延長油田三疊系油藏深部調剖模式的建立與應用.doc

延長油田三疊系油藏深部調剖模式的建立與應用摘要：對于延長油田延長組三疊系低滲透油層，優(yōu)化低傷害或無傷害調剖劑，有效控制裂縫水竄，改變水驅方向，是深部調剖面臨的主要問題。2005年以來結合延長油田各單元的不同油藏條件和流體特性為此開展了體系成分物化反應實驗，體系耐溫、耐鹽、耐剪切實驗，體系強度及抗老化性實驗，體系與地層配伍性實驗等，最終優(yōu)選出適合本地區(qū)的調剖體系。關鍵詞： 深部調剖模式 儲層物性參數(shù) 驅油機理 調驅體系Abstract: Group for the extension of the extension of the Triassic oil reservoirs with low permeability, and optimize the low-injury or no injury profile control agent, effective control of water channeling cracks, change the direction of water flooding is a deep profile of the main problems facing. Since 2005 to extend the field of the unit combined with the different characteristics of the reservoir conditions and fluid composition for this system carried out physico-chemical reaction experiment, the system temperature, salinity and shear-resistant experiment, system strength and anti-oxidation experiment, the system compatible with the formation of experiments, the final selection of a suitable profile of the region system.Keyboards: Deep profile control mode，Reservoir parameters，F(xiàn)looding Mechanism，Drivesystem transfer目前，延長油田投入開發(fā)的主要生產層位為侏羅系延安組、直羅組和三疊系延長組油層。其中三疊系延長組共有長1、長2、長3、長4+5、長6、長7、長8、長9、長10等九套開發(fā)層系，具有多沉積旋回的生、儲、蓋組合、形成多套含油層段、低孔低滲的特點，屬湖泊三角洲沉積。開發(fā)過程中表現(xiàn)的主要地質特征是：1、油層物性差，非均質性強：下部長6-8油層的孔隙度平均值為12.3%，空氣滲透率平均值為1.2910-3m2,上部長2-3滲透較高，可達1010-3m2左右，變異系數(shù)0.47-0.5，屬低滲-特低滲透油層。2、油藏含水飽和度高，油水分異差：如上部長2等油層初期含水可達40%-50%；而下部長6等油層，原始含水飽和度為43%-45%，但巖性細，雖然束縛水飽和度高，可動水飽和度低，投產后一般含水很低。 3、油藏巖性變化大，分布差異懸殊，井網(wǎng)控制程度低：延長組上部長2-3地層，屬于湖退期的河流相沉積，砂體展布受控于河道流向及往復遷移方向，注水見效的油井多數(shù)只有1-2個方向受水驅影響。因此，必須通過改變水驅方向才能提高開發(fā)效果。4、油層含天然裂縫，增加了注水開發(fā)的難度：尤其延長組下部長6-8地層，巖性致密，往往含有微裂縫，井區(qū)注水壓力超過裂縫開啟壓力后，易沿砂體走向形成裂縫水竄，致使油井含水上升并很快水淹，給開發(fā)帶許多難題。5、油層啟動壓差及驅替壓力梯度大：低滲透層一般呈非達西滲流特征，存在啟動壓差。延長組長6油層室內試驗和礦場測試資料均表明，這類油層在驅動壓差較低時，流體不能流動，只有當驅動壓差達到一定臨界值（啟動壓力）后，流體才開始流動。一、三疊系油藏深部調剖模式的建立針對延長組油層在開發(fā)過程中表現(xiàn)的地質特征和技術難點，分析認為解決問題的關鍵技術在以下幾個方面：（1）要想改善延長組油層水驅狀況，必須實現(xiàn)液流深部轉向和裂縫線水竄控制；（2）延長組油層物性差，應嚴格優(yōu)選調剖體系，減小地層傷害，保持原有注水能力；（3）河流相沉積的儲集層，如上部油層長2-3，注水井的水驅方向性強，應該定期調整水驅方向，不斷擴大水驅體積，提高采收率；（4）裂縫發(fā)育的部分井區(qū)，如下部長6-8油層，控制裂縫水竄，提高存水率，增加見效方向。1、延長組儲層物性與沉積特征的關系三疊系延長組地層屬內陸湖泊相沉積。盆地東北部相對抬升，以河流三角洲平原相沉積為主，巖性較粗，厚度較?。慌璧匚髂喜块L期處于水深的湖泊環(huán)境，沉積了一套巖性較細厚度大的湖泊三角洲地層?？傮w上，延長組儲集層10個油層組都是一些低孔、低滲、低含油飽和度的儲層，但因其沉積條件、沉積物源和成巖作用不同，導致各油層的儲層物性和含油性也不同。長10長7是湖盆發(fā)生、發(fā)展到全盛時期，長7為湖泊全盛時深半深湖沉積，是理想的生油層，長6長3為湖盆進入三角洲建設期，隨著沿岸三角洲砂體的充填，湖域開始收縮，沉積具有水退型反旋回特點。其中長6為主要油組，是盆地由盛轉衰階段出現(xiàn)的三角洲沉積。長4+5主要為湖沼相沉積，砂體不發(fā)育，物性進一步變差，僅局部發(fā)育油層。長3、長2時期，三角洲平原分流河道，砂體十分發(fā)育，砂巖粒度有所變粗。長1時期，湖盆衰退，形成沼澤平原，煤系地層發(fā)育。表1 儲層物性特征與沉積相的關系層位沉積相巖性特征孔喉結構喉道中值半徑m孔隙度%滲透率（毫達西）長1三角洲平原粉細砂巖夾炭質泥巖，顆粒分選差大孔細喉型14-165-50長2細砂巖，顆粒分選中等大孔細喉型0.6514-165-50長3細砂巖，顆粒分選中等長4+5湖沼相粉砂巖與泥質巖互層，顆粒分選差小孔微細喉型0.179-120.1-1.93長6三角洲前緣細砂巖、粉砂巖，顆粒分選中等小孔微細喉型0.2511-140.1-2.41長7半深湖深湖泥巖，油頁巖夾薄層粉細砂巖小孔微細喉型11-140.1-2.41長8湖泊砂質泥巖夾粉細砂巖，顆粒分選中等小孔微細喉型11-140.1-2.41長9小孔微細喉型長10河流三角洲厚層中細砂巖，底粗砂巖，分選差大、中孔微細喉型11-140.1-2.41表中數(shù)據(jù)表明，儲層物性參數(shù)與沉積相之間存在明顯的對應關系：長1長3主要為河流相沉積，相變大，顆粒粗，物性相對要好；長4+5長10主要為湖泊相沉積，相變小，顆粒細，物性差。2、延長組油層微觀驅油機理微觀模型常規(guī)水驅油試驗表明，潤濕性不同，水驅時油水運動狀態(tài)及形成的殘余油分布明顯不同；非均質系數(shù)越大，滲透率級差越大，兩相驅替越易發(fā)生繞流，水洗厚度減小，形成的殘余油也就越多；油水粘度比增大，采收率減??；正韻律比反韻律的采收率小。上部地層以長2為代表，下部地層以長6為代表，進行微觀水驅油試驗，可以觀察到長6油層注入水在喉道中主要以活塞式驅油為主，注入水所達到的孔道將油驅得比較干凈，長2油層在水驅油過程中，主要以非活塞式，驅油注入水在喉道邊緣前進較快，易造成油滴卡斷，形成殘余油，降低驅油效率。長6、長2油層在驅油過程中，注入水以多條路線向出口推進，注入水推進比較均勻。但長6油層在無水期結束時，注入水的主要滲流通道只具雛形，繼續(xù)注入時，注入水沿各條滲流通道向周圍擴展，形成更多的滲流通道，同時，更多的油被驅出。而長2層在無水期結束時，注入水的滲流通道已基本形成，繼續(xù)注入時，注入水的流動通道幾乎不再增加，當然驅出的油也不多。造成這種驅油差異的主要原因是巖石的潤濕性：長2油層巖石礦物以長石石英為主，有機質含量極少（綠泥石含量小于2%），粘土礦物以伊利石為主，所以巖石表面潤濕性為親水。與上部地層不同的是，下部長4+5長8油層綠泥石含量明顯增多（大于4%），綠泥石礦物的親油性較強，因此引起了油層潤濕性的變化。對于親水巖石，小孔隙中為水所占據(jù)，大孔隙中為油所充填。水驅油時，大孔隙中的油首先被驅替出后，水形成連續(xù)相，大孔隙滲流阻力小，隨后注入的水將沿大孔道向前推進。因此，無水期后，驅油效率增加值不大。因此上部長2、延9層無水期驅油效率與最終驅油效率相差不大。而下部地層長6、長4+5油層潤濕性一般為中性，且束縛水、殘余油飽和度都比較高，無水期注水倍數(shù)低，表明孔隙結構差，非均質性嚴重。由于束縛水、殘余油飽和度都比較高，油水兩相流區(qū)間跨度小，因而最終驅油效率較低。表2 不同油層水驅油試驗數(shù)據(jù)表層位顆粒大小分布孔隙結構非均質性潤濕性驅油效率（%）無水期含水95%最終延9極不均勻較強，孔隙大，喉道大，但分布不均，繞流嚴重親水3742.646.1長2極不均勻親水36.742.344.9長4+5較均勻較弱，孔隙小，喉道小，分布較均勻，小范圍繞流中性-弱親水26.639.041.1長6較均勻中性19.829.3403、裂縫發(fā)育特征延長組地層裂縫從成因上可分兩類：一是構造裂縫，一是成巖裂縫。構造裂縫是構造應力（張應力、剪應力）作用造成的，一般形成角度較高的垂直和斜交裂縫；成巖裂縫是地層沉積后經(jīng)溶蝕、成巖、風化等原因形成的，一般形成與層面近乎平行分布的水平裂縫。據(jù)觀察，裂縫分布一般在巖層內，裂縫間距大多在1-2.5m之間，密度約為0.4-1條/m；薄巖層中裂縫比厚巖層中更發(fā)育，密度更大，當巖層的厚度大于3m后，其中裂縫一般不發(fā)育；根據(jù)試驗，微裂縫的平均滲透率49.310-3m2,遠遠大于基質滲透率。據(jù)古地磁法測試，該區(qū)古水流方向為北東西南向，即砂體軸向，物性較好，滲流阻力小，雖然在地層條件下呈閉合狀態(tài)，但油層經(jīng)壓裂改造、注水開發(fā)后，局部井區(qū)注水壓力超過裂縫開啟壓力，易沿砂體軸向形成裂縫水竄，造成平面矛盾及縱向上注采剖面的不均衡。同時，裂縫線上的采油井表現(xiàn)為見效快、見水快，水線推進速度0.434.35m/d，個別井12個月就暴性水淹；裂縫側向的油井見效緩慢，甚至長期不見效，水驅動用程度差，加劇了注水開發(fā)的平面矛盾。4、調剖體系的優(yōu)選對于三疊系低滲透油層，優(yōu)化低傷害或無傷害調剖劑，有效控制裂縫水竄，改變水驅方向，是深部調剖面臨的主要問題。為此開展了體系成分物化反應實驗，體系耐溫、耐鹽、耐剪切實驗，體系強度及抗老化性實驗，體系與地層配伍性實驗等，最終優(yōu)選出適合本地區(qū)的調剖體系。由于延長組上部地層長2-3和下部地層長4+5長8沉積環(huán)境不同，油層物性不同，在注水開發(fā)過程中突出的主要矛盾也不同，因此體系配方和性能也應相應調整。以控制大孔道為主的深部調剖體系配方：疏水締合聚合物（AP-P3）+交聯(lián)劑+TLS膠粒+少量預交聯(lián)顆粒以封堵裂縫為主的深部堵水體系配方：疏水締合聚合物（AP-P4）+交聯(lián)劑+預交聯(lián)顆粒+少量TLS膠粒性能指標：交聯(lián)后體系強度50000mPa.s；顆粒堵劑膨脹倍數(shù)：淡水50倍，地層水17倍；體系抗溫700C；體系抗鹽85000mg/L；體系抗老化時間200天；顆粒堵劑的粒徑0.512mm。5、深部調剖模式的建立根據(jù)室內實驗研究和現(xiàn)場試驗總結，初步建立了延長組油層深部調剖模式：對于上部長2-3地層，物性相對較好，一般以孔隙性見水為主，見水方向受砂體走向控制，采取深部調剖體系可改變流體轉向，擴大水驅體積，實現(xiàn)均衡水驅。對于下部長4+5長8地層，儲層致密，物性差，往往以裂縫性水淹為主，采取深部裂縫封堵體系可有效控制主向裂縫，提高側向油井的見效程度。表3 深部調剖模式的技術參數(shù)體系類型針對油層施工壓力施工排量劑量m3顆粒粒徑體系濃度對應油井措施深部調剖體系孔隙性見水較低4-7 m3/h1600以上較大較高合理調整產液結構裂縫封堵體系裂縫性見水較高3-4 m3/h1400以下較小較低恢復水淹井，保持完善的注采井網(wǎng)二、深部調剖模式現(xiàn)場實施效果1、現(xiàn)場應用情況從2005年開始至今，該體系在延長油田已實施深部調剖堵水措施20井次，既有以改變流體轉向為主的孔隙性見水調剖井，也有以控制裂縫線水淹為主的裂縫封堵井。取得了顯著的經(jīng)濟效益，目前已成為解決層內、層間、平面三大矛盾的重要措施，隨著油田中高含水階段的臨近，其應用前景將更為廣闊。2、典型區(qū)塊治理效果分析下面以定邊采油廠為例，分析該調剖模式在2008年的實施效果：2008年應用該調剖模式共實施調剖7個井次，其中在西仁溝油區(qū)實施4井次，在樊學油區(qū)實施3井次。其中，西仁溝油區(qū)，主力油層為長2，油區(qū)構造處于鄂爾多斯盆地陜北斜坡西部中段定邊臺地之上，構造背景是東高西低，向西或西北傾斜的大單斜，但在內部發(fā)育有規(guī)模不等、軸向有異的鼻褶，導致單斜構造復雜化。該區(qū)塊2006年5月注水開發(fā)以來，注入水沿近東西向快速推進，位于該向的部分采油井在短期內暴性水淹，見水油井平均見水周期僅33天，水線推進速度達21.6m/d，動態(tài)上表現(xiàn)為裂縫型水淹特征。針對這一狀況，2008年采取裂縫深部堵水體系實施治理，取得顯著效果。另一區(qū)塊為樊學區(qū)塊（開發(fā)層系長4+5），與西仁溝油區(qū)不同的是，該區(qū)油井見水多數(shù)受沉積微相影響，注入水沿北東-南西方向即古河道流向推進較快，孔隙性見