11-孤岛油田提高采收率先导试验进展及效

1孤岛油田提高采收率先导试验进展及效果孤岛采油厂2012年1月胜利油田2012年开发技术座谈会发言材料内部资料注意保密2孤岛油田提高采收率先导试验进展及效果编写：王宏盖丽鹏初审：杨晓敏丛国林审核：张本华孤岛采油厂2012年1月3目录一、前言二、精细项目管理，保障先导试验顺利进行（一）项目运行一体化（二）方案执行不走样（三）现场管理全力保障（四）资料录取实打实三、精细研究分析，确保先导试验阶段成效（一）中一区Ng3聚驱后井网调整非均相复合驱试验取得阶段性突破1、项目概况2、主要做法（1）时变的精细地质模型，揭示了剩余油“普遍分布、局部富集”特征（2）注采压差的优化设计，实现了均衡驱替（3）治理跨层系油水井，防止层系间干扰（4）加强注入过程中化学剂检测，保证达到方案要求（5）强化极端油水井治理，确保达到配产配注要求3、取得的阶段性认识（1）流场重整改变了驱替方向，降低了驱替速度（2）粘弹性颗粒驱油剂（PPG）调驱能力突出，纵向注入剖面得到了改善。（3）剩余油饱和度高的区域油井优先见效（4）见效油井含水变化与聚合物驱特征不同，呈现阶梯状（5）见效井原油族组分发生变化，非烃+沥青质成分明显增加，未动用区域剩余油得到了驱替。4（二）中二北Ng5热化学驱先导试验取得阶段性突破1、项目概况2、主要做法（1）创新“粘渗组合控制，油水差异渗流”非达西渗流理论，揭示高轮次吞吐后剩余油“整体富集，条带水淹”特征（2）发展大型基于并行化学蒸汽驱数值模拟技术，为矿场跟踪分析提供理论依据（3）加强上层系井控隐患井治理，保障汽驱过程中安全生产（4）攻关配套高效蒸汽驱工艺技术，确保井底蒸汽干度大于40%（5）强化汽驱过程中跟踪调整，保障蒸汽均衡推进3、取得的阶段性认识（1）现场注入顺利，高干度注汽过程中注入压力维持在10MPa左右，表明采注比合理（2）井距100×141m的小井组汽驱20天后明显见效，井距141×200m的大井组汽驱40天后明显见效，达到方案阶段设计效果（3）油藏“四场”跟踪数模，较好的反映了汽驱过程中动态变化情况（4）化学蒸汽驱表明，调驱性能达到方案设计，注汽压力上升，驱替方向发生变化四、认识及结论1一、前言孤岛油田位于济阳坳陷沾化凹陷东部，为一继承性发育在古生界潜山之上的大型披覆背斜构造稠油疏松砂岩油藏。构造简单，主体部分完整平缓,探明含油面积99.75平方千米，地质储量4.11亿吨。主要含油层系上第三系馆陶组，油藏埋深1120～1350米，为河流相沉积，主力层发育（其地质储量占总储量的69.9%）；储层物性好，高孔高渗（平均孔隙度32％～35%，空气渗透率为1.264～3.37um2），强亲水；平面、层间、层内非均质性严重，渗透率级差4.0～21、变异系数0.26～1.01，储层胶结疏松，易出砂；饱和压力高（8.9～11.5MPa），地饱压差小（1.5～2.0MPa）；原油粘度高（地下粘度30～3000mPa·s），平面上“顶稀边稠”，纵向上“浅稀深稠”，地下原油粘度30～130mPa·s，采用注水或注聚合物开发；地下原油粘度大于130mPa.s，采用热采开发。1971年11月投入开发以来，孤岛油田始终坚持依靠科技创新提高油田采收率，在40年的开发历程，在严格保证井网完善性的基础上，围绕提高采收率目标，坚持“超前先导、稳步推广、有序接替”的战略，积极培养产量增长点，经历了四次大的开发调整，1971—1973年分区投产，天然能量开发；1974—1980年分层注水，周期调配；1981—1992年细分层系、加密井网强化注采系统；1993年至目前发展聚合物驱、稠油蒸汽吞吐技术。年产油在400万吨以上稳产了12年，在300万吨以上稳产了37年。截至2011年12月，孤岛油田动用地质储量4.08亿吨，可采储量1.62亿吨，采收率39.7％。油井总井2615口，开井2211口，日油水平8260吨，平均单井日油3.7吨，综合含水92.72%，采油速度0.74%，累积产油1.48亿吨，采出程度36.15%，水井总井889口，开井7801口，日注水平97331立方米，月注采比0.85。孤岛油田通过转方式、调结构，保持井网完善性，形成了聚合物驱、稠油热采、常规水驱三种开发方式并存的局面，2011年稠油热采年产油与聚合物驱2年增油共计266万吨，占孤岛油田年产量的86.4%。稳产期比预测延长了12年，从1998年到2011年，年产油平均每年递减只有1.94万吨。含水连续18年稳定在92%左右；采收率提高到39.7%，比“八五”初期提高了10.1%。其中化学驱动用地质储量为27348.1万吨，占孤岛油田66.9%，年产油量138万吨，占孤岛油田44.8%，采收率47.1％，提高了10.6％。稠油热采动用地质储量为8389.44万吨，占孤岛油田20.5%，年产油量达到128万吨，占孤岛油田的41.6%，采收率达到28.0％，提高了24.9％。从聚合物驱板块来看：自1992年在中一区Ng3开展聚合物“先导”、“扩大”试验成功后，逐步扩大，目前化学驱覆盖地质储量2.1亿吨，累积增油1215万吨，吨聚增油43.5吨，提高采收率5.8%，已转后续水驱1.54亿吨，提高采收率7.0%，达到55-60%，“三高、一难、两无”矛盾突出。“三高”是井网控制程度高，采收率高，综合含水高。经过水驱及注聚时的井网完善工作，后续水驱单元储量动用程度达到90.8%；主体单元采收率达到55％～60％之间；目前平均含水95.9%。“两无”是无特高含水理论指导油田开发，无有效的提高采收率接替技术，微观剩余油认识难。下步孤岛油田剩余适于注聚储量仅有1958万吨，其中包括渤21单元880万吨、东区北Ng3-4剩余459万吨、西区北Ng3-4剩余239万吨、渤82块380万吨。聚合物驱后大幅度提高原油采收率，已成为油田稳定发展的紧迫任务，为此，从2007年开始，分公司“超前谋划、统一部署、协作研究”，根据聚驱后剩余油“普遍分布，局部富集”的新认识，确定了“流场重整非均相复合驱”挑战60-65%采收率技术思路：聚合物驱后油藏条件更加复杂，尽管剩余油呈普遍分布，但富集区却更趋于分散，油藏非均质性更加突出，室内实验、数值模拟和矿场试验均表明，聚合物驱后依靠单一井网调整和单一二元复合驱提高采收率效果不理想。粘弹性颗粒驱油剂PPG（PreformedPaticleGel）通过多点引发将丙烯酰胺、交联剂、支撑剂等聚合在一起，形3成星型或三维网络结构，溶于水后吸水溶胀，可变形通过多孔介质，具有良好的粘弹性、运移能力和耐温抗盐性。PPG与聚合物复配后，除提高聚合物溶液的耐温抗盐能力外，还产生体系体相粘度增加、体相及界面粘弹性能增强、颗粒悬浮性改善、流动阻力降低的增效作用，可大幅度提高聚合物扩大波及体积能力。复合表活剂能够大幅度降低油水间界面张力，大幅提高毛管数，同时具有较好的洗油能力，有利于原油从岩石表面剥离，从而提高采收率。由于体系含软固体颗粒PPG，因此将其称为非均相复合驱油体系，该体系结合非均质油藏井网优化调整改变液流方向的方法，可在聚合物驱后油藏大幅度提高原油采收率，是挑战采收率60%的探索和尝试。注采井网是油田开发的基础，孤岛中一区Ng3目前的井网经历两次大的调整，井网从进入高含水阶段（1990年）后未进行大的调整，经历聚合物驱至今，流线固定多年，水线形成固有通道，难以进一步扩大波及状况，不利于提高油藏采收率。在目前井网条件下进行二元驱，很难提高波及体积，达到理想效果。因此，可以开展通过井网调整，改变流线方向，再利用复合体系进一步扩大波及体积和洗油效率，提高收率研究。通过对比两种调整方式16个方案进行优化，优选通过在水井间加密油井，老油井间加密水井，油水井排间正对位置加密一排新井，隔井转注，形成135m×150m正对行列注采井网。方案部署新油井8口，新水井9口，调整后中心井区有油井10口，注入井15口。孤岛中一区Ng3聚驱后井网调整非均相复合驱先导试验自2010年10月进入矿场实施，进展顺利，中心油井见效前日油19t，含水96.6%，目前日油50t，上升31t，含水90.5%，下降6.1%，取得了阶段性突破。从稠油板块看，1992年在中二北Ng5两口井蒸汽吞吐试验取得突破后，4已动用储量8389万吨，累产油1759万吨，采出程度22.0%，采收率28.0％，提高了24.9％，目前面临高轮次吞吐后含水高、无技术接替难题。在分公司整体部署下，根据稠油吞吐后剩余油“整体富集、条带水淹”的特征，针对井间剩余油“整体富集”特点，通过提高注汽质量，尽可能扩大蒸汽腔，而针对热水带及冷油带宽，驱油效率低，可以通过在汽驱过程中加入耐高温驱油剂，进一步提高波及区的驱油效率针对“条带水淹”、蒸汽易汽窜的难点，通过加入高温泡沫体系，改善蒸汽的波及，提高波及体积。通过蒸汽驱为基，泡沫剂辅调，驱油剂助驱，热剂协同增效的方式，实现稠油的有效驱替和挑战50-55%采收率。孤岛油田中二北Ng5稠油化学蒸汽驱先导试验自2010年10月进入矿场实施，取得阶段性突破。2010年10月20日四个小井组顺利投注，2011年3月23日大井组投注，蒸汽驱阶段注汽36.6万吨，阶段产油6.3万吨，阶段增油4.2万吨，采注比1.2，油汽比0.17。二、精细项目管理，保障先导试验顺利进行（一）项目运行一体化孤岛油田两大先导试验分别成立孤岛中一区Ng3聚驱后井网调整非均相复合驱先导试验项目组、孤岛中二北Ng5稠油化学蒸汽驱先导试验项目组，项目组长分别分公司领导担任，下面按照工作职能分为精细地质研究、油藏工程研究、驱油体系开发、数值模拟研究、矿场实施等小组。加强项目组织管理，认真落实职责，项目组明确分工，发挥综合优势，采油厂在地质所、管理区分别选派一名业务精干的人员专职负责先导试验，确保先导试验顺利实施。项目组做到重要决策亲自把关、技术问题协调解决、矿场问题统筹处理，并形成日监控、周分析、月例会、年总结管理机制。5（二）方案执行不走样一是新井集中投产。2009年11月-2010年2月新井完钻后，采油厂克服产量紧张的形势，不早投、不乱投，等新井投产投注方案重新优化后，2010年6月优选5个作业队集中作业，2010年7月新井全部投产投注。二是外围油井按方案要求降液。按方案设计，外围井液量控制在90吨左右，对7口高液量油井实施降液，日液降低485吨，影响日油12.4吨。（三）现场管理全力保障抓住一条主线、做到三个精细、实现一个目标。以“关键点控制”管理法为主线：关键设施：溶解装置、喂入装置、自动化系统。关键时段：凌晨、正午、生产异常、极端天气。关键环节：母液配置、单井调节、化验指导。重点做到了“三个精细”一是精细工作方法：推行“5665”工作方法。“5”即抓好5个关键指标：母液浓度、单井浓度、单井注入量、单井注入时率、注聚泵剪切率。“6”即落实6项调控措施：下粉一周一标定、配液一充一记录、浓度一日一折算、注入一小时一调节、单井一周一取样、母液天天都化验。“6”即资料录取上推出6项新举措：增加低剪切取样器取样、每个样改为三个平行样、机械天平改为高精度电子天平、套压录取由月度改为旬度、井口油压旬度改为一周两次、流量调节由一位数精确到两位数。“5”即精细5个控制点：加强母液、注入液、井口取样、化验结果、资料汇总五个控制点跟踪优化调整，强化全过程质量管理。二是精细日常管理，做到“4勤”、“4多”。“4勤”即：水量勤调整、下粉勤校正、雷雨天勤检查、润滑勤检测。“4多”即：巡检时多看、操作时多想、交班时多说、接班时多问。6三是精细检查落实：建立站、班组两级质量控制网络。推出《检查落实卡》，建立“检查+落实、抽查+落实、再检查+再落实”的“三位一体”监督检查机制，检查结果纳入当月考核。实现“一降二稳一保证”的工作目标：聚合物溶液剪切下降、母液和注入液浓度稳定、保证取注入质量。母液浓度误差0.6%、单井浓度误差1.2%、配注完成率99.5%、注入时率99.9%、井口粘度保留率96.4%，资料全准率100%。（四）资料录取实打实一是成立先导试验资料录取小组为保障按照设计