南海油田北一区断西三元复合驱试验效果分析

南海油田北一区断西三元复合驱试验效果分析

北1区剖面、西3对复合驱的结果表明，经过中区西部和杏武区的初步调查成功后，加速了第三次复合驱的过程，促进了井距的扩大和范围的扩大。试验于1997年3月15日正式开始,1999年6月11日完成了主段塞方案,2000年9月10日完成了副段塞方案,目前正在执行后续聚合物保护段塞方案。1中心井北1-6-3gp4水驱产品已进入受效期通过近4a的试验,北一区断西三元复合驱获得了良好的试验效果。试验区12口采出井,全部见效。其中,中心井北1-6-P34在注入三元体系0.026PV时开始见效,注入0.249PV时进入受效高峰期,日产液149t,日产油68t,含水率54.4%;与水驱结束时对比,含水下降了40.6个百分点,日增油达58t,为水驱日产油的5.8倍。目前,该井日产液132t,日产油23t,含水82.6%,仍处于受效期。截至2001年1月31日,三元复合驱阶段,中心井北1-6-P34累计采油3.6305×104t,累计增油2.4356×104t,已提高采收率17.2%。与其它试验区相比,北一区断西三元复合驱见效有以下特点。1.1实际注入0.32p时,实际实际响应分析数值模拟预测,北一区断西在注入三元复合体系0.10PV时将见效,而实际在注入0.026PV时即开始见效,见效时间较数值模拟提前0.07PV。中区西部三元复合驱中心井在注入0.069PV时见效,而杏二西试验区中心井在注入0.12PV时才开始见效。1.2含水现状表1北一区断西中心井含水最低点达50.0%,下降幅度为45个百分点,含水低于80.0%持续的时间为0.3PV,目前含水为82.6%。杏二西试验区中心井注入0.291PV时含水下降到最低点50.7%,下降幅度为49.3%,在50%~80%之间稳定了0.2PV。1.3dmdm北1-6-P34井水驱阶段采油强度为0.95t/(d·m),进入受效高峰期后达到了最高点5.95t/(d·m),且持续了0.2PV。而杏二区中心井最高达到5.3t/(d·m),北一区断西聚驱则仅为2.07t/(d·m)。1.4不同副段塞阶段试验效果比较北一区断西三元复合驱主段塞阶段提高采收率幅度为10.09%,杏二区试验区为10.91%。副段塞阶段提高4.85%,杏二区试验区为3.41%,阶段试验效果总体比较接近。目前中心井含水为82.6%,预计最终提高采收率可达20%以上。2中心井北1-5-33井三元复合驱过程中试验区内出现了2个方向的窜流现象。分析认为,由于试验区油层受河流作用控制,其渗透率、厚度和连通性随空间位置发生很大变化,非均质变异系数为0.769,非均质性明显,长期的水驱开发加剧了平面及层间矛盾,从而导致三元体系窜流。(1)北1-5-35井为试验区1口边井,三元复合驱5mon后见聚合物采出,1998年5月化学剂采出浓度达到峰值。其中,采聚浓度1975mg/L,表面活性剂浓度280mg/L,碱浓度5830mg/L,三元复合驱全过程含水下降幅度仅为3.4%。北1-5-35井是1964年投产的老井,主力油层为葡I22单元,葡I22单元为泛滥平原相高弯曲河流沉积。北1-5-35井位于河道砂体中,经过30多年的注水开发,这一井区已形成了特高渗透条带,北1-5-35和北1-5-P36的水淹厚度百分比已达90%以上,1996年水驱时,示踪剂表明主要来水方向为北1-5-P36,日推进速度20m。数值模拟计算表明,三元复合驱后,北1-5-P36井70%以上的注入液流向北1-5-35方向,只有10%的注入液流向中心井,造成中心井驱油效果下降,北1-5-35则过早突破。为此,我们在1997年12月份采取了对北1-5-P36井限注、北1-5-35井则停电泵改自喷进行限产,使得三元体系无效循环减少了约25%。(2)北1-6-P32井为试验区1口角井,注入3mon后化学剂就突破,采聚浓度高达1908mg/L,表面活性剂浓度275mg/L,采碱浓度6240mg/L,且含水下降幅度仅为6.1%。北1-6-P32主力油层为葡I2—4,主要来水方向为点状注水老井北1-6-33,吸水剖面测试2次均反映主要吸水层段为葡I2—4层底部2.4m,吸水量占全井注水量的93.1%,使北1-6-P32井化学剂过早突破。为此,采取了注采调整,对采出井北1-6-P32进行限产,对注入井北1-6-33进行限注,以减少三元体系的无效循环,确保中心区的驱油效果。通过调整,使中心井北1-6-P34井很快进入受效高峰期。实践表明,三元复合驱之前应对区块进行整体调剖,这样才能使其取得更好的增油降水效果。3粘土矿物的溶解试验区油层岩石主要矿物成分为石英、正长石和斜长石。此外,含有少量的粘土矿物和方解石。粘土矿物以伊利石、绿泥石和伊蒙混层为主。三元复合体系注入地下后,碱与岩石矿物发生反应,打破了原来地层中流体与岩石矿物间的物理化学平衡,导致岩石中不同矿物的溶解和产生新的沉淀物。结垢发生在采出环节,包括油井近井地带、井筒举升设备和地面集输设备。3.1不同阶段的结垢机和特征在不同的驱替阶段,垢的外观和垢的成分以及成垢机理有很大变化。以北1-6-P34为例,可以大致分为3个阶段。3.1.1早期的采出能力灰褐色板片状,较为疏松。垢的堆积速度较快,30d内可达3~4mm。镜下观察:为泥和碎屑矿物团组成。泥以粘土为主,占30%~80%。碎屑矿物多呈不规则碎裂,X-衍射粉晶分析和红外光谱分析结果:重晶石35%~50%,石英30%~35%,长石30%~50%,高岭石5%左右。胶结物较多,电子探针分析结果为:SiO29.45%,CaO13.71%及其它氧化物。这个阶段为含水大幅度下降时期,油墙已推至井口。由于油墙粘度高达104mPa.s,携带能力强,导致地层中的粘土、压井后残留的泥浆物质被携带出来,与碳酸盐、硅酸盐一起发生沉淀。这一阶段近井地带堵塞和井筒结垢速率都很快,采液指数下降83.5%,日产液最低时降到了30t,对采出能力影响很大。但吸水指数变化幅度不大,流动系数变化不大,对注入影响较小。3.1.2化学剂用量在cao垢的致密程度增加,较细腻,附着在管柱表面不易取下来,颜色较前一阶段浅,甚至呈白色致密状。偏光镜下观察主要由细小的方解石、玉髓集合体组成,CaO25.8%,SiO222.3%,晶粒较前一阶段大,泥质较前一阶段有明显减少。这个阶段含水开始反弹,采出液粘度由100mPa·s下降到20mPa·s左右,采出化学剂含量仍然在上升,表明化学剂的消耗与采出尚未达到动态平衡。此阶段的结垢方式以CaCO3和SiO2结晶为主,从垢的厚度变化来看,垢的堆积速度降低。这个时期注入压力没有明显变化,采液能力下降不明显,表明地层深处没有发生明显的堵塞。3.1.3主垢中sio成分电泵内不再发现片状垢,而是出现了大量的灰色淤泥附着,淤泥中未发现矿物颗粒,成分以SiO2为主。油管壁仍有片状垢,分析结果表明方解石占31.7%,SiO2占52.4%,垢中的SiO2成分比上一阶段增加。这个阶段含水继续回升,采出碱浓度较高,pH值居高不下,Ca2+完全被消耗,硅离子浓度由2000年3月份的289mg/L上升到5月份的430mg/L。矿物的溶蚀加剧,被溶蚀的硅酸盐以淤泥状在地层中运移,堵塞孔道,使中心井的产液水平逐步降低。在结垢中、晚期,地面设备也出现结垢现象,经过对垢样进行能谱分析,表明主要成分为碳、硅、钙和少量的铝、钡。3.2三聚源复合涂层技术的研究3.2.1结垢期次及残余油效果近井地带急剧堵塞主要发生在结垢初期,也就是油墙推至井口的时候。北1-6-P34井在4mon内日产液由200t下降到48t,此时油井含水仅50%,1999年2月对其采取压裂措施,初期日产液192t,日产油69t,其后稳定在147t,年采油速度达12.7%。通过压裂,该井产能大幅度提高,油层导流能力增强。结合各试验区的压裂情况表明,当产液大幅度下降时,应及早采取压裂措施,才能取得好效果。结垢的中期和末期则表现为缓慢堵塞,从1999年6月份以来的生产形势来看,在注入速度保持在0.13PV/a的情况下,正常生产时沉没度可达780m,异常时液面可到井口,自喷产量可达40t,随后沉没度逐步下降,到2000年5月份检换电泵后,平均日产液67t,泵的排量效率不到40%,而平均沉没度仅为600m,8月份换为螺杆泵后为200~300m,堵塞比较明显。从2000年5月8日的硼-中子寿命测试剩余油结果来看,该井葡I1—2层底部4.4m为强出水层,含油饱和度仅为19.6%,顶部0.6m为未见水层;葡I2—3的顶部、中部4.7m含油饱和度高达59.0%,底部1.8m为以水为主的产层,但含油饱和度仍达49.0%;葡I4层含油饱和度为58.2%。从这个资料来看,北1-6-P34井仍有一定的潜力可挖。鉴于目前结垢堵塞逐步加重的情况,建议下一步对葡I2—3和葡I4层采取增产措施,可以更进一步提高三元复合驱效果。3.2.2动部件好三元复合驱出现结垢现象后,采出液举升困难,影响了试验效果,由于螺杆泵是一种容积式泵,采出液粘度对其泵效影响不大。又因运动部件少,没有阀件和复杂的流道及井下没有发热部位,油流扰动少,使其抗垢性能较好,比较适合于三元复合驱举升。北1-6-P34井2000年8月17日下入由大庆油田采油工艺研究所攻关改进后的螺杆泵,取得明显效果:日产液由措施前的不到40t提高到120~140t,平均排量效率保持在65.0%以上,沉没度由600m下降到300m左右,已连续生产185d。3.2.3合理使用各种去除污垢的方法可以减少污垢的影响试验区从井筒到地面设备采取了多种清防垢方式:(1)除垢液洗井,控制电泵周期1999年11月7日(即结垢中期)当北1-6-P34井电泵(D-200)排量效率下降到20%时,在不起电泵的情况下,用除垢液洗井,初期日增液达112t,措施效果非常明显,使电泵的检泵周期由30d左右延长到109d。2000年元月19—23日检电泵,生产到2月25日电泵已不起作用,为此进行酸洗,再次取得好效果。进入4、5月份结垢晚期后,由于垢中硅酸盐成分增加,酸洗效果变差。(2)gs-1型防垢剂北1-丁6-更P127和北1-丁6-P126出现结垢后由设计院利用点滴加药方式从油套环形空间加入GS-01型防垢剂,这2口井到目前已分别正常生产360d和160d,除垢效果非常明显。(3)膜法工艺缺陷2000年1月份,北1-6-P34井和北1-7-P127井下入了经三层复合涂镀的电泵,发现油管外壁结垢比普通油管减少95%以上,而油管内壁因受涂镀工艺限制的原因,结垢仍很严重。该方法具有经济、方便管理等特点,应改进涂镀方法应用于集输管线。(4)流量计、过滤器2000年6月,中111站采用了静电水处理器,安装在流量计进口处,从而使原来失效的流量计、过滤器恢复正常工作。该方法具有经济、方便管理等特点,可推广应用于中转站、油水处理站。4化学驱对微采关系的启示(1)北一区断西三元复合驱试验效果明显,预计可比水驱提高采收率20%以上。(2)由于油层非均质性,三元体系存在窜流现象