区块剩余油潜力、控制无效注采等方面具有重要的指导意义。
关键词:南中块西部注聚中期剩余油调整方法
喇嘛甸油田南中块西部聚驱中期区块目前已进入含水回升期,增油降水效果明显。部分井区注采井间存在高渗透条带,聚合物沿高渗透条带突进,使聚合物调整注入剖面的作用降低,油层砂体发育状况较差,造成现井网下控制程度较低,注入采出困难,采出井聚驱增油降水效果变差,严重影响聚驱的整体效果。为此,利用注聚障和气顶缓冲区新钻井地质资料,精细分析区块内剩余油分布状况,针对聚驱中期不同类型剩余油,采取了具体调整措施,改善区块开发效果。
一、南中块西部聚合物驱油效果
南中块西部葡I1-2油层聚合物驱含油面积9.05km2,地质储量2002×104t,孔隙体积3660×104m3,采用237×212m斜行列井网。共有采油井131口,注入井101口。方案设计聚合物用量640PV.mg/L,提高采收率11.3%,累积增油227.08×104t。区块于2004年7月开始注聚,截至到2007年9月,全区累积注入聚合物干粉22750t(纯量),聚合物溶液1833.49×104m3,注入孔隙体积0.499PV,聚合物用量559PV.mg/L。葡I1-2油层含水下降最低点为80.6%,与数模持平,比见效前下降了14.3个百分点。截止到2007年9月底,全区累积增油147.41×104t ,阶段提高采收率7.36%。与南中块东部相比,在相同用量下,综合含水低5.1个百分点左右,阶段提高采收率高1.02个百分点。
二、注聚中期剩余油分布分析
南中块西部气顶缓冲区新钻井葡I1-2油层水淹资料和聚驱井注聚前水淹资料对比。见表1。结果表明,葡I2油层各沉积单元高水淹比例均比注聚前增加了20个百分点以上,但从新钻井水淹状况看,葡I1-2油层未水淹平均有效厚度为0.37m,平均有效厚度比例为2.6%,低水淹平均有效厚度为2.33m,平均有效厚度比例为16.6%,而且,目前南中块西部采出程度只有43.36%,油层中还有相当数量的剩余油。

(1)平面上剩余油主要分布在断层边部和分流线部位。统计表明,断层边部和分流线部位低、未水淹厚度比例分别为30.2%和18.4%,分别比主流线部位高20.9和9.0个百分点。其中,断层边部低、未水淹厚度比例分别为25.1%和5.1%,分别比主流线部位高16.0和4.8个百分点;分流线部位低、未水淹厚度比例分别为15.8%和2.6%,分别比主流线部位高6.7和2.3个百分点,剩余油主要分布在断层边部和分流线部位。
(2)纵向上剩余油主要分布在沉积单元顶部。分析表明,葡I2油层层内不同级别水淹段交叉分布,上部低、未水淹厚度0.49m,占低、未水淹厚度比例的52.2%,中部低、未水淹厚度0.30m,占低、未水淹段厚度比例为32.2%,下部低、未水淹厚度0.15m,占低、未水淹段厚度比例的15.6%。葡I1油层低、未水淹厚度0.51m,占单元厚度比例的36.69%,葡I21油层低、未水淹厚度1.05m,占单元厚度比例的25.30%,葡I22油层低、未水淹厚度0.56m,占单元厚度比例为14.93%,葡I23油层低、未水淹厚度0.58m,占单元厚度比例的12.34%。从各沉积单元不同部位动用程度上看,上部动用程度明显低于中部和底部,低、未水淹段主要分布在各沉积单元的上部。沉积单元上部低、未水淹有效厚度为1.42m,占低、未水淹厚度比例的52.7%;中部低、未水淹厚度为0.86m,占低、未水淹厚度比例的31.9%;下部低、未水淹厚度为0.42m,占低、未水淹厚度比例的15.6%。
三、调整方法
3.1注水方案跟踪调整,减缓平面矛盾
为控制含水上升速度,有效挖掘剩余油潜力,及时进行注入井方案调整。控注与增注并重,主要控制注聚倍数高、突进方向及原注采井主流线方向的注入量,增加注聚倍数低以及非主流线方向的注入量。共实施注入井方案调整58井次,日注量增加860m3。其中,下调配注13井次,日控制注入量550m3,上调配注45井次,日增加注入量1410m3。
3.2 调、分、压结合,调整注入剖面
(1)注聚中期深度调剖。在注聚前已进行规模性调剖,但随着注聚时间延长,调剖失效后剖面重新变得不均匀;另外在注聚初期剖面较均匀的井,随着注聚时间的延长,注入剖面发将发生反转,需要适时采取调剖措施,改善注入剖面。共实施深度调剖7口井,调后平均注入压力上升0.3MPa。调剖后吸水状况得到改善,高吸水层段吸水比例由43.5%下降到27.0%,下降了16.5个百分点,低吸水层段的吸水比例由13.9%增加到30.1%,增加了16.2个百分点。
(2)分层注聚。为了控制采聚浓度和含水上升速度,提高聚合物的利用率,要尽量进行分层注入,以控制主要吸水层段的注入量,增加差油层的注入量。分层时,对层间有Ⅰ类结构界面的,采取直接分层;对只有Ⅱ、Ⅲ类结构界面的,利用结构界面的相对稳定性,采取层内长胶筒封堵措施。共实施分层注聚44口,日注入量减少470m3。对比31口细分井吸水剖面资料,控制层注入强度由15.7m3/d.m下降到8.6m3/d.m;加强层的注入强度由9.4m3/d.m提高到13.7m3/d.m。有效控制了高渗透层注入量,提高了差油层的动用程度。
(3)注入井压裂。由于聚合物溶液增大了渗流阻力,低渗透部位注入困难,低渗透部位动用程度较差,剩余油饱和度较高。因此对低渗透部位采取压裂改造措施,改善低渗透部位的渗流条件,提高其吸水能力,改善差油层动用程度。共实施15口,对比10口井,压后平均单井注入压力下降0.7MPa,压裂层相对吸水比例由压裂前的16.3%增加到压裂后的39.7%,日注量增加133m3。
3.3 压、堵并重,调整采出剖面
(1)采油井压裂。注聚中期,由于受高渗透层的干扰,其渗流能力进一步降低,需采取压裂改造措施,提高低渗透部位的渗流能力,减缓聚合物在高渗透层的推进速度,提高聚驱效果。共实施油井压裂22口,平均单井日增液60t,日增油9.0t,含水保持稳定。已累计增油1.8×104t,平均单井累计增油818t。对改善区块开发效果起到了较好作用。
(2)采油井堵水。在堵水时,对有稳定隔层的井,采用常规机械堵水措施;对只有物性夹层的井,通过对结构界面的追溯,采用长胶筒进行层内封堵。共实施油井堵水9口,措施后平均单井日产液下降100t,日产油减少1t,含水下降3.7个百分点,采聚浓度下降174mg/L,对控制区块含水上升速度起到了一定作用。
(3)利用采油井补孔,完善注采关系。对单砂体注采不完善的井区,可通过油井补孔,来完善井组单砂体注采关系。利用水驱油井补孔,完善结构单元注采关系。对井组内注采不完善的结构单元,利用水驱油井补射相应部位,完善其注采关系。共实施14口,平均单井日增液38.9t,日增油5.6t,含水下降3.1个百分点。利用水驱油井补孔,完善断层边部注采关系。针对断层边部注采井点少、完善程度低的问题,利用水驱油井补孔,来完善其注采关系。共实施6口,平均单井日增液38t,日增油12t,含水下降10.7个百分点。利用本层系油井补孔,完善沉积单元注采关系。区块部分油井在投产时避射了部分高水淹的部位,经过聚合物驱一段时间后,油水重新分布,分析认为这部分未射开的单元存在剩余油,因此,将这部分层位补开,提高油层动用程度。共实施2口,平均单井日增液72.5t,日增油7.5t,含水上升1.8个百分点。共实施油井补孔23口井,使区块控制程度由67.8%提高到73.7%,提高了5.9个百分点,平均单井日增液43.4t,日增油7.4t,含水下降4.2个百分点,提高采收率0.04个百分点,改善区块开发效果。
四、结束语
注聚中期剩余油平面上主要分布在断层边部和分流线部位,垂向上主要分布在各沉积单元的顶部。注入井平面调整,调、分、压结合;采油井压、堵、补并重等配套调整措施,能有效的改善聚驱开发效果。◆
参考文献:
[1] 黄伏生,胡广斌,刘连福.喇嘛甸油田聚合物驱油研究与实践[M].上海辞书出版社.
[2] 崔 英.动态调整技术在聚驱开发中的应用与探讨[J].河南石油技术 2005,19(5):25～27.
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