北一区断东二类油层三元复合驱试验.docx
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北一区断东二类油层三元复合驱试验
北一区断东二类油层三元复合驱试验
耐碱调剖技术现场试验方案
第一采油厂试验大队
2011年8月29日
编写人：
吴凤琴贾世华张国军张荣明马树保
审核人：
王洪卫
复核人：
复合驱项目经理部：
审定人：
目录
前言
一、试验区基本概况
二、试验区开发简况及目前生产状况
三、调剖选井选层原则、方法及结果
1、选井选层原则
2、选井选层方法
3、选井选层结果
四、调剖体系优选及性能评价
1、复合调剖体系
2、耐碱深度调剖剂
五、调剖剂用量设计
六、单井方案设计
七、调剖费用预算
八、深度调剖剂现场配制和注入设计
九、方案实施要求
前言
北一区断东二类油层强碱体系三元复合驱试验区于2005年12月投产，到目前已5年多时间，取得了提高采收率25.0个百分点以上的较好效果。
试验区已完成了三元主、副段塞注入，预计8月底完成后续聚合物保护段塞注入，全面转入后续水驱。
随着试验的深入开展，开发中的矛盾逐渐呈现出来，由于二类油层井间油层发育差异较大，部分井组、井区出现注入压力低，剖面动用差异大，周围采油井高产液、高含水、高沉没度，形成低效注采关系。
目前试验区含水已经达到92.6%，考虑到后续水驱阶段，含水上升快、产量递减加快，由于油层纵向上层内、层间渗透率差异大，使调整难度加大，严重影响二类油层三元复合驱开发效果。
因此为有效控制低效注入状况，改善三元试验区注入井注入压力低、层间层内动用差的注入状况，控制注入液低效无效循环，改善试验效果，同进验证耐碱调剖剂在强碱体系下的适应性以及完善耐碱调剖技术的现场施工工艺，进一步探索三元复合驱深度调剖的技术可行性及技术经济效果，编制三元复合驱调剖试验方案。
一、试验区基本概况
1、概述
北一区断东位于萨中开发区北部，北起北一区三排，南至中三排，西至98#断层，东至东部过渡带。
萨葡油层含油面积25.79km2，地质储量16558.82×104t，其中萨+葡Ⅱ组油层地质储量为11673.27×104t，占区块萨葡油层储量的70.5％，储量丰度452.62×104t/km2。
三元复合驱试验区位于北一区断东的西部。
北一区断东二类油层强碱体系三元复合驱矿场试验区面积1.92Km2，开采对象为萨II1-萨II9的河道砂及有效厚度大于1m的非河道砂体，采用125m五点法井网，试验总井数112口，其中采油井63口，注水井49口，试验目的层为萨Ⅱ1-萨II9砂岩组，平均单井射开砂岩厚度10.6m，有效厚度7.7m。
注采井距采用125×125m。
试验区射孔对象地质储量为240.71×104t，孔隙体积505.11×104m3。
中心采油井36口，平均单井射开砂岩厚度11.8m，有效厚度8.4m地质储量为143.41×104t，孔隙体积299.52×104m3。
2005年底全面投产投注并进入空白水驱阶段，2006年7月16日开展前置聚合物驱，2006年11月10日进入三元复合驱阶段，2008年12月1日注入三元第一副段塞，2009年7月1日注入第二副段塞，2010年11月18日试验区全面进入后续聚合物段塞。
2、沉积特征
根据细分沉积相解剖结果，试验区萨Ⅱ1-9储层以三角洲内前缘相沉积为主，平面展布的形态复杂，河道砂体宽度小，各种微相变化频繁，同一微相连片分布的现象较少，非均质性较强。
纵向上各种沉积特征的砂体呈交互出现，可分为4种沉积类型：
表1试验区沉积单元汇总表
序号
沉积类型
单元名称
单元个数
1
分流平原相低弯曲分流砂体
萨II21，萨II22，萨II81
3
2
分流平原相顺直分流砂体
萨II7，萨II82
2
3
三角洲内前缘坨状砂体
萨II1，萨II3，萨II4，萨II5+61，萨II5+62
5
4
三角洲内前缘枝坨过渡状砂体
萨II9
1
合计
11
（1）坨状三角洲内前缘相砂体。
由于湖浪作用的增强及对砂体的充分改造，使席状砂发育广，河道砂体规模较小，平面上仅以小坨状零星散布，钻遇井点仅占总井数的2%。
由于湖浪作用的不稳定，区块的北部，主体砂由储层物性较差的泥质粉砂岩和粉砂质泥岩组成，厚度分布不稳定，砂体形态相对复杂，连续性也较南部差。
到了南部，表外砂体及尖灭区沉积明显减少，表内砂为席状砂的主体砂，较北部稳定，且有较好的连续性。
各类砂体的钻遇率河道砂8％，表内砂体44％，表外砂体36％，尖灭井点12％。
（2）分流平原相低弯曲分流砂体。
区块在大的环境下为水上分流平原相低弯曲分流砂体河流衰竭端的河间沉积段，由于水动力强度的减弱及不稳定，河道砂仅以不连续的条带状及坨状分布，河间沉积面积较广，但其层发育较薄，有明显的方向性。
表外砂体以不规则的坨状散布其中，由于层间夹有薄泥层，造成层与层之间的连通不稳定。
河道砂钻遇率15～23％。
表内外砂体的钻遇率分别为50％和20％左右。
尖灭区零星分布，钻遇井数仅占4％。
（3）分流平原相顺直分流砂体。
属于三角洲分流体系末端高度分散的衰竭型河流，由于河流及水动力作用的较弱，使河道砂体的规模较小，水上分流河道砂体呈网状交错、汇集，规模窄小，其间为以表内为主体的河间薄层砂所连接，其中有面积不等的表外砂体及河间淤泥沉积。
由于水流强度和切割能力弱，洪水期经常决口改道。
砂体内部主要表现为沿整条河道的垂向充填，因此侧向连续性较好，渗透率的方向性也较明显。
河道砂钻遇井点占总井点35％，河间沉积以表内为主，占35％，表外砂体仅占11％，尖灭井点为16%。
（4）枝坨过渡状三角洲内前缘相砂体。
由于河流能量的逐渐减弱，湖浪作用的不断增强，对席状砂的改造作用随之增强，所形成的席状砂趋于稳定而广布。
但水体较浅，河流作用相对减弱，河道砂体的发育介于枝状和坨状三角洲之间，水下河道呈更窄的条带状或坨状厚层砂体，河道间分叉合并现象较少，有明显的南北方向性，以表内为主体的席状砂稳定分布，期间不规则的分布着以坨状形式沉积的表外砂体和泥质沉积。
河道砂砂体钻遇井点为19%，表内席状砂砂体钻遇井点为45%。
表外席状砂钻遇井点占29%，尖灭区局部分散，占7％。
表2试验区各单元油层发育情况表
序号
沉积单元
沉积类型
平均射开厚度（m）
射开有效厚度占总有效厚度比例（%）
有效渗透率
（m2）
砂岩
有效
1
萨II1
三角洲内前缘坨状砂体
0.03
0.02
0.3
0.159
2
萨II21
分流平原相低弯曲分流砂体
1.0
0.6
7.9
0.465
3
萨II22
分流平原相低弯曲分流砂体
1.2
0.8
10.7
0.548
4
萨II3
三角洲内前缘坨状砂体
0.3
0.2
3.1
0.515
5
萨II4
三角洲内前缘坨状砂体
1.0
0.6
8.0
0.499
6
萨II5+61
三角洲内前缘坨状砂体
0.4
0.2
3.2
0.629
7
萨II5+62
三角洲内前缘坨状砂体
0.2
0.1
1.2
0.486
8
萨II7
分流平原相顺直分流砂体
1.6
1.3
16.4
0.663
9
萨II81
分流平原相低弯曲分流砂体
2.7
2.2
28.0
0.766
10
萨II82
分流平原相顺直分流砂体
1.4
1.0
13.5
0.754
11
萨II9
三角洲内前缘枝坨过渡状砂体
0.8
0.6
7.7
0.769
合计
10.6
7.7
0.670
依据油藏描述成果，在目的层段萨Ⅱ1-9油层中，重点以分流平原相砂体、低弯曲分流河道砂体及内前缘枝砣过渡状砂体为主要调整对象，砣状三角洲内前缘相砂体原则上不作为调整对象，只有油层上、下粘连时附带射孔。
即以萨Ⅱ21、22、4、7、81、82、9等7个沉积单元做为主要调整对象，萨Ⅱ1、3、5+61、5+62不作为调整对象。
3、流体性质
萨尔图油田原油属石蜡基型。
其中，萨尔图油层原油密度0.856g/cm3，含蜡量29.61％，含胶量16％。
油层温度42.4℃左右，凝固点22.55℃。
天然气比重0.667g/cm3，其中甲烷含量86.37％，乙烷以上烃的含量12.71％，二氧化碳含量0.92％。
葡萄花油层原油密度0.858g/cm3，含蜡量26.47％，含胶量13％。
油层温度42.4℃左右，凝固点25.4℃。
天然气比重0.659g/cm3，其中甲烷含量85.5％，乙烷以上烃的含量13.6％，二氧化碳含量0.9％。
地层水属碳酸氢钠型。
矿化度5611～6666mg/L，氯离子含量1792.1～1870.8mg/L。
表3油田水和天然气性质
油层
油田水性质
天然气性质
水型
总矿化度
（mg/L）
氯离子
（mg/L）
相对
密度
甲烷
（％）
二氧化碳
（％）
萨尔图
NaHCO3
5611
1870.8
0.667
86.37
0.92
葡萄花
NaHCO3
6666
1792.1
0.659
85.5
0.9
表4地层原油高压物性参数表
油层
油层温度
（℃）
饱和压力
（MPa）
体积
系数
粘度
（mPa.s）
原始油气比
（m3/t）
萨尔图
42.4
8.93
1.12
8.2
46.6
葡萄花
42.4
9.42
1.122
9.3
47.7
表5地面原油物性参数表
油层
密度
（g/cm3）
粘度
（mPa.s）
凝固点
（℃）
含蜡量
（％）
含胶量
（％）
含硫量
（％）
萨尔图
0.856
17.55
22.55
29.61
16
0.07
葡萄花
0.858
21.26
25.4
26.47
13
0.07
二、开发简况及目前生产状况
1、开发历程
北一区断东萨葡油层于1960年投入开发，先后部署5套开发井网，各套井网开发简况见表6。
表6北一区断东各套井网开发简况表
井网
布井（口）
总井网
密度
（口/Km2）
布井方式
注采井距（m）
开采对象
备注
基础井网
葡Ⅰ组
56
8.8
行列井网
3-1100×500（500）
葡Ⅰ组油层
在葡I组聚驱井网中全部利用
萨Ⅱ组
44
行列井网
5-600×500（600）
萨Ⅱ组油层
大部分井在后期补孔中补射其它层系（H有≥2.0m油层居多）
萨Ⅰ、Ⅲ、葡Ⅱ组
127
四点法面积
井网
550×550
萨Ⅰ、Ⅲ、葡Ⅱ组差油层
开采对象为目前的二类油层
（H有≥1.0m油层居多）
一次加密井网
366
23.0
四点法面积
井网
250×250
萨+葡Ⅱ组差油层
（H有≥1.0m油层有效厚度占33.3％）
二次加密井网
437
39.9
斜线状行列注水井网
200×250
萨+葡Ⅱ组差油层
（H有≥1.0m油层有效厚度占44.9％）
葡I组聚驱井网
344
51.1
五点法面积
井网
250×250
葡Ⅰ组油层
主力油层
1）基础井网开发阶段
1960年断东基础井网分三套层系投入开发，其中萨Ⅱ、葡Ⅰ组主力油层采用3.2km切割距的行列井网开发，第一排间分别为600m和1100m排距（第二排间500m），井距为500m；萨Ⅰ、萨Ⅲ、葡Ⅱ组油层采用井距550m左右的四点法面积注水井网，开采中、高渗透油层。
到1973年年产油达到152.3×104t，含水率40.3%，累积产油1514.34×104t，初步形成了多油层非均质油藏的注水开发方式。
随着开发的不断深入，逐渐暴露出井网控制程度低和行列井网中间井排受效差的问题。
因此1973年进行了较大的局部调整，选则中间井排采油井进行点状注水，并对萨Ⅱ和葡Ⅰ组主力油层进行了层系互补。
方案实施后，年产油量逐年上升，并保持在170～180×104t，采油速度1.03％～1.09％，一直稳产到1982年。
1982年底，全区综合含水达到72.3%，分层调整和提高产液量的能力减小，因此从1983年起，基础井网陆续由自喷生产转变为机械采油，油层压力得到全面调整，总压差由0.54MPa调整到-0.7MPa，生产压差由2.0MPa调整到4.0MPa，转抽初期产液量增长率30～40%，稳产后每年增长10～15%，转抽区保持两年的稳产。
目前，基础井网总井数171口（不包括聚驱利用井），其中采油井117口，平均单井射开砂岩厚度27.8m，有效厚度18.5m，目前平均单井日产液130t，日产油8.8t，含水率93.6％，平均流压2.88MPa。
注水井54口，平均单井射开砂岩厚度32.6m，有效厚度21.1m，单井日注水量126m3。
2）加密调整阶段
至1986年底，北一区断东萨葡油层年产油下降至105.52×104t，采油速度为0.64％。
为改善萨葡低、特低渗透率薄油层的动用状况，1987～1989年，对该区块进行了一次加密调整。
在原面积井网的基础上，采用四点法主流线不规则布井方式，构成平均注采井距250m左右的新四点法面积井网，调整对象主要分布在萨Ⅰ、萨Ⅲ、葡Ⅱ组，调整后全区产量大幅度上升，增长幅度达82.4%，采油速度由0.64%提高到1.23%，采收率提高7.66％。
全区共部署一次加密井366口，其中采油井242口，注水井124口，平均单井射开砂岩厚度16.0m，有效厚度5.6m。
目前开井351口，其中采油井236口，单井日产液57t，日产油4.7t，含水率91.7％，平均流压3.22MPa；注水井115口，单井日注水量138m3。
“九五”以来针对原井网中薄差油层注采对应率低和部分二类油层水驱控制程度较低，储量动用不充分，开发效果较差的问题，于1995年～1997年对北一区断东进行了二次加密调整，全区共部署二次加密井437口，其中采油井288口，注水井149口。
采用不规则五点法注水井网，平均注采井距220m，调整对象主要是原井网未控制住呈条带状发育的二类油层和动用较差的薄油层以及新增表外储层，使萨葡水驱的井网控制程度由调整前78.1%提高到88.1%。
共建成产能64.07×104t，新增可采储量908.2×104t，提高采收率5.48%。
初期平均单井日产油10.2t，综合含水69.8%。
同时二次加密井投产以后完善了原井网注采关系，使原井网开发效果得到了明显改善。
调整后水驱年采油速度在1.15%以上稳产了三年。
二次加密井网目前开井431口，平均单井射开砂岩厚度23.2m，有效厚度8.8m，其中采油井287口，单井日产液56t，日产油5.5t，含水率90.2％，平均流压3.49MPa，注水井144口，单井日注水140m3。
3）聚合物驱油阶段
1995年葡Ⅰ组主力油层综合含水达到89.8％，年产液量占全区54.8％，1996年开始对高含水、高产液的葡一组进行了聚合物驱，采用250m注采井距的五点法面积井网。
整个聚驱过程历时7年时间，采用分子量1200万聚合物，平均注入浓度1000mg/L，粘度35mPa.s，注入速度为0.16PV/a，聚合物用量771.2mg/L.PV。
聚驱的年产油量逐步由1996年的33.51×104t上升到1998年的185.43×104t，年产油量达到最高峰。
使全区年产油量由1995年的125.98×104t，增加到1998年的329.66×104t，采油速度相应由0.76%逐步上升到1.99%，采出程度由注聚前（1995年）的29.91％增加到2003年的41.84％，提高了11.93％。
目前该区葡Ⅰ组已处于后续水驱阶段，含水达到96.6％，预计含水到98％时，采收率能够达到50.5％，中心井提高采收率11.8个百分点，全区提高采收率9.8个百分点。
2、试验区目前生产状况及存在问题
试验区于2005年12月投入空白水驱，2006年7月投入前置聚合物段塞，2006年11月10日投注三元主段塞，2008年12月1日注入三元第一副段塞，2009年7月1日注入第二副段塞。
2010年11月18日试验区全面进入后续聚合物段塞，截至2011年6月底，试验区累计注入化学剂434.7556×104m3，占地下孔隙体积的0.8607PV。
全区化学驱阶段累计产油72.07×104t，中心区化学驱阶段累计产油40.94×104t，阶段采出程度30.4%，提高采收率25.0%，目前中心井平均含水91.9%。
2011年6月，49口注入井日配注2442m3，日实注2423m3，注入速度0.175PV/a，平均注入压力10.8MPa，平均注聚浓度1538mg/L，注入液粘度57.2mPa.s。
与2010年12月对比注入压力上升0.3MPa，日配注上调了57m3，日实注上升了101m3；与空白水驱对比，试验区注入压力上升1.48MPa，日实注下降91m3。
全区油井开井63口井，全区采油井平均日产液3877t，日产油290t，综合含水92.5%。
平均单井日产液61.5t，日产油4.6t。
目前平均采聚浓度为1116mg/L，采表浓度39.2mg/L，HCO3-浓度3087mg/L。
与2010年12月对比日产液下降了74t，日产油下降了38t，综合含水上升了0.8个百分点，产油量下降主要是由于含水上升所致；与空白水驱结束时对比，全区日产液下降444t，日产油上升102t，综合含水下降4.3个百分点，目前试验区处于含水回升阶段。
2011年6月，中心井36口月度平均日产液1916t，日产油154t，含水91.9%，平均单井日产液53t，日产油4.3t；与2010年12月对比日产液上升44t，日产油下降了35t，综合含水上升2个百分点；与空白水驱结束时对比，日产液下降160t，日产油上升74t，综合含水下降4.3个百分点。
（1）试验区已进入含水回升阶段，高含水井比例高
试验区于2010年5月进入后续聚合物保护段塞，截止到2011年11月试验区以已全面进入后续聚合物段塞，目前试验区已进入含水回升阶段，其中含水大于90%的井有48口占全区总井数的76.2%,中心井含水大于90%的井有26口占中心井的72.2%。
表7试验区6月含水分级情况统计表（全区）
含水级别（%）
井数（口）
比例（%）
产液（t）
产油（t）
含水（%）
沉没度（m）
采聚浓度（mg/l）
采表浓度（mg/l）
<80
1
1.6
24.2
6.1
74.8
78
667
26.7
80-85
6
9.5
58.3
9.9
82.9
264
883
45.4
85-90
8
12.7
48.9
6.2
87.34
293
921
40.8
90-94
20
31.7
64
4.7
92.6
323
1038
40.4
≥94
28
44.4
68.9
3.1
95.5
313
950
49.3
表8试验区6月含水分级情况统计表（中心井）
含水级别（%）
井数（口）
比例（%）
产液（t）
产油（t）
含水（%）
沉没度（m）
采聚浓度（mg/l）
采表浓度（mg/l）
<80
1
2.8
24.2
6.1
74.8
78
667
26.7
80-85
5
13.9
63
10.6
83.2
295
852
27.3
85-90
4
11.1
33.3
4.3
87.2
385
960
46.8
90-94
12
33.3
56.9
4.2
92.6
297
1080
47.1
≥94
14
38.9
54.9
2.2
95.9
317
1039
70.3
（2）试验区采聚浓度上升，高采聚井比例高
随着化学剂体系的注入，试验区采聚浓度逐渐升高，目前采聚浓度大于1000mg/L的井有31口井，占试验区总井数的49.2%，中心区采聚浓度大于1000mg/L的井有19口井，占试验区总井数的52.8%，低效无效循环严重。
表9试验区6月采聚浓度分级情况统计表（全区）
采聚浓度（mg/L）
井数
产液（t）
产油（t）
含水（%）
沉没度（m）
采聚浓度（mg/l）
采表浓度（mg/l）
<600
7
65.8
4.8
92.7
276
519
3.2
600-800
6
70.7
4.3
93.9
404
667
35
800-1000
19
59.2
4
93.2
339
894
43.8
1000-1300
28
64.5
5.5
91.5
291
1126
53.8
≥1300
3
52.2
3.3
93.7
342
1383
63.9
表10试验区6月采聚浓度分级情况统计表（中心区）
采聚浓度（mg/L）
井数
产液（t）
产油（t）
含水（%）
沉没度（m）
采聚浓度
（mg/l）
采表浓度（mg/l）
<600
2
43.5
4.2
90.3
247
493
10.3
600-800
3
53.4
4.4
91.7
438
694
45.4
800-1000
12
44.3
3
93.2
361
887
47.3
1000-1300
16
61.7
5.5
91
297
1148
62.9
≥1300
3
52.2
3.3
93.7
342
1383
63.9
三、调剖选井选层原则、方法及结果
（一）选井原则
1、井组油层发育好，河道砂厚度比例达60%以上；
2、油层连通性好，河道砂连通方向数2个以上；
3、纵向上非均质性严重，层段间渗透率级差大于3.5倍
4、吸水剖面不均衡，主要吸水层相对吸水量大于70%；
5、目前已经分层井，不具备细分条件注入井；
6、井组注采比低，无分层调整余地的注入井；
7、注入压力空间大于1.0MPa，日注量大于40m3；
（二）调剖选井选层方法
动态分析方面考虑因素：
主要考虑注水压力上升空间、分层测试成果、吸水剖面资料及井组油井含水、沉没度等因素；静态方面考虑因素：
主要考虑油层发育状况、射孔情况及目的层的厚度、渗透率、水淹状况、相带展布情况、连通情况等因素。
（三）选井选层结果
（1）确定调剖单元
通过动静态资料综合分析，确定主要调剖目的油层包括萨Ⅱ7和萨Ⅱ8单元。
1）萨Ⅱ7沉积单元特征
萨Ⅱ7属于分流平原相顺直分流砂体，属于三角洲分流体系末端高度分散的衰竭型河流，由于河流及水动力作用的较弱，使河道砂体的规模较小，水上分流河道砂体呈网状交错、汇集，规模窄小，其间为以表内为主体的河间薄层砂所连接，其中有面积不等的表外砂体及河间淤泥沉积。
由于水流强度和切割能力弱，洪水期经常决口改道。
砂体内部主要表现为沿整条河道的垂向充填，因此侧向连续性较好，渗透率的方向性也较明显。
河道砂钻遇井点占总井点35％，河间沉积以表内为主，占35％，表外砂体仅占11％，尖灭井点为16%。
2）萨Ⅱ8沉积单元特征
这个单元属于分流平原相低弯曲分流砂体，
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