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近年来A区块三次采油对象由一类油层转为二类油层,其中萨Ⅱ1-9层段作为一组开发层段独立开发,目前已规模转入该层段二次上返层系的化学驱油。由于萨Ⅱ4以上页岩发育,稳定性差,是套损多发层,已经出现了大片套损情况;在化学驱二次上返开发过程中,发现萨Ⅱ1-4层和萨Ⅱ5-9层间注入速度差异大、动用变差、见效减缓等问题。为了更好的指导其它区块开发,做好套损防控,需要对地层压力、注采压差进行控制研究;在此基础上,将合理地层压力、注采压差转化为对于不同层位、不同井组的合理注入强度;同时为保证化学驱整体开发效果,需要在套损防控的基础上,对注入参数和措施优化设计标准进行进一步优化,来保证平面和纵向的均衡开采,达到提效、增效的目的。本文首先应用CMG软件对A区块三元复合驱阶段进行跟踪历史拟合研究,三元复合驱阶段拟合从2014年12月至2019年6月末,阶段采出程度为11.41%,计算采出程度为54.40%,并给出了各目的层压力场分布情况和三元复合驱阶段注采压差变化,A区块注采压差和目的层压力变化趋势大致相同,2015年5月到2017年4月三元主段塞阶段,注采压差由14.5MPa上升到20.0MPa,目的层压力由11.8MPa上升到17.2MPa,出现大幅度上升,目前A区块注采压差为18.9MPa,目的层压力为16.2MPa。通过对A区块套损层位、类型分析,结合A区块注采压差和目的层压力变化可得,套损原因一:油水井间注采压差越大,井间的压力梯度越大;在短距离内产生大量的应力突变集中,该井段局部容易急剧弯曲错断,诱发错断套损。套损原因二:高压注剂易引起注入体积的变化,而使地层孔隙压力上升,导致长井段应力出现集中趋势,但应力集中段相对较长,使得套管出现变形套损。通过对A区块注采压差统计分析,结合区块套损情况,得A区块萨Ⅱ1-9层段合理注采压差控制界限:18MPa。对A区块中套损最严重的A-S区块进行三元复合驱跟踪历史拟合,三元复合驱阶段采出程度为6.55%,计算采出程度为51.17%,采出程度比A区块低3.23个百分点;通过对A-S区块,不同井组(一类、二类、三类、四类)注入强度统计分析,结合区块套损情况,得到萨Ⅱ1-4层段和萨Ⅱ5-9层段合理注入强度为:一类井组SII 1-4层段6.0m~3/d·m,SII5-9层段7.5 m~3/d·m;二类井组SII 1-4层段5.5 m~3/d·m,SII5-9层段7.0 m~3/d·m;三类井组SII 1-4层段5.0 m~3/d·m,SII5-9层段6.5 m~3/d·m;四类井组SII 1-4层段4.0 m~3/d·m,SII5-9层段5.5 m~3/d·m。在合理的注入强度下,A-S区块三元复合驱最优注入方案为:前置聚合物段塞,聚合物浓度1700mg/L,段塞大小0.040PV;三元复合体系主段塞,碱浓度1.2wt%,表面活性剂浓度0.3wt%,聚合物浓度2000mg/L,段塞大小0.35PV;三元复合体系副段塞,碱浓度1.0wt%,表面活性剂浓度0.15wt%,聚合物浓度2200mg/L,段塞大小0.20PV;后置聚合物段塞,聚合物浓度1800mg/L,段塞大小0.20PV。三元复合驱最优注入方案预测结果,三元复合驱阶段采出程度为17.44%,最终采出程度为62.06%,与水驱相比提高采收率15.91%。在合理压力系统控制和最优注入方案下,对125m井距A-S区块萨Ⅱ1-4层段压裂参数裂缝长度和压裂时机进行优选;裂缝长度优选结果为:125m井距下注入井最优缝长45m,采出井最优缝长35m;压裂时机优选结果为:注入井在含水下降期进行压裂为宜,对于一类和二类采出井在初期和含水下降期压裂为宜,而三类和四类采出井压裂时机应稍晚一些,可以选在含水降落期以及含水低值期。