大慶薩南油田南六區(qū)三元復(fù)合驅(qū)見效特征及影響因素分析

孔憲政 (中石油大慶油田有限責(zé)任公司第二采油廠,黑龍江大慶 163414)

大慶薩南油田南六區(qū)三元復(fù)合驅(qū)見效特征及影響因素分析

孔憲政 (中石油大慶油田有限責(zé)任公司第二采油廠,黑龍江大慶 163414)

根據(jù)大慶薩南油田南六區(qū)實(shí)際開發(fā)狀況,分析了該區(qū)塊三元復(fù)合驅(qū)見效特征,包括視吸水能力下降幅度大、三元復(fù)合驅(qū)產(chǎn)液能力下降幅度大、中心井區(qū)增油降水效果明顯但各站見效差異較大,詳細(xì)闡述了三元復(fù)合驅(qū)見效影響因素,即空白水驅(qū)階段、表面活性劑、連通狀況和層間非均質(zhì)性,上述研究結(jié)論可以為今后進(jìn)一步開發(fā)該區(qū)塊提供重要參考。

薩南油田;三元復(fù)合驅(qū);見效特征;影響因素

目前,大慶薩南油田南六區(qū)三元復(fù)合驅(qū)仍處于三元主段塞階段,雖然采出井含水開始回升,但開發(fā)情況效果未達(dá)到預(yù)期效果。為此,筆者對三元復(fù)合驅(qū)見效特征及影響因素進(jìn)行分析,以便為該區(qū)塊的開發(fā)提供參考。

1 南六區(qū)三元復(fù)合驅(qū)見效特征

大慶薩南油田南六區(qū)三元復(fù)合驅(qū)于2006年投產(chǎn),經(jīng)過26個月的空白水驅(qū),2008年11月開始注入聚合物前置段塞,2009年3月開始陸續(xù)注入三元主段塞,目前已注入孔隙體積0.3728PV。采出井在平面上見效差異比較大,見效程度好的采出井主要集中在中間井排地區(qū),而注水井排地區(qū)和油層發(fā)育較差的井區(qū)采出井見效比較差。

1.1 視吸水能力下降幅度大

該區(qū)塊于2008年11月進(jìn)入前置聚合物段塞后,注入壓力上升較快,目前注入壓力達(dá)到12.92MPa,與注聚前對比上升了6.59MPa,允注壓差小于0.5MPa的注入井已經(jīng)達(dá)到78口,54口井注入困難,其中27口井已經(jīng)進(jìn)行過壓裂改造。視吸水指數(shù)變化與注入壓力變化同步,目前下降到0.58m3/(d·MPa·m),降幅達(dá)到56.1%,其中前置段塞階段視吸水指數(shù)月均下降0.086m3/(d·MPa·m),主段塞階段月均下降0.017m3/(d·MPa·m)。

1.2 產(chǎn)液能力下降幅度大

三元復(fù)合驅(qū)注入初期,由于驅(qū)替相的黏度增加,采出井的產(chǎn)液能力逐步下降。注聚前采液強(qiáng)度9.30t/(d·m),主段塞初期采液強(qiáng)度保持在8～9t/(d·m),2009年8月采出井見效井?dāng)?shù)開始增多,產(chǎn)液能力下降,綜合含水下降。由于藥劑不足,從2009年12月開始改注0.062PV聚合物,5個月后,注入井注入能力大幅度下降,同時采出井產(chǎn)液強(qiáng)度大幅度下降,目前采液強(qiáng)度下降到6.47t/(d·m)。

1.3 中心井區(qū)增油降水效果明顯但各站見效差異較大

大慶薩南油田南六區(qū)三元復(fù)合驅(qū)平面矛盾較突出,各采油站油層條件、注入狀況都有較大差異,因此見效程度存在明顯不同。該區(qū)塊中心井區(qū)含水最低值為84.98%,最大降幅12.03%。其中,西部1號站含水最低值為88.33%,最大降幅8.5%;西部2號站含水最低值為83.66%,最大降幅13.02%;東部1號站含水最低值為80.38%,最大降幅17.01%;東部2號站含水最低值為83.52%,最大降幅13.76%。從含水降幅看,東部1號站見效程度最好,西部1號站見效程度最差。

2 三元復(fù)合驅(qū)見效影響因素

2.1 空白水驅(qū)階段

大慶薩南油田南六區(qū)三元復(fù)合驅(qū)于2006年8月份投產(chǎn),空白水驅(qū)階段長達(dá)26個月,共注入孔隙體積0.469PV,階段采出程度達(dá)到3.03%。與大慶薩南油田南五區(qū)相比,該區(qū)塊空白水驅(qū)階段多注入孔隙體積0.356PV,階段采出程度高出2.05%?？瞻姿?qū)結(jié)束后,南六區(qū)綜合含水97.20%,較南五區(qū)高出1.72%,綜合含水在95%以上的高含水井比例達(dá)到91.08%,比南五區(qū)高出30.55%。從采出井見效程度看,注聚前含水較低的采出井見效狀況好,對區(qū)塊整體的見效程度貢獻(xiàn)較高。

2.2 表面活性劑

三元復(fù)合體系通過降低界面張力,進(jìn)而使毛細(xì)管力、內(nèi)聚力和黏附力降低,油滴變形后通過孔隙喉道時阻力減小,這樣在親水巖石中處于高度分散狀態(tài)的殘余油就會被驅(qū)替出來,形成流動油,進(jìn)而被驅(qū)出[1]。研究表明,界面張力降低到10-3m N/m數(shù)量級時能取得良好驅(qū)油效果,因而要求表面活性劑具有較高的界面活性和較強(qiáng)的穩(wěn)定性[2]。南六區(qū)三元復(fù)合驅(qū)三元主段塞方案中使用的表面活性劑成份與南五區(qū)三元相同,濃度由0.3%減少到0.2% (見圖1)。從圖1可以看出,當(dāng)表面活性劑質(zhì)量分?jǐn)?shù)為0.2%時,雖然可以達(dá)到10-3m N/m的超低界面張力,但是其穩(wěn)定時間較短,影響采出井見效程度和區(qū)塊開發(fā)效果。

2.3 連通狀況和層間非均質(zhì)性

大慶薩南油田南六區(qū)開采目的層位為PⅠ1-4油層,斷層發(fā)育較多,縱向上PⅠ2b、PⅠ2c發(fā)育最好,其他幾個單元發(fā)育較差;平面上西部發(fā)育較好,而東部連通狀況差。受斷層、油層發(fā)育影響,該區(qū)塊砂體控制程度低,多向連通采出井比例低,平面上和縱向上表現(xiàn)出很強(qiáng)的非均質(zhì)性。

1)連通狀況 南六區(qū)PⅠ頂構(gòu)造圖上共有12條斷層,工業(yè)化區(qū)塊內(nèi)平面注采完善井?dāng)?shù)較低,邊井35口,占采出井總井?dāng)?shù)的37.2%;斷層邊部注采不完善井27口,占采出井總井?dāng)?shù)的28.7%;完善中心井32口,占采出井總井?dāng)?shù)的34.1%,主要分布在東部2號站地區(qū),油層厚度、滲透率相對較低。受斷層遮擋和油層發(fā)育影響,井間連通狀況差異較大,多向連通比例低。對區(qū)塊各沉積單元不同方向上的聚驅(qū)控制程度進(jìn)行統(tǒng)計分析,發(fā)現(xiàn)南六區(qū)多向連通聚驅(qū)控制程度只有40.2%,較南五區(qū)三元低39.3%。南六區(qū)三元各站間連通狀況差異也較大,其中斷層發(fā)育最多的西部1號站多向連通比例最低,只有27.6%。

2)層間非均質(zhì)性 層間非均質(zhì)性是影響三元復(fù)合驅(qū)驅(qū)油效果的重要因素,非均質(zhì)性的強(qiáng)弱直接影響復(fù)合體系能否在各層間均勻推進(jìn),可以通過滲透率變異系數(shù)Vk來定量描述,Vk值越大,油層的非均質(zhì)性越強(qiáng),一般來說,Vk值小于0.5時為均質(zhì)型[3]。在復(fù)合驅(qū)驅(qū)油過程中,油層越均勻越適合于三元復(fù)合驅(qū)。因為油層越均勻,在相同注入壓力條件下,三元驅(qū)替液進(jìn)入到各小層中的量就越接近,這時復(fù)合體系不需或只需少量聚合物就可以實(shí)現(xiàn)有效的流度控制,使得復(fù)合驅(qū)的驅(qū)油效果與均勻油層接近。下面以南六區(qū)和南五區(qū)開采層位組合為例進(jìn)行對比分析。南五區(qū)三元復(fù)合驅(qū)開采PⅠ1～PⅠ2油層,共5個沉積單元,其層間滲透率變異系數(shù)為0.5,層間均質(zhì)性較好,有利于三元復(fù)合驅(qū)段塞的推進(jìn)。南六區(qū)三元復(fù)合驅(qū)開采PⅠ1～PⅠ4油層,共9個沉積單元,根據(jù)南五區(qū)開采層位設(shè)計方案,若按只開采PⅠ1～PⅠ2油層的5個單元進(jìn)行計算,則南六區(qū)層間滲透率變異系數(shù)為0.52。因為層間非均質(zhì)性較南五區(qū)三元相當(dāng),由相同方法計算得出南六區(qū)實(shí)際開采的9個單元層間滲透率變異系數(shù)為0.59,增加了13.5%。

可見,南六區(qū)三元復(fù)合驅(qū)的層間矛盾突出,復(fù)合體系在驅(qū)替過程中很難均勻推進(jìn),因而在開發(fā)過程中始終保持較高的三元復(fù)合體系的黏度來實(shí)現(xiàn)驅(qū)油體系的有效流度控制。雖然增加三元復(fù)合體系黏度可以擴(kuò)大波及體積,促使注入體系進(jìn)入各小層的量趨同,但實(shí)際操作的難度較大,導(dǎo)致注入井注入能力下降幅度大,限制了采出井進(jìn)一步見效,從而影響區(qū)塊整體開發(fā)效果。

3 結(jié)語

目前大慶薩南油田南六區(qū)三元復(fù)合驅(qū)仍處于三元主段塞階段,針對該區(qū)塊三元復(fù)合驅(qū)階段見效特征,詳盡闡述了影響區(qū)塊開發(fā)效果的相關(guān)因素,為確保該區(qū)塊的開發(fā)質(zhì)量提供可靠幫助。

[1]廖廣志,楊振宇,劉奕.三元復(fù)合驅(qū)中超低界面張力影響因素研究[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā),2001,20(1):40-42.

[2]沈平平,袁士義,鄧寶榮,等.非均質(zhì)油藏化學(xué)驅(qū)波及效率及驅(qū)替效率的作用[J].石油學(xué)報,2004,25(6):54-59.

[3]唐鋼,李華斌,蘇敏.復(fù)合驅(qū)界面張力與驅(qū)油效率的關(guān)系研究[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā),2005,24(3):81-83.

[編輯] 李啟棟

圖1 三元體系中表面活性劑超低界面張力穩(wěn)定性檢測圖

TE357.5

A

1673-1409(2014)20-0116-02

2014-03-16

孔憲政(1969-),男,碩士,工程師,現(xiàn)主要從事油田開發(fā)方面的研究工作。