深部调驱技术在华北油田L断块的研究与应用

王玥 余吉良 王磊 赵淑华 毛艳玲 彭婧涵

王玥,余吉良,王磊,赵淑华,毛艳玲,彭婧涵. 深部调驱技术在华北油田L断块的研究与应用[J]. 石油钻采工艺,2020,42(3):369-374 doi:  10.13639/j.odpt.2020.03.020
引用本文: 王玥,余吉良,王磊,赵淑华,毛艳玲,彭婧涵. 深部调驱技术在华北油田L断块的研究与应用[J]. 石油钻采工艺,2020,42(3):369-374 doi:  10.13639/j.odpt.2020.03.020
WANG Yue, YU Jiliang, WANG Lei, ZHAO Shuhua, MAO Yanling, PENG Jinghan. Research and application of in-depth flooding control technology in Block L of Huabei Oilfield[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2020, 42(3): 369-374 doi:  10.13639/j.odpt.2020.03.020
Citation: WANG Yue, YU Jiliang, WANG Lei, ZHAO Shuhua, MAO Yanling, PENG Jinghan. Research and application of in-depth flooding control technology in Block L of Huabei Oilfield[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2020, 42(3): 369-374 doi:  10.13639/j.odpt.2020.03.020

深部调驱技术在华北油田L断块的研究与应用

doi: 10.13639/j.odpt.2020.03.020
详细信息
    作者简介:

    王玥(1981-),2010年毕业于西南石油大学石油工程专业,获学士学位,现从事油气田开发及提高采收率的研究工作,工程师。通讯地址:(062552)河北省任丘市华北油田工程技术研究院。E-mail:cyy_wyue@petrochina.com.cn

  • 中图分类号: TE357.4

Research and application of in-depth flooding control technology in Block L of Huabei Oilfield

  • 摘要: 对于非均质性较强、长期注水开发的高温砂岩油藏,存在含水上升快、剩余油分布复杂、常规治理难度大等开发问题,一般采用深部调驱技术可以改善油藏开发效果。华北油田L断块储层温度高达115 ℃,处于高含水、高采出程度开发后期,应用数值模拟方法宏观研究剩余油分布,判定水流优势通道,自主研制新型耐高温复合交联剂,采用多井组联合同步调驱方式开展了现场试验。5个井组共注入4 4150 m3调驱剂,高峰期日增油25 t,综合含水下降9.5%,截至2019年12月累计增油12 780 t。现场试验结果表明,耐高温复合交联可动凝胶体系在L断块的深部调驱取得了显著的降水增油效果,剩余油分布研究及水流优势通道判定为调驱方案设计提供了可靠依据,为同类油藏开展深部调驱提供技术借鉴。
  • 图  1  L62-64X井组储量分布图

    Figure  1.  Reserves distribution diagram of Well Group L62-64X

    图  2  L62-72X井组储量分布图

    Figure  2.  Reserves distribution diagram of Well Group L62-72X

    图  3  L断块Ed3Ⅳ-8三维含油饱和度模型

    Figure  3.  3D oil saturation model of Ed3Ⅳ-8 in Fault Block L

    图  4  L断块Ed3Ⅴ-8三维含油饱和度模型

    Figure  4.  3D oil saturation model of Ed3Ⅴ-8 in Fault Block L

    图  5  L62-64X、L62-67X井组水流优势通道级别

    Figure  5.  Level of the dominant water channels of Well Group L62-64X and L62-67X

    图  6  不同配液用水对聚合物黏度的影响

    Figure  6.  Influence of dosed water on polymer viscosity

    图  7  不同配液用水对凝胶黏度的影响

    Figure  7.  Influence of dosed water on gel viscosity

    图  8  不同交联剂复配比例时凝胶的热稳定性

    Figure  8.  Thermal stability of gel at different cross-linking agent mixing ratios

    图  9  L断块产量年度递减率变化曲线(2014—2019年)

    Figure  9.  Variation of yearly production decline rate of Fault Block L (2014—2019)

    表  1  L断块各油组地质储量劈产表

    Table  1.   Production splitting of the geological reserves of each oil bearing formation in Fault Block L

    油组地质储量/
    104 t
    累计产油/
    104 t
    采出程度/
    %
    剩余储量/
    104 t
    Ed3-Ⅱ30.91.44.529.5
    Ed3-Ⅲ10.419.69.4
    Ed3-Ⅳ69.714.821.254.9
    Ed3-Ⅴ69.518.326.351.2
    Es1s-Ⅰ24.73.815.320.9
    Es1s-Ⅱ28.54.816.823.7
    Es1s-Ⅲ71.621.229.650.4
    Es1s-Ⅳ45.510.222.535.3
    总计350.975.521.5275.4
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    表  2  L62-64X、L62-67X井组水流优势通道孔隙体积统计

    Table  2.   Statistical pore volume of the dominant water channels of Well Group L62-64X and L62-67X

    井号层号平均孔隙度/%平均有效厚度/m网格数/个水驱优势通道
    孔隙体积/m3
    L62-64XEd3-Ⅴ817.804.03610 253
    Ed3-Ⅴ1119.712.06510 249
    Es1s-Ⅱ219.640.6206 514
    Es1s-Ⅱ315.850.4122 651
    总计13329 667
    L62-67xEd3-Ⅴ817.002.68025 461
    Es1s-Ⅱ216.883.2121 632
    总计9227 093
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    表  3  L断块调驱剂量设计

    Table  3.   Dosage design of flooding control agent in Fault Block L

    井号日注
    量/m3
    日产油/t综合含水/%水驱优势通道
    孔隙体积/m3
    调驱剂
    用量/m3
    L62-64X52.526.878.429 6679 500
    L62-67X41.720.084.127 0938 850
    L62-69X87.69.587.528 5718 950
    L62-72X16.91.892.717 7415 800
    L62-7660.38.085.423 8577 650
    9 7143 400
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出版历程
  • 修回日期:  2020-03-21
  • 网络出版日期:  2020-08-25
  • 刊出日期:  2020-05-20

深部调驱技术在华北油田L断块的研究与应用

doi: 10.13639/j.odpt.2020.03.020
    作者简介:

    王玥(1981-),2010年毕业于西南石油大学石油工程专业,获学士学位,现从事油气田开发及提高采收率的研究工作,工程师。通讯地址:(062552)河北省任丘市华北油田工程技术研究院。E-mail:cyy_wyue@petrochina.com.cn

  • 中图分类号: TE357.4

摘要: 对于非均质性较强、长期注水开发的高温砂岩油藏,存在含水上升快、剩余油分布复杂、常规治理难度大等开发问题,一般采用深部调驱技术可以改善油藏开发效果。华北油田L断块储层温度高达115 ℃,处于高含水、高采出程度开发后期,应用数值模拟方法宏观研究剩余油分布,判定水流优势通道,自主研制新型耐高温复合交联剂,采用多井组联合同步调驱方式开展了现场试验。5个井组共注入4 4150 m3调驱剂,高峰期日增油25 t,综合含水下降9.5%,截至2019年12月累计增油12 780 t。现场试验结果表明,耐高温复合交联可动凝胶体系在L断块的深部调驱取得了显著的降水增油效果,剩余油分布研究及水流优势通道判定为调驱方案设计提供了可靠依据,为同类油藏开展深部调驱提供技术借鉴。

English Abstract

王玥,余吉良,王磊,赵淑华,毛艳玲,彭婧涵. 深部调驱技术在华北油田L断块的研究与应用[J]. 石油钻采工艺,2020,42(3):369-374 doi:  10.13639/j.odpt.2020.03.020
引用本文: 王玥,余吉良,王磊,赵淑华,毛艳玲,彭婧涵. 深部调驱技术在华北油田L断块的研究与应用[J]. 石油钻采工艺,2020,42(3):369-374 doi:  10.13639/j.odpt.2020.03.020
WANG Yue, YU Jiliang, WANG Lei, ZHAO Shuhua, MAO Yanling, PENG Jinghan. Research and application of in-depth flooding control technology in Block L of Huabei Oilfield[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2020, 42(3): 369-374 doi:  10.13639/j.odpt.2020.03.020
Citation: WANG Yue, YU Jiliang, WANG Lei, ZHAO Shuhua, MAO Yanling, PENG Jinghan. Research and application of in-depth flooding control technology in Block L of Huabei Oilfield[J]. Oil Drilling & Production Technology, 2020, 42(3): 369-374 doi:  10.13639/j.odpt.2020.03.020
  • L断块是华北油田一个多层系、高温的低渗复杂砂岩油藏,主要含油层位是下第三系东营组三段至沙河街组一段。纵向上油层分布分散,层内和平面非均质性较强,渗透率差异大,注采井网对应不完善,且采出程度较高(31.5%),综合含水率较高(86.3%),地层原油黏度为6.6 mPa · s,储层温度高达115 ℃,地层水矿化度为11 200 mg/L。L断块经多年注水开发,目前已进入高含水、高采出开发阶段,大量注入水在地层中长期冲刷形成水窜大孔道,含水上升快,产量递减快,油田稳产形势严峻。

    深部调驱技术是改善油藏水驱开发效果的主要手段之一,现场调驱常用的可动凝胶一般采用聚丙烯酰胺与酚醛树脂交联。受制于聚合物的耐温性,高温凝胶体系的稳定性较差,封堵强度低,严重影响调驱效果,因此需要开展高温凝胶体系的相关研究。

    针对L断块油藏温度高(115 ℃)、剩余油分布复杂、常规治理难度大等问题,提出多井组联合同步调驱技术理论[1]和分类分级调驱技术方法,研制新型复合交联剂配方,在不增加成本的条件下,提高凝胶的稳定性能,保证调驱效果和有效期。

    • 华北油田L断块属扁平状鼻状构造油藏,纵向上发育Ed3-Ⅰ~Ⅴ、Es1s-Ⅰ~Ⅳ、Es1x-Ⅰ、Es1x-Ⅱ共11个油组,油层主要分布在Ed3-Ⅳ、Ed3-Ⅴ和Es1s-Ⅲ油组;储层温度115 ℃,地层水矿化度11 200 mg/L,地层原油黏度6.6 mPa · s。根据取心井岩心分析,该断块有效孔隙度3.8%~22.7%,渗透率在(0.1~373)×10−3 μm2之间。断块主力砂体渗透率变异系数均大于0.8,储层平面非均质性严重。各油组渗透率级差主要介于166.8~719.3,平均值为443.1,突进系数均大于5.3,油藏层间非均质性严重[2]

      1995年11月L断块全面投入注水开发,截至2018年3月,综合含水已高达86.3%,采出程度31.5%。统计近10年吸水剖面监测情况,不吸水、弱吸水层占射开总厚度的52.3%,占射开总层数的65.1%,油藏层间矛盾严重。L断块受非均质性强因素影响,随着注水开发的推进,层内吸水不均,油藏平面矛盾突出,需要寻找有效的EOR技术方法。

    • L断块在近几年进行注采井网调整和单井组调驱试验后,开发效果有所改善,但目前断块整体处于高含水开发阶段,剩余油分布更加零散复杂,常规调整难度越来越大。明确剩余油的分布特征及类型是制定针对性调驱方案的重要前提。

      综合分析断块生产动态情况,运用油藏工程法对L断块各油组地质储量进行计算,结果见表1。在纵向上剩余储量主要集中在Ed3-Ⅳ、Ed3-Ⅴ、Es1s-Ⅲ、Es1s-Ⅳ共4个主力油组,虽然主力油组的采出程度较高(21.2%~29.6%),但是油组的原始地质储量高(45.5~71.6)×104 t,剩余储量占比仍高达70%~80%,是该断块剩余油的主要分布区域。

      表 1  L断块各油组地质储量劈产表

      Table 1.  Production splitting of the geological reserves of each oil bearing formation in Fault Block L

      油组地质储量/
      104 t
      累计产油/
      104 t
      采出程度/
      %
      剩余储量/
      104 t
      Ed3-Ⅱ30.91.44.529.5
      Ed3-Ⅲ10.419.69.4
      Ed3-Ⅳ69.714.821.254.9
      Ed3-Ⅴ69.518.326.351.2
      Es1s-Ⅰ24.73.815.320.9
      Es1s-Ⅱ28.54.816.823.7
      Es1s-Ⅲ71.621.229.650.4
      Es1s-Ⅳ45.510.222.535.3
      总计350.975.521.5275.4

      对断块各井组的地质储量进一步细分,以L62-64X(图1)、L62-72X井组(图2)为例,确定Ed3-Ⅳ8、Ed3-Ⅴ8、Ed3-Ⅴ11、Es1s-Ⅲ6、Es1s-Ⅳ1为主力油层。主力油层分布面积广、厚度大,计算地质储量为104.8×104 t,平均采出程度为22%,其中Ed3-Ⅴ8、Es1s-Ⅲ6的采出程度大于28%,挖潜难度较大。

      图  1  L62-64X井组储量分布图

      Figure 1.  Reserves distribution diagram of Well Group L62-64X

      图  2  L62-72X井组储量分布图

      Figure 2.  Reserves distribution diagram of Well Group L62-72X

      通过数值模拟油藏含油饱和度(图3图4),将剩余油平面分布规律归纳为4种类型:主力小层中、弱水驱型剩余油;层间干扰型剩余油,集中在非主力层和弱吸水层;注采层位不完善型剩余油,集中在未动用层;未控制型剩余油,集中在井网不完善、断棱附近区域。4种类型剩余油中,主力小层中、弱水驱型剩余油和层间干扰型剩余油是调驱挖潜的主要目标。

      图  3  L断块Ed3Ⅳ-8三维含油饱和度模型

      Figure 3.  3D oil saturation model of Ed3Ⅳ-8 in Fault Block L

      图  4  L断块Ed3Ⅴ-8三维含油饱和度模型

      Figure 4.  3D oil saturation model of Ed3Ⅴ-8 in Fault Block L

      结合吸水剖面、生产动态反应及示踪剂监测资料[3],分析在主力层内部存在水流优势通道。应用优势通道的综合识别与描述方法[4-6],对注水井组存在的水流优势通道进行判断及分级(图5)。以L62-64X井组为例,该井组Ed3-Ⅴ8、Ed3-Ⅴ11长期主吸,累计吸水量达22.5×104 t,示踪剂试验结果显示该井组最慢的方向水驱速度仅1.03 m/d,最快的方向水驱速度达到6.41 m/d。再结合井组孔隙度、渗透率、渗透率级差、产液强度及含水率等数据进行归一化定值,分析认为L62-64X井与L62-62X、L62-57X井之间存在强高渗条带,与L62-63X、L62-65X、L62-66X井之间存在次高渗条带,与L62-61X井之间的优势通道不发育,见表2

      表 2  L62-64X、L62-67X井组水流优势通道孔隙体积统计

      Table 2.  Statistical pore volume of the dominant water channels of Well Group L62-64X and L62-67X

      井号层号平均孔隙度/%平均有效厚度/m网格数/个水驱优势通道
      孔隙体积/m3
      L62-64XEd3-Ⅴ817.804.03610 253
      Ed3-Ⅴ1119.712.06510 249
      Es1s-Ⅱ219.640.6206 514
      Es1s-Ⅱ315.850.4122 651
      总计13329 667
      L62-67xEd3-Ⅴ817.002.68025 461
      Es1s-Ⅱ216.883.2121 632
      总计9227 093

      图  5  L62-64X、L62-67X井组水流优势通道级别

      Figure 5.  Level of the dominant water channels of Well Group L62-64X and L62-67X

      水流优势通道的采出程度高、剩余潜力小,是深部调驱封堵的主要目标,是调驱设计注入量的重要依据,结合数值模拟技术,对水流优势通道开展定量化研究。取水相分流量为98%时,对应含水饱和度0.77,认为含水饱和度大于0.77时的储层孔隙发育水流优势通道,计算得到水驱优势通道孔隙体积,计算结果见表2,以L62-64X、L64-67X井组为例。

    • 依据设计思路,选取L断块5个井组实施同步调驱,针对各井组剩余油分布类型、水流优势通道级别、水驱优势通道孔隙体积,优选不同浓度的凝胶配方,保证封堵强度。对于水淹情况严重、水驱速度≥1.50 m/d、水驱优势通道孔隙体积≥12 000 m3的井组采用聚合浓度为1 800 mg/L的凝胶配方,对应凝胶黏度为2 300 mPa · s;对于水淹情况次之、水驱速度<1.50 m/d、水驱优势通道孔隙体积<12 000 m3的井组采用1 500 mg/L凝胶配方,对应凝胶黏度为1 600 mPa · s。

      数值模拟调驱剂注入量与方剂增油量之间的关系,PV数为调驱剂注入的体积占水驱优势通道孔隙体积的比例,方剂增油量为井组总增油量与调驱剂注入量的比值。研究结果表明,随着注入PV数的增加,方剂增油量呈现明显的上升趋势,当注入量达到0.35 PV后,增油量上升趋势减缓,即注入水流优势通道0.35倍孔隙体积的调驱剂量可取得最佳的投入产出比。以此计算L断块5个井组共设计注入44 150 m3调驱剂,具体内容见表3

      表 3  L断块调驱剂量设计

      Table 3.  Dosage design of flooding control agent in Fault Block L

      井号日注
      量/m3
      日产油/t综合含水/%水驱优势通道
      孔隙体积/m3
      调驱剂
      用量/m3
      L62-64X52.526.878.429 6679 500
      L62-67X41.720.084.127 0938 850
      L62-69X87.69.587.528 5718 950
      L62-72X16.91.892.717 7415 800
      L62-7660.38.085.423 8577 650
      9 7143 400
    • 根据多井组联合同步调驱技术理论和分类分级调驱技术,结合L断块地质特征和开发矛盾,提出合理的技术方案:在L断块选取多个调驱井组,对应受效油井为多向受效井,具有弱水驱型剩余油和层间干扰型剩余油的主力油层,采用交联聚合物凝胶对强高渗条带和次高渗条带,以及近井地带存在的较大的水流优势通道进行较强的封堵和抑制,提高注入水的利用效率,高效驱出油藏中分散的剩余油。

      温度和水质矿化度是影响可动凝胶成胶的2个重要因素。L断块的地层水矿化度为11 200 mg/L,通过室内实验,在相同配液浓度下分别采用清水(矿化度600 mg/L)和回注水(矿化度11 000~22 000 mg/L)配制聚合物溶液和可动凝胶,对比清水与回注水配液时聚合物和凝胶的黏度(图6图7),得到回注水配制的聚合物溶液的黏度较清水低59%~96%,成胶后的黏度较清水低31%~56%。由此可见,回注水对聚合物及其成胶后的黏度影响很大。回注水水质不同,其影响程度也不同,回注水矿化度越高,聚合物和凝胶黏度下降越多。

      图  6  不同配液用水对聚合物黏度的影响

      Figure 6.  Influence of dosed water on polymer viscosity

      图  7  不同配液用水对凝胶黏度的影响

      Figure 7.  Influence of dosed water on gel viscosity

      在储层温度高于70 ℃的油藏,现场调驱一般应用的可动凝胶采用聚丙烯酰胺与酚醛树脂交联。常用的酚醛树脂交联剂有“苯酚-乌洛托品”和“热固性甲阶段酚醛树脂”[7-8]。高温条件下(>90 ℃),聚合物分子的酰胺基水解为羧钠基,温度越高,水解程度越高。酚醛树脂与聚合物分子的酰胺基发生交联反应,形成具有网状结构的均一、弹性凝胶体。中高温条件下(70~90 ℃),部分酰胺基发生水解,但是仍有部分基团保持与交联剂的链接状态,因此凝胶具有一定的黏度保持率。随着温度的升高(>90 ℃),酰胺基全部水解为羧钠基,交联剂与酰胺基连接处进一步发生水解,交联键逐渐解离,凝胶破胶脱水。经实验考察,在L断块115 ℃的温度条件下,无论采用“苯酚-乌洛托品”交联剂还是“热固性酚醛树脂”交联剂,在聚丙烯酰胺浓度2 000 mg/L及以下浓度时,其交联形成的可动凝胶稳定性考察不超20 d即破胶,稳定性较差。

      为提高可动凝胶调驱剂的稳定性能,查阅相关文献[9-11],借鉴不同交联剂形成凝胶体型结构的不同,采用清水配液,设计耐高温复合交联剂,自主研制酚醛树脂交联剂Ⅰ型和Ⅱ型,发挥2种交联体系的协同效应,与聚丙烯酰胺复合交联,达到大幅度提升凝胶强度及稳定性的目的[12]。90 d凝胶黏度保持率达到63.6%~71.8%,而传统的高温交联剂在该温度条件下,90 d的黏度保持率仅为13.9%。因此,研制的耐高温复合交联剂可使凝胶黏度保持率最高提升58%,并在地层水中将凝胶进行浸泡,30~90 d开展稳定性考察,凝胶黏度不发生变化,外观没有破损。

      通过复合交联剂配方优化试验,在115 ℃、聚合物浓度1 500 mg/L、交联剂I和交联剂II总浓度2 000 mg/L条件下,确定Ⅰ型与Ⅱ型交联剂最佳复配比例为1∶1~2∶1(图8)。通过配方优化实验,采用复合交联体系,推荐聚丙烯酰胺浓度1 500~2 000 mg/L,复合交联剂浓度为1 250~2 000 mg/L。

      图  8  不同交联剂复配比例时凝胶的热稳定性

      Figure 8.  Thermal stability of gel at different cross-linking agent mixing ratios

    • 依照方案设计,采用耐高温复合交联剂配方,于2018年7月,在华北油田L断块实施L62-64x等5个井组联合调驱,使多向连通油井同步受效,以增强调驱增油效果。现场施工累计注入聚丙烯酰胺浓度1 500~1 800 mg/L的可动凝胶44 150 m3。调驱实施2个月后,产量快速递减的趋势逐渐得到抑制并开始上升,并在波动中维持到目前仍然在有效期。见效高峰期时,日产液保持稳定,日产油从41.6 t上升至66.6 t,日增油达25 t,综合含水从89.3%下降至79.8%,下降9.5%。

      5个调驱井组共对应油井16口,截至2019年12月,其中12口油井见到明显降水增油效果,油井见效率为75%,累计增油12 780 t,预计项目有效期内可累计增油19 600 t。如图9所示,L断块在实施调驱前,即2014年到2017年,产量一直处于快速递减趋势。在2018年实施调驱后,年递减率从2017年的9.1%减缓至2.2%,在2019年被逆转为−2.0%,年产量没有出现递减,油田稳产形势向好,整体开发效果得到改善。按逐年实际油价计算,创经济效益2 214万元,投入产出比为1∶9。如果按30美元/桶的低油价计算,项目创经济效益341万元,投入产出比为1∶4.2。即使按低油价计算,项目的成本已完全收回,仍然具有较好的经济盈利能力。

      图  9  L断块产量年度递减率变化曲线(2014—2019年)

      Figure 9.  Variation of yearly production decline rate of Fault Block L (2014—2019)

    • (1)应用油藏工程法和数值模拟法相互验证,对剩余油分布规律进行分类,定量刻画剩余潜力,判定识别水流优势通道,是制定针对性调驱方案的重要依据。

      (2)通过凝胶配方性能评价实验,自主研制成功适用于油藏调驱的耐高温复合交联剂,在聚合物浓度1 500 mg/L及以上时,115 ℃稳定性考察90 d,凝胶黏度保持率达到63.6%~71.8%,与传统的高温交联剂相比,凝胶黏度保持率最高提升58%。

      (3)在定量描述剩余油空间展布的基础上,自主研制成功相匹配的耐高温复合交联体系,应用多井组联合同步调驱方式和分类分级调驱技术,使整体深部调驱取得明显的降水增油效果和显著的经济效益,为同类型油藏改善开发效果提供成功的借鉴意义。

参考文献 (12)

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