轮南油田TI油组整体调驱效果分析

陈小凯 青 春 曾双红

1.中国石油辽河油田公司钻采工艺研究院， 辽宁 盘锦 124010; 2.中国石油塔里木油田公司油气工程研究院， 新疆 库尔勒 841000； 3.中国石油西南油气田公司通信与信息技术支持中心， 四川 成都 610051

0 前言

1 轮南油田中、东部调驱效果对比

1.1 总体情况

表1轮南油田中、东部整体调驱效果对比

分类评价指标中部五井组调驱东部四井组调驱措施前措施后措施前措施后水井平均注水压力/MPa12.5247.019.8平均视吸水指数/(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)试井资料LN 2-3-3、LN 204、LN 2-1-18改善LN 2-1-2、LN 210改善油井井组增油量递减增油14 296×104 t,绝对增油4 904 t递减增油25 754 t,绝对增油13 726 t单井见效率25 %100 %

1.2 井组动态变化

从图1轮南油田2井区东部和中部两批次调驱前后油水井动态变化可以看出,虽然中部井组调驱后注水压力、视吸水指数、压降曲线、PI、FD值等呈现向好的变化,但措施没有达到增油降水的目的。因此,分析该区块两批次整体调驱措施前后增油降水效果差异,指导下步调驱方案设计,是未来调驱工作的重点方向。

a)东部调驱前后

b)中部调驱前后

2 轮南油田中、东部调驱效果差异性分析

在系统分析轮南油田2井区TI油组静态地质资料、动态注水受效状态的基础上,从油层物性、优势通道、受效状况、注采层位对应关系、转注时间、地层亏空、剩余油分布、粒径大小、药剂用量等9个方面来分析调驱效果差异性较大的原因。

2.1 油层物性

轮南油田中、东部储层物性对比见表2,从轮南油田2井区TI油组TI 2和TI 3储层平均渗透率以及变异系数、级差、突进系数等反映储层非均质性参数分析可以看出,东部油层相对中部油层储层物性好,非均质性弱,水驱前缘推进均匀,因此,调驱后水驱波及系数大,增油降水效果较好。

表2轮南油田中、东部储层物性对比

小层中部东部平均渗透率/10-3 μm2变异系数级差突进系数平均渗透率/10-3 μm2变异系数级差突进系数TI 2107.02.569.66.2119.51.41033.4TI 3236.41.5122.46.3389.51.370.83.7合计204.41.6155.97.2297.11.0364.74.8

2.2 优势通道发育情况

从表3轮南2井区TI油组中、东部示踪剂推进速度来看,东部示踪剂平均推进速度达5.5 m/d,相对于中部示踪剂平均推进速度3.91 m/d快,说明东部优势通道较中部发育,导致注水受效状况更好。胜利孤岛油田不同开发时期储层物性参数变化规律表明,随着油田开发时间的延长,注水区块从低含水开发期到特高含水期的过程中,孔隙度和渗透率逐渐变大,优势通道随之不断发育,注水受效状况更加明显。

2.3 注水受效状况

轮南2井区TI油组东西部油井受效情况见表4,从表4可见,轮南油田2井区TI油组在平面上总共有18个注采井组,分别对中、东部两块分析注采对应关系可以发现:东部井组较集中,双向及多向受效油井比例高,单向受效油井比例低,而中部调驱井较分散,井距大,双向及多向受效油井比例低,单向受效油井比例高;中部井区断层发育,注采效果受断层影响较大;相同注入井数条件下,东部能形成相对独立的封闭区,有利于发挥整体调驱的效果。

表3轮南2井区TI油组中东部示踪剂推进速度

井号中部年份速度/(m·d-1)井号东部年份速度/(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轮南2井区TI油组东西部油井受效统计表单位:口

2.4 注采层位对应关系

图2 LN 2-1-3井调驱前后相对吸水量对比图

2.5 剩余油分布

表5为轮南2井区TI油组中、东部剩余油分布状况,从表5可知,轮南2井区TI油组的剩余油主要分布于TI 2及TI 3顶部,TI 2剩余油比较连片分布,TI 3剩余可采油储量也很大,达104×104t。东部可采储量、累产油、剩余储量方面均较中部高,物质基础好,从调剖井组目前地质储量丰度图来看,东部剩余油更富集。

表5中、东部可采储量、剩余油分布情况

区块可采储量/104 t累计产量/104 t采出程度/(%)剩余储量/104 t中部46321045253东部53024446286

2.6 地层亏空

通道情况下,水流通道实际上也是油流通道,而且区块以往未开展过调驱试验,调驱潜力巨大。由于东部调驱井施工前平均注水时间和平均累计注水量分别为 3 202 d 和75.5×104m3,中部调驱井施工前平均注水时间和平均累计注水量分别为2 884 d和35.7×104m3,中部水井投注时间普遍较短,且累计注水量少,因此中部水井受注水冲刷影响较小,高渗通道不发育,影响调驱效果,见表6。从表7中、东部地层亏空情况来看,东部地层亏空较大,特别是TI 3小层亏空达129.71×104m3,中部注采基本平衡,整体不存在地层亏空,导致中部调驱过程中药剂注入难度大,升压速度快,压力不易控制,影响调驱施工效果。

表6轮南2TI油组中、东部调驱井注水情况对比

区块井号施工前注水时间/d累计注水量/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东部LN 2-1-21 98034.9LN 2-1-35 20084.6LN 2104 290135.2LN 2-3-H 61 34047.5

表7中、东部地层亏空情况单位:104m3

2.7 粒径大小

Barkman J H、李克华、雷光伦等人[18-20]通过对注入水中的颗粒对地层的伤害性研究,发现了颗粒与地层孔喉匹配性的关系:当聚合物微球粒径与岩芯孔喉直径比值在0.33～1.50时,聚合物微球在保证注入性的同时,可以在岩芯中形成稳定的封堵。轮南油田注水区高渗层密闭取芯压汞法毛管压力曲线检测出的孔隙分布显示,注水区高渗层渗透率起主要作用的平均孔喉半径为10～25 μm,见图3。

图3 孔隙分布图(压汞法毛管压力)

高温微球粒度分布检测情况见图4-a),结果表明粒径主要范围10～100 μm,平均粒径20 μm,粒径分布呈正态分布。图4-b)实验显示在轮南油田模拟地层水中 1 min 膨胀7倍,并很快达到8倍时平衡,根据Barkman J H研究理论,膨胀后的微球粒径与孔喉直径之比为16～6.4倍,远远大于该匹配范围,因此,所选颗粒粒径尺寸并不适合轮南调驱油藏条件。

a)高温微球粒径分布图

b)高温微球在轮南油田模拟地层水膨胀倍数图4 高温微球粒径与膨胀情况

和轮南油田东部井组整体调驱相比,中部调驱井组调驱前注水时间短,地层未经过长期注水冲刷,孔喉尺寸相对较小,在调驱微球粒径与地层孔喉匹配性差的情况下,调驱剂更难注入,调驱剂在井筒附近堆积,没有达到地层深部调驱的效果;而且东部四口井皆经过多轮酸化,近井地带渗滤面较大,远井储层物性较以往好,调驱剂注入相对容易,有利于调驱施工。

2.8 药剂用量

轮南中、东部调驱剂所用药剂组分均为聚合物微球和冻胶,主体段塞基本相同,微球粒径从小到大,最后采用冻胶封口。东部调驱井组累注量比中部调驱井组所用剂量大得多,中、东部调驱井调驱剂用量情况见表8,相对于地层亏空体积来说,东部调驱在填补地层亏空132.26×104m3情况下,调驱剂用量比中部大得多,以保证调驱剂向地层深部调驱,因此,东部调驱半径相对中部大得多,调驱效果更好。

表8中、东部调驱井调驱剂用量情况对比表

单位:104 m3

3 结论

1)客观上应在油层厚度大、物性好、连通性强、非均质性弱、亏空大的剩余油相对富集区域选调驱井,有利于实现调驱药剂的顺利注入和深部液流转向的目的。

2)主观上应选取独立封闭的区块进行井组整体调驱,优选多向或双向受效井多的区域或井组,同时优选注水压力低、注采层位对应关系好的注水井。

3)优化设计调驱剂粒径保证其与地层孔喉具有良好的匹配性,设计科学合理、经济可行的药剂用量,扩大调驱半径,实现地层深部调驱,最大限度启动低渗层,达到控水增油的目的。