二类油层范文

二类油层范文（精选7篇）

二类油层 第1篇

1 压汞原理

汞不润湿岩石表面,是非润湿相,往岩石孔隙中压入汞是用非润湿相驱替润湿相[6]。当注入压力高于孔隙喉道处的毛细管压力时,汞即进入孔隙之中,注入压力就相当于毛细管压力,所对应的毛细管半径即孔隙喉道半径,进入孔隙中的汞体积即该喉道所连通的孔隙体积。提高注入压力,汞可进入更小的喉道所控制的孔隙之中,又可以得到一组注入压力、毛细管压力、孔隙喉道半径。由注入汞体积可计算岩石润湿相饱和度。不断改变注入压力,就可以得到孔隙大小分布曲线和毛细管压力曲线。

毛细管压力与毛细管孔径之间的关系为:

其中:Pc为毛细管压力(MPa);σ为流体界面张力(N/m);θ为润湿接触角(°));r为毛细管半径(10-6m)。

2 岩心毛管压力曲线特征分析

对A区块四口井75个岩样的压汞数据进行统计,其中主力油层25个岩样,二类油层50个岩样,对应井号:1-1、1-2、1-3、1-4。

岩样毛管压力曲线的形态主要受孔隙结构的影响。孔隙大小分布越集中,分选性越好,毛管压力曲线中间平缓段越长并且接近横轴。孔隙半径越大,则中间平缓段越接近横轴。因此岩石中孔隙半径越大,大孔道越多,则毛管压力曲线越靠近左下方[8]。毛管压力曲线与渗透率密切相关,随着渗透率的由大变小,毛管压力曲线从左下方向右上方逐次排列,渗透率越大,毛管压力曲线越凸向左下方。

图1给出了A区块1-1井的主力油层和二类油层的岩心毛管压力曲线。由图可以看出,主力油层的毛管压力曲线靠近左下方,且有平缓段,说明主力油层渗透率高,孔隙半径大,大孔道所占比例较大,孔喉分选好,排驱压力较低[9,10]。二类油层的毛管压力曲线远离横坐标轴,与主力油层相比,平缓段减小,渗透率降低,孔喉分选不好,排驱压力较高。

3 不同孔隙半径区间的孔隙体积、孔喉比

随着毛管压力的逐渐增加,孔隙半径逐渐减小,把孔隙半径大小分为五个区间,并且用最大孔隙半径除以每段孔隙半径区间的最小值称为此段区间的孔喉比。把孔隙半径大于5μm的孔道称为大孔道,小于等于5μm的孔道称为小孔道。

统计二类油层的50个岩样及主力油层的25个岩样的压汞数据,把每口井的单个岩样的不同孔隙半径区间对应的孔隙体积和渗透率贡献进行算术平均,求得单井的主力油层和二类油层在不同孔隙半径区间的孔隙体积及渗透率贡献值,以及对应的孔喉比,如表1所示。把A区块的四口井全部岩样的孔隙体积和渗透率贡献进行算术平均,求得A区块主力油层与二类油层的孔隙体积及渗透率贡献分布图,如图2所示。

由表1可以看出,主力油层有50%以上的孔隙体积分布在孔隙半径大于5μm的区间,其它区间孔隙体积都小于15%,因而孔隙体积主要分布在大孔道;而二类油层有60%以上的孔隙体积分布在孔隙半径小于等于5μm的区间,其它区间只占8.42%～25.35%,相对于主力油层二类油层的孔隙体积主要分布在小孔道处。

由表1和图2可以看出,主力油层在孔隙半径1μm的区间,孔隙体积对渗透率的贡献几乎为零,则这段区间为无效孔道。而二类油层在孔隙半径0.1μm的区间,孔隙体积对渗透率的贡献几乎为零,则这段区间为无效孔道。根据上述统计结果分析,如果把占据较大孔隙体积且为有效孔道的孔隙半径区间定义为流体渗流主要的通道。因此大孔道是主力油层流体渗流的主要通道,对应的孔喉比为1.12.9。而二类油层小孔道占据较大的孔隙体积百分数,所以二类油层的渗流通道相对于主力油层较小,以小孔道为主,对应的孔喉比为4.8～64.8。

分析表明,主力油层孔隙以大孔道为主,所占比例大于50%;而二类油层大孔道所占孔隙体积小于26%,以小孔道为主,所占比例大于60%。因而对于主力油层,开采大孔道中的油为主,而二类油层开采大孔道中的油获得的采收率较低。

4 孔隙结构特征参数

描述孔隙结构特征的参数主要分为三类:

(1)孔隙半径特征参数:平均孔隙半径、最大孔隙半径、孔隙半径中值;

(2)孔喉分布特征参数:分选系数、歪度、均值半径、相对分选系数、均质系数;

(3)孔喉连通性特征参数:排驱压力、最大进汞饱和度、饱和度中值压力、特征结构参数。

选取其中具有代表性的4个参数来评价主力油层和二类油层的孔隙结构特征,如表2所示。

由表2可以看出二类油层平均孔隙半径的范围在0.06μm-7.87μm,平均值为3.38μm;主力油层平均孔隙半径范围在6.01μm-11.86μm,平均值为8.94μm。图3给出了主力油层与二类油层的平均孔隙半径与渗透率的关系图。可以看出,主力油层的平均孔隙半径可达11.86μm,而二类油层半径平均孔隙半径为7.87μm。二类油层流体渗流的主要通道较小。平均孔隙半径与渗透率之间规律性很强,随着渗透率的增加,储层平均孔隙半径增大,渗透能力增加。

分选系数是用以描述孔喉的分布与集中的程度,值越小,孔喉分布越均匀;反之,则孔喉分布越差。由表2可以看出,主力油层分选系数范围为2.2-3.9,平均值为3.4;二类油层分选系数范围为2.4-4.8,平均值为3.9。可以看出主力油层孔喉分布均匀,而二类油层相对较差。

歪度是度量孔隙喉道大小分布的不对称性。歪度大于0为粗歪度,小于0为细歪度。主力油层歪度范围为0.5-0.9,平均值为0.84;二类油层歪度范围为-0.13-0.8,平均值为0.37。可以看出主力油层都为粗歪度,而二类油层有部分为细歪度。

在实际生产中,饱和度中值压力P50可作为油气产出能力的标志。P50越大,则表明岩石越致密(偏向于细歪度),产能下降;P50越小,则表明岩石对油气的渗流能力越好,具有高的产能。对于主力油层饱和度中值压力平均值为0.09 MPa,而二类油层平均值为4.53 MPa,由此可见,二类油层渗流能力较差。

5 结论

(1)二类油层平均孔隙半径为3.38 pm,分选系数为3.9,歪度为0.37,饱和度中值压力为4.53MPa,主力油层平均孔隙半径为8.94μm;分选系数为3.4,歪度为0.84,饱和度中值压力为0.09 MPa。

(2)主力油层对应的孔喉比为1.1-～2.9,二类油层对应的孔喉比为4.8～64.8。

(3)主力油层有50%以上的孔隙体积主要分布在大孔道,二类油层有60%以上的孔隙体积主要分布在小孔道处。

(4)主力油层以开采大孔道中的油为主,而二类油层开采大孔道中的油获得的采收率较低。

参考文献

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[9]程建,邓明,李智杰,等.毛管压力曲线在测井评价中的应用.石油仪器,2010;24(5):72-74

二类油层聚合物驱开发动态特征 第2篇

为保持大庆油田4 000万吨持续稳产,二类油层逐渐成为产量接替的重要资源,截至到2010年底,聚合物驱总地质储量为8.92108t,其中二类油层地质储量为2.51108t,占总储量的28.13%。对二类油层地质特点和开发动态的深入分析是准确预测开发指标和制定合理增产措施的重要基础,以确保二类油层聚合物驱达到最佳的开发效果[15]。

1二类油层地质特点

统计二类油层655口井,平均单井射开小层9个,有效厚度小于1 m的薄层层数比例占55.6%,有效厚度大于5 m的层数比例只占11.1%;而统计主力油层259口井,平均单井射开小层5个,有效厚度小于1 m的薄层层数比例为40%,有效厚度大于5 m的层数比例为20%。由此看出,二类油层比主力油层平均单井射开小层数增加4个,其中有效厚度小于1 m的薄层数比例增加15.6%,呈现出射开小层数多、单层厚度薄、渗透率低的地质特点(表1)。

2聚合物驱开发动态特征

大庆油田的二类油层聚合物驱区块截至到2010年底已达到13个,动用面积121.6 km2,地质储量1.53108t,共有油水井4 887口,累计增油913.91104t。与主力油层相比,二类油层聚合物驱的开发动态特征表现为以下四个方面。

2.1注入能力低、井间注入压力分布不均衡

在注入过程中二类油层平均视吸水指数为7.47m3/(dMPa),而主力油层是17.88 m3/(dMPa),相差10.41 m3/(dMPa),二类油层注入能力明显低于主力油层(表2)。

在统计二类油层的161口井中,单井压力分布在6～13 MPa之间,并且各个压力区间上都分布有10%～35%的井,压力分布范围比较宽;而主力油层单井压力分布在9～12 MPa之间,其中有50%的井单井压力集中在11 MPa,压力水平差异较小(图1和图2)。由此可见,二类油层和主力油层相比,注入压力分布不均衡。

2.2采液强度低、产液量下降幅度小

二类油层平均单井产液强度为3.96 t/(dm),而对应主力油层平均单井产液强度为9.38 t/(dm),二类油层比对应主力油层采液强度低5.42 t/(dm)。

从采液强度对比图也可以看出,主力油层的采液强度为8.26～ 12.75 t/(dm);而二类油层的采液强度在 2.96～3.76 t/(dm),整体低于主力油层。同时,在聚驱过程中,主力油层的采液强度最高达12.75 t/(dm),最低也有10.46 t/(dm),采液强度下降幅度为2.27 t/(dm);而二类油层只有0.8 t/(dm)的下降幅度,下降幅度较小(图3)。

2.3增油倍数低、增油效果变差

统计二类油层3个区块538口油井,在注入聚合物用量为230 mg/(LPV)时,增油倍数达到最高值,产油量增加到注聚前的1.22倍。而对应主力油层3个区块242口油井,在注入聚合物用量为224 mg/(LPV)时,增油倍数达到最高值,产油量增加到注聚前的2.03倍,二类油层与主力油层相比,最高增油倍数相差0.81倍,注聚增油效果明显变差(表3和图4)。

2.4含水下降幅度小、单井受效不均衡

对比二类油层与主力油层含水最大下降幅度,二类油层为8.65%,主力油层为14.61%,二类油层含水下降幅度小,二者相差5.96%。

二类油层单井受效不均衡,两极分化严重,有33%的井含水下降幅度小于全区平均值,而主力油层只有17%;含水下降幅度集中在全区平均值附近的井主力油层有63%,二类油层只有50%,相差10个百分点(图5)。

3结论

(1) 二类油层的地质特征呈现出射开小层数多、单层厚度薄、渗透率低的特点。

(2) 二类油层开发动态特点表现为三低一小两不均衡:即注入能力低、采液强度低、增油倍数低,含水下降幅度小,单井间注入压力分布不均衡、单井受效不均衡。

摘要：由于二类油层沉积环境变化大,平面和纵向上具有严重的非均质性,造成了聚合物驱开发动态特征与主力油层相比发生了较大变化。通过对比和分析大量的二类油层和主力油层开发动态资料,得到了二类油层聚合物驱驱油特点:一是注入能力低,井组间压力不均衡;二是采液强度低,产液量下降幅度小;三是增油倍数低,增油效果差;四是含水下降幅度小,见效时间差异大。对开发动态的深入剖析,为研究二类油层的开发规律和制定合理的增产措施奠定了坚实的基础。

关键词：二类油层,聚合物驱,动态特征,开发规律

参考文献

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[4]邵振波,张晓琴.大庆油田二类油层聚合物驱实践与认识.大庆石油地质与开发,2009;28(5):163—168

二类油层聚合物驱综合调整方法研究 第3篇

1 注聚过程中存在的问题

1.1 二类油层非均质性严重, 平面及层间矛盾突出

从沉积类型可以看出, 北二西西块二类油层70%以上的沉积单元属三角洲前缘相沉积, 其特点是河道砂发育规模小, 河道宽度明显变窄, 多呈条带状;河道与河间砂交错分布, 井间连通关系复杂, 油层非均质性严重。

从平面上看, 二类油层油水井间河道与河道的连通比例小, 仅为30.5%, 较葡I组低24.7%, 而且河道内连通方向以单、双向为主, 多向连通比例只有32.9%, 较葡I组低36.2个百分点。河道砂与非河道砂的连通比例较高, 为40.3%, 平面矛盾较为突出。

从纵向上看, 二类油层平均单井射开层数5.9个, 砂岩厚度19.7m, 有效厚度14.8m, 渗透率0.447μm2。射开油层层数多, 各小层发育厚度及渗透率存在较大差异, 层间矛盾突出。

1.2 中低渗透层厚度比例大、水淹程度低

全区的平均有效渗透率为0.429μm2, 渗透率比较集中分布在0.1μm2～0.40μm2区间上, 有效厚度比例达到50.1%, 中低渗透层厚度比例大, 低未水淹厚度比例占全井的50.2%。

1.3 注聚过程中聚合物堵塞地层

聚合物溶液注入地层后, 地层中的阻力系数随着注入量的增加而不断增加, 使得油层渗流能力下降, 特别是中低渗透层, 容易发生堵塞, 从而使聚合物溶液延高渗透层注入, 聚驱效果差。从16口井产液剖面资料看, 中低渗透层产液能力低:渗透大于0.8μm2的油层, 产液厚度比例达到28.5%;渗透小于0.3μm2的低渗透油层, 产液厚度比例仅为8.2%。

2 注聚过程中采取的综合调整方法

在注聚过程中, 我们根据不同时期存在的问题, 采取了针对性调整:

2.1 注聚前深度调剖, 缓解层内矛盾

在层间渗透率级差大且存在高渗透层的井区, 聚合物驱调整注入剖面的作用较小, 聚合物扩大波及体积的作用得不到充分发挥, 聚合物驱油效果差。因此在注聚前采取深度调剖是解决聚合物延高渗透层注入的有效办法。从注聚前实施深度调剖13口井的注入剖面看, 渗透率大于0.5μm2的吸水厚度及相对吸水量下降, 渗透率小于0.5μm2的吸水厚度及相对吸水量增加, 由此可见调剖能有效地堵塞高渗透油层, 提高低渗透油层的动用程度, 扩大注入液波及体积, 起到改善层内矛盾的效果。

2.2 实施分层注入, 缓解层间矛盾

根据数值模拟及一类油层注聚经验, 分注好于笼统注入, 而且分注时机越早越好, 据此在空白水驱阶段实施分注16口井, 注聚初期实施分注8口井, 注聚见效初期实施分层注入63口井, 在低值期及含水回升期, 根据剖面情况及时对层间矛盾大的注入井实施分层以及进一步细分和重组, 从吸入剖面可以看出, 分层调整后, 聚合物溶液扩大了波及体积, 层间矛盾得到缓解。

2.3 实施措施改造, 提高聚驱效果

注聚过程中, 随着渗流阻力的增加, 采出井产液量不断下降, 注入井注入压力上升。为弥补产油下降, 我们对产液能力低、产液量下降幅度大及油层堵塞的采出井实施压裂;为改善注入井注入状况, 对注入压力高注入困难的注入井实施增注措施改善注入状况。

截止目前, 共对22口采出井实施压裂, 平均单井日增液40t, 日增油9.1t。通过压裂提液, 不仅能够提高采出井的产油量, 而且能够增加低渗透油层的动用程度, 降低其阻力系数, 从而缓解周围注入井注入困难的问题;对注入井实施措施改造41口井, 其中实施压裂11口井, 解堵30口, 通过这两种措施, 注入井的注入状况得到改善, 注入质量变好, 同时由于注入压力的下降, 有了很大的方案调整空间, 聚驱效果得到改善。

2.4 注聚过程中, 及时进行针对性方案调整, 使聚驱效果最佳

在注聚过程中, 方案调整是整个注聚过程中最常采用的调整方法, 在不同注聚时期采取不同的调整思路, 能够促进采出井见效、延长低值期、最大限度的提高聚驱驱油效果。

在注聚初期, 为了促进聚合物溶液注入地层, 扩大波及体积, 方案调整以提高注入井注入强度及浓度为主, 这样做不但可以加快油井见效速度, 还可以减小采出井产液量下降幅度, 增大增油幅度, 提高聚合物驱采收率。注入井方案调整84井次, 日实注增加771m3, 配比由1:3.9调整为1:3.5。

进入低值稳定期后, 为了延长含水低值期, 一般不会对注入井的配注强度进行上调这样做容易使聚合物在地层中推进速度过快, 造成油井的含水回升期提前, 缩短含水低值期, 而是采取提高注入浓度的做法, 促进采出井进一步见效。注入井方案调整155井次, 日配注减少236m3, 日实注减少8m3, 配比由1:3.6调整为1:3.1。

进入含水回升期后, 为了控制含水回升, 一般对注入井上提注入浓度, 同时下调注入强度, 以缓解聚合物推进速度, 延长聚驱见效时间。注入井方案调整759井次, 日配注减少2430m3, 日实注减少2630m3, 配比由1:3.2调整为1:1.7。

通过一系列的针对性综合调整, 取得了较好的聚驱开发效果, 该区块在注聚三个月后开始见效, 低值期保持15个月, 含水回升期, 含水回升速度较数模预测慢3.04个百分点。

3 几点认识

3.1 针对二类油层存在的问题采取针对性综合调整可以提高聚合物驱油效果。

3.2 深度调剖可以改善油层层内矛盾, 分层注入改善油层层间矛盾。

二类油层 第4篇

1 大庆油田不同注聚阶段分层注聚技术

1.1 主力油层聚合物分层注聚技术。

油田刚刚采用聚驱时, 为保证聚合物不降解, 注入管都使用光油管下部是喇叭形, 上部的油套环采用封隔器封隔。为降低铁离子对聚合物的降解作用, 油管内、外壁采用镀镍处理, 保证注入聚合物的浓度和分子量不发生变化。这种做法可以改善注入剖面, 但油层的层间矛盾依然还在, 且而且依然突出, 为了更好的提高注聚的效果, 所以要采取分注的方法。

1.2 二、三类油层分层注聚技术。

在2002年底的时候, 二、三类油层进行了试采性和聚合物驱先导性试验。由于二、三类油层纵向非均质性较为严重, 单层的厚度比较薄, 油层的层数比较多, 分注层段数也多, 油层的渗透率较低等因素。所以对油层间渗透率差别比较大的注聚井, 要采用多层的注入工艺才行。我们在地面上采用单泵单管进行供液, 井下采用单管偏心分注的办法, 所有管柱都由封隔器、偏心配注器等工具组成, 这样可以减少聚合物溶液的粘黏度在8%左右。

分层注聚技术的应用, 很好的改善了层间吸液差异大的难题, 提高了不良层段注入的强度, 还使得较好层段的注入量得到了控制。增加了波及面积, 使注聚后期综合含水的回升速度得到控制, 区块的开发效果得到了改善。采取分层注入的方法, 提高了聚驱的效果, 有效的缓解了层间矛盾。

在实际情况中, 二、三类油层的注聚压力较高, 原因是油层间渗透压力不同, 相对单一分子量的聚合物很难适应不同油层。在分子量相同时, 分子量高的聚合物不能适应低渗透油层, 由于油层的渗透率较低, 所以吸附作用加大, 渗流作用大大下降而产生堵塞, 降低聚驱采收率。分子量的不断加大, 聚合物的粘度、阻力和残余阻力系数增加, 水油的流度比加大, 采收率提高;另一方面, 较低分子量的聚合物进入低渗透油层后, 聚驱控制效果下降, 影响聚驱采收率。因此, 要确定二、三类油层的聚合物的分子量时就必须要思考两方面问题, 第一, 选择聚合物的分子量要尽可能的高;第二, 聚合物分子与不同油层的渗透关系。只有这两方面的问题都考虑周全了才能这取得较好的聚驱效果。

2 实验区油层开采简况及沉积特征

2.1 油层特征

2.1.1 油层断层多, 连通关系错综复杂。

实验区油层位于主力油层背斜面的顶部, 断层较多且相互交错, 小断层, 主断层和次级断层相互交叉, 形成了很多个封闭和半封闭的区块, 区块内的油层连通情况错综复杂。

2.1.2 砂体结构复杂, 有多种类型的砂体。

实验区在三角洲内, 外缘和前缘相互沉积。综合考虑砂体的发育形态和各种发育状况将其分为以下四种沉积类型: (1) 前内缘相枝状的形三角洲砂体:水下的分流河道较窄, 呈现树枝状分布, 主砂体成片状分布。 (2) 前内缘相枝-坨过渡状的三角洲砂体:河道砂体不连续, 呈现枝状和坨状, 河道砂外沿部发育主砂体、非主体砂和表外储层。 (3) 前内缘相坨状的三角洲砂体:河道砂没有连续性, 以零散状分布。 (4) 前外缘相Ⅰ类砂体:主砂体发育面积较大。

2.2 适合实验油层的分层分质注入技术。

大庆油田的二类油层的定义为:河道砂发育面积大于30%, 有效渗透率在10010-3μm2以上, 平均的渗透率为30010-3μm2左右, 河道宽度为200~1000m的沉积单元。实验区油层确定为有效厚度≥0.5m、渗透率≥10010-3μm2的油层。二类油层的渗透率几乎平均分布在各个渗透率区间, 这样就形成一种相对分子质量聚合物非常难适应二类油层的渗透率。二类油层在聚驱过程中, 通过采取纵向分层分质注聚的方法, 即:在分层采取注聚的前提下, 根据油层渗透率的不同, 采取注入不同分子质量聚合物, 来解决单一相对分子量注入是出现的纵向矛盾。同时, 实现了在油层平面上注入不同相对分子质量的聚合物, 也就是平面分质注聚。

根据数值模拟的研究, 结果表明:分质优于分层注聚, 分质注聚比分层注聚的采收率提高了1.7~3.2%。渗透率>3.0时, 普通注聚采收率大幅度下降 (图1) ;渗透率>2.0, 高渗层的厚度在30%~70%时, 分质注聚的方法比分层注聚的方法提高1%个的采收率 (图2) 。

实验区油层与主力油层相比, 油层薄, 渗透率低, 平面发育的规模小, 非均质性强。因此, 在此类油层采油时, 都应采取此方法来提高采收率。

2.3 几点认识。

(1) 二、三类油层沉积的砂体层数增多, 渗透率降低, 河道砂体变窄, 在沉积中较多的含有分流河道、坨状砂且分布更加复杂, 驱采难度大于主力油层, 可是这类油层余油较多, 具有非常大的增产潜力。 (2) 二、三类油层渗透率级差较大, 驱采过程中, 油层间的矛盾非常突出, 分层注聚在二类油层驱采中, 能够有效的缓解油层间的矛盾, 是提高采收率的一种有效措施。 (3) 二、三类油层的渗透率差异较大, 单一分子量的聚合物不可能适合不同类型的油层, 分质注入技术可以实现注入的聚合物与油层间的匹配, 非常适合二类油层的地质特点, 具有非常好的开发前景。

参考文献

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二类油层 第5篇

萨北开发区北三西西块二类油层于2007年6月投产, 2008年11月注聚, 聚合物用量68PVmg/L时见效, 到216PVmg/L时进入低值期, 低值期运行13个月, 目前处于含水回升阶段, 主要存在以下问题:

一是局部井区采油井渗流能力变差, 地层压力高, 周围注入井注入困难。区块平均注入压力11.8MPa, 比注聚前上升4.4MPa。大于12.6M P a的注入井有40口, 占总井数的15.5%, 平均注入压力13.0MPa, 比破裂压力仅低0.5M P a, 顶破裂压力井为9口。因此需要对这部分采油井进行压裂改造, 改善注入状况, 进一步促进采油井受效;二是部分采油井见效后渗流阻力增大, 流压较低, 目前平均流压3.87M P a, 产液量明显下降。有86口见效井产液量下降幅度较大, 注聚前日产液8862t, 日产油562t, 目前日产液3490t, 日产油570t, 日产液下降幅度达到了60.6%, 比全区降幅高27.5个百分点;三是中低渗透层厚度比例大, 动用程度低, 是下步挖潜的主要对象。从区块17口井产液剖面资料看, 中低渗透层动用程度低。渗透率小于500´10-3mm2的中低渗透油层, 有效厚度为6.8m, 占总有效厚度的58.1%, 相对产液量为46.9%, 因此这部分未动用的油层是下步挖潜的主要对象。

2 选井选层原则及压裂工艺

针对区块存在问题, 采取压裂改造措施改善中低渗透层渗流能力、提高油井完善程度, 改善注入井注入状况, 以达到促进油井均匀见效的目的。

2.1 压裂选井选层原则

(1) 选择见效后产液量下降幅度大、采聚浓度较低、流压低的井, 措施目的层以中低渗透层为主, 以提高油层动用状况。

(2) 选择采出端近井地带堵塞, 地层压力高, 流压低, 周围注入井注入困难的采油井, 以提高油层的导流能力, 调整注采压差, 改善注采状况。

(3) 选择平面上砂体发生相变且水淹程度相对较低部位压裂, 以改善油层平面动用状况。

(4) 地层压力在原始地层压力附近 (总压差一般>+0.5MPa) , 油井流压低 (一

(6) 具有压裂工艺水平所要求的良好隔层。

(7) 套管无损坏, 压裂层段套管外无窜槽。

2.2 压裂方法的选择

(1) 压裂层含水低, 隔层条件好 (大庆油田要求隔层厚度大于2米, 视隔层条件和地应力状况而定) , 可以单独构成一个压裂层段的, 采用普通压裂。

(2) 压裂层多, 隔层薄, 不能单卡的层段可采用多裂缝压裂。

(3) 油层厚度大, 层内水淹不均匀或多层合压有高含水层的井可采用选择性压裂。

2.3 选井结果

根据上述选井原则, 2011年我们选取了14口采油井进行压裂。平均单井发育砂岩厚度18.7m, 有效厚度12.4m, 地层系数4.981um2.m。根据地层发育情况和水淹资料确定压裂层位, 单井措施砂岩厚度10.7m, 有效厚度6.7m, 地层系数2.225 um2.m, 平均单井压裂层段1.6个。根据压裂层位沉积特征, 把14口压裂井分为主体带发育型、砂体变差部位型和薄差层发育型三个类型, 这三种类型井依次压裂了2口、9口、3口。

3 压裂效果分析

3.1 取得了较好的增油降水效果

14口采油井平均单井日产液量由压裂前35.8t增加到72.9t, 日产油量由7.0t增加到14.3t, 含水由压裂前的80.5%下降到80.4%, 下降了0.1个百分点, 目前日产油9.8t, 仍然有效。截止到2011年8月, 已累计增油22470t。

3.2 注入状况得到改善

压裂井的试井资料表明, 措施后增强了油层的渗流能力, 流动系数由压前的0.063μm2.m/m Pa.s增加到压后的1.199μm2.m/m P a.s;对比压裂前后连通注入井吸入剖面可以看出, 压后减小了油层渗流阻力, 薄差层得到了动用;压后采出井矿化度和氯离子浓度都有了不同程度的增加, 说明动用了新的油层;从生产资料来看, 周围注入井的注入压力由压前的11.7M P a下降到压后的11.2MPa, 下降了0.5MPa。

水效果, 注入井的注入状况也得到明显改善, 但不同类型沉积砂体压裂效果存在较大差异, 下文分别用A型、B型、C型代表主体带发育型、砂体变差部位型和薄差层发育型三个类型。其中B型压裂9口井, 压后单井日增液37.4t, 日增油9.0t, 含水下降1.7个百分点;C型压裂3口井, 压后单井日增液30.1t, 日增油4.7t, 含水上升0.7个百分点;A型压裂2口井, 压后单井日增液46.9t, 日增油3.9t, 含水上升5.3个百分点, 可以看出A型增油降水效果最好。

分析效果差异影响因素, 首先从措施层发育上来看B型油层措施砂岩厚度10.8m, 有效厚度7.3m, 地层系数2.733μm2.m, 措施有效厚度分别较A型和C型多0.9m和2.2m, 地层系数也较两者高1.2355μm2.m和1.5457μm2.m;从水淹上看, C型中低水淹厚度比例最高, 达到57.3%, 分别较B和A型中低水淹厚度比例高1.6和6.1个百分点, 说明C型和B型中低水淹厚度比例较高, 具有较大的增油潜力;从措施层连通方向上看, A型措施层连通最好, 平均连通方向为4个, 而B和C型连通方向分别为3.7个和2.9个, A型和B型的油层连通状况较好, 具有较好的来液方向;从单位厚度累积增油上看, A型2口井单位厚度累积增油236t/m, 较全区高19t/m, B型和C型单位厚度累积增油分别为178t/m和164t/m, 分别低于全区39t/m和47t/m, 需要采取压裂措施促进其见效。

综上可以看出, 砂体变差部位型主要以中低水淹为主, 具有较大剩余油潜力和物质基础, 具有充足的能量供给, 压裂效果较好。对薄差层发育和主体带发育的油层进行压裂, 则能够充分挖掘各类剩余油, 同时能够更好的改善油层渗流能力, 提高采出井产液能力和改善注入井注入状况。

4 几点认识

(1) 在具体的选井选层过程中, 需要结合区块的实际情况具体分析, 综合考虑油层的发育状况, 才能确保二类油层压裂有好的效果。

(2) 针对砂体变差部位的油层进行压裂, 可以取得较好的增油挖潜效果。

(3) 针对主体带发育和薄差层发育的油层进行压裂, 可以有效改善采油井渗流状况和注入井注入状况。

参考文献

二类油层 第6篇

关键词：二类油层,含水上升

东区二类在分子量、浓度个性化设计基础上, 根据注聚全过程层间动用状况变化规律, 个性化设计单井交替注入方案。另外, 空白水驱阶段25个月, 于2013年6月开始注聚, 2013年7月达到见效高峰, 含水下降5.6%, 目前已注聚23个月, 含水开始大面积回升。

1 注聚后期存在主要矛盾及原因分析

1.1 注聚后期存在主要矛盾

从全区含水分级看, 2015年4月与见效高峰期对比, 全区日产油下降165吨, 含水上升1.9%, 含水上升2%井51口。

其中含水下降井26口, 含水稳定井72口, 含水上升井51口, 日产油下降259吨, 含水上升7.54%, 含水上升井数占全区井数的34%。与见效高峰期对比, 平均每月含水上升0.26%。因此在注聚后期阶段含水上升井多, 上升速度快为主要矛盾, 下面对这51口含水上升井进行分析:

从全区分站含水变化情况看, 四座站中中四号站井含水下降幅度最大, 下降7.5%, 含水回升速度也是最快的。对含水上升51口井进行分站对比, 其中所占比例最高的为中四号, 井数22口, 对比生产情况日产油下降125吨, 含水上升8.87%;其次为新中308站, 井数10口, 日产油下降60吨, 含水上升8.41%。

1.2 含水上升原因分析

对51口含水上升井逐井进行分析, 把含水上升原因分为五类:层间差异大, 累计增油量高, 注入状况差, 水驱干扰, 注采不完善。

这类井中3号4口, 中4号8口, 聚中312站3口, 新中308站6口, 平均单井累计增油1871吨。以中丁71~斜P9为例, 2014年12月进行测试调整, 调整前检配情况显示水量都集中在偏Ⅰ层段, 因此对偏Ⅰ投水嘴进行控制, 调整后各层吸水均匀。

全区平均单井累计增油1667吨, 这类井平均单井累计增油4614吨, 大大超过全区平均水平。这类井油层厚度大, 油水井连通好, 测试检配情况看各层吸水状况都很好。

2 综合治理措施及效果

2.1 综合治理措施

优化注入参数, 实施跟踪调整, 提高与油层匹配性, 实施提浓120口, 降浓51口, 共计171口, 措施前后对比日配溶液上调135m3, 日配母液上调45m3。

分层注聚, 降低高渗层强度, 提高差层动用程度对具备分层条件井全部分层, 加大测试调整力度, 提高中低渗透层动用程度, 目前分层119口, 分注率达到81%, 措施前后对比, 注入压力上升0.4MPa。以中丁251~E52井为例, 2014年9月测试水量主要在偏Ⅰ、偏Ⅱ, 对这两个层段投水嘴控制, 于2015年1月检配发现偏Ⅲ为突进层, 又再次对此层进行控制。周围连通的四口采出井测试前后对比看, 日产油上升3.58吨, 含水下降0.89%。

对注入压力高井采取增注措施, 改善注入状况对注入压力高, 注入困难井进行压裂9口, 措施后压力下降2MPa, 日实注上升115m3。以中丁261~斜E48井为例, 压裂改造后, 差层得到动用, 周围连通采出井含水保持稳定。

水驱封堵, 减小两驱干扰, 2014年10月开始, 对与聚驱有对射层位的东区水驱井进行封堵措施, 目前已干38口, 待干37口。

含水回升阶段共实施压裂6口, 日产液上升240吨, 日产油上升24吨。例如:Z4~SE50井位于河道边部剩余油富集区域, 连通注入井注入情况较好, 周围油井见效, 在2014年10月封堵后含水明显下降, 但2015年2月含水有回升趋势, 因此制定压裂方案筛选河道边部薄差层, 不压高渗厚层, 压裂后含水保持稳定

2.2 综合治理效果

较含水回升初期对比, 平均每月含水上升0.23%下降到0.15%, 含水上升速度减缓。2015年对注入井加大测试调整力度, 共测调157井次, 投拔水嘴375个, 平均单井投水嘴2.4个, 目前与2014年下半年对比, 注入剖面有好转趋势。

3 下步工作安排

以注定采, 做好注入参数与各类油层匹配调整, 优化注采速度, 调整平面纵向矛盾, 加强测试调整, 改善中低渗透层吸水状况, 最大限度提高采收率。优化注入参数, 匹配调整注采速度, 对压力空间小、高含水井组降浓2口, 对注入压力较低、含水上升快井组提浓、提速10口。目前, 全区注入井总井数154口, 开井149口, 分层井数129口, 分注率83.8%, 下步继续加大测试调整力度, 控制单层突进。注入体系调整。4月份注入体系改为纯污水, 粘度下降幅度较大, 5月份调整为清污混注后, 粘损与纯污水注入时对比有所好转, 但仍然较高, 导致5月含水上升速度加快。对高含水井采取间抽、下调参措施, 改变聚合物流向, 促进受效。对采出井进行薄差层压裂, 提高油层动用状况, 下步计划进行油井压裂2口;对压力高井进行压裂改造, 改善注入状况, 下步计划进行水井压裂3口。做好水驱油井封堵工作, 减少两驱干扰。加快大修及查套力度, 注入井待大修5口

4 结语

二类油层 第7篇

1.1 平面上井点间厚度差异大

北一区断西西块全区661122口井, 平均单井有效厚度11.5m, 其中小小于于66mm的的8844口口, , 66--88mm为为7711口口, , 88--1100mm为为111111口口, , 1100--1122mm为为9988口口, , 1122--1144mm为为8888口口, , 大大于于1144mm为为116600口口, , 单单井井最最大大有有效效厚厚度度为为3322..77mm, , 最最小小有有效效厚厚度度为为00..88mm。。可可以以看看出出, , 全全区区有有效效厚厚度度分分布布非非常常不不均均匀匀。。

1.2 平面间层间差异大

北一区断西西块萨Ⅱ10-萨Ⅲ10各沉积单元钻遇厚度分布不均, , 其其中中SS221100和和SS3388厚厚度度较较大大。。

1.3空白水驱阶段开采特征

1.3.1投产初期注入压力不均衡

北一区断西西投产初期, 注入压力分布不均衡, 其中压力小于6MPa及大于12MP占大多数。井与井之间注入压力差异很大, 注入能力偏低。1.3.2

1.3.2 投产初期产能递减快, 含水上升快

北一区断西西块于2009年12月投产完毕, 全区开井324口, 当月累计日产液17971t, 累计日产油1338t, 其综合含水是92.6%, 到2010年5月, 当月累计日产液20377t, 累计日产油1184t, 5个月里, 日产液增加了2406t, 日产油却减少了154t, 综合含水已经达到94.2%, 含水连续上升了1.6个百分点。

2注水匹配调整的思路及做法

2.1 调整思路

根据二类油层的油层沉积特征、砂体发育状况、连通状况及层间渗透率差异, 来合理匹配注水井调整, 以保持全区注采平衡, 减小层间差异, 控制含水上升为原则, 对于层间差异大、含水高, 含水上升快井区进行细分注水, 对于低含水低沉没度井区适当提水, 对于高含水高沉没度景区合理控水。

2.2 调整做法

2.2.1 采取提控结合措施, 笼统井进行注水量匹配调整

针对油井11种不同类型问题我们从2010年5月相继进行了水井的匹配调整, 对于高含水、高沉没度及相邻注聚的油井, 采取控制注水井注水量, 调整55口井, 降低配注565m3。由于油井换大泵及上调参井较多, 导致低沉没度井偏多, 对于低沉没度, 低含水及措施前培养的油井, 采取提高注水井注水量, 共调整水井251口, 增加配注7690 m3。

北1-丁25-E14井是一口采出井, 通过对其周围的两口注水井进行下调水量, 日产油由3.0t增加到3.8t, 含水下降1.8个百分点, 沉没度由原来的789米下降到621米, 见到了明显效果。

2.2.2 加大分层注水和层段调整力度, 控制区块含水上升速度

根据北一区断西西平面差异严重, 含水上升快的特征, 我们主要采取了加大分层力度, 来合理运用层间动用程度。全区分层井153口, 已经达到全区水井的53%。

分层井连通油井含水上升速度减缓, 产量稳中有升。其中, 一二向连通的采出井月含水上升率由分层前的0.4%下降到0.10%;三四向连通的采出井月含水上升率由分层前的0.43%下降为0.1%。

在调整问题油井连通笼统井同时, 分层井层段合理调整也是非常必要的。

全区共调整分层井229井次, 配注增加3085m3, 实注增加2995m3, 使区块供液不足状况得到有效缓解。

我们同样针对各类型问题油井, 调整其分层水井层间配注, 我们主要采用折算有效强度 (折算有效强度=日配注/ ( (砂岩厚度-有效厚度) /3.48+有效厚度) ) 合理性来进行各层间的配水, 对于高含水、高沉没度井, 我们在水井能完成配注的条件下, 减少注水量, 合理限制限制层注水量, 加强加强层注水量, 使注水趋于合理化, 对于低含水, 低沉没度井, 尽量减少连通水井全井配注, 对于分层井要调节各层间配注, 确保实注能完成配注量。全年共调整井数111口, 层段304个;其中改善加强层119个, 平均注入强度由调整前的7.4m3/d.m变为8.2m3/d.m;接替层72个, 平均注入强度由调整前的6.6m3/d.m变为8m3/d.m;限制层113个, 平均注入强度6.3m3/d.m变为3.9m3/d.m, 限制层的注水强度得到了有效控制。

北1-丁6-斜E26井是一口采出井, 先后对其周围的三口注水井进行分层及改造, 并且从8月相继对两口分层井B1-D6-E25、B1-D6-SE27进行注水调整, 在保证限制层的基础上, 对加强层及接替层合理增加其注水, 使层间剩余油得到充分利用。2010年12月, 日产油由4.2t增加到7.6t, 含水由分层前的96.3%下降到目前的93.9%, 效果明显。

2.3调整效果

2.3.1注入压力不均衡得到了改善

通过分层及注水调整, 全区注入压力普遍提高, 井与井之间注入压力差异逐渐减小, 由投产初期8.2MPa提高到9.8MPa, 注入能力得到了明显提高。

2.3.2含水上升速度得到明显控制, 产油量稳中有升

从开采曲线可以看出2009年12月投产完毕, 综合含水为92.6%, 到2010年5月已经连续上升到94%, 上升了1.4个百分点。自从对水井进行大批匹配调整后, 可以看到2010年5月到2010年12月, 含水下降了0.8个百分点, 说明水井的调整使得全区综合含水上升得到了减缓, 产能提高, 日产液日产油也稳中有升, 全区整体开发效果得到了改善。

3 几点认识

3.1 通过对笼统井及时有效的调整使得注采更加平衡, 措施效果好;

3.2 通过加大分层注水, 有效地控制了区块的含水上升速度;

3.3 分注以后, 在注入过程中对层段性质进行合理化调整, 使薄差层动用程度得到改善;

3.4 折算有效强度算法使得分层及层段间调整更加合理化。

摘要：北一区断西西二类油层开采萨β10-萨β10层段中有效厚度大于1.0m的油层, 采用125m注采井距, 由于注采井距小, 注入速度快, 加上开采初期地层非均质性强、层间平面矛盾突出、注入压力不均衡, 区块投产初期阶段出现含水上升快、产量递减快的特征。通过井组含水的变化原因分析, 初步确定含水上升快、产量递减快的井分为11种类型, 针对每种类型的具体特点采取个性化调整方案, 提高了油井的采出能力, 使得含水得到有效控制, 区块产量递减减缓。