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[摘 要]北三西西块二类油层是萨北开发区投产的第二个二类油层区块,通过借鉴主力油层及北二西西块二类油层注聚的成功经验,在优化井网部署、层系组合、提高聚驱控制程度的基础上,采取多种手段实现了个性化调整,目前区块注入状况稳定,注聚前缘均匀推进,采油井持续受效。本文通过对注聚过程中动态参数变化进行分析,总结其见效特征,初步提出治理对策,对指导今后二类油层聚驱开发具有重要意义。
[关键词]二类油层 见效特征
中图分类号:P223 文献标识码:A 文章编号:1009-914X(2014)13-0266-01
1.区块基本概况
北三西西块二类油层于2007年6月投产,区块含油面积9.04km2,地质储量1314×104t,孔隙体积2344×104m3,原始地层压力10.7MPa,破裂压力13.4MPa。平均单井射开砂岩厚度17.8m,有效厚度12.8m,有效渗透率451×10-3μm2,采用五點法面积井网,注采井距125m, 共有注采井543口,其中注入井259口,采出井284口,注采井数比为1:1.09。于2008年11月注聚,目前聚合物用量为137PV·mg/L,处于注聚见效期。
2.储层发育特征
北三西西块二类油层聚驱目的层为萨Ⅱ10+11~萨Ⅲ10等18个沉积单元,是以低弯曲分流平原相砂体为主的三角洲沉积,河道砂体规模较窄,主要有4种沉积类型(表1)。与北二西西块二类油层相比主要表现出以下特征:
2.1 河道砂规模小、钻遇率低
从沉积类型看,区块有5个沉积单元属于低弯曲分流平原相沉积,占沉积单元总数的27.8%,较北二西西块二类油层低5.5个百分点。河道砂钻遇率为22.59%,较北二西西块二类油层低8.1个百分点;表外及尖灭钻遇率分别为20.58%、29.33%,较北二西西块二类油层分别高2.58%、8.33%。
2.2 开发层数多、油层厚度薄
北三西西块二类油层聚驱目的层比北二西西块二类油层多3个,但区块钻遇有效厚度仅14.3m,较北二西西块二类油层低1.1m,其中有效厚度≥2m油层有效厚度为8.8m,较北二西西块二类油层低1.2m,有效厚度1-2m的油层有效厚度为3.8m,较北二西西块二类油层低0.1m。
2.3 水淹程度高、油层非均质性严重
不同厚度油层水淹差异较大,水淹程度高于相邻的北二西西块二类油层。层内高、中、低未水淹厚度比例(表2)分别为50%、33.82%、16.18%,其中高水淹厚度比例较北二西西块二类油层高17.6个百分点,有效厚度≥2m的油层层内高中水淹比例59.2%,较北二西西块二类油层高23.9个百分点;有效厚度1-2m的油层层内高水淹比例44.0%,较北二西西块二类油层高13.1个百分点。
3.区块聚驱注采参数优化
3.1 完善注采关系,提高区块聚驱控制程度
优化开发方案,将注采井距缩小到125m,由于多条断层将5队地区分割成多个独立小区域,导致切割区内及周边地区注采关系极不完善,严重影响了聚驱效果,通过利用葡Ⅰ组11口聚驱井封堵、补孔,完善断层区注采关系,使得区块6个沉积单元聚驱控制程度达到70%以上,为保证二类油层的开发效果奠定了基础。
3.2 采取多种手段,缓解二类油层三大矛盾
一是为了减小层系间的干扰,空白水驱阶段对层段多、层间干扰大,注入压力低的86口井实施分注,分注后层间渗透率级差从14.4下降到5.6,下降了61.3%。注聚见效期又优选16口压力升幅缓慢的低压井实施了分注,目前区块分注率达到了39.4%。
二是为了协调厚油层层内注采关系,注聚前对油层发育好、厚度大、层内矛盾突出、平面含水差异大的17口井实施碱性复合离子深度调剖。同时选择5口井实施分步射孔,优先射开厚层顶部低未水淹层,达到控制产液和含水的目的,有效地缓解了层内矛盾。
4.区块动态反映特征分析
4.1 注入压力稳定上升,但注入能力较低
从霍尔曲线上看出:注聚后视阻力系数达到了1.41,聚合物已起到改善流度比,减弱粘性指进的作用,并且建立了有效的驱动压差,注采大压差由注聚前的13.66MPa上升到目前的16.17MPa。目前区块注入压力为10.67MPa,压力升幅与北二西西块二类油层相当,但注入能力明显低于北二西西块二类油层。
4.2 见聚晚,先见效后见聚井比例最大,效果好
油层见聚较晚,在注聚第7个月聚合物用量93 PV?mg/ L时开始见聚,见聚时间较北二西西块二类油层晚3个月,目前采聚浓度仅为29 mg/L。从见效与见聚的关系上来看,先见效、后见聚的井数达到81口,占全区的29.3%,占见效井数的47.4%。含水下降了13.9%,日增油4.6t,效果最好。
4.3 见效明显好于数模
油层在注入体积达0.081 PV,聚合物用量达到68PV·mg/L时开始见效,见效时聚合物用量比数模预计早27PV·mg/L;综合含水较数模多下降4.46个百分点;每10PV·mg/l用量含水下降0.72%,较数模高0.43%,区块聚驱阶段采出程度3.06%,提高采收率1.92%,比聚驱数模多提高1.65个百分点。
4.4 见效区域性特征明显
从区块的含水下降等值图(图1)上看出:区块见效具有明显的区域性特征,分层井和调剖井周围油井见效良好,此外注水井排和水聚驱接触带的边井见效较差。
5.结论
1、二类油层的聚驱调整必须结合自身发育特征,进行有针对性的个性化方案设计;
2、北三西西块二类油层井距最小,更强调及时、快速的参数调整以适应动态变化需要;
3、应结合动静态资料,对二类油层非均质性及注采对应率验证、再认识,寻求有效的治理方法。
参考文献
[1] 王启民.聚合物驱油技术的实践与认识[J].大庆石油地质与开发,1999.
[2] 胡博仲.聚合物驱采油工程.北京石油工业出版社,1997.
作者简介
孙萌萌(1986.4),女,黑龙江大庆人,大庆油田有限责任公司第三采油厂地质大队,从事油田开发聚驱分析工作,本科学历,油气藏工程方向。
[关键词]二类油层 见效特征
中图分类号:P223 文献标识码:A 文章编号:1009-914X(2014)13-0266-01
1.区块基本概况
北三西西块二类油层于2007年6月投产,区块含油面积9.04km2,地质储量1314×104t,孔隙体积2344×104m3,原始地层压力10.7MPa,破裂压力13.4MPa。平均单井射开砂岩厚度17.8m,有效厚度12.8m,有效渗透率451×10-3μm2,采用五點法面积井网,注采井距125m, 共有注采井543口,其中注入井259口,采出井284口,注采井数比为1:1.09。于2008年11月注聚,目前聚合物用量为137PV·mg/L,处于注聚见效期。
2.储层发育特征
北三西西块二类油层聚驱目的层为萨Ⅱ10+11~萨Ⅲ10等18个沉积单元,是以低弯曲分流平原相砂体为主的三角洲沉积,河道砂体规模较窄,主要有4种沉积类型(表1)。与北二西西块二类油层相比主要表现出以下特征:
2.1 河道砂规模小、钻遇率低
从沉积类型看,区块有5个沉积单元属于低弯曲分流平原相沉积,占沉积单元总数的27.8%,较北二西西块二类油层低5.5个百分点。河道砂钻遇率为22.59%,较北二西西块二类油层低8.1个百分点;表外及尖灭钻遇率分别为20.58%、29.33%,较北二西西块二类油层分别高2.58%、8.33%。
2.2 开发层数多、油层厚度薄
北三西西块二类油层聚驱目的层比北二西西块二类油层多3个,但区块钻遇有效厚度仅14.3m,较北二西西块二类油层低1.1m,其中有效厚度≥2m油层有效厚度为8.8m,较北二西西块二类油层低1.2m,有效厚度1-2m的油层有效厚度为3.8m,较北二西西块二类油层低0.1m。
2.3 水淹程度高、油层非均质性严重
不同厚度油层水淹差异较大,水淹程度高于相邻的北二西西块二类油层。层内高、中、低未水淹厚度比例(表2)分别为50%、33.82%、16.18%,其中高水淹厚度比例较北二西西块二类油层高17.6个百分点,有效厚度≥2m的油层层内高中水淹比例59.2%,较北二西西块二类油层高23.9个百分点;有效厚度1-2m的油层层内高水淹比例44.0%,较北二西西块二类油层高13.1个百分点。
3.区块聚驱注采参数优化
3.1 完善注采关系,提高区块聚驱控制程度
优化开发方案,将注采井距缩小到125m,由于多条断层将5队地区分割成多个独立小区域,导致切割区内及周边地区注采关系极不完善,严重影响了聚驱效果,通过利用葡Ⅰ组11口聚驱井封堵、补孔,完善断层区注采关系,使得区块6个沉积单元聚驱控制程度达到70%以上,为保证二类油层的开发效果奠定了基础。
3.2 采取多种手段,缓解二类油层三大矛盾
一是为了减小层系间的干扰,空白水驱阶段对层段多、层间干扰大,注入压力低的86口井实施分注,分注后层间渗透率级差从14.4下降到5.6,下降了61.3%。注聚见效期又优选16口压力升幅缓慢的低压井实施了分注,目前区块分注率达到了39.4%。
二是为了协调厚油层层内注采关系,注聚前对油层发育好、厚度大、层内矛盾突出、平面含水差异大的17口井实施碱性复合离子深度调剖。同时选择5口井实施分步射孔,优先射开厚层顶部低未水淹层,达到控制产液和含水的目的,有效地缓解了层内矛盾。
4.区块动态反映特征分析
4.1 注入压力稳定上升,但注入能力较低
从霍尔曲线上看出:注聚后视阻力系数达到了1.41,聚合物已起到改善流度比,减弱粘性指进的作用,并且建立了有效的驱动压差,注采大压差由注聚前的13.66MPa上升到目前的16.17MPa。目前区块注入压力为10.67MPa,压力升幅与北二西西块二类油层相当,但注入能力明显低于北二西西块二类油层。
4.2 见聚晚,先见效后见聚井比例最大,效果好
油层见聚较晚,在注聚第7个月聚合物用量93 PV?mg/ L时开始见聚,见聚时间较北二西西块二类油层晚3个月,目前采聚浓度仅为29 mg/L。从见效与见聚的关系上来看,先见效、后见聚的井数达到81口,占全区的29.3%,占见效井数的47.4%。含水下降了13.9%,日增油4.6t,效果最好。
4.3 见效明显好于数模
油层在注入体积达0.081 PV,聚合物用量达到68PV·mg/L时开始见效,见效时聚合物用量比数模预计早27PV·mg/L;综合含水较数模多下降4.46个百分点;每10PV·mg/l用量含水下降0.72%,较数模高0.43%,区块聚驱阶段采出程度3.06%,提高采收率1.92%,比聚驱数模多提高1.65个百分点。
4.4 见效区域性特征明显
从区块的含水下降等值图(图1)上看出:区块见效具有明显的区域性特征,分层井和调剖井周围油井见效良好,此外注水井排和水聚驱接触带的边井见效较差。
5.结论
1、二类油层的聚驱调整必须结合自身发育特征,进行有针对性的个性化方案设计;
2、北三西西块二类油层井距最小,更强调及时、快速的参数调整以适应动态变化需要;
3、应结合动静态资料,对二类油层非均质性及注采对应率验证、再认识,寻求有效的治理方法。
参考文献
[1] 王启民.聚合物驱油技术的实践与认识[J].大庆石油地质与开发,1999.
[2] 胡博仲.聚合物驱采油工程.北京石油工业出版社,1997.
作者简介
孙萌萌(1986.4),女,黑龙江大庆人,大庆油田有限责任公司第三采油厂地质大队,从事油田开发聚驱分析工作,本科学历,油气藏工程方向。