二类油层培训

喇南一区萨4-10油层聚合物驱油矿场试验,主讲：王宝江,为研究二类厚油层聚合物驱开发可行性及各项相关技术，为今后大面积推广二类厚油层聚合物驱提供技术和经验，开展了喇南一区上返萨4-10油层聚合物驱油试验。,一、试验区概况,1、试验目的,(1)在充分利用一类厚油层的聚驱井网的基础上，研究适合二类油层聚合物驱的井网和井距；(2)研究二类油层聚合物合理的注入参数，如注入速度、注入聚合物的分子量、注入浓度等；(3)研究二类油层聚合物驱提高采收率的幅度，并进行经济效益评价。,2、研究内容,5-332,6-333,5-341,5-342,5-351,6-P34,6-P343,6-J3555,6-3536,6-3415,6-P342,6-P351,6-P352,7-3535,7-P35,7-3435,7-342,7-351,7-352,6-P3455,6-P3435,6-更P3555,6-P3415,6-P3425,6-P3515,6-P3525,1.4,234,484,13.1,12,11,7,试验面积（Km2）,地质储量(104t）,孔隙体积（104m3）,有效厚度（m）,采出井（口）,注入井（口）,中心井（口）,采油井,注聚井,水驱平衡井,7-36,喇南一区上返萨4-10油层聚驱试验井位图,二、二类油层发育特征,萨4-10油层属曲流沉积，以条带状分流河道砂为主，砂体发育规模小，砂体宽度300400m，属中渗层，平均有效渗透率0.20.3m2。,河道砂：50.0非河道砂：25.6表外储层：8.8尖灭区：15.6,不同类型砂体钻遇结果,一、二类油层性质发育特点对比表,萨4-10油层沉积相带图,葡I1-2油层沉积相带图,属曲流河沉积砂体砂体宽度300400m有效渗透率0.20.3m2砂体钻遇率50%一类连通率44.5%,属大型砂质辫状河沉积砂体宽度800m有效渗透率0.40.5m2砂体钻遇率72%一类连通率77.8%,二类油层平面、纵向上发育差异较大,单井射开有效厚度从7m-25.5m均有分布；油层平均有效渗透率0.288m2，平面上有效渗透率在0.2-0.5m2之间。,0.4,0.2-0.4,0.2,10m,10-15m,20m,单井有效厚度等值图,单井渗透率等值图,二类油层平面连通状况差异大,一类连通,44.5,二类连通,23.7,三类连通,14.6,静态对比资料及示踪剂资料显示，二类油层连通状况比葡I1-2油层差。,喇南一、二类油层连通状况统计表,示踪剂资料显示表明，在相同井网、井距条件下，二类油层示踪剂推进速度比一类油层慢。,一、二类油层示踪剂推进速度对比表,二类油层2000年2口新钻井水淹层解释资料，平均水淹厚度比例比一类油层高26.7%。,二类油层,88.1%,11.95%,一类油层,61.4%,38.6%,二类油层砂体水淹程度大，含水饱和度高,80.5%,100%,S9+10,6-P34井,7-P35井,未水淹,低水淹,中水淹,高水淹,测井时间：2000年10月,水淹比例,水淹比例,S8,S4-7,S3-7,S3,100%,S4-7,S8,S9+10,88.5%,74.0%,100%,纵向上具有明显的多段水淹特点，层段底部水淹严重,两口新钻井水淹柱状图,二类油层含水饱和度及中心井初含水均比一类油层高。,35,40,45,50,北西块葡I1-2层,上返试验区,45.7,40.5,5.2,含水饱和度,（%）,90,92,94,96,上返试验区,北西块葡I1-2层,初含水,（%）,97.6,93.1,4.5,二类油层注聚三年多来，紧密结合油层性质，根据注采动态变化，探索了二类油层合理注入参数，深入研究了适合二类油层的注入方式，初步摸索出适应二类油层的综合调整方法，确保二类油层注聚取得较好的驱油效果。,三、适合二类油层的聚驱调整技术,平面上中高分子聚合物结合纵向上中低分子聚合物匹配,不同渗透率与聚合物分子量关系曲线,分子量,104,渗透率(m2),室内研究结果表明：聚合物分子量越高，驱油效果越好，但油层渗透率限制了分子量大小，不同渗透率的油层应采用不同分子量，最大程度地使聚合物分子量与油层匹配关系达到合理。,喇南上返萨4-10油层井间油层性质差异较大，平面上渗透率分布不均衡。,上返试验区渗透率等值图,6-3415,6-3536,6-P342,6-P351,6-P3515,6-P3425,6-P3415,6-P343,6-P3435,6-J3555,5-342,5-351,6-P3455,6-更P3555,7-P35,7-3435,7-3535,7-36,6-P34,5-341,5-332,6-333,6-P352,6-P3525,0.4m2,0.3-0.4m2,0.2-0.3m2,0.4m2的3口井注高分子聚合物，分子量由1300万提高到1900万，粘度达到70mPa.s以上，注入压力上升0.3MPa。,试验区3口井注高分子聚合物情况表,纵向上由于二类油层非均质严重，注聚后低渗透油层(0.2m2)相对吸水量仍较低，为改善差油层的动用状况，对试验区2口注聚井开展分质注聚试验，实现油层与聚合物的合理匹配。,10.7,注前,低渗透层相对吸水量(%),12.9,初期,14.0,目前,注聚后差油层吸水量变化图,通过分子量调节器调整分子量大小，实现差油层注低分子量，好油层注高分子量，最大程度地使聚合物分子量与油层匹配关系达到合理。,低渗透层,中渗透层,压力调节器,分子量调节器,分质管柱图,6-P34井于2004年8月实施分质注聚，分质后发育较好的油层注1300万分子量聚合物，差油层注通过分子量调节器剪切到800万分子量的聚合物，差油层吸水状况有所改善。,分层注入量（m3/d）,65,15,分子量（万）,1300,800,相对吸水量（%）,6-P34,4.3,0.8,0.2,5.8,1.4,SIII3-7,SIII4-7,SIII8,SIII9+10,5.0,7.7,2.6,1.4,测试时间：2004年5月,相对吸水量（%）,0.11,0.305,0.014,0.09,测试时间：2004年9月,1.0,二类油层不同浓度驱油效果,聚合物浓度（mg/L),提高采收率,（%）,二类油层不同注聚浓度与油层渗透率的匹配关系实验结果表明：在油层渗透率0.288m2条件下，聚合物注入浓度在700-1000mg/L之间较为合适。,依据油层渗透率确定注聚浓度,试验区注入井注聚浓度设计,低渗层厚度比例占全井的62.9%，初始注聚浓度1000mg/L，注聚4个月后,接近油层破裂压力，注入困难。,一是以低渗层(0.2m2)为主的7-3435井注聚浓度采用600mg/L，,因此，2003年3月15日将以低渗透油层为主的7-3435井注聚浓度下调到600mg/L，注入压力下降了1.6MPa，保证了聚合物溶液的正常注入。,800,600,-200,注入浓度(mg/L),12.2,13.8,-1.6,注入压力（MPa),7-P35井，中低渗透层比例70%，注入浓度1000mg/L时，注入强度较低，无法保证油井的正常供液。因此，将注入浓度下调至800mg/L，日配注上调20m3/d，保证油井正常生产。,二是中低渗透层为主的油层，注聚浓度采用800-1000mg/L,12.5,12.2,+0.3,注入压力（MPa),80,60,+20,日配注(m3/d),三是高渗透层为主的油层注聚浓度可在1000mg/L以上,6-P342井，高渗透层厚度比例高达84.5%，初始注聚浓度1000mg/L，日注130m3/d。,注入量（m3/d）,注入压力（MPa）,注入浓度（mg/L）,注入粘度（mPa.S）,6-P342井注入曲线,验窜,2002年5月注入浓度上调1200mg/L,SIII4-71.10.140,SIII4-74.40.500,SIII4-103.00.500,SIII4-106.20.500,SIII4-71.40.140,相对吸水量（%）,6-P342井吸水剖面图,层位,渗透率（um2),厚度（m),21.88,47.42,15.2,15.5,不吸水,采用高粘低速注聚方式,在相同注入压力及聚合物用量条件下，开展室内岩心驱油实验，探索注入方式对驱油效果的影响。,二类油层不同注入方式岩心驱油对比实验,在聚驱注入压力一致条件下，注聚浓度在500-1000mg/L之间，随注入粘度增加、注入速度下降，聚驱提高采收率幅度增大。,岩心驱油实验表明：高粘低速注入方式好,喇南上返试验区注入曲线(11口井),注入浓度（mg/L）,注入粘度（mPa.S）,时间,区块注入速度（PV/a）,注入压力（MPa）,12.2,平均注入速度在0.08PV/a，注入粘度在45mPa.s以上,压裂是聚驱开发过程中采出井重要的增产措施，由于二类油层性质、连通状况均较差，注聚后注采能力大幅度下降，压裂更是改善二类油层聚驱效果的必要手段。试验区注聚以来，根据生产能力及含水变化，油井实施压裂5口，占单采井总数的71.4%，,压裂是提高二类油层注采能力的重要手段,904,1081,957,氯离子含量,（mg/L),6,886,824,氯离子含量,（mg/L),压裂井氯离子变化曲线,氯离子含量,（mg/L),778,时间,940,+162,1078,6-P3425,6-P3435,6-P3525,+124,+254,一是差油层动用程度提高，采出液中氯离子含量增加100-250mg/L，增加了新的出油层段。,6-P3425,含水（%）,含水（%）,含水（%）,6-P3525,6-P3435,-4.5,49.5,-3.5,64.0,-3.8,77.1,80.9,压裂井含水变化曲线,二是采出井液量大幅度提高，增油效果明显。平均单井初期日增液56t，比压裂前提高了87.5%，日增油26t，提高了144%。截止到2005年9月底，5口井压裂累积增油3.7104t。,二类油层压裂增油效果统计表,分层调整提高二类油层动用程度,上返层萨4-10层纵向上分为三个自然层萨4-7层、萨8层和萨9+10层，注聚初期采取笼统注入方式，最大程度发挥聚合物的剖面调整作用。,SIII4-70.3424.0,SIII4-70.4561.8,SIII80.7015.0,SIII9+100.2101.9,7-P35,层位,厚度,渗透率,相对吸水量（%）,67.0,33.0,相对吸水量（%）,88.4,11.6,注聚前(2001年2月),注聚初期(2002年4月),6-P343井吸水剖面状况图,分层前：2001.07,63.59,16.86,相对吸水量（%）,分层后:2002.08,19.55,吸水强度减少1.2倍,随着注聚时间增长，部分井出现剖面不均衡、层间吸水差异较大的问题，及时采取分层措施，可以提高差油层动用程度，改善注入状况。,分层前后吸水状况变化情况,相对吸水量,（）,5.4,18.1,注聚以来,试验区针对注入剖面不均衡、层间吸水差异较大的问题，对8口注入井实施分层注聚，分注率达72.7%。分层后差油层吸水能力由7.2提高到12.6%，提高5.4个百分点。,四、二类油层注聚效果显著,试验区注入情况表,上返试验区2001年3月开始投注聚合物，截止到2005年9月，累积注入油层孔隙体积0.352PV，聚合物用量相当于352PV.mg/L。,聚合物溶液（104m3）,聚合物用量（PV.mg/L）,注入孔隙体积（PV）,170.4,0.352,1001,352,注入聚合物干粉（t）,1894.65,平均注入粘度（mPa.s）,60.0,平均注入浓度（mg/L）,喇南上返试验区注入曲线(11口井),注入浓度（mg/L）,注入粘度（mPa.S）,时间,区块注入速度（PV/a）,注入压力（MPa）,12.3,+5.0MPa,吸水剖面得到明显改善，2004年高渗透层相对吸水量降低到36%，中低渗透层相对吸水量增加28.9%。,高吸水单元吸水剖面调整情况(%),中低吸水单元吸水剖面调整情况(%),注聚前,注聚初期,增加28.9%,注聚前,2004年,35.1,51.3,200年,注聚初期,64.0,注采剖面得到调整，扩大油层波及体积,采出剖面得到调整，氯离子含量上升。如6-P3525井，见效后低渗透层相对产液量增加了33.8%。,6-P3525井产液剖面资料,砂岩厚度,有效厚度,3.6,0.6,渗透率（um2),4.3,3.4,3.6,3.6,0.190,0.120,0.240,20,40,60,80,100,20,40,60,80,100,见效前,见效后,1.4,相对产液量(%),10.5,88.1,14.1,31.6,54.3,相对产液量(%),+33.8,-33.8,SIII4-7,SIII4-8,SIII9+10,见效后氯离子含量上升162mg/L,6-P3525井氯离子变化曲线,（mg/L),778,时间,940,+162,6-P3525,含水大幅度下降，增油效果显著,上返试验区中心井综合开采曲线（7口井）,日产液（t）,日产油（t）,含水（%）,时间,采聚浓度（mg/L）,22,+56,-12.6,最低点,见效前,见效后,97.6,73.4,回升了11.6个百分点,85.0,+2.0,试验区中心井含水变化曲线,含水,（%）,聚合物用量（PV.mg/L),低含水期持续21个月聚合物用量220PV.mg/L,85,285,含水下降期,低含水稳定期,中心井含水下降幅度大，低含水稳定时间长,24.2,-19.4,见效前期,聚合物用量200PV.mg/L,截止到2005年9月，试验区7口中心井聚驱阶段采出程度14.1%，核实累积增油10.3104t，平均单位厚度累积增油1043t，提高采收率9.9个百分点，比数模预测提高采收率7.4个百分点高2.5个百分点。,上返试验区中心井数模与实际对比,含水,（%）,85.0%,目前提高采收率9.9个百分点,预测含水98%时提高采收11个百分点,二类油层注聚提高采收率在10个百分点以上,试验区油井见效分级情况表,7口见效井在含水下降幅度、单位厚度增油量及提高采收率等方面存在较大差异：,含水下降幅度,最大47.6%,最小16.5%,相差31.1个百分点,单位厚度增油量,最高2094t/m,最低680t/m,相差5.5倍,聚驱提高采收率,最高13.5%,最低3.4%,相差10.1个百分点,见效差异大的主要原因：一是二类油层性质差异大,二类油层性质及注入差异状况表,注入浓度相差2倍，注入强度相差2.5倍,二是井组砂体一类连通率差异大,从单井聚驱效果来看，河道砂一类连通厚度比例在60%以上的井增油效果显著，阶段提高采收率10个百分点左右；河道砂一类连通厚度比例低于50%的井，阶段提高采收率均低于6个百分点。,16,12,8,0,4,14.6,12.7,8.2,4.2,5.6,6.3,采收率,连通率,连通率,(%),采收率,(%),日产油,含水,(t),（%）,6-P3435井开采曲线,萨III4+5单元,萨III6+7单元,河道砂一类连通厚度比例73.4%，三向以上连通率60%,阶段提高采收率13.7个百分点,含水最大下降幅度47.6个百分点,6-P3515井开采曲线,日产油,含水,(t),（%）,阶段提高采收率3.5个百分点,含水最大下降幅度18.6个百分点,河道砂一类连通厚度比例31.4%，三向以上河道砂连通率15%,采油井,注聚井,水驱平衡井,6-3536,含油饱和度60%,5-332,5-341,7-P35,7-3435,5-342,5-351,6-更P3555,7-3535,7-36,6-P3515,6-P3525,6-P352,6-P34,6-P351,6-P3425,6-P3415,6-J3555,6-333,6-P343,6-3415,6-P3435,6-P3455,6-P342,含油饱和度50-60%,含油饱和度40-50%,含油饱和度40%,图例,三是含油饱和度影响二类油层聚驱效果,试验区萨4-10油层含油饱和度分布图,中心井注聚前平均含油饱和度51.1%，含油饱和度高的井组采收率提高幅度大。,试验区井组含油饱和度与采收率柱状图,11.7,采收率,含油饱和度,6.1,4.5,采收率9个百分点（3口井）,采收率6-9个百分点（2口井）,采收率6个百分点（2口井）,油层非均质程度影响聚驱见效规律,数值模拟研究表明油层渗透率变异系数越小，聚驱油井见效时间越晚，低含水稳定期越长。,二类油层发育状况图,4,7,8,10,单元,渗透率,1,3,0.46,0.40,0.46,0.34,0.40,渗透率级差1.4倍,单元,渗透率,4,10,4,7,