利用周期注水方法改善喇嘛甸油田高含水后期开发效果
梁文福 吴晓慧 孙晓军
(大庆石油管理局第六采油厂) (大庆石油管理局勘探开发研究院) (大庆石油管理局第六采油厂)
梁文福,男,1966年生,1990年毕业于大庆石油学院石油地质专业,
工程师,现从事油田开发研究工作。地址:(163114)黑龙江省大庆市。
摘 要 阐述了周期注水采油机理,研究了喇嘛甸油田高含水后期周期注水的组合方式和合理参数,并通过典型实例证明,周期注水是改善非均质油层高含水后期水驱开发效果的一种有效方法。
主题词 喇嘛甸油田 高含水后期 周期注水采油
一、问题的提出
喇嘛甸油田是以厚油层发育为主的多油层砂岩油田,目前综合含水高达91.30%。由于油层砂体以正韵律和复合韵律沉积为主,注水开发后,注入水首先进入高渗透部位,并向高渗透方向推进,形成“水道”,使低渗透部位在常规注水条件下难以动用。单层有效厚度大于2m的厚油层平面上已基本水淹,但层内仍有50%左右的厚度未水淹或低水淹。为挖掘厚油层内部潜力,改善油田水驱开发效果,1996年进行了周期注水尝试,取得了较好的效果。
二、周期注水采油机理及数值模拟研究
1,周期注水采油机理
数值模拟计算表明,层内非均质油层在常规注水情况下,由于交换作用,高、低渗透部位之间压力处于均衡状态。而在周期注水停注或减少注水量半个周期内,由于含油饱和度和渗透率的差异,高渗透部位压力下降快,低渗透部位压力下降慢,导致同一时刻高渗透部位压力较低,低渗透部位压力较高,产生部位间的附加压力差,使油水从含油饱和度较高的低渗透部位窜向高渗透部位;在重新注水或加大注水量半个周期,高渗透部位压力恢复速度快,低渗透部位压力恢复速度慢,产生反向附加压力差,油水又从含油饱和度较低的高渗透部位窜流到低渗透部位,使低渗透部位地层压力增强,为下一个周期有更多的油从低渗透部位窜流到高渗透部位积累能量,从而在一个完整的周期内,有更多的水从高渗透部位窜向低渗透部位,更多的油从低渗透部位窜向高渗透部位,扩大水驱波及体积,改善水驱开发效果。
同样,在常规注水、多层合采的情况下,停注半周期,高渗透好油层压力下降快于低渗透差油层,差油层压力水平高于好油层,差油层产液能力增强;在恢复注水半周期,好油层压力恢复速度快于差油层,差油层压力水平低于好油层,差油层吸水能力增强。这种压力的交替变化,使差油层的开发效果得到改善。
与层内非均质油层相类似,周期注水也会使平面上高、低渗透条带间发生交渗现象。虽然这种作用比层内小,但只要高、低渗透条带间渗透率级差足够大,接触面积足够大,低渗透带中的残余油就会流向高渗透带并被采出,从而提高采收率。
2,喇嘛甸油田周期注水数值模拟研究
为了研究喇嘛甸油田周期注水的可行性,确定周期注水的合理参数和组合方式,我们选择喇嘛甸油田北块有代表性的7至8排,16至18列之间为数模区块(面积1.4km2,油、水井共24口),根据油田地质、开发特点,设计了12种方案进行数值模拟研究,得出如下结论:
(1)周期注水较常规注水最终开发效果好喇嘛甸油田高含水后期实施周期注水比常规注水提高采收率1%～2%(表1)。
(2)周期注水初期能提高采油速度
周期注水效果主要体现在初期,各种方案结果表明,喇嘛甸油田周期注水前5a可提高采出程度0.02%～0.28%,平均提高0.17%。
(3)半周期为2、3mon效果较好
喇嘛甸油田饱和压力高、地饱压差小,根据数值模拟结果,采用等时、半周期为2、3mon效果较好。半周期过短,形成的层间压差小,采收率提高幅度值低;半周期过长,在停注半周期地层压力下降幅度大(图1),油井脱气半径大,开采效果差。
图1 地层压力与注水半周期关系数模曲线。
(4)异步周期注水效果好
同步周期注水是指全井所有油层同时停、注;异步周期注水是指把物性相同或相近的油层组合在一起分组交替注水。由于分组异步周期注水更有利于缓解层间矛盾,因此其采收率增值和前5a采出程度增值分别比同步周期注水高0.55和0.6个百分点。
三、喇嘛甸油田周期注水效果分析
在数值模拟研究结果的指导下,1997年在喇嘛甸油田北块喇8-1827井区进行了周期注水试验。试验区面积4.1km2,地质储量1341×104t,开采层位为葡Ⅰ4—高Ⅰ5油层。共有采油井42口,注水井19口。
纵向上将油层分为葡Ⅰ4至葡Ⅰ7+葡Ⅱ10至高Ⅰ2—5和葡Ⅱ1—3至葡Ⅱ7—9两组,在井间和层间交替注水,半周期为3mon。由于试验区含水较高,年度注水总量控制在常规注水总量以内,注水半周期的注水强度为16m3(d·m),是常规注水的1.77倍。周期注水后区块的开发效果得到明显改善。
1,油层动用程度提高
周期注水后,有8口注水井新增吸水层13个,砂岩厚度37.2m,有效厚度30.4m,使试验区吸水厚度比例由86.5%提高到92.5%。另据2口油井动态监测资料分析,周期注水后采出液矿化度由4430mgL增到5060mgL,说明厚层内部动用程度得到了提高。
2,产量递减和含水上升速度减缓
周期注水前,试验区产量自然递减率高达15.64%,年含水上升值高达2.52个百分点。周期注水2年来,试验区在地层压力基本保持稳定的情况下,产量自然递减率下降到11.29%,年含水上升值下降到0.37个百分点。
3,可采储量增加,水驱最终采收率提高
根据试验区水驱特征曲线测算,可采储量增加16×104t,采收率提高1.2个百分点。
四、几点认识
(1)对于喇嘛甸油田这样的高饱和压力油田,停注周期不宜过长,否则,油层压力下降幅度大,油井脱气半径大,影响油井开采效果。
(2)分组异步周期注水具有提高采收率幅度值大、油水井生产运行平稳、生产管理方便的特点。
(3)喇嘛甸油田高含水后期进行周期注水,可以有效地减缓产量递减和含水上升速度。
(4)周期注水投资少、效益高、操作简便,适合于高含水后期厚油层调整挖潜。
参考文献
1,中国石油天然气总公司科技发展局、开发生产局:改善高含水期油田注水开发效果实例,石油工业出版社(北京),1993。
