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1、一类油层聚驱后缩小井距高浓度聚合物驱现场试验布井方法研究科学论坛I■一类油层聚驱后缩小井距高浓度聚合物驱现场试验布井方法研究王英斌(大庆油田有限责任公司第六采油厂第二油矿地质工艺队黑龙江大庆163l14)[摘要]聚合物驱在喇嘛甸油田主力油层已大面积推广,并取得了较好效果,最终采收率为52.2%.但聚驱结束后,还有近一半的地质储量留在地下,因此,如何进一步提高聚驱后采收率,增加其可采储量是油田可持续发展,建设百年油田的重要研究课题.喇嘛甸油田北西块4—4#高浓度聚驱现场试验表明,在原250m左右注采井距下,高浓度聚合物驱阻力系数高,驱动难度大.当注采井距缩小至
2、150m左右后,采出井全部受效,含水下降明显.因此,喇嘛甸油田主力油层聚驱后进行小井距高浓度聚驱现场布井试验.[关键词]聚驱后缩小井距高浓度聚合物驱布井中图分类号:TE357.46文献标识码:A文章编号:1009—914X(2011)01—0036—02引曹为探索高浓度聚合物驱提高采收率的经济技术可行性,2003年6月在喇嘛甸油田北西块4—4#注入站开展了高浓度聚合物驱油试验.试验结果表明,高浓度聚合物能封堵油层大孔道,扩大波及体积,采出井地层压力下降,阻力系数高,油层动用程度高,提高采收率幅度大,但在注入高浓度聚合物的过程中,高浓度聚合物驱在现有井网条件下
3、驱替困难.为此试验区转注3口井,将井距缩小到150m以下,注采井距在10O～150m的井组,4口相关采油井均见效,所以聚驱后应该缩小井距,提高聚合物浓度来实现葡I卜2油层的有效开发.1试验区基本概况试验区位于喇嘛甸油田北东块南部靠近过渡带地区.试验区1974年投入开发,总井数达66口,其中采油井34口,注入井32口.经历了基础井网,层系调整,注采系统调整,二次加密调整,聚合物驱,后续水驱六个主要开发阶段.11试验区的地质特征试验区葡I卜2油层为泛滥平原相辫状河流沉积,层内,层间和平面非均质性严重,纵向上以多段多韵律沉积为主,渗透率差异较大.具有分布面积广,沉
4、积厚度大,渗透率高的特点,试验区葡I卜2油层划分为葡I1,葡I21,葡I22,葡I23等四个沉积单元.试验区平均单井发育砂岩厚度14.2m,有效厚度1O.9m,其中≥1.Om有效厚度为10.6m,平均渗透率0.424uIll2.1.2试验区油层动用状况从水淹层解释成果,密闭取心井资料以及同类区块新井水淹层解释结果对比,结合本区块老井开采状况,综合分析了试验区葡I1—2油层动用状况.利用水淹层解释结果分析,统计北东块一区2007年完钻的355口二类油层聚驱井,从葡I卜2油层水淹层解释成果看,随着油田开发的深入,葡I卜2油层低未水淹厚度比例减小,平均低未水淹厚度
5、比例为10.4%,平均采出程度为47.7%.其中葡I1油层低未水淹厚度比例为17.9%以上,采出程度为41.8%.利用密闭取心井资料分析,从2006年10月完钻喇9一检PS2604井取心井资料上分析,该井处于葡I卜2井网横排两口注入井之间.葡I卜2油层具有非常明显的多段水洗特点,强～中水洗厚度占82.7%,弱水洗厚度占13.5%,未洗段厚度占3.8%,水洗段平均驱油效率为55.8%,平均含油饱和度为42.2%,在葡I2油层的上部含油饱和度比较高,剩余油较多.综合上述分析,认为试验区聚驱后剩余油,在纵向上位于结构单元的上部:在平面上,主要存在于注采不完善井区和
6、分流线滞留区.试验区2000年2月份开始转入后续水驱,目前葡I卜2油层综合含水98.5%,采出程度在53.1%左右.2井冈合理选择研究油气田生产中,井网的选择,部署和调整是开发方案的重要内容,同时也是油田企业提高经济效益的关键因素之一.2.1合理选择井距一直是油田开发中的一个重要问题结合油田的实际情况对聚驱后高浓度聚驱的合理井距进行研究(1)缩小井距能进一步提高葡I卜2油层各沉积单元连通率试验区精细地质研究成果表日月I葡I卜2油层为泛滥平原辫状河流相沉积,层内,层间和平面非均质性严重,储层相别变化剧烈,纵向上以多段多韵律沉积为主,渗透率差异较大.结合储层发育
7、状况,对试验区葡I卜2油层在不同井距下有效厚度连通状况进行了研究,结果表明,由150m注采井距加密~lJl06m注采井距,砂体三向以上连通率增加13.3个百分点,一类连通率增加10.3个百分点.36I科技博览可见,随着注采井距的缩小,葡I1-2油层各沉积单元砂体连通率呈递增趋势,砂体的三向以上连通率及一类连通率均有一定幅度的增加.(2)现场试验表明:缩小井距能使高浓度段塞形成有效驱动由于高浓度聚合物体系粘弹性高,油层阻力系数大,注入高浓度聚合物后注入压力上升快,注采压差大幅度增加.喇北西块4-4注入站高浓度聚驱试验区表明,在注采井距237米条件下,试验区注入
8、高浓度段塞0.16PV后,出现注采困难的问题.试验过
