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整体调驱油藏动态监测技术研究

时间:2017-08-07分类:冶金工业

  这篇检测技术论文投稿发表了整体调驱油藏动态监测技术研究,论文以河间东营油藏为例,探讨了河间东营整体调驱方案及实施情况,介绍整体调驱油藏如何进行动态监测部署、如何运用动态监测资料,取得了良好效果,可以为其他油藏整体调驱提供借鉴。

  关键词:检测技术论文投稿,整体调驱,监测,剩余油

  一、前言

  随着油田开发时间的延长,很多油藏目前已进入双高阶段,即“高含水”“高采出程度”。由于长期的注水开发,整体层间、层内和平面矛盾较突出,主吸水层主要集中在主力油组的主要砂体上,长期主产主吸,造成主力砂体水洗效率低,平面剩余油分散。同时非主力层地质储量也不可小视,层间潜力有待启动。如何继续挖潜不同类型剩余油潜力,是双高老油藏面临的一个重要难题。整体调驱技术通过对油藏注水开发井组开发现状、存在问题、剩余油潜力等进行分析论证,筛选出适宜井组,可有效地实现油层深部液流转向,扩大水驱波及体积,改善主力油层层内、平面见效状况,同时封堵高渗透层段,启动非主力油层,进一步改善开发效果,提高采收率,为油田三次采油、持续稳产奠定良好的基础。动态监测技术贯穿于整体调驱项目的始终,成为至关重要的环节。只有合理地安排、分析、运用好动态监测技术,才有可能有效地保证整个项目施工过程中的方案设计、现场调整、效果分析以及推广运用,力争“设计有法”“调整有据”“分析有理”“推广有道”,为同类油藏的治理提供可靠的技术支持。

  二、河间东营整体调驱方案及实施情况

  选井原则:河间东营整体调驱选井坚持选择油层发育好、连通情况好、剩余油富集的主力油层作为选井的区域;立足井区,集中整体优选;以砂体分布稳定,注采井网完善,多向注水见效明显,整体水淹严重油层为重点;注水井井况好,吸水状况良好,具备一定的爬坡空间。为此,优选河间东营东部井区12口注水井开展整体深部调驱,其中正常注水7口,平均注水压力6.8MPa,单井日注水平均为34m3,注入能力较好。油井31口,正常生产28口,高含水井25口,占总开井数的89%。确定8井组开展分层调驱、4井组实施笼统调驱、调驱结束适时实施分注,实现油田平面、纵向立体调整。体系确定:该项目采用“可动凝胶+聚合物微球”的复合调驱方式。优选调驱配方体系如下:聚合物———型号为:FP3640D;交联剂:LHJ-II(主剂),聚胶比1∶1.67;促胶剂:LHJ-II(添加剂);柔性微球:采油用微胶团型可动凝胶FSMG。

  通过室内体系评价凝胶和聚合物微球基本性能、热稳定性和封堵运移能力,对六套交联体系和两个聚合物微球体系样品以盲样的形式,进行了配方初筛选和优选评价,注入浓度1200mg/L、0.06PV较优,总注入量278000m3,凝胶注入浓度聚合物1200mg/L+交联剂主剂2000mg/L+助剂1750mg/L,微球注入浓度3000mg/L。现场注入及见效情况:整体调驱项目采用配水间集中建站,单泵对单井的注入方式。凝胶段塞注入分为污水配液注入阶段和清水配液注入阶段,其中污水配胶阶段注入2411m3,清水配胶阶段67889m3,累计注入凝胶70300m3。凝胶注入阶段12口水井共计注入微球量207700m3,即623100kg。12口调驱水井连通油井开井30口,水驱见效26口,调驱见效油井30口,见效率100%,其中17口明显见效。连通油井目前含水89.14%,截至2016年4月,月平均日增油42.8t,2015年当年增油12093t,2016年增油4531t,累计增油18202t。

  三、整体调驱动态监测方案

  作为河间东营整体调驱项目的核心环节,动态监测贯穿于整个实施过程,为确保试验井区选井、注入、调整、效果研究依据充分、资料齐全,分别编制了注入前、注入中和注入后动态监测方案。

  1.动态监测设计要求。水质监测:每周一次对配制用水的水质进行化验分析。原油性质监测:调驱剂注入前和注入后各测一次原油全分析。调驱体系性能监测。每批次聚合物性能指标监测(包括分子量、水解度、固含量等),每批一次。每批交联剂的质量检测(pH值、交联剂主剂有效含量、成胶能力等指标检测),每批一次。微球性能指标监测(包括固含量、初始粒径等),每批一次。注入液检测:静态混合器出口的聚合物溶液浓度、黏度,交联剂浓度检测,每3天一次;井口聚合物溶液浓度、黏度,交联剂浓度,每周一次;聚合物溶液储罐出口聚合物溶液的浓度、黏度,每天一次。调驱注入开始阶段,上述资料每天一次,注入正常后按要求监测。调驱生产动态监测:一是注入井监测:调驱前、调驱过程中及调驱后每季度测吸水剖面、压降曲线和指示曲线。二是采油井监测:各一线采油井每周取样化验含水率一次,随含水样检测产出液聚合物含量;试验前半月测三次原油全分析,产出液进行离子分析。三是产出液水质:每半月化验一次离子分析;每月测流压一次,静压每季度一次;具备条件油井每半年测一次产液剖面。四是示踪剂监测:在注凝胶段塞前、段塞后、微球段塞注入后分别注示踪剂,在采油井口每天取样监测示踪剂含量,见示踪剂后每3天化验一次,至其消失。

  2.整体调驱动态监测设计方案。动态监测设计原则:调驱前应核实油水井生产数据,取全取准油井日产液(油)、含水、动液面、压力及水井注水量、注水压力吸水剖面等资料。调驱过程中,注(采)井应每隔一定时间段测取压力、吸水(产液)剖面、动态生产数据等。注入过程中应对现场注入的聚合物溶液、交联剂、聚合物微球等进行质量监测。调驱后应对现场施工进行质量监测,主要包括配液水质检测、配液质量监测和施工参数的录取等。对产出液每隔一定周期进行检测分析。调驱结束后应该继续监测调驱效果。动态监测设计方案:调驱前油井监测项目主要为原油全分析、产出液水质离子分析、流压、静压,共计221井次。注入井主要监测项目为水质监测、吸水剖面、压降曲线、指示曲线、示踪剂,共计48井次。调驱过程中油井监测项目主要为产出液水质离子分析、流压、静压,共计221井次。注入井主要监测项目为水质监测、示踪剂,共计12井次。调驱后油井监测项目主要为原油全分析、产出液水质离子分析、流压、静压,共计161井次。注入井主要监测项目为水质监测、吸水剖面、压降曲线、指示曲线、示踪剂,共计48井次,依据调驱施工具体情况酌情增补监测。

  四、监测实施情况及主要成果

  1.调驱前监测实施及成果。产出剖面监测:针对河间东营6个主力油层组,结合20口油井的历史产出剖面分级统计资料来看,不产液层占总厚度的45.6%,强产液层占油层总厚度的3.6%,油井层间矛盾突出。综合分析主要的原因是40%吸水层存在层内突进现象,水井存在较强的注水方向性,油井与连通注水井之间形成了优势水窜通道,因此调驱的主要目的是封堵优势水窜通道,扩大水驱波及体积,进一步挖掘剩余油潜力。注入剖面监测:针对主力油层,个性化设计调驱方式。仅以注水井J128井为例,该井历年吸水剖面显示上部油层(3~10号层)为主要出水层,对应油井高含水,设计分层调驱,填砂保护下部油层,单调上部油层(3~10号层),调驱剂进入目的层段减少对低渗储层污染,调后分注使未水驱砂体能够有效动用,实现平面、纵向立体调整。水样、药剂取样监测:在对配液池成胶情况的监测过程中发现河一联的注入水配液不成胶,添加杀菌剂后,体系黏度降低,稳定性变差。通过水质取样检测,注入水硫酸盐还原菌严重超标,是造成污水配剂不成胶的内在原因。将现场配胶改为清水,同时将可动凝胶体系配方作相应调整,清水配液的可动凝胶体系由聚合物1200ppm+交联剂2000ppm+促胶剂1750ppm,调整为聚合物1000ppm+交联剂1670ppm+促胶剂1750ppm,清水配剂后10日成胶黏度1930mPa.s,远高于原方案的1589mPa.s,而且稳定性强、用量少、节约成本。节约聚丙烯酰胺0.2kg/m3、交联剂0.33kg/m3,总计分别节约12.66t和20.889t。

  2.调驱过程中监测实施及成果。注水指示曲线监测:微球段塞开始注入后,选取J115井在注入凝胶阶段的注水指示曲线,和调前相比封堵效果变差,而封堵效果是要考虑注入药剂与地下孔喉的匹配性,该井在注凝胶阶段压力是升高的,而在注微球阶段,封堵效果变差,压力下降。凝胶注入结束后地下高渗孔喉半径仍以微米级为主,注入的微球是纳米级。随即将微球粒径由纳米改为微米,浓度由3kg/m3升至4kg/m3,水井压力有所回升,对应油井有明显见效反应,井组日产油从17t上升至26t。注入压力监测:调驱井自微球注入阶段开始,较凝胶调驱阶段平均压力下降了2.2MPa,对应油井含水上升。2015年9月对井区内9口水井分批次提高聚合物粒径(纳米级微球升为微米级微球)和浓度(3000ppm增至4000ppm)等增压手段,调后水井压力平均上升1.9MPa,基本恢复凝胶阶段水平。

  聚合物含量监测:选取整体调驱井组对应的油井12口开展采出液聚合物含量监测,采取淀粉碘化物法测定聚合物浓度,经检测12口油井聚合物含量均较低,证明没有大规模的破胶现象,未窜。注入剖面监测:调驱过程中严格按照设计要求安排注入剖面监测,整体调驱注水井每季度测1次,共计完成注入剖面监测89井次,详细的注入剖面资料为整体调驱效果的跟踪、见效机理的分析提供可靠的数据支持。应用实例:凝胶段塞注入结束后,结合注入剖面监测资料综合分析,有剖面可对比的10口水井,其中8口井实现了层间调整,新增吸水层53.5m/14层,吸水层动用程度有所提高。6口井实现了层内改善,层间层内均有改善的4口井,新增水驱油层74.4m/20层,调驱井组水驱动用程度从43.4%提高到57.8%,河间东营整体调驱井组主要以层内调整增油为主。

  产出剖面监测:调驱过程中及时增加产出剖面监测,调驱井组连通油井每季度测1次,共计安排产出剖面监测101井次,产出剖面资料显示20口油井中有12口油井层间矛盾得到有效缓解,启动产油层35.6m/12层,原未动用油层得到动用,抑制产水层25.1m/9层,增油幅度逐渐变大。应用实例:依据产出剖面资料及产液能力,开展油井生产参数调整5井次,提液幅度23%,增油幅度达到160%,增油效果明显,同时及时安排油井配套措施,层内堵水、打更新井、补孔完善,总计开展措施5井次,措施累计增油逾1600t。3.调驱后监测实施及成果。示踪剂检测:确定见效方向———示踪剂监测资料结果显示,和调前相比,凝胶结束后新增见剂井3口,新增见剂方向6个。各井组平均单井水驱速度下降的6口,提高的3口,不变的2口。洛伦兹系数:评价调驱效果———以J127井为例,洛伦兹系数变小,说明层间矛盾得到有效改善。河间东营调驱井组调驱后注水压力上升,说明凝胶段塞的注入对高渗透条带产生了一定的封堵作用。产剖资料。应用实例:巩固调驱成果———综合分析动态监测资料,河间东营整体调驱主要以层内调整为主,层间潜力有待启动,调驱井组非主力单砂体22个,仍有16个在此次调驱中没有被启动。依据井况及调驱后测试结果,对东部井区原调驱方案进行调整,执行原分注方案3口,建议不分注2口,新增2口,设计分注井共计7口,断块分注率由20%升至41%,进一步挖掘层间剩余油。

  五、结论与认识

  1.高含水开发后期整体调驱可有效控制含水上升速度,达到控水増油的效果。2.整体调驱实施过程中动态监测技术的科学运用是至关重要的。3.整体调驱过程中,要严格执行试验监测方案,取全取准各项资料数据,建立专门的试验区档案,收集有关试验区的所有措施、生产、施工数据、信息,分门别类地统计汇总乃至技术处理,以利有关人员查阅、效果评价、总结经验推广。

  参考文献:

  [1]张秋平,等.几种注入剖面测井方法对比[J].石油化工运用,2010(04),26-29.

  [2]王中涛,等.示踪相关流量吸水剖面测井技术[J].工程地球物理学报,2013(01):41-45.

  [3]秦涛,等.地面预交联颗粒调驱剂的性能改进[J].断块油气田,2005,12(2):66-67.

  作者:江涛 刘健军 秦勤

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