论文部分内容阅读
【摘要】在充分认识陆相砂岩油田厚油层沉积特征的基础上，通过研究分析剩余油分布状况，结合开发过程中的注采剖面的动用状况、采出井受效特点、含水变化规律，分析了杏北开发区单采厚油层的三元复合驱开发规律，对不同发育连通类型采出井的动态变化规律，三元复合驱反映特点进行了分类汇总，取得了阶段性认识，为厚油层工业化三元复合驱调整挖潜及进一步提高采收率技术研究提供依据。
【关键词】分类 受效特点 开发规律
大庆油田三元复合驱开发已经走过了10多年的室内研究和矿场试验历程，取得了明显的增油降水效果。但三元复合驱的动态反映特点、变化规律尚不明朗。为明确工业化三元复合驱效果，总结不同阶段的动态开发规律，为油田持续稳产储备技术。针对X开发区单采厚油层的发育特点，优化注入参数，并对三元复合驱过程中的动态变化特点及开发规律进行了初步分析，初步形成了杏北开发区单采厚油层三元复合驱初期阶段的动态变化特点及开发规律。
1 区块概况及地质特征
1.1 厚油层沉积特征
区块厚油层葡Ⅰ3油层共分2个沉积单元，即葡Ⅰ32和葡Ⅰ33，是大庆长垣葡Ⅰ1～4大型河流-三角洲沉积体系中的一部分。葡Ⅰ3油层从上向下发育状况逐渐变差，平面上砂体沉积类型分为分流河道砂、废弃河道砂、分流河间砂、表外储层、砂岩尖灭区。
1.2 油层地质特征
1.2.1 油层发育较好
葡Ⅰ33、32单元为高弯曲分流河道沉积。葡Ⅰ33单元河道砂与废弃河道砂钻遇率97.60%，该单元由河道砂体侧向加积合并而形成的若干个点坝砂体组成，区块内各井点砂体厚度变化较大，仅在个别井点钻遇分流河间砂。
1.2.2 油水井控制程度较高
区块经历了40多年的水驱开发，油层动用状况复杂，水淹程度高，三元复合驱控制程度达86.4%。
1.2.3 油层水淹严重，水洗程度较高，剩余油少
区块水驱时间较长，水淹程度较高，投产初期含水较高，含水明显高于其它区块，高中水淹比例较高、剩余油较少。
从新井水淹解释看，葡Ⅰ3油层水淹厚度比例为99.3%，其中高水淹比例50.5%，未水淹比例仅为0.7%。
从密闭取心井A井资料看出，虽然区块含水较高，水淹程度高，但仍存在剩余油。
另外，从B井取心水洗状况看，点坝上部水洗层驱油效率为44.5%，点坝中部水洗层驱油效率为57.2%，点坝下部水洗层驱油效率为71.4%。说明厚油层顶部存在较多剩余油。
1.3 优化匹配注入参数
针对区块的油层发育特点及水淹状况，优化设计了注入参数，采用2007年11月投产投注，2009年6月注入前置聚合物段塞，2010年2月注入三元主段塞。
2 区块动态变化特征
为了准确的认识区块三元复合驱阶段的动态变化特征及受效规律，选择大庆油田第一个工业化三元复合驱区块B块进行对比分析。
2.1 前置聚合物段塞阶段注入压力上升较快
注入压力持续上升，前置聚合物段塞注入压力上升幅度最大，注入三元主段塞后，注入压力继续上升，但注入压力升幅减缓，每注入0.01PV注入压力上升0.07 MPa。
2.2 三元主段塞注入能力降幅减缓
吸水指数与注入强度均有不同程度的降幅，视吸水指数下降主要集中在前置聚合物段塞，下降幅度达到了34.3%。注入三元主段塞后吸水指数下降速度减缓；从区块的注入状况变化看，三元主段塞的注入能力强于聚合物段塞。
2.3 高浓度三元体系，提高了油层动用程度
区块采用高浓度聚合物和三元体系，保证了注入体系质量，注入粘度一直保持在50.0mPa·s以上，有力的改善了注入剖面，提高了油层的动用程度。
2.4 产液能力保持稳定
区块产液强度与水驱空白末对比保持稳定，保持较强的产液能力。注入化学药剂5个月后（0.075PV），采出井开始陆续受效，增油降水效果明显，区块含水降幅、增油倍数均高于B块。
2.5 见剂时间晚，见碱和表活剂浓度低
区块注入高浓度聚合物，剖面动用均匀，化学药剂推进速度较慢，在注入化学药剂0.061PV时采出液开始见到聚合物，0.258PV时采出液开始见到碱，0.286PV时采出液开始见到表活剂。
2.6 采出液结垢离子变化明显，处于结垢初期
与水驱空白末对比，碳酸根离子、钙镁离子和硅离子均出现上升富集趋势，可以断定在采出过程中即将生成沉淀，只是发生沉淀的位置不同，有的在地下，有的在井筒、井壁等处。
2.7 结垢时间晚、结垢井比例较低
区块保持了较好的注入体系质量，化学药剂推进均匀，结垢时间较晚，区块在注入三元主段塞0.129PV时发现结垢井。
3 采出井受效规律研究
共有受效采出井5 4口，受效比例78.26%，未受效采出井主要集中在基础井网注入井排附近。受油层的水淹情况、剩余油分布状况、油层发育连通状况影响，采出井受效差异较大。依据剩余油分布状况、油层的发育连通状况，结合采出井的受效特征、含水变化规律，总结出了单井的含水变化趋势及受效特点。
3.1 剩余油富集井区、采出井受效较好
含油饱和度相对较高的采出井，受效较好，含水降幅较大，最大达到25%以上，单位厚度累计产油高，达到了1434t/m。由此可以看出油层的水淹状况、剩余油的多少是决定采出井受效效果的前提。
3.2 剩余油接近，油层发育连通好注采完善井区受效较好
油层发育厚度大、一类连通比例高、注采完善井区，含水降幅大，最大含水降幅达到26.22%，单位厚度累计产油高，达到了1295t/m。在剩余油条件接近的条件下，油层的发育连通状况及井组的完善程度是决定采出井受效效果的关键。
3.3 不同开采单元中心井受效状况差异不大
从开发效果看，不同沉积单元差异基本相近，最大含水降幅均达到了28%以上，但單层开采受效晚，在措施比例相近的条件下，单位厚度累计产油低，见聚浓度较高。
3.4 受效井单井含水曲线变化差异较大
受剩余油分布及油层发育连通状况影响，区块单采葡Ⅰ3油层区块整体上受效晚，含水下降速度快，稳定时间长，呈现明显的“锅底”型。
4 结论
（1）“高浓度聚合物三元复合驱” 是厚油层三元复合驱开发取得较好的开发效果的有利保障；
（2）剩余油富集程度，油层发育连通状况是决定采出井受效状况的前提和基础；
（3）厚油层单独开采，层间矛盾小，剖面均匀，化学药剂突破较慢；
（4）深入认识精细分析井组动静态特点，实施针对性的调整措施，可以促进采出井二次受效。
参考文献
[1] 程杰成，廖广志，杨振宇，等.大庆油田三元复合驱矿场试验综述[J] .大庆石油地质与开发，2001，20（2）：46-49
[2] 戴雪花.喇嘛甸油田北东块二类油层三元复合驱油试验效果及认识[J] .大庆石油地质与开发，2010，29（4）：152-155
[3] 高尔双.弱碱三元复合驱动态特征及其对驱油效果影响[J] .大庆石油地质与开发，2009，28（1）：110-113
【关键词】分类 受效特点 开发规律
大庆油田三元复合驱开发已经走过了10多年的室内研究和矿场试验历程，取得了明显的增油降水效果。但三元复合驱的动态反映特点、变化规律尚不明朗。为明确工业化三元复合驱效果，总结不同阶段的动态开发规律，为油田持续稳产储备技术。针对X开发区单采厚油层的发育特点，优化注入参数，并对三元复合驱过程中的动态变化特点及开发规律进行了初步分析，初步形成了杏北开发区单采厚油层三元复合驱初期阶段的动态变化特点及开发规律。
1 区块概况及地质特征
1.1 厚油层沉积特征
区块厚油层葡Ⅰ3油层共分2个沉积单元，即葡Ⅰ32和葡Ⅰ33，是大庆长垣葡Ⅰ1～4大型河流-三角洲沉积体系中的一部分。葡Ⅰ3油层从上向下发育状况逐渐变差，平面上砂体沉积类型分为分流河道砂、废弃河道砂、分流河间砂、表外储层、砂岩尖灭区。
1.2 油层地质特征
1.2.1 油层发育较好
葡Ⅰ33、32单元为高弯曲分流河道沉积。葡Ⅰ33单元河道砂与废弃河道砂钻遇率97.60%，该单元由河道砂体侧向加积合并而形成的若干个点坝砂体组成，区块内各井点砂体厚度变化较大，仅在个别井点钻遇分流河间砂。
1.2.2 油水井控制程度较高
区块经历了40多年的水驱开发，油层动用状况复杂，水淹程度高，三元复合驱控制程度达86.4%。
1.2.3 油层水淹严重，水洗程度较高，剩余油少
区块水驱时间较长，水淹程度较高，投产初期含水较高，含水明显高于其它区块，高中水淹比例较高、剩余油较少。
从新井水淹解释看，葡Ⅰ3油层水淹厚度比例为99.3%，其中高水淹比例50.5%，未水淹比例仅为0.7%。
从密闭取心井A井资料看出，虽然区块含水较高，水淹程度高，但仍存在剩余油。
另外，从B井取心水洗状况看，点坝上部水洗层驱油效率为44.5%，点坝中部水洗层驱油效率为57.2%，点坝下部水洗层驱油效率为71.4%。说明厚油层顶部存在较多剩余油。
1.3 优化匹配注入参数
针对区块的油层发育特点及水淹状况，优化设计了注入参数，采用2007年11月投产投注，2009年6月注入前置聚合物段塞，2010年2月注入三元主段塞。
2 区块动态变化特征
为了准确的认识区块三元复合驱阶段的动态变化特征及受效规律，选择大庆油田第一个工业化三元复合驱区块B块进行对比分析。
2.1 前置聚合物段塞阶段注入压力上升较快
注入压力持续上升，前置聚合物段塞注入压力上升幅度最大，注入三元主段塞后，注入压力继续上升，但注入压力升幅减缓，每注入0.01PV注入压力上升0.07 MPa。
2.2 三元主段塞注入能力降幅减缓
吸水指数与注入强度均有不同程度的降幅，视吸水指数下降主要集中在前置聚合物段塞，下降幅度达到了34.3%。注入三元主段塞后吸水指数下降速度减缓；从区块的注入状况变化看，三元主段塞的注入能力强于聚合物段塞。
2.3 高浓度三元体系，提高了油层动用程度
区块采用高浓度聚合物和三元体系，保证了注入体系质量，注入粘度一直保持在50.0mPa·s以上，有力的改善了注入剖面，提高了油层的动用程度。
2.4 产液能力保持稳定
区块产液强度与水驱空白末对比保持稳定，保持较强的产液能力。注入化学药剂5个月后（0.075PV），采出井开始陆续受效，增油降水效果明显，区块含水降幅、增油倍数均高于B块。
2.5 见剂时间晚，见碱和表活剂浓度低
区块注入高浓度聚合物，剖面动用均匀，化学药剂推进速度较慢，在注入化学药剂0.061PV时采出液开始见到聚合物，0.258PV时采出液开始见到碱，0.286PV时采出液开始见到表活剂。
2.6 采出液结垢离子变化明显，处于结垢初期
与水驱空白末对比，碳酸根离子、钙镁离子和硅离子均出现上升富集趋势，可以断定在采出过程中即将生成沉淀，只是发生沉淀的位置不同，有的在地下，有的在井筒、井壁等处。
2.7 结垢时间晚、结垢井比例较低
区块保持了较好的注入体系质量，化学药剂推进均匀，结垢时间较晚，区块在注入三元主段塞0.129PV时发现结垢井。
3 采出井受效规律研究
共有受效采出井5 4口，受效比例78.26%，未受效采出井主要集中在基础井网注入井排附近。受油层的水淹情况、剩余油分布状况、油层发育连通状况影响，采出井受效差异较大。依据剩余油分布状况、油层的发育连通状况，结合采出井的受效特征、含水变化规律，总结出了单井的含水变化趋势及受效特点。
3.1 剩余油富集井区、采出井受效较好
含油饱和度相对较高的采出井，受效较好，含水降幅较大，最大达到25%以上，单位厚度累计产油高，达到了1434t/m。由此可以看出油层的水淹状况、剩余油的多少是决定采出井受效效果的前提。
3.2 剩余油接近，油层发育连通好注采完善井区受效较好
油层发育厚度大、一类连通比例高、注采完善井区，含水降幅大，最大含水降幅达到26.22%，单位厚度累计产油高，达到了1295t/m。在剩余油条件接近的条件下，油层的发育连通状况及井组的完善程度是决定采出井受效效果的关键。
3.3 不同开采单元中心井受效状况差异不大
从开发效果看，不同沉积单元差异基本相近，最大含水降幅均达到了28%以上，但單层开采受效晚，在措施比例相近的条件下，单位厚度累计产油低，见聚浓度较高。
3.4 受效井单井含水曲线变化差异较大
受剩余油分布及油层发育连通状况影响，区块单采葡Ⅰ3油层区块整体上受效晚，含水下降速度快，稳定时间长，呈现明显的“锅底”型。
4 结论
（1）“高浓度聚合物三元复合驱” 是厚油层三元复合驱开发取得较好的开发效果的有利保障；
（2）剩余油富集程度，油层发育连通状况是决定采出井受效状况的前提和基础；
（3）厚油层单独开采，层间矛盾小，剖面均匀，化学药剂突破较慢；
（4）深入认识精细分析井组动静态特点，实施针对性的调整措施，可以促进采出井二次受效。
参考文献
[1] 程杰成，廖广志，杨振宇，等.大庆油田三元复合驱矿场试验综述[J] .大庆石油地质与开发，2001，20（2）：46-49
[2] 戴雪花.喇嘛甸油田北东块二类油层三元复合驱油试验效果及认识[J] .大庆石油地质与开发，2010，29（4）：152-155
[3] 高尔双.弱碱三元复合驱动态特征及其对驱油效果影响[J] .大庆石油地质与开发，2009，28（1）：110-113