延长油田三叠系油藏深部调剖模式的建立与应用.doc

延长油田三叠系油藏深部调剖模式的建立与应用摘要：对于延长油田延长组三叠系低渗透油层，优化低伤害或无伤害调剖剂，有效控制裂缝水窜，改变水驱方向，是深部调剖面临的主要问题。2005年以来结合延长油田各单元的不同油藏条件和流体特性为此开展了体系成分物化反应实验，体系耐温、耐盐、耐剪切实验，体系强度及抗老化性实验，体系与地层配伍性实验等，最终优选出适合本地区的调剖体系。关键词： 深部调剖模式 储层物性参数 驱油机理 调驱体系Abstract: Group for the extension of the extension of the Triassic oil reservoirs with low permeability, and optimize the low-injury or no injury profile control agent, effective control of water channeling cracks, change the direction of water flooding is a deep profile of the main problems facing. Since 2005 to extend the field of the unit combined with the different characteristics of the reservoir conditions and fluid composition for this system carried out physico-chemical reaction experiment, the system temperature, salinity and shear-resistant experiment, system strength and anti-oxidation experiment, the system compatible with the formation of experiments, the final selection of a suitable profile of the region system.Keyboards: Deep profile control mode，Reservoir parameters，Flooding Mechanism，Drivesystem transfer目前，延长油田投入开发的主要生产层位为侏罗系延安组、直罗组和三叠系延长组油层。其中三叠系延长组共有长1、长2、长3、长4+5、长6、长7、长8、长9、长10等九套开发层系，具有多沉积旋回的生、储、盖组合、形成多套含油层段、低孔低渗的特点，属湖泊三角洲沉积。开发过程中表现的主要地质特征是：1、油层物性差，非均质性强：下部长6-8油层的孔隙度平均值为12.3%，空气渗透率平均值为1.2910-3m2,上部长2-3渗透较高，可达1010-3m2左右，变异系数0.47-0.5，属低渗-特低渗透油层。2、油藏含水饱和度高，油水分异差：如上部长2等油层初期含水可达40%-50%；而下部长6等油层，原始含水饱和度为43%-45%，但岩性细，虽然束缚水饱和度高，可动水饱和度低，投产后一般含水很低。 3、油藏岩性变化大，分布差异悬殊，井网控制程度低：延长组上部长2-3地层，属于湖退期的河流相沉积，砂体展布受控于河道流向及往复迁移方向，注水见效的油井多数只有1-2个方向受水驱影响。因此，必须通过改变水驱方向才能提高开发效果。4、油层含天然裂缝，增加了注水开发的难度：尤其延长组下部长6-8地层，岩性致密，往往含有微裂缝，井区注水压力超过裂缝开启压力后，易沿砂体走向形成裂缝水窜，致使油井含水上升并很快水淹，给开发带许多难题。5、油层启动压差及驱替压力梯度大：低渗透层一般呈非达西渗流特征，存在启动压差。延长组长6油层室内试验和矿场测试资料均表明，这类油层在驱动压差较低时，流体不能流动，只有当驱动压差达到一定临界值（启动压力）后，流体才开始流动。一、三叠系油藏深部调剖模式的建立针对延长组油层在开发过程中表现的地质特征和技术难点，分析认为解决问题的关键技术在以下几个方面：（1）要想改善延长组油层水驱状况，必须实现液流深部转向和裂缝线水窜控制；（2）延长组油层物性差，应严格优选调剖体系，减小地层伤害，保持原有注水能力；（3）河流相沉积的储集层，如上部油层长2-3，注水井的水驱方向性强，应该定期调整水驱方向，不断扩大水驱体积，提高采收率；（4）裂缝发育的部分井区，如下部长6-8油层，控制裂缝水窜，提高存水率，增加见效方向。1、延长组储层物性与沉积特征的关系三叠系延长组地层属内陆湖泊相沉积。盆地东北部相对抬升，以河流三角洲平原相沉积为主，岩性较粗，厚度较薄；盆地西南部长期处于水深的湖泊环境，沉积了一套岩性较细厚度大的湖泊三角洲地层。总体上，延长组储集层10个油层组都是一些低孔、低渗、低含油饱和度的储层，但因其沉积条件、沉积物源和成岩作用不同，导致各油层的储层物性和含油性也不同。长10长7是湖盆发生、发展到全盛时期，长7为湖泊全盛时深半深湖沉积，是理想的生油层，长6长3为湖盆进入三角洲建设期，随着沿岸三角洲砂体的充填，湖域开始收缩，沉积具有水退型反旋回特点。其中长6为主要油组，是盆地由盛转衰阶段出现的三角洲沉积。长4+5主要为湖沼相沉积，砂体不发育，物性进一步变差，仅局部发育油层。长3、长2时期，三角洲平原分流河道，砂体十分发育，砂岩粒度有所变粗。长1时期，湖盆衰退，形成沼泽平原，煤系地层发育。表1 储层物性特征与沉积相的关系层位沉积相岩性特征孔喉结构喉道中值半径m孔隙度%渗透率（毫达西）长1三角洲平原粉细砂岩夹炭质泥岩，颗粒分选差大孔细喉型14-165-50长2细砂岩，颗粒分选中等大孔细喉型0.6514-165-50长3细砂岩，颗粒分选中等长4+5湖沼相粉砂岩与泥质岩互层，颗粒分选差小孔微细喉型0.179-120.1-1.93长6三角洲前缘细砂岩、粉砂岩，颗粒分选中等小孔微细喉型0.2511-140.1-2.41长7半深湖深湖泥岩，油页岩夹薄层粉细砂岩小孔微细喉型11-140.1-2.41长8湖泊砂质泥岩夹粉细砂岩，颗粒分选中等小孔微细喉型11-140.1-2.41长9小孔微细喉型长10河流三角洲厚层中细砂岩，底粗砂岩，分选差大、中孔微细喉型11-140.1-2.41表中数据表明，储层物性参数与沉积相之间存在明显的对应关系：长1长3主要为河流相沉积，相变大，颗粒粗，物性相对要好；长4+5长10主要为湖泊相沉积，相变小，颗粒细，物性差。2、延长组油层微观驱油机理微观模型常规水驱油试验表明，润湿性不同，水驱时油水运动状态及形成的残余油分布明显不同；非均质系数越大，渗透率级差越大，两相驱替越易发生绕流，水洗厚度减小，形成的残余油也就越多；油水粘度比增大，采收率减小；正韵律比反韵律的采收率小。上部地层以长2为代表，下部地层以长6为代表，进行微观水驱油试验，可以观察到长6油层注入水在喉道中主要以活塞式驱油为主，注入水所达到的孔道将油驱得比较干净，长2油层在水驱油过程中，主要以非活塞式，驱油注入水在喉道边缘前进较快，易造成油滴卡断，形成残余油，降低驱油效率。长6、长2油层在驱油过程中，注入水以多条路线向出口推进，注入水推进比较均匀。但长6油层在无水期结束时，注入水的主要渗流通道只具雏形，继续注入时，注入水沿各条渗流通道向周围扩展，形成更多的渗流通道，同时，更多的油被驱出。而长2层在无水期结束时，注入水的渗流通道已基本形成，继续注入时，注入水的流动通道几乎不再增加，当然驱出的油也不多。造成这种驱油差异的主要原因是岩石的润湿性：长2油层岩石矿物以长石石英为主，有机质含量极少（绿泥石含量小于2%），粘土矿物以伊利石为主，所以岩石表面润湿性为亲水。与上部地层不同的是，下部长4+5长8油层绿泥石含量明显增多（大于4%），绿泥石矿物的亲油性较强，因此引起了油层润湿性的变化。对于亲水岩石，小孔隙中为水所占据，大孔隙中为油所充填。水驱油时，大孔隙中的油首先被驱替出后，水形成连续相，大孔隙渗流阻力小，随后注入的水将沿大孔道向前推进。因此，无水期后，驱油效率增加值不大。因此上部长2、延9层无水期驱油效率与最终驱油效率相差不大。而下部地层长6、长4+5油层润湿性一般为中性，且束缚水、残余油饱和度都比较高，无水期注水倍数低，表明孔隙结构差，非均质性严重。由于束缚水、残余油饱和度都比较高，油水两相流区间跨度小，因而最终驱油效率较低。表2 不同油层水驱油试验数据表层位颗粒大小分布孔隙结构非均质性润湿性驱油效率（%）无水期含水95%最终延9极不均匀较强，孔隙大，喉道大，但分布不均，绕流严重亲水3742.646.1长2极不均匀亲水36.742.344.9长4+5较均匀较弱，孔隙小，喉道小，分布较均匀，小范围绕流中性-弱亲水26.639.041.1长6较均匀中性19.829.3403、裂缝发育特征延长组地层裂缝从成因上可分两类：一是构造裂缝，一是成岩裂缝。构造裂缝是构造应力（张应力、剪应力）作用造成的，一般形成角度较高的垂直和斜交裂缝；成岩裂缝是地层沉积后经溶蚀、成岩、风化等原因形成的，一般形成与层面近乎平行分布的水平裂缝。据观察，裂缝分布一般在岩层内，裂缝间距大多在1-2.5m之间，密度约为0.4-1条/m；薄岩层中裂缝比厚岩层中更发育，密度更大，当岩层的厚度大于3m后，其中裂缝一般不发育；根据试验，微裂缝的平均渗透率49.310-3m2,远远大于基质渗透率。据古地磁法测试，该区古水流方向为北东西南向，即砂体轴向，物性较好，渗流阻力小，虽然在地层条件下呈闭合状态，但油层经压裂改造、注水开发后，局部井区注水压力超过裂缝开启压力，易沿砂体轴向形成裂缝水窜，造成平面矛盾及纵向上注采剖面的不均衡。同时，裂缝线上的采油井表现为见效快、见水快，水线推进速度0.434.35m/d，个别井12个月就暴性水淹；裂缝侧向的油井见效缓慢，甚至长期不见效，水驱动用程度差，加剧了注水开发的平面矛盾。4、调剖体系的优选对于三叠系低渗透油层，优化低伤害或无伤害调剖剂，有效控制裂缝水窜，改变水驱方向，是深部调剖面临的主要问题。为此开展了体系成分物化反应实验，体系耐温、耐盐、耐剪切实验，体系强度及抗老化性实验，体系与地层配伍性实验等，最终优选出适合本地区的调剖体系。由于延长组上部地层长2-3和下部地层长4+5长8沉积环境不同，油层物性不同，在注水开发过程中突出的主要矛盾也不同，因此体系配方和性能也应相应调整。以控制大孔道为主的深部调剖体系配方：疏水缔合聚合物（AP-P3）+交联剂+TLS胶粒+少量预交联颗粒以封堵裂缝为主的深部堵水体系配方：疏水缔合聚合物（AP-P4）+交联剂+预交联颗粒+少量TLS胶粒性能指标：交联后体系强度50000mPa.s；颗粒堵剂膨胀倍数：淡水50倍，地层水17倍；体系抗温700C；体系抗盐85000mg/L；体系抗老化时间200天；颗粒堵剂的粒径0.512mm。5、深部调剖模式的建立根据室内实验研究和现场试验总结，初步建立了延长组油层深部调剖模式：对于上部长2-3地层，物性相对较好，一般以孔隙性见水为主，见水方向受砂体走向控制，采取深部调剖体系可改变流体转向，扩大水驱体积，实现均衡水驱。对于下部长4+5长8地层，储层致密，物性差，往往以裂缝性水淹为主，采取深部裂缝封堵体系可有效控制主向裂缝，提高侧向油井的见效程度。表3 深部调剖模式的技术参数体系类型针对油层施工压力施工排量剂量m3颗粒粒径体系浓度对应油井措施深部调剖体系孔隙性见水较低4-7 m3/h1600以上较大较高合理调整产液结构裂缝封堵体系裂缝性见水较高3-4 m3/h1400以下较小较低恢复水淹井，保持完善的注采井网二、深部调剖模式现场实施效果1、现场应用情况从2005年开始至今，该体系在延长油田已实施深部调剖堵水措施20井次，既有以改变流体转向为主的孔隙性见水调剖井，也有以控制裂缝线水淹为主的裂缝封堵井。取得了显著的经济效益，目前已成为解决层内、层间、平面三大矛盾的重要措施，随着油田中高含水阶段的临近，其应用前景将更为广阔。2、典型区块治理效果分析下面以定边采油厂为例，分析该调剖模式在2008年的实施效果：2008年应用该调剖模式共实施调剖7个井次，其中在西仁沟油区实施4井次，在樊学油区实施3井次。其中，西仁沟油区，主力油层为长2，油区构造处于鄂尔多斯盆地陕北斜坡西部中段定边台地之上，构造背景是东高西低，向西或西北倾斜的大单斜，但在内部发育有规模不等、轴向有异的鼻褶，导致单斜构造复杂化。该区块2006年5月注水开发以来，注入水沿近东西向快速推进，位于该向的部分采油井在短期内暴性水淹，见水油井平均见水周期仅33天，水线推进速度达21.6m/d，动态上表现为裂缝型水淹特征。针对这一状况，2008年采取裂缝深部堵水体系实施治理，取得显著效果。另一区块为樊学区块（开发层系长4+5），与西仁沟油区不同的是，该区油井见水多数受沉积微相影响，注入水沿北东-南西方向即古河道流向推进较快，孔隙性见