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    小井距高濃度聚驅(qū)后現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果評(píng)價(jià)研究

    2016-09-02 03:21:55胡良峰
    關(guān)鍵詞:流度小井聚驅(qū)

    胡良峰

    (中石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院,黑龍江 大慶 163712)

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    小井距高濃度聚驅(qū)后現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果評(píng)價(jià)研究

    胡良峰

    (中石油大慶油田有限責(zé)任公司勘探開發(fā)研究院,黑龍江 大慶 163712)

    聚驅(qū)后剩余油分布零散,挖潛難度大,開采成本高,是目前三次采油技術(shù)在油田開發(fā)上面臨的一個(gè)重要課題。從技術(shù)上對(duì)聚驅(qū)后小井距高濃度聚驅(qū)的適用性進(jìn)行研究,認(rèn)為井網(wǎng)加密是聚驅(qū)后取得較好開發(fā)效果的前提,合理的流度控制與注采平衡是聚驅(qū)后取得好效果的重要條件。利用內(nèi)部收益率和投資回收期這兩項(xiàng)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)指標(biāo)對(duì)聚驅(qū)后小井距高濃度聚驅(qū)在經(jīng)濟(jì)上的可行性進(jìn)行評(píng)價(jià)研究.研究表明:聚驅(qū)后小井距高濃度聚驅(qū)無論在技術(shù)上還是在經(jīng)濟(jì)效益上均具有較強(qiáng)的適用性,可作為聚驅(qū)后油田開發(fā)上的一種有效的手段。

    井網(wǎng)加密;流度比;內(nèi)部收益率;投資回收期

    1 試驗(yàn)區(qū)概況

    試驗(yàn)區(qū)位于大慶油田北東塊喇11-28井區(qū),試驗(yàn)層位葡Ⅰ1-2層,面積0.67km2,地質(zhì)儲(chǔ)量139.8×104t,孔隙體積236.6×104m3,砂巖厚度17.6m,有效厚度13.4m,有效滲透率0.424D。在充分利用原葡Ⅰ1-2油層聚驅(qū)井網(wǎng)基礎(chǔ)上,將原212m五點(diǎn)法面積井網(wǎng)調(diào)整為106m五點(diǎn)法面積井網(wǎng),試驗(yàn)區(qū)總井?dāng)?shù)61口,其中注入井25口,采油井36口。

    試驗(yàn)區(qū)于1996年7月開始注聚,2000年11月全部轉(zhuǎn)入后續(xù)水驅(qū)。常規(guī)聚驅(qū)階段平均注入速度0.15PV/a,注入質(zhì)量濃度998mg/L,注入油層孔隙體積0.67PV,聚合物用量為669PV·mg/L,聚驅(qū)累計(jì)增油20.58×104t,提高采收率12.36個(gè)百分點(diǎn),區(qū)塊葡Ⅰ1-2層采出程度為53.5%。2010年10月試驗(yàn)區(qū)油水井陸續(xù)投產(chǎn),其中新鉆井51口(注入井15口,采油井36口),原注聚井利用投注8口,油井轉(zhuǎn)水井投注2口。試驗(yàn)區(qū)空白水驅(qū)階段平均注入壓力8.1MPa,注清水29.2×104m3,注入油層孔隙體積0.14PV。

    2 方案設(shè)計(jì)

    室內(nèi)研究表明聚驅(qū)后的高濃度聚驅(qū)能進(jìn)一步提高采收率[1]。聚驅(qū)后滯留在油層中的聚合物溶液黏度比原油還高,要進(jìn)一步提高采收率,注入體系要比滯留聚合物溶液具有較低的流度比,才能起到擴(kuò)大波及體積的作用[2]。結(jié)合室內(nèi)試驗(yàn)的研究成果,完成了小井距高濃度聚驅(qū)試驗(yàn)方案設(shè)計(jì)。試驗(yàn)方案:聚合物注入質(zhì)量濃度為3500mg/L,聚合物段塞為0.5PV;注入2500萬分子量聚合物,注入質(zhì)量濃度3500mg/L,注入速度0.2PV/a,注入油層孔隙體積0.5PV,聚合物用量1750PV·mg/L。預(yù)計(jì)提高采收率8個(gè)百分點(diǎn)以上。

    3 試驗(yàn)進(jìn)展及效果評(píng)價(jià)

    3.1試驗(yàn)進(jìn)展

    2015年9月平均注入壓力12.6MPa,比空白水驅(qū)高4.5MPa,與常規(guī)聚驅(qū)階段壓力升幅相近;視吸水指數(shù)3.1m3/(d·MPa),與空白水驅(qū)相比下降了55.1%,與常規(guī)聚驅(qū)階段降幅相近。注采壓差逐步增大,由水驅(qū)階段的13.1MPa增加到目前的17.8MPa增加了4.7MPa。井間壓力梯度由212m的0.07MPa/m增加到106m的0.17MPa/m,提高2.43倍。油層有效厚度動(dòng)用比例為87.0%,比空白水驅(qū)高12.8個(gè)百分點(diǎn),與一次聚驅(qū)相當(dāng),見效井采出液中氯離子含量明顯升高,增加了新的出油部位。試驗(yàn)區(qū)注入高濃度聚合物0.095PV后油井開始見效。2015年9月中心區(qū)16口采油井平均日產(chǎn)液650t,日產(chǎn)油39t,綜合含水率95.0%,采聚質(zhì)量濃度675mg/L。與注入高質(zhì)量濃度聚合物溶液前相比,日增油24t,含水下降6.0個(gè)百分點(diǎn)。

    3.2效果評(píng)價(jià)

    3.2.1井網(wǎng)加密是聚驅(qū)后取得較好開發(fā)效果的前提

    為了研究井網(wǎng)加密對(duì)聚驅(qū)后開發(fā)效果的影響,利用數(shù)值模擬來模擬北東塊喇11-28井區(qū)3種不同布井方式的開發(fā)效果。3種布井方式是:①井網(wǎng)抽稀形成大五點(diǎn)井網(wǎng);②利用其他井網(wǎng)轉(zhuǎn)成反九點(diǎn)井網(wǎng);③井網(wǎng)加密形成小五點(diǎn)井網(wǎng)。數(shù)值模擬3種不同布井方式的采收率提高值:井網(wǎng)加密形成小五點(diǎn)井網(wǎng)>利用其他井網(wǎng)轉(zhuǎn)成反九點(diǎn)井網(wǎng)>井網(wǎng)抽稀形成大五點(diǎn)井網(wǎng),且井網(wǎng)加密形成小五點(diǎn)井網(wǎng)與利用其他井網(wǎng)轉(zhuǎn)成反九點(diǎn)井網(wǎng)(井網(wǎng)不加密)相比較能多提高采收率1.56個(gè)百分點(diǎn)。由此可見,井網(wǎng)加密能夠在一定程度上有效地動(dòng)用聚驅(qū)后剩余油,進(jìn)一步提高采收率。

    3.2.2合理的流度控制與注采平衡是聚驅(qū)后取得好效果的重要條件

    北東塊試驗(yàn)區(qū)總共有16個(gè)中心井組,其中流度比和注采比合理的12個(gè)中心井組,見到了較好的開發(fā)效果,平均單井含水率下降9.5%,最高增油倍數(shù)5.3。依據(jù)這16個(gè)中心井組的采收率提高值,將這16個(gè)中心井組共分為3類(見表1):Ⅰ類井采收率提高值大于6%;Ⅱ類井采收率提高值介于3%~6%之間;Ⅲ類井采收率提高值小于3%。

    表1 北東塊試驗(yàn)區(qū)中心井組流度比及注采比情況

    圖1?、耦惥首兓€(5口)

    圖2?、蝾惥首兓€(7口)

    圖3?、箢惥首兓€(4口)

    Ⅰ類井流度控制和注采比合理。從沉積相帶圖上看,主產(chǎn)層位于河道邊部,一次聚驅(qū)時(shí)注采連通較差,采出井周圍存在剩余油富集區(qū)。Ⅰ類井含水變化情況見圖1,Ⅰ類井含水變化曲線呈“V”字形,含水率前期隨注入孔隙體積的增加而逐漸降低;當(dāng)含水率下降到最低點(diǎn)時(shí),隨著注入孔隙體積的增加又緩慢上升。當(dāng)注入孔隙體積為0.2PV時(shí),含水率下降幅度最大,達(dá)到10.2個(gè)百分點(diǎn),最大增油倍數(shù)達(dá)到6.6。

    Ⅱ類井流度控制和注采比合理。從沉積相帶圖上看,主產(chǎn)層位于大面積河道,一次聚驅(qū)注采完善,剩余油相對(duì)較少。Ⅱ類井含水率變化情況見圖2,Ⅱ類井含水率變化曲線呈“大波浪”形,整體上含水率變化幅度不大。含水率最大下降幅度達(dá)到4.6個(gè)百分點(diǎn),最大增油倍數(shù)達(dá)到2.7。

    Ⅲ類井流度控制不合理、注采不均衡。Ⅲ類井含水率變化情況見圖3,Ⅲ類井含水率變化曲線呈“小波浪”形,整體上含水率變化幅度非常小,含水率趨于穩(wěn)定。含水率最大下降幅度只有2.0個(gè)百分點(diǎn),最大增油倍數(shù)只有0.6。

    綜合以上分析可以看出,合理的流度控制和注采關(guān)系的平衡能夠有效地動(dòng)用剩余油,是聚驅(qū)后取得好效果的重要條件[3]。

    4 經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)

    截至2015年8月,北東塊小井距高濃度聚驅(qū)后試驗(yàn)區(qū)中心區(qū)增油4.85×104t,階段提高采收率6.2個(gè)百分點(diǎn);目前含水率96.8%,按年含水率上升1.0個(gè)百分點(diǎn)預(yù)測(cè),含水率達(dá)98.5%時(shí)可提高采收率8.05個(gè)百分點(diǎn)。為了更好地對(duì)北東塊聚驅(qū)后小井距高濃度聚驅(qū)試驗(yàn)區(qū)進(jìn)行經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià),引入了內(nèi)部收益率(IRR)和投資回收期(Pt)這兩項(xiàng)經(jīng)濟(jì)評(píng)價(jià)指標(biāo)[4]。經(jīng)過計(jì)算,北東塊聚驅(qū)后小井距高濃度聚驅(qū)內(nèi)部收益率為13.7%,其盈利能力已滿足最低要求,在經(jīng)濟(jì)上是可行的;投資回收期只有3.91年,而行業(yè)的基準(zhǔn)投資回收期通過計(jì)算為5.68年,投資回收期小于行業(yè)的基準(zhǔn)投資回收期。

    5 結(jié)論

    1)井網(wǎng)加密是聚驅(qū)后取得較好開發(fā)效果的前提。井網(wǎng)加密形成小五點(diǎn)井網(wǎng)與利用其他井網(wǎng)轉(zhuǎn)成反九點(diǎn)井網(wǎng)(井網(wǎng)不加密)相比較能多提高采收率1.56個(gè)百分點(diǎn)。

    2)合理的流度控制與注采平衡是聚驅(qū)后取得好效果的重要條件。北東塊試驗(yàn)區(qū)共有16個(gè)中心井組,其中流度比和注采比合理的12個(gè)中心井組,見到了較好的開發(fā)效果,平均單井含水率下降9.5%,最高增油倍數(shù)5.3。

    3)北東塊試驗(yàn)區(qū)聚驅(qū)后小井距高濃度聚驅(qū)試驗(yàn)區(qū)的內(nèi)部收益率13.7%,投資回收期3.91年,小井距高濃度聚驅(qū)能夠獲得較好的經(jīng)濟(jì)效益 。

    [1]李潔.大慶油田葡Ⅰ組聚驅(qū)后剩余油分布規(guī)律研究[D].北京:北京大學(xué),2003.

    [2]韓培慧,趙群,穆爽書,等.聚合物驅(qū)后進(jìn)一步提高采收率途徑的研究[J].大慶石油地質(zhì)與開發(fā),2006,25(5):81~84.

    [3] 于洪文.大慶油田北部地區(qū)剩余油分布研究[J].石油學(xué)報(bào),1993,14(1):72~80.

    [4] 張繼成,李朦,穆文志,等.聚合物驅(qū)后宏觀和微觀剩余油分布規(guī)律[J].齊齊哈爾大學(xué)學(xué)報(bào),2008,24(1):31~35.

    [5] 楊二龍,宋考平,張勇,等.應(yīng)用改進(jìn)的POLYMER軟件研究聚合物驅(qū)后剩余油分布[J].石油鉆采工藝,2006,28(5):38~41.

    [編輯]黃鸝

    2016-02-23

    胡良峰(1986-),男,助理工程師,從事聚驅(qū)后進(jìn)一步提高采收率工作,hlf86611@126.com。

    TE34

    A

    1673-1409(2016)14-0059-04

    [引著格式]胡良峰.小井距高濃度聚驅(qū)后現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)效果評(píng)價(jià)研究[J].長(zhǎng)江大學(xué)學(xué)報(bào)(自科版),2016,13(14):59~62.

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