东区北二元复合驱注采调整的做法与效果

2023-02-03

东区北二元复合驱根据不同开发阶段开发规律、开发矛盾, 开展分期分类综合治理:先期完善井网、前置段塞强化调剖、主体段塞差异化调整、加密排控聚、正常井排提液引效、同时强化结合部治理, 无因次油量达到3.93, 实现了高效、长效开发。

一、概况

东区北二元驱位于东区Ng3-4单元中部, 含油面积4.1Km2, 地质储量1467×104t。有注入井55口, 受效油井84口。2008年7月开始注聚, 2010年1月转入二元复合驱, 截至2013年12月, 累计注入0.505PV, 完成二元主体段塞的69.7%, 总设计段塞的77.6%。与孤岛主体注聚单元相比, 主要有以下四方面的地质特点:一是多层合采, 层间差异大;二是原油粘度高;三是层系井网复杂、井距小, 加密井排单向受效;四是小层井网不完善。。

二、注采调整的具体做法

不同开发阶段开发规律不同, 开发策略亦有所不同。先期油藏准备阶段, 精细研究, 完善井网, 努力夯实注聚基础;前置调剖段塞阶段, 求同求异, 差异调整, 促进段塞有效形成;二元主体段塞阶段, 分类治理, 引效促效, 不断提高二元驱效果。

1. 先期油藏准备阶段:精细研究, 完善井网

聚合物驱井网控制程度的高低, 对聚合物驱效果影响较大。井网控制程度高, 聚合物驱替效果好、采收率高;反之采收率低。在提高聚合物驱控制程度方面主要采取了以下措施:

一是进行了精细地层对比, 开展了小层井网清理, 小层划分更加合理。二是在注入方面实施转注、扶停注井、补孔改层等措施;在采出方面扶长停井、低效井补改、剩余油富集区布水平井等方式完善井网。逐步形成了水井合注, 油井分采井网。通过先期井网调整, 注采对应率提高了14.4%, 其中三向以上注采对应率提高15%。

2. 前置调剖段塞阶段:求同求异, 差异调整

在前置调剖段塞阶段, 采取求同求异, 差异调整的策略。其中“同”是促进段塞有效形成, 扩大波及体积。“异”首先是根据单井不同动静态特点采取不同调整策略, 其次是在调剖过程中根据现场压力变化决定用量多少, 直到压力达到方案要求。

三维油藏物理模拟研究表明:聚驱时聚合物增加水相粘度, 降低了水油流度比。通过吸附滞留使阻力系数增加, 高渗通道被有效控制, 地层压力场分布发生明显改善。在油藏内部形成高压力梯度变化带, 从主流线向两侧非主流线剩余油区伸展, 提高了波及体积及范围。在高压力梯度下, 可以部分 (全部) 克服毛管力, 致使盲端剩余油被拉出, 宏观上表现为驱替出波及体积范围两侧剩余油区内的剩余油, 形成一个从主流线向两侧扩展的油墙。

(1) 整体调剖控制高渗通道, 促使均匀注入

采用高强度大剂量堵剂进行了大面积调剖, 共调剖27井次, 实际调剖过程中采用多段塞注入方式, 根据压力的变化决定用量的多少, 直到压力达到所需数值, 调剖后油压上升4.5MPa, 注入剖面明显改善, 表明高渗通道得到有效控制。

(2) 加密井排区局部层间差异大、油井分采的区域实施分层注聚, 努力实现分采分注。应用分层注聚技术, 较好地解决了层间吸聚差异大的问题, 进一步扩大了波及体积。例如D5-023井:该井主要发育Ng34和Ng44层, Ng34层发育好, 对应油井多, 无明显见效, 需加强注入;Ng44层发育好, 对应油井1口, 见效未见聚, 需适当控制注入量。该井分层注聚后, Ng34层对应油井D3-024在3个月后开始见效, Ng44层对应油井D6-23见效期延长, 且未见聚。

(3) 高浓度注入, 油井适度控液, 促使形成高压力梯度变化带

通过水井高浓度注入, 同时油井适度控液, 促使形成高压力梯度变化带。

通过以上工作, 前置调剖段塞阶段单元阻力系数1.38, 表明段塞有效形成, 有效地提高波及体积及范围。

3. 二元主体段塞阶段:分类治理, 引效促效

根据东区二元驱井网方式、所处位置将二元驱分为加密井排区、正常井排区和边角井区。加密井排区井距小, 聚合物易突破, 注采对应较差。正常井排区井网完善程度低, 边角井区同时受注水与注聚影响, 见效差。针对不同区域的特点, 实施分区分类治理, 提高二元驱效果。

(1) 加密井排区优化注入, 温和生产

一是优化局部井网, 提高注采对应率。加密井排区为两排水井夹三排油井, 基础排油井受效差, 局部基础排油井转注形成面积井网。D3-022、D3-027转注后, 井组注采对应情况得到明显改善, 四向以上对应由7井次上升至15井次, 增油降水效果明显。

二是差异注入, 强化段塞。15-2#区域地面原油粘度2500-4000mpa.s, 平均油压8.7MPa, 最低油压6.4MPa, 低于整个单元的平均油压10.0MPa。对15-2#区域提高注入浓度14井次, 平均注入浓度由2077mg/l上升至2373mg/l, 油压从调整前的8.7MPa上升至9.5MPa。

三是温和生产, 防窜引效。加密排井距小、见效早, 适度控液防窜聚、促长效;基础排油井分阶段提液适当放大生产压差, 提液引效。

(2) 正常井排区放大生产压差, 提液引效

当井距一定时, 生产压差越大, 驱油效率越高, 对地层条件差, 泥质含量高的低液井实施酸化、泡沫混排、高压充填;对位于地层能量充足、段塞形成好的井组的低液井, 下大泵提液引效促效。2011年以来正常井排区共实施提液措施12口, 平均单井日增液35t, 日增油6.8t。

(3) 边角井区分期温和降水, 协调边部压力场

外部注入水流动阻力小, 而聚合物流动阻力大。影响边角井效果。为了促进聚合物向结合部方向推进, 并且避免因结合部地层能量下降过快导致聚合物沿高渗透带窜流, 对结合部实施分期温和降水, 先后两次对边部水井降水18井次, 降水650m3/d。边角井日油水平从30.9t/d上升至101.1t/d, 综合含水从96.5%下降至90.3%。