水驱特高含水期低效无效注水循环识别.doc

第二油矿2011年科技论文发布会 专业:油藏工程专业北二西水驱特高含水期低效无效注水循环识别胡玉伟（大庆油田第三采油厂第二油矿地质工艺队）摘要：低效或无效循环是注水开发油田的必然趋势和结果，北二西水驱区块经过长期的注水开发，形成严重的低效或无效循环，增加了开采成本，影响了油田的开发效果。因此如何有效的控制低效无效循环，对控制油田开发成本具有重要意义。通过动静态资料，同时结合动态测试资料解释结果进行分析和识别低效无效注水循环，是一种有效实用的方法。关键词：特高含水期；低效无效循环；动态测试1问题的提出萨北油田已进入特高含水期开发阶段，北二区西部水驱综合含水已达92.33%。随着含水的不断上升，高含水井数逐年上升，各层系间含水差异缩小。目前含水大于91的井数比例为39.74，产液比例为75.32，其中含水大于95的高含水井数比例为16.1，产液比例为43.24。耗水率逐年升高，2010年耗水率为13.30，较2008年高2.80。北二西水驱区块经过长期的注水开发，油藏储层孔隙结构变化剧烈，在层内形成了不利于注水的高渗透条带，使大量注入水被高含水井采出，形成严重的低效或无效循环，降低了水驱波及体积，严重干扰油层其它部位的吸水和出油状况，增加了开采成本，影响了油田的开发效果。因此如何有效的识别和控制低效无效循环，对控制油田开发成本具有重要意义。2 低效无效循环井组的初步辨别2.1 低效无效循环的特征低效无效循环是指砂岩储层在油田开发中，注入水优先沿着河道砂岩主体的高渗透孔道向油井快速突进。在原油开采过程中，储层岩石孔隙表面吸附着的大量粘土颗粒，在原油流动过程中极易被带走；油藏注水后，粘土遇水膨胀、水化、分散、运移，进一步减弱了油藏岩石的胶结作用。经过长期高速注水开发，油藏储层孔隙结构发生了较大变化，注人水对储层孔隙、骨架颗粒、胶结物和油藏流体的作用，以及油层温度和压力的变化，储层渗透率增大，孔喉半径增大，从而在储层中形成高渗透带。在注水开发过程中，由于层内矛盾和重力作用，导致注入水沿油层下部突进，进入高含水期，在油层下部形成低效无效循环，一般在正韵律厚油层底部容易形成；北2-350-检45井为北二西东块钻的密闭取心井，取心资料显示葡I2-3层呈正韵律，由上到下渗透性逐渐变好，渗透率高的下部水洗程度高，含油饱和度为33.1，而渗透率低的上部水淹程度低，含油饱和度为62.0，二者相差28.9。若注入水仍沿着油层的下部大量采出，则很难动用油层上部富集的大量的剩余油，必将造成注入水资源的极大浪费。低效或无效循环是注水开发油田的必然趋势和结果，其加剧了油层的层间及层内矛盾，使强水洗段渗流阻力越来越小而成为注人水的畅流通道。低效或无效循环窜流严重，注入水效率低，水驱波及体积小，导致油井含水上升快，水驱动用程度低，影响油田采收率及开发效益的提高。2.2 确定低效无效循环判别参数低效无效循环是一个相对的概念，从根本上看，低效无效循环的形成主要油层发育、注入状况、产出状况三个方面的因素影响。有关研究表明，在不同油田、区块其特征参数的变化趋势具有一定的一致性，但绝对值差别很大，因此考虑选用无因次参数。另外，低效无效注采循环体是长期注水冲刷的结果，因此要选择一部分累积量参数以体现累积作用。考虑到参数录取的难易程度、表征低效无效循环的重要性，同时去掉具有相关性的参数，最后从油层发育、注入状况、产出状况三个方面优先选取了四个参数，经无因次量化后分别表征低效无效循环体的某一特性：一是无因次累积注水强度，即注水井单位厚度累积注水量与区块层系平均值的比值，表征单位厚度注水程度，用公式(1)表示。 （1）式中：C1为无因次累积注水强度；W1为注水井累积注水量，m3；W为区块层系注水井总累积注水量，m3；h1为注水井有效厚度，m；h为区块层系注水井总有效厚度，m。注水井累积注水强度对区块平均注水水平的偏离程度，其值越大，单位厚度累积注水量超出区块平均注水强度越多，越易冲刷形成低效循环条带。二是无因次吸水强度，表征吸水不均匀程度，即强吸水层的单位厚度相对吸水量与全井平均值的比例，用公式(2)表示。该值越大，表明吸水量越集中。 （2）式中：C2为无因次累积注水强度；Q吸为注水井强吸水层的相对吸水量，m3；Q为注水井全井的相对吸水量，m3；h吸为注水井强吸水层的有效厚度，m；h为注水井全井有效厚度，m。三是井组内部累积水油比级差，即井组内部采油井最大累积水油比与最小累积水油比之比，它表明的是井组内的吨油产水的差别程度，用公式(3)表示。该值越大，井组内部各采油井间耗水率相差越大，造成了注入水沿某个采出井点大量低效采出，而其它方向采出井点油层动用程度较低。 （3）式中：C3为井组内部累积水油比级差；Qw为井组内部采油井累积产水量，t；Qo为井组内部采油井累积产油量，t；四是变异系数，表征油层的非均质程度，用公式(4)表示。综合考虑了平面、纵向非均质程度(平面渗透率变异系数，层间变异系数)，参数值越大，油层的非均质程度越高，越易形成低效循环条带，在开发过程中该参数反映的是形成低效循环条带的地质因素。 （4）式中：C4为变异系数，KP为平面渗透率变异系数，KV为层间渗透率变异系数。长期注水冲刷是形成低效循环体的直接原因，井组内的吨油产水差别程度是其重要表征，油层非均质程度是形成低效无效循环体的基础，油层吸水不均匀程度是形成低效无效循环体的表现特征。 2.3 初步判定低效无效循环井组上述四个参数均与井组低效无效循环的形成呈正相关性，可用这四个参数来初步判定低效无效循环井组。 结合北二区西部水驱实际情况，应用上述方法对北2-5-30井组进行实际应用。注水井北2-5-30井注水压力为9MPa，低于破裂压力1.6MPa，较同层系平均水平低1.4MPa，注水压力低；其油层的非均质程度值为0.69，说明油层的纵向、平面非均质性强；无因次累计注水强度为1.1，单位厚度累计注水量高于该层系的平均值；无因次吸水强度为2.4，其中SII7+8层段吸水量达到28%；井组内部累计水油比级差为3.06，采油井间吨油产水量差别大，吨油成本高；因此可以初步将北2-5-30井组为低效无效循环可以井组。3 判断低效无效循环层对存在低效循环的可疑井组进行精细地质研究，结合测试资料解释结果进行分析，可以确定低效无效循环可疑层，再利用根据油层发育、连通状况等静态资料，确认低效无效水循环层位。通过研究注水井在主产层位上与周围采油井连通关系、非均质程度对应关系、吸水能力与产液强度的对应关系确定突进方向。从北2-5-30井注水剖面测试结果看(表2)，SII7+8层段中下部，油层有效厚度3.2m，相对吸水量占全井的28.68，相对吸水量较高，且从油层的沉积相带看，与主要连通油井S204井在该层段属河道-河道的一类连通。S204井日产液123t/d，含水为96.2，处于河道主流线方向上，SII7+8层砂岩厚度为6m，有效厚度为5.4m，为S204井发育最好的油层，累计水油比为8.29，远高于该层系的2.65平均水平，因此确定北2-5-30井组在SII7+8层的沿北2-5-30井S204井上存在低效循环。4 结 论(1)低效无效注水循环体的识别，可通过“四参数法”圈定低效无效注水循环的可疑井组；根据高精度注、产剖面等测试资料识别层位及方向，最后利用静态资料加以确认，(2)应用监测方法来判断低效无效循环形成的部位是一种比较简单准确的方法，形成低效无效循环的部位是注水井高吸水层位与采出井的高采出层位具有较好的对应关系，以此来判断低效无效循环体形成的层位。参考文献1 黄修平，黄伏生，卢双舫，等喇嘛甸油田特高含水期注采无效循环识别