试验区属三角洲前缘亚相沉积, 沉积物沿河道由北东向南西向汇入湖盆, 水下分流河道呈北东-南西向展布, 河道分流改道现象频繁。长611-3期水动力条件较强, 水下分流河道较发育;长611-2期河道沉积规模达到最大, 多期河道沉积砂体叠合连片。
该区域主要含油层系为长611-2和长611-3层, 油层分布稳定。平均渗透率为2.07m D, 平均孔隙度为13.0%, 平均油层厚度19.5m, 原始含油饱和度55%, 地质储量40×104t。
该区域1989年投入开发, 初期日产油4.55t, 综合含水2.5%。目前初期投产油井总数11口, 开井5口, 单井产能0.17t, 综合含水93.8%, 累积产油14.07×104t, 单井累产油1.28×104t, 采出程度29.3%。注水井总数4口, 开井4口, 平均单井日注16m3, 月注采比1.43, 累积注采比1.15。2009-2012年对该井组部署9口检查井, 目前在生产6口。
通过开发动态和前期检查井组岩心分析, 在平面、剖面水驱规律和剩余油方面取得了一定认识。
受人工裂缝和天然裂缝影响, 油井沿最大主应力方向的水线推进速度比侧向快, 主向水线推进速度为0.29~0.44m/d, 侧向为0.09~0.17m/d。
该井组在2004年和2012年实施2次水驱前缘测试, 结果显示注水主要延北东75.4°、78.9°推进, 主向波及范围大。随着注水开发的延长水驱波及长度变小, 水驱波及宽度变大, 表明注水向主流线方向侧向推进。
3口检查井与最大主应力方的垂直距离分别为0m、70m、100m, 注采井距分别为207m、138m、110m, 投产初期含水分别为87.8%、75.6%、52.0%, 结果显示与最大主应力方向的垂直距离越短水洗越严重。
低渗透岩心启动压力与渗透率关系研究表明渗透率对启动压力影响非常显著, 渗透率小于0.5m D时, 启动压力随渗透率下降急剧上升, 变化幅度在10-104数量级。王窑长611-2层平均渗透率级差、变异系数分别为3.10、0.29, 属中等偏强非均质性。
在相同压差下, 注入水沿高渗层段推进较快, 渗透率较低层段推进较缓。对检查井组9口检查井水淹层进行统计, 一级水淹平均渗透率5.74m D, 二级水淹平均渗透率2.81m D, 三级水淹平均渗透率1.27m D, 四级水淹平均渗透率1.28m D, 表明物性好层段水淹程度高。
沿裂缝主向井水淹程度高, 侧向井水淹程度低。主向井随着井距的减小水洗程度升高, 侧向井随着排距减小水洗程度升高。主向井剖面水洗程度均在30%以上, 距离水井越近剖面水洗变得严重;侧向井剖面水洗程度在30%以下, 距离水井越近剖面水洗比例高。
通过9口检查井精细解剖, 加密后比加密前体积波及系数 (即考虑纵向与平面波及) 提高了0.16, 但仍有挖潜的空间。
水驱主流方向为NE67°左右, 该通过对检查井组解剖, 该方向上的检查井水洗厚度、水驱油效率较高, 随着与主流方向的夹角增大, 水洗厚度略有减小、水洗程度由强变弱, 水驱油效率降低, 以检查井组为例, 强水洗厚度3.6m, 水驱油效率42.9%, 弱水洗厚度5.45m, 水驱油效率24.8%, 但都未达到45%的最终驱油效率。
“2+3”提高采收率方法是通过注水井注入微球和表面活性剂来提高波及系数和驱油效率, 探索二次开发加三次采油提高采收率新方向。
微球注入油层后体积膨胀5-10倍, 微球膨胀后封堵孔喉, 在注入压力梯度作用下运移, 遇到孔喉后再次封堵, 以此提高波及体积, 微球主要解决的是水洗程度较高的相对高渗层段。
长期注水开发后, 水洗作用形成的沥青质被绿泥石膜吸附使储层由弱亲水储层变为亲油储层, 且绿泥石膜含量及填隙物总量在弱水洗段最高, 中水洗段次之, 强水洗段最少。表面活性剂主要动用水洗程度较低的中低渗透层段。
2016年9月在试验区开展4个注水井组“2+3”提高采收率试验, 对应油井29口, 开井22口, 目前已有10口井开始见效, 其中3口水淹井见油, 见效比45.5%, 自然递减由39.6%下降到8.5%。
见效井中有7口正常开采油井, 综合含水下降7.8%;3口水淹地关井恢复生产见油。
(1) 王窑区经过20多年注水开发剩余油仍然富集, 主侧向油井驱油效率都未达到最终驱油效率45%。
(2) 平面水驱主向上波及范围大, 且与最大主应力方向垂直距离越短水洗越严重。
(3) 剖面水驱受渗透率和井距影响, 渗透率越高水洗程度高, 且距水井越近剖面水洗越严重。
(4) 微球加表面活性剂方法提高采收率适用低渗透油藏, 见效比高达45.5%, 且水淹井见油, 是提高采收率的有效方法之一。
摘要：安塞油田王窑老区是典型的特低渗透油藏, 经过20多年的注水开水已进入中高含水期, 剩余油难以动用, 提高采收率成为难点。2009-2012年在W2井组部署9口检查井揭示特低渗透油藏中高含水期剩余油分布规律, 通过动态监测、检查井解剖等方法, 对检查井组平面、剖面水规律进行解剖, 结果表明平面剩余油主要富集在侧向, 剖面剩余油主要富集在低渗段和侧向, 波及系数和驱油效率仍有提升空间。2016年9月在该区域开展4个井组注微球和表面活性剂“2+3”提高采收率试验。本文通过对检查井组区域油井效果, 评价微球和表面活性剂在特低渗透油藏的适应性。
关键词：特低渗透油藏,王窑老区,提高采收率,效果评价
[1] 魏玉梅, 刘志云, 等.水淹层解释方法研究及应用[J].国外测井技术, 2000, 15 (3) :8-11.
[2] 俞启泰.注水油藏大尺度未波及剩余油的三大富集区[J].石油学报, 2000, 21 (2) .
[3] 彭彩珍.长6油藏聚-表二元驱可行性及潜力评价.石油学报, 2011.
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