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摘 要: 本文针对特高含水期正韵律油层目前存在高液量高含水低产能的状况,以控制水油流动能力,提高波及系数,调整压力场为突破,探索合理水油流动能力,提高平面层间低渗低压区域剩余油流动能力,通过对11口水井和17口油井进行实验,取得了较好的效果。
关键词: 流度比;流度比;水相渗透率;压力场;过流面积
分类号:TE348
1 概 况
孤东油田六区54-68单元,1986年10月注水,初期采用212m*212m反九点面积注水井网,1991年5月调整为采用106m*212m规则行列注采井网开发,平均有效厚度6.7米,地质储量 283 万吨,属于辫状河流相沉积,是砂泥岩正韵律亲水油藏。平均渗透率1076*10-3平方微米,平均孔隙度33.9%,原始地层压力13.1MPa,饱和压力7.75MPa,油层埋藏深度在 1340-1446米,原始含油饱和度65%,油井动液面基本在井口,平均采液强度 15.1t/m.d。由于井网较完善,长期强注强采,油井携砂能力强,地层亏空造成油井实际渗透率值高,油层底部水淹严重,油层上部注水波及系数小,剩余油的流动能力差,剩余油相对富集。平面压力不均,水淹差异大,油砂体中部压力高,油砂体边部及部分低压区域剩余油较富集。因此,提出降压强排,调整平面层间压力场,并高充石英砂,改善油层孔隙,从而降低水的流动能力的实验。
2 降低水的流动能力的理论依据
通常用水,油流度及水油流度比来描述水油流动能力及差异。水油流度比M定义为
λw kw ?o 式中 λw -----水的流度
M= = ×
λo ko ?w λo ----油的流度
由于水流动能力大于油流动能力,出现明显的粘滞指进现象。流度比越大,指进越严重。波及程度越差。特高含水期在水油粘度基本不变的情况下随着驱替的进行,含水饱和度上升,油相渗透率和水相渗透率发生变化,水油流度比发生变化。其原因在于,当地层中含水饱和度达到一定数值后,波及区的油失去连续性,变成分散的油滴分布在岩石孔隙中,这些油难以流动或被采出,而未被波及的油分布于岩性差的区域中。造成水流动能力大大高于油流动能力的实质是水以连续相形式在大孔道中畅流。正韵律油藏,由于油水粘度的差异大,在驱动压差不大时重力分离使得油层下部高渗带的水容易流动,在底部大部分水淹后,底部水饱和度高,水相渗透率增大,从而使油层纵向上的流度比产生差异,导致纵向波及系数变差,油层底部水相渗透率大,油层上部剩余油富集。根据流度比的概念,若M=1,表明水油流动能力相同;若M〈1,表明油的流动能力比水强;若 M>1,则表明水的流动能力比油强。特高含水期,油水的粘度变化不大,从公式知,只要通过降低水相渗透率可实现剩余油的挖潜,由达西定律可知
QμL
k =
A ( p1 –p2 )
那么降低水相渗透率可以通过 1.控制流量Q和 p1 –p2 值 ,改善压力场。
2.控制流体过流面积,对岩石孔隙进行改造。
3 矿场应用
3.1降水提液,合理调整平面层间压力场
选取六区东南中部实验区实施整体降水,均衡平面层间压力,降水提液并举,采取控制高液井,提高低液井液量为宗旨,控制水流速度。同时减少了携砂量。共选取水井12口,日注量由3039 m3。降至1927 m3 ,水量下降1112 m3 。液量下降501吨,在降水过程中积极采取提液措施,实施调参4口、洗井3口、低效1口,日增液156吨,日增油4.1吨,来弥补降水带来的产量波动。同时对5455层进行了均衡压力的调整。
六区54 和55层分层状况调查表
层位 注采比 累计注采比 平均砂厚 平均渗透率 含水状况 平均日液
54 0.68 0.52 5.7 966 94.74 91.7
55 1.36 1.08 8.2 1240 97.8 121.6
对比主力油层5455层,存在明显的层间差异。54层油层发育相对较差,平均砂厚及渗透率都不及55层,水淹及注采状况也极不均衡,54层累计注采比0.68 ,含水94.7% ,55层累计注采比1.08,含水97.8% 。同时针对54与55层层间压力不均,水淹程度差异大,以均衡层间压力为主,加大层间调整力度。实施偏调6口井,55层降水820 m3。如水井 31-434于4月23日实施偏调,54 层由90 m3调至150 m3,55层由100 m3调至40 m3,使连通油井33-434和32-2443日油由6.3吨上升到7.1吨。通过第一阶段实验,单元平均单井日产液量由60.8吨下降到45.2吨,单井日油由3.5吨下降到3.3吨。平均地层压力由14.99下降到12.69Mpa,流压(折算)14.11下降到11.19 Mpa。,生产压差增大0.62 Mpa。
3.2控制流体过流面积,对岩石孔隙进行改造
控制流体过流面积,对岩石孔隙进行改造。主要途径有两条,从油井上主要是通过向油层高压充填石英砂,缩小孔喉半径减少水的流动能力,控制流体指进,提高波及系数。水井实施调剖,减少水的流动能力。我们主要是通过对油井的措施来实现的,因为通过高充措施要比水井调剖的投入成本低、施工周期短。共实施油井地层高充4口,累计充填砂40m3,改善了近井地带的渗透性,减小了水流动能力,见到了良好的效果。油井高充前日液423.4吨, 日油5.8吨, 含水98.6%, 动液面井口, 高充后日液270.2吨, 日油 17.3吨,含水93.6%, 动液面360米。 对比日油增加11.5吨,含水下降5% 。
4 效果验证
4.1平面原油性质变化规律
孤东油田六区54-68单元原油性质受构造的影响比较明显,构造高部位原油性质好,向边部逐渐变差.单元构造顶部原油粘度一般在300-500mPa.s,中部800mPa.s左右,边部1500mPa.s。
4.2原油性质随含水变化规律
原油性质随着含水率的增高有变差的趋势,低含水期原油密度一般为0.96g/cm3 中含水期末原油密度一般为0.965g/cm3 ,高含水期原油密度一般为0.97g/cm3,特高含水期原油密度一般为0.9725g/cm3,
4.3数据对比
井号 粘度 密度
前 后 对比 前 后 对比
32-2443 910 1070 160 0.9731 0.9614 -0.0117
32-455 941 1611 670 0.9706 0.9658 -0.0048
36-2443 754 1642 888 0.9687 0.9557 -0.013
38-2415 944 1585 641 0.9821 0.971 -0.0111
流度比M的变化
调整前,由于高压高液,高含水(98.6%),油的粘度差异不大,M是 2306 调整后虽然?o上升,但kw减小,ko减小,M为1578
5 结 论
通过相关数据对比,说明了通过探索合理水油流动能力,使正韵律油层顶部低渗段,以及边部受渗透率变异影响的不流动剩余油得到了驱替。
【参考文献】
1.孤东油田六区管上段精细油藏描述及剩余油分布研究 陈德坡 杨仁金等 胜利石油管理局地质科学研究院 1997 年3月
2.油层物理学 秦积舜 李爱芬 石油大学出版社 2001.7
关键词: 流度比;流度比;水相渗透率;压力场;过流面积
分类号:TE348
1 概 况
孤东油田六区54-68单元,1986年10月注水,初期采用212m*212m反九点面积注水井网,1991年5月调整为采用106m*212m规则行列注采井网开发,平均有效厚度6.7米,地质储量 283 万吨,属于辫状河流相沉积,是砂泥岩正韵律亲水油藏。平均渗透率1076*10-3平方微米,平均孔隙度33.9%,原始地层压力13.1MPa,饱和压力7.75MPa,油层埋藏深度在 1340-1446米,原始含油饱和度65%,油井动液面基本在井口,平均采液强度 15.1t/m.d。由于井网较完善,长期强注强采,油井携砂能力强,地层亏空造成油井实际渗透率值高,油层底部水淹严重,油层上部注水波及系数小,剩余油的流动能力差,剩余油相对富集。平面压力不均,水淹差异大,油砂体中部压力高,油砂体边部及部分低压区域剩余油较富集。因此,提出降压强排,调整平面层间压力场,并高充石英砂,改善油层孔隙,从而降低水的流动能力的实验。
2 降低水的流动能力的理论依据
通常用水,油流度及水油流度比来描述水油流动能力及差异。水油流度比M定义为
λw kw ?o 式中 λw -----水的流度
M= = ×
λo ko ?w λo ----油的流度
由于水流动能力大于油流动能力,出现明显的粘滞指进现象。流度比越大,指进越严重。波及程度越差。特高含水期在水油粘度基本不变的情况下随着驱替的进行,含水饱和度上升,油相渗透率和水相渗透率发生变化,水油流度比发生变化。其原因在于,当地层中含水饱和度达到一定数值后,波及区的油失去连续性,变成分散的油滴分布在岩石孔隙中,这些油难以流动或被采出,而未被波及的油分布于岩性差的区域中。造成水流动能力大大高于油流动能力的实质是水以连续相形式在大孔道中畅流。正韵律油藏,由于油水粘度的差异大,在驱动压差不大时重力分离使得油层下部高渗带的水容易流动,在底部大部分水淹后,底部水饱和度高,水相渗透率增大,从而使油层纵向上的流度比产生差异,导致纵向波及系数变差,油层底部水相渗透率大,油层上部剩余油富集。根据流度比的概念,若M=1,表明水油流动能力相同;若M〈1,表明油的流动能力比水强;若 M>1,则表明水的流动能力比油强。特高含水期,油水的粘度变化不大,从公式知,只要通过降低水相渗透率可实现剩余油的挖潜,由达西定律可知
QμL
k =
A ( p1 –p2 )
那么降低水相渗透率可以通过 1.控制流量Q和 p1 –p2 值 ,改善压力场。
2.控制流体过流面积,对岩石孔隙进行改造。
3 矿场应用
3.1降水提液,合理调整平面层间压力场
选取六区东南中部实验区实施整体降水,均衡平面层间压力,降水提液并举,采取控制高液井,提高低液井液量为宗旨,控制水流速度。同时减少了携砂量。共选取水井12口,日注量由3039 m3。降至1927 m3 ,水量下降1112 m3 。液量下降501吨,在降水过程中积极采取提液措施,实施调参4口、洗井3口、低效1口,日增液156吨,日增油4.1吨,来弥补降水带来的产量波动。同时对5455层进行了均衡压力的调整。
六区54 和55层分层状况调查表
层位 注采比 累计注采比 平均砂厚 平均渗透率 含水状况 平均日液
54 0.68 0.52 5.7 966 94.74 91.7
55 1.36 1.08 8.2 1240 97.8 121.6
对比主力油层5455层,存在明显的层间差异。54层油层发育相对较差,平均砂厚及渗透率都不及55层,水淹及注采状况也极不均衡,54层累计注采比0.68 ,含水94.7% ,55层累计注采比1.08,含水97.8% 。同时针对54与55层层间压力不均,水淹程度差异大,以均衡层间压力为主,加大层间调整力度。实施偏调6口井,55层降水820 m3。如水井 31-434于4月23日实施偏调,54 层由90 m3调至150 m3,55层由100 m3调至40 m3,使连通油井33-434和32-2443日油由6.3吨上升到7.1吨。通过第一阶段实验,单元平均单井日产液量由60.8吨下降到45.2吨,单井日油由3.5吨下降到3.3吨。平均地层压力由14.99下降到12.69Mpa,流压(折算)14.11下降到11.19 Mpa。,生产压差增大0.62 Mpa。
3.2控制流体过流面积,对岩石孔隙进行改造
控制流体过流面积,对岩石孔隙进行改造。主要途径有两条,从油井上主要是通过向油层高压充填石英砂,缩小孔喉半径减少水的流动能力,控制流体指进,提高波及系数。水井实施调剖,减少水的流动能力。我们主要是通过对油井的措施来实现的,因为通过高充措施要比水井调剖的投入成本低、施工周期短。共实施油井地层高充4口,累计充填砂40m3,改善了近井地带的渗透性,减小了水流动能力,见到了良好的效果。油井高充前日液423.4吨, 日油5.8吨, 含水98.6%, 动液面井口, 高充后日液270.2吨, 日油 17.3吨,含水93.6%, 动液面360米。 对比日油增加11.5吨,含水下降5% 。
4 效果验证
4.1平面原油性质变化规律
孤东油田六区54-68单元原油性质受构造的影响比较明显,构造高部位原油性质好,向边部逐渐变差.单元构造顶部原油粘度一般在300-500mPa.s,中部800mPa.s左右,边部1500mPa.s。
4.2原油性质随含水变化规律
原油性质随着含水率的增高有变差的趋势,低含水期原油密度一般为0.96g/cm3 中含水期末原油密度一般为0.965g/cm3 ,高含水期原油密度一般为0.97g/cm3,特高含水期原油密度一般为0.9725g/cm3,
4.3数据对比
井号 粘度 密度
前 后 对比 前 后 对比
32-2443 910 1070 160 0.9731 0.9614 -0.0117
32-455 941 1611 670 0.9706 0.9658 -0.0048
36-2443 754 1642 888 0.9687 0.9557 -0.013
38-2415 944 1585 641 0.9821 0.971 -0.0111
流度比M的变化
调整前,由于高压高液,高含水(98.6%),油的粘度差异不大,M是 2306 调整后虽然?o上升,但kw减小,ko减小,M为1578
5 结 论
通过相关数据对比,说明了通过探索合理水油流动能力,使正韵律油层顶部低渗段,以及边部受渗透率变异影响的不流动剩余油得到了驱替。
【参考文献】
1.孤东油田六区管上段精细油藏描述及剩余油分布研究 陈德坡 杨仁金等 胜利石油管理局地质科学研究院 1997 年3月
2.油层物理学 秦积舜 李爱芬 石油大学出版社 2001.7