摘 要 从调剖机理入手,分析了葡Ⅰ1—2油层的沉积特点,论证了葡Ⅰ1—2油层调剖的可行性, 并通过试验研究了注水井井口压降曲线在粘土调剖试验中的应用及堵剂注入量的多少与注水井井口压 降曲线、施工注入压力的对应变化关系,同时对调剖效果作出评价。
主题词 喇嘛甸油田 粘土聚合物 调剖 试验 效果
喇嘛甸油田厚油层比较发育,单层有效厚度大于4m的油层其地质储量占全油田总储量的40%以上。这些厚油层经过20年的注水开发综合含水虽然已达90%以上,但由于层内非均质严重等因素的影响,致使这类油层在纵向上动用程度差别比较大,其中以葡Ⅰ1—2油层尤为典型。葡Ⅰ1—2油层沉积面积广,油层厚度大(有效厚度平均为12.3m),砂体分布稳定,该层系自1993年投入开发至目前综合含水已高达94%,但采出程度仅为30%左右,层内未水淹厚度与低水淹厚度仍占40%左右。这部分潜力单靠目前生产技术很难挖掘,为了解决这一问题,探索改善厚油层水驱开发效果的途径,我们与石油大学,(山东)协作,在喇嘛甸油田中块东部地区开展了葡Ⅰ1—2油层粘土调剖试验。
试验区面积为4.12km2,试验目的层为葡Ⅰ1—2油层,平均砂岩厚度14.0m,有效厚度13.8m,地质储量890×104t。试验区共有油水井26口〔采油井20口(其中单采葡Ⅰ1—2油层井11口,合采井9口)〕。调剖前平均井口日产液4700t,日产油360t,综合含水92.3%。注水井6口,平均日注水量2496m3。试验区井网为行列注水,注采井距边井为600m,角井为840mm(图1)。
一、粘土调剖机理
粘土调剖机理主要是通过向注水井里注入粘土-聚合物两种工作液,使之两者在地层深处相遇后,通过氢键桥接作用,形成粘土絮凝体,堵塞大孔道、高 渗透部位,调整注入剖面,提高厚油层注入水波及体积,改善厚油层内中、低渗透部位开发效果,提高厚油层采收率。
依据调剖机理可知,油层调剖必须具备油层厚度大、纵向上非均质性严重、并且有高渗透段存在等条件。而喇嘛甸油田葡Ⅰ1—2油层是一套以辫状河流相沉积为主的多段多韵律油层,全层平均渗透率为0.48μm2,最高渗透率段大都位于油层中下部,一般大于1.0μm2,上部一般为0.3μm2左右。层内一般分为3～4个厚度不等的韵律段,每个韵律层内韵律性明显,空气渗透率级差相差4倍左右,渗透率变异系数平均为0.58。油层孔隙较大,孔隙度为26.7%,平均孔隙半径为12.9μm,最大孔隙半径可达50μm。油层水淹特征表现为多段水淹且底部水淹严重等特点,故选用葡Ⅰ1—2油层作为粘土调剖目的层。
二、试验方案设计
1,调剖井确定
主要依据注水井井口压降曲线算出的压力指数PI值确定调剖井。
压力指数(定义)PI=[∫toP(t)dt]/t式中 PI———压力指数,MPa;P(t)———井口压力随时间的变化函数;t———试验时间,min。
由公式可知,压力指数PI值的大小实际是注水井井口压降曲线与纵、横坐标在一定时间内围成的面积值。具体说是注水井在规定的时间内压力降落后的剩余压力平均值。压力指数的大小与油层渗透性有关。油层渗透性好,有高渗透层存在,井口压力降落得就快,压力指数PI值就小。反之,油层渗透性差,没有高渗透层存在,则井口压力降落得就慢,压力指数PI值就大。
由于注水井井口压降曲线压力降落时期主要是在关井90min以前,90min以后压力降落值变化不大,故以t=90min为界,计算每口注水井的PI90值。为了增强可对比性,我们用试验区注水井平均日注水量(440m3)对PI值进行了校正,得出每口井在日注水量440m3情况下的PI90改正值,即PI90(改正值)=(PI90实注量)×440
PI值决策原则:
(1)试验区注水井PI值平均小于10MPa,说明试验区有必要调剖;
(2)注水井的PI值小于平均值的井需要调剖;高于平均值井不作处理;
(3)PI值在0～8MPa范围的井适于粘土调剖。
根据以上原则确定出喇11-更30井、喇9-29井、喇11-291井、喇9-3055井为调剖井,同时兼顾实际注入压力,即喇9-3055井实际注入压力为14MPa,已达到破裂压力,考虑到调剖后完不成日注水量,不适宜调剖,因此确定出本试验区的调剖井为3口,井号为喇11-更30井、喇9-29井、喇11-291井。
2,粘土用量确定
根据粘土调剖机理及葡Ⅰ1—2油层特点,结合堵剂密度、粒径悬浮性及膨胀性等有关物理参数的要求,选用了粒径为10μm,粘土含量为76%的山东潍坊钠土作为调剖剂。并根据公式 W=β×hf×ΔPI初步确定调剖井堵剂用量。
式中 W———粘土用量,t; β———粘土用量系数; hf———油层吸水厚度,m;ΔPI———调剖前后压力指数变化,MPa。
ΔPI值初步认为是该井目前PI值与调剖试验区平均PI值的变化量。
β值参考其它油田的β值〔0.1～0.6t(MPa·m)〕选用0.3,故3口调剖井共需粘土56t。
3,堵剂注入方案设计
根据室内实验研究,浓度为0.1%的聚合物溶液与浓度为6.0%的粘土液相遇时,产生的絮凝效果最好。故3口调剖井选用的聚合物溶液浓度为0.1%,粘土溶液浓度为6.0%,均按“0.1%聚合物溶液+隔离液(水)+6.0%粘土溶液+隔离液(水)”,一个完整注入单元段塞式注入。并根据胜利油田粘土调剖经验,3口调剖井第一个单元隔离液均为4m3,以后每个单元隔离液依次增加1m3(表3)。按此程序注入,直至注完每口井的粘土设计用量。
4,施工过程中井口注入压力的确定
施工过程中井口注入压力是个至关重要的控制参数,这一压力控制的是否合理将最终决定着调剖效果的好坏。注入压力过高,注入的堵剂量虽然增多,高渗透部位封堵得充分,但是中、低渗透部位也被堵塞,起不到调剖作用;而注入压力偏低,使注入的堵剂量也偏低,高渗透部位封堵得又不够充分,影响调剖效果。为了确定好这一参数,应根据每口井的启动压力来定施工时的井口注入压力,即低于中、低渗透层位的启动压力是最佳井口注入压力,但由于难于取到这种资料,我们只能根据每口井的吸水能力、实际注入压力和吸水剖面等资料综合确定。定出在施工过程中喇11-更30井、喇11-291井的井口注入压力不得超过12.0MPa,喇9-29井的井口注入压力不得超过11.0MPa。
三、现场实施情况
根据粘土调剖方案设计及施工要求,我们于1994年8～10月完成了现场注入工作。3口井共注入粘土干粉52.2t,聚合物干粉0.87t,注入堵剂总量2135m3。
四、调剖效果分析
1,注水井变化情况
从注入压力上看,由于调剖后油层高渗透、大孔道部位被堵住,因此在保证日注水量不变情况下,调剖后注入压力必然升高。从3口调剖井的资料上看,调剖后注入压力上升0.5～2.0MPaa。
从井口压降曲线上看,调剖后由于高渗透条带和大孔道被封堵,致使水井附近的导压系数降低,导致注入压力扩散变慢,井口压降曲线明显变缓,并且随着堵剂注入量的增多逐渐变缓。从吸水剖面上看,层内吸水剖面也得到调整,高渗透层位吸水量相对减少,低渗 透层位吸水量相对增加。
2,周围油井变化情况
与3口调剖井有关的20口油井中,有9口井调剖4mon后陆续见效。见效高峰期日降液104t,日增油92t,综合含水下降5.3个百分点。见效最好的喇12-2925单采井,与调剖前对比,产液量由96t减少到91t,减少5t,产油量由7t增加到14t,增加7t,综合含水下降8.6个百分点,该井自1995年2月1日见效,截至1995年6月14日,累积增油580t。这9口井至8月底受效已全部结束,累积增油5217t。9口井平均有效期为3.5mon。
五、几点认识
(1)通过试验可知,在非均质厚油层内采用调剖技术是可以改善其开发效果的。
(2)具备粘土调剖的油层条件必须是非均质厚油层,并且油层渗透率高、级差大。
(3)在300～670m注采井距条件下,周围油井见效时间滞后4mon。
(4)本次试验注入堵剂量与增油量的比例为1∶2.5,投入与产出比为1∶3.6(每吨原油按700元计算)。
(5)施工过程中,要研究确定较合理的井口注入压力。
