輪南油田TI油組整體調驅效果分析

陳小凱 青 春 曾雙紅

1.中國石油遼河油田公司鉆采工藝研究院， 遼寧 盤錦 124010; 2.中國石油塔里木油田公司油氣工程研究院， 新疆 庫爾勒 841000； 3.中國石油西南油氣田公司通信與信息技術支持中心， 四川 成都 610051

0 前言

1 輪南油田中、東部調驅效果對比

1.1 總體情況

表1輪南油田中、東部整體調驅效果對比

分類評價指標中部五井組調驅東部四井組調驅措施前措施后措施前措施后水井平均注水壓力/MPa12.5247.019.8平均視吸水指數(shù)/(m3·(d·MPa)-1)12.84.819.86.6平均PI、FD值7.29/0.4718.2/0.754.6/0.311.7/0.6吸水剖面LN 2-33-4、LN 2-1-18改善改善(LN 2-1-2)試井資料LN 2-3-3、LN 204、LN 2-1-18改善LN 2-1-2、LN 210改善油井井組增油量遞減增油14 296×104 t,絕對增油4 904 t遞減增油25 754 t,絕對增油13 726 t單井見效率25 %100 %

1.2 井組動態(tài)變化

從圖1輪南油田2井區(qū)東部和中部兩批次調驅前后油水井動態(tài)變化可以看出,雖然中部井組調驅后注水壓力、視吸水指數(shù)、壓降曲線、PI、FD值等呈現(xiàn)向好的變化,但措施沒有達到增油降水的目的。因此,分析該區(qū)塊兩批次整體調驅措施前后增油降水效果差異,指導下步調驅方案設計,是未來調驅工作的重點方向。

a)東部調驅前后

b)中部調驅前后

2 輪南油田中、東部調驅效果差異性分析

在系統(tǒng)分析輪南油田2井區(qū)TI油組靜態(tài)地質資料、動態(tài)注水受效狀態(tài)的基礎上,從油層物性、優(yōu)勢通道、受效狀況、注采層位對應關系、轉注時間、地層虧空、剩余油分布、粒徑大小、藥劑用量等9個方面來分析調驅效果差異性較大的原因。

2.1 油層物性

輪南油田中、東部儲層物性對比見表2,從輪南油田2井區(qū)TI油組TI 2和TI 3儲層平均滲透率以及變異系數(shù)、級差、突進系數(shù)等反映儲層非均質性參數(shù)分析可以看出,東部油層相對中部油層儲層物性好,非均質性弱,水驅前緣推進均勻,因此,調驅后水驅波及系數(shù)大,增油降水效果較好。

表2輪南油田中、東部儲層物性對比

小層中部東部平均滲透率/10-3 μm2變異系數(shù)級差突進系數(shù)平均滲透率/10-3 μm2變異系數(shù)級差突進系數(shù)TI 2107.02.569.66.2119.51.41033.4TI 3236.41.5122.46.3389.51.370.83.7合計204.41.6155.97.2297.11.0364.74.8

2.2 優(yōu)勢通道發(fā)育情況

從表3輪南2井區(qū)TI油組中、東部示蹤劑推進速度來看,東部示蹤劑平均推進速度達5.5 m/d,相對于中部示蹤劑平均推進速度3.91 m/d快,說明東部優(yōu)勢通道較中部發(fā)育,導致注水受效狀況更好。勝利孤島油田不同開發(fā)時期儲層物性參數(shù)變化規(guī)律表明,隨著油田開發(fā)時間的延長,注水區(qū)塊從低含水開發(fā)期到特高含水期的過程中,孔隙度和滲透率逐漸變大,優(yōu)勢通道隨之不斷發(fā)育,注水受效狀況更加明顯。

2.3 注水受效狀況

輪南2井區(qū)TI油組東西部油井受效情況見表4,從表4可見,輪南油田2井區(qū)TI油組在平面上總共有18個注采井組,分別對中、東部兩塊分析注采對應關系可以發(fā)現(xiàn):東部井組較集中,雙向及多向受效油井比例高,單向受效油井比例低,而中部調驅井較分散,井距大,雙向及多向受效油井比例低,單向受效油井比例高;中部井區(qū)斷層發(fā)育,注采效果受斷層影響較大;相同注入井數(shù)條件下,東部能形成相對獨立的封閉區(qū),有利于發(fā)揮整體調驅的效果。

表3輪南2井區(qū)TI油組中東部示蹤劑推進速度

井號中部年份速度/(m·d-1)井號東部年份速度/(m·d-1)LN 2-1-1820085.26LN 2-1-220084.79LN 20420095.43LN 2-1-320106.57LN 2-3-120133.53LN 2-3-H 620106.47LN 2-33-420133.10LN 2-3-H 620115.23LN 2-3-320132.23LN 21020114.46

表4輪南2井區(qū)TI油組東西部油井受效統(tǒng)計表單位:口

2.4 注采層位對應關系

圖2 LN 2-1-3井調驅前后相對吸水量對比圖

2.5 剩余油分布

表5為輪南2井區(qū)TI油組中、東部剩余油分布狀況,從表5可知,輪南2井區(qū)TI油組的剩余油主要分布于TI 2及TI 3頂部,TI 2剩余油比較連片分布,TI 3剩余可采油儲量也很大,達104×104t。東部可采儲量、累產油、剩余儲量方面均較中部高,物質基礎好,從調剖井組目前地質儲量豐度圖來看,東部剩余油更富集。

表5中、東部可采儲量、剩余油分布情況

區(qū)塊可采儲量/104 t累計產量/104 t采出程度/(%)剩余儲量/104 t中部46321045253東部53024446286

2.6 地層虧空

通道情況下,水流通道實際上也是油流通道,而且區(qū)塊以往未開展過調驅試驗,調驅潛力巨大。由于東部調驅井施工前平均注水時間和平均累計注水量分別為 3 202 d 和75.5×104m3,中部調驅井施工前平均注水時間和平均累計注水量分別為2 884 d和35.7×104m3,中部水井投注時間普遍較短,且累計注水量少,因此中部水井受注水沖刷影響較小,高滲通道不發(fā)育,影響調驅效果,見表6。從表7中、東部地層虧空情況來看,東部地層虧空較大,特別是TI 3小層虧空達129.71×104m3,中部注采基本平衡,整體不存在地層虧空,導致中部調驅過程中藥劑注入難度大,升壓速度快,壓力不易控制,影響調驅施工效果。

表6輪南2TI油組中、東部調驅井注水情況對比

區(qū)塊井號施工前注水時間/d累計注水量/104 t中部LN 2-3-19104.5LN 2-3-382016.5LN 2044 02963.180 2LN 2-33-46938.331 2LN 2-1-187 96685.970 6東部LN 2-1-21 98034.9LN 2-1-35 20084.6LN 2104 290135.2LN 2-3-H 61 34047.5

表7中、東部地層虧空情況單位:104m3

2.7 粒徑大小

Barkman J H、李克華、雷光倫等人[18-20]通過對注入水中的顆粒對地層的傷害性研究,發(fā)現(xiàn)了顆粒與地層孔喉匹配性的關系:當聚合物微球粒徑與巖芯孔喉直徑比值在0.33～1.50時,聚合物微球在保證注入性的同時,可以在巖芯中形成穩(wěn)定的封堵。輪南油田注水區(qū)高滲層密閉取芯壓汞法毛管壓力曲線檢測出的孔隙分布顯示,注水區(qū)高滲層滲透率起主要作用的平均孔喉半徑為10～25 μm,見圖3。

圖3 孔隙分布圖(壓汞法毛管壓力)

高溫微球粒度分布檢測情況見圖4-a),結果表明粒徑主要范圍10～100 μm,平均粒徑20 μm,粒徑分布呈正態(tài)分布。圖4-b)實驗顯示在輪南油田模擬地層水中 1 min 膨脹7倍,并很快達到8倍時平衡,根據(jù)Barkman J H研究理論,膨脹后的微球粒徑與孔喉直徑之比為16～6.4倍,遠遠大于該匹配范圍,因此,所選顆粒粒徑尺寸并不適合輪南調驅油藏條件。

a)高溫微球粒徑分布圖

b)高溫微球在輪南油田模擬地層水膨脹倍數(shù)圖4 高溫微球粒徑與膨脹情況

和輪南油田東部井組整體調驅相比,中部調驅井組調驅前注水時間短,地層未經過長期注水沖刷,孔喉尺寸相對較小,在調驅微球粒徑與地層孔喉匹配性差的情況下,調驅劑更難注入,調驅劑在井筒附近堆積,沒有達到地層深部調驅的效果;而且東部四口井皆經過多輪酸化,近井地帶滲濾面較大,遠井儲層物性較以往好,調驅劑注入相對容易,有利于調驅施工。

2.8 藥劑用量

輪南中、東部調驅劑所用藥劑組分均為聚合物微球和凍膠,主體段塞基本相同,微球粒徑從小到大,最后采用凍膠封口。東部調驅井組累注量比中部調驅井組所用劑量大得多,中、東部調驅井調驅劑用量情況見表8,相對于地層虧空體積來說,東部調驅在填補地層虧空132.26×104m3情況下,調驅劑用量比中部大得多,以保證調驅劑向地層深部調驅,因此,東部調驅半徑相對中部大得多,調驅效果更好。

表8中、東部調驅井調驅劑用量情況對比表

單位:104 m3

3 結論

1)客觀上應在油層厚度大、物性好、連通性強、非均質性弱、虧空大的剩余油相對富集區(qū)域選調驅井,有利于實現(xiàn)調驅藥劑的順利注入和深部液流轉向的目的。

2)主觀上應選取獨立封閉的區(qū)塊進行井組整體調驅,優(yōu)選多向或雙向受效井多的區(qū)域或井組,同時優(yōu)選注水壓力低、注采層位對應關系好的注水井。

3)優(yōu)化設計調驅劑粒徑保證其與地層孔喉具有良好的匹配性,設計科學合理、經濟可行的藥劑用量,擴大調驅半徑,實現(xiàn)地層深部調驅,最大限度啟動低滲層,達到控水增油的目的。