輪南油田TI油組整體調(diào)驅(qū)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(shù)支持中心， 四川 成都 610051

0 前言

1 輪南油田中、東部調(diào)驅(qū)效果對比

1.1 總體情況

表1輪南油田中、東部整體調(diào)驅(qū)效果對比

分類評價指標(biāo)中部五井組調(diào)驅(qū)東部四井組調(diào)驅(qū)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(diào)驅(qū)前后油水井動態(tài)變化可以看出,雖然中部井組調(diào)驅(qū)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(diào)驅(qū)措施前后增油降水效果差異,指導(dǎo)下步調(diào)驅(qū)方案設(shè)計,是未來調(diào)驅(qū)工作的重點方向。

a)東部調(diào)驅(qū)前后

b)中部調(diào)驅(qū)前后

2 輪南油田中、東部調(diào)驅(qū)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(zhì)資料、動態(tài)注水受效狀態(tài)的基礎(chǔ)上,從油層物性、優(yōu)勢通道、受效狀況、注采層位對應(yīng)關(guān)系、轉(zhuǎn)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(diào)驅(qū)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(zhì)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(zhì)性弱,水驅(qū)前緣推進均勻,因此,調(diào)驅(qū)后水驅(qū)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(dǎo)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(yīng)關(guān)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(diào)驅(qū)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?dāng)?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(diào)驅(qū)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(yīng)關(guān)系

圖2 LN 2-1-3井調(diào)驅(qū)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(chǎn)油、剩余儲量方面均較中部高,物質(zhì)基礎(chǔ)好,從調(diào)剖井組目前地質(zhì)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(chǎn)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(diào)驅(qū)試驗,調(diào)驅(qū)潛力巨大。由于東部調(diào)驅(qū)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(diào)驅(qū)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(diào)驅(qū)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(dǎo)致中部調(diào)驅(qū)過程中藥劑注入難度大,升壓速度快,壓力不易控制,影響調(diào)驅(qū)施工效果。

表6輪南2TI油組中、東部調(diào)驅(qū)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(guān)系:當(dāng)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(jié)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(diào)驅(qū)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(diào)驅(qū)相比,中部調(diào)驅(qū)井組調(diào)驅(qū)前注水時間短,地層未經(jīng)過長期注水沖刷,孔喉尺寸相對較小,在調(diào)驅(qū)微球粒徑與地層孔喉匹配性差的情況下,調(diào)驅(qū)劑更難注入,調(diào)驅(qū)劑在井筒附近堆積,沒有達到地層深部調(diào)驅(qū)的效果;而且東部四口井皆經(jīng)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(diào)驅(qū)劑注入相對容易,有利于調(diào)驅(qū)施工。

2.8 藥劑用量

輪南中、東部調(diào)驅(qū)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(diào)驅(qū)井組累注量比中部調(diào)驅(qū)井組所用劑量大得多,中、東部調(diào)驅(qū)井調(diào)驅(qū)劑用量情況見表8,相對于地層虧空體積來說,東部調(diào)驅(qū)在填補地層虧空132.26×104m3情況下,調(diào)驅(qū)劑用量比中部大得多,以保證調(diào)驅(qū)劑向地層深部調(diào)驅(qū),因此,東部調(diào)驅(qū)半徑相對中部大得多,調(diào)驅(qū)效果更好。

表8中、東部調(diào)驅(qū)井調(diào)驅(qū)劑用量情況對比表

單位:104 m3

3 結(jié)論

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

2)主觀上應(yīng)選取獨立封閉的區(qū)塊進行井組整體調(diào)驅(qū),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(yīng)關(guān)系好的注水井。

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