聚合物驱知识.8.2

1、授课人：王 华 三次采油基本知识及开发调整基本方法第一部分 三次采油概述及发展现状 1、一次采油（、一次采油（Primary Recovery） 利用油藏本身的天然能量（弹性能）开采出一部分原油。随着油藏压力利用油藏本身的天然能量（弹性能）开采出一部分原油。随着油藏压力的下降，原油中的溶解气游离出来产生溶解气驱和岩石压缩作用帮助把油藏的下降，原油中的溶解气游离出来产生溶解气驱和岩石压缩作用帮助把油藏流体驱入井筒。流体驱入井筒。一次采油的采收率一般为一次采油的采收率一般为520%。 2、二次采油（、二次采油（Secondary Recovery） 在一次采油后通过注入流体的方式进行原油开采的方法

2、通常被称为在一次采油后通过注入流体的方式进行原油开采的方法通常被称为 “二二次采油次采油 ”，注入流体包括水和气，以恢复地层压力为目的来增加原油采收率。，注入流体包括水和气，以恢复地层压力为目的来增加原油采收率。 一般的，一、二次采油的总采收率一般的，一、二次采油的总采收率 2040%。 3、三次采油（、三次采油（Tertiary Recovery） 在二次采油达经济极限时，向地层中注入流体、能量，将引起物理化学在二次采油达经济极限时，向地层中注入流体、能量，将引起物理化学变化的方法通常被称为变化的方法通常被称为 “三次采油三次采油 ”。包括各种化学驱（活性水驱、微乳液。包括各种化学驱（活性水

3、驱、微乳液驱、碱性水驱）及复合化学驱、气体混相驱（不是以保持油层压力为目的的驱、碱性水驱）及复合化学驱、气体混相驱（不是以保持油层压力为目的的注气）。采收率在水驱的基础上提高注气）。采收率在水驱的基础上提高530%。 一、基本概念一、基本概念 按注入工作剂种类来分：三次采油主要有两种分类方法 二二、三次采油分类三次采油分类 按提高采收率机理分三次采油概况三、三次采油现状及发展趋势二次潜力评价全国三次采油资源（2007年）三次采油发展的主要方向 提高采收率方法选择提高采收率方法选择 据前所述，对于稀油油藏，国外三次采油方法大都以据前所述，对于稀油油藏，国外三次采油方法大都以气体混相驱为主，而国内

4、却大都以化学驱为主。主要原因气体混相驱为主，而国内却大都以化学驱为主。主要原因是恢复地层能量的方法不同，从气源、制造业水平和设备是恢复地层能量的方法不同，从气源、制造业水平和设备等条件来看，国外主要是靠注气，因而发展成气混相、混等条件来看，国外主要是靠注气，因而发展成气混相、混相技术；而国内主要靠注水，因而必然发展成化学驱。化相技术；而国内主要靠注水，因而必然发展成化学驱。化学驱在国内占据非常重要的地位，其应用规模和增油量极学驱在国内占据非常重要的地位，其应用规模和增油量极高。高。 目前适合于化学驱的石油储量为目前适合于化学驱的石油储量为61.7361.7310108 8t t ，如果化，如果

5、化学 驱 技 术 过 关 ， 依 靠 现 有 油 田 就 可 增 加 可 采 储 量学 驱 技 术 过 关 ， 依 靠 现 有 油 田 就 可 增 加 可 采 储 量6.176.1710108 8t t。 四、三次采油方法筛选化学驱/CO2驱适用标准（1984年NPC标准）三次采油筛选标准美国国家石油委员会（NPC）的标准，列出了化学驱和CO2混相驱筛选标准第二部分聚合物驱基本原理及调整技术 聚合物聚合物 1 1、驱油用聚合物的化学性质、驱油用聚合物的化学性质 驱油用的聚合物大致可分为两类：天然聚合物和驱油用的聚合物大致可分为两类：天然聚合物和人工合成聚合物。天然聚合物从自然界（植物及其种人工

6、合成聚合物。天然聚合物从自然界（植物及其种子）中得到，如改进的纤维素类，有时也从细菌发酵子）中得到，如改进的纤维素类，有时也从细菌发酵得到，如生物聚合物黄胞胶。人工合成聚合物是在化得到，如生物聚合物黄胞胶。人工合成聚合物是在化工厂生产的，如目前大量使用的聚丙烯酰胺（工厂生产的，如目前大量使用的聚丙烯酰胺（PAMPAM）、）、部分水解聚丙烯酰胺（部分水解聚丙烯酰胺（HPAMHPAM）等。）等。 一、聚合物驱油的油藏条件一、聚合物驱油的油藏条件 及注入参数设计及注入参数设计 聚丙烯酰胺有非离子型、阴离子型和阳离子型三种，其中用于驱油的是阴离子型，阴离子型聚丙烯酰胺习惯上也叫部分水解聚丙烯酰胺（HP

7、AM）。阳离子型聚丙烯酰胺一般不单独作为驱油剂，它通常与阴离子型聚丙烯酰胺联用，作为聚合物驱的防窜剂或调剖剂。 2 2、驱油用聚合物的物理特性、驱油用聚合物的物理特性 聚合物的溶解和增粘 聚合物作为有机高分子物质，其溶解非常缓慢。固体聚合物从投料到加水完全溶解，大约需要2h时间。水是水溶性聚合物的良溶剂，聚合物分子在水中处于舒展状态，因而其水溶液粘度增大，而油是不良溶剂，因而聚合物对油相粘度几乎无影响。 聚合物溶液的流变性 聚合物溶液是非牛顿流体，其流动行为可用幂指定律来描述：=krn-1式中 粘度； r剪切速率； k常数； n-幂指定律指数。 聚合物的流变性是指其在流动过程中发生形变的性质，

8、高分子形态的变化导致了聚合物溶液的宏观性质变化。 聚 合 物 溶 液 的 粘 度 在相同条件下，分子量越高，粘度越大。 在相同条件下，聚合物溶液浓度增加，其溶液粘度增加，且增加的幅度越来越大。 在相同条件下，水解度越高，聚合物溶液的粘度越大，当水解度达到一定程度后，粘度的增加变得缓慢。 在相同条件下，聚合物溶液的温度越高，其粘度越低。 在相同条件下，水中的矿化度越高，聚合物溶液的粘度越低。 聚合物在油层中的滞留 聚合物溶液流经多孔介质时，由于吸附和机械捕集，而使聚合物分子滞留在多孔介质中，这是引起油层渗透率降低的原因。 吸附 吸附是聚合物在岩石表面的浓集现象，聚合物主要通过色散力、多重氢键和静

9、电作用吸附在矿物表面。 聚合物在岩心上的吸附量与下列因素有关： 、岩石比表面越大，吸附量越大。、粘土矿物的吸附量较大，长石、石英较小。、阳离子型聚合物比阴离子型聚合物吸附量大。、聚合物浓度升高，吸附量增大。、温度升高时，吸附量减少。 、聚合物水解度增加，吸附量减少。 捕集 聚合物分子沿流动方向取向而进入孔隙，在迁到孔隙缩小处（称“喉道”）或死孔处，在机械力的作用下，被捕集在孔隙中。高分子线团越大，捕集越大；孔隙越小，流度越大，越易捕集。 滞留和增粘是聚合物的两个重要属性，是聚合物溶液进入油层后发生各种物理现象的基础，也可以说是聚合物驱油机理的基础。 聚合物驱油机理聚合物驱油机理 水驱油采收率可

10、用下式表示：ER=EDEV式中： ER采收率； ED微观驱油效率； EV宏观波及效率。 提高微观驱油效率的最有效途径是降低油水界面张力。 宏观波及效率主要受井网控制程度、油藏砂体的沉积环境与分布形态及水油流度比等因素的影响。 流体的流度定义为岩石对该流体的渗透率除以流体的粘度，这样油水流度比可用下式表示：式中： M油水流度比； Kw水相渗透率； Kro油相渗透率； w水的粘度； o油的粘度 一般把流度比为1或小于1称为有利的流度比，而把M大于1.0以上称为不利的流度比。 wororworowrwKKKKM/ 聚合物驱的机理在于少量的聚合物能够大幅度地增加水的粘度和降低水相渗透率、有效地控制水的

11、流动度，改善和降低水油流度比，扩大驱替的波及体积，从而提高原油采收率。 适合聚合物驱油的油藏条件适合聚合物驱油的油藏条件 并非所有油藏均适合聚合物驱油，即使是并非所有油藏均适合聚合物驱油，即使是适合聚合物驱的油藏，其增产幅度可能很大，适合聚合物驱的油藏，其增产幅度可能很大，也可能很小。依据大庆油田近年来的研究，也可能很小。依据大庆油田近年来的研究，适合聚合物驱的油藏地质特点，可简要归纳适合聚合物驱的油藏地质特点，可简要归纳为以下几个方面。为以下几个方面。 1.1.油层温度油层温度 聚合物注入油层后，在高温条件下会发生降解和进一聚合物注入油层后，在高温条件下会发生降解和进一步水解。最适合聚合物驱

12、的油层温度为步水解。最适合聚合物驱的油层温度为45457070，大庆，大庆油田油层温度油田油层温度4545，经过室内实验资料证明，聚合物不会，经过室内实验资料证明，聚合物不会发生热氧降解和进一步水解。而微生物的降解作用，可以发生热氧降解和进一步水解。而微生物的降解作用，可以通过加入杀菌剂的方法消除，因此，大庆油田油层温度对通过加入杀菌剂的方法消除，因此，大庆油田油层温度对聚合物驱是十分有利的。聚合物驱是十分有利的。 2.2.水质水质 油藏地层水和油田注入水矿化度的高低，对聚合物增粘效油藏地层水和油田注入水矿化度的高低，对聚合物增粘效果影响极大。大庆油田地层水和注入水矿化度较低，地层水矿果影响极

13、大。大庆油田地层水和注入水矿化度较低，地层水矿化度为化度为7000mg/l7000mg/l，注入水矿化度只有，注入水矿化度只有4004001000mg/l1000mg/l，而大庆，而大庆油田在推广应用聚合物时，所准备采用的地面水的矿化度只有油田在推广应用聚合物时，所准备采用的地面水的矿化度只有200200400mg/l400mg/l。如喇嘛甸油田北东块聚合物驱采用地面水的矿。如喇嘛甸油田北东块聚合物驱采用地面水的矿化度只有化度只有300mg/l300mg/l左右，聚合物溶液粘度可保持在左右，聚合物溶液粘度可保持在40mpas40mpas以以上。而矿化度为上。而矿化度为2500mg/l2500m

14、g/l的污水配制聚合物溶液，其粘度只有的污水配制聚合物溶液，其粘度只有7.5mpas7.5mpas，地面水矿化度的变化是我们正常生产管理过程中，地面水矿化度的变化是我们正常生产管理过程中非常注意观察的指标，要求尽量使用低矿化度水。非常注意观察的指标，要求尽量使用低矿化度水。 3.3.油层非均质性油层非均质性 一般地说，聚合物驱适合于水驱开发的非均质砂一般地说，聚合物驱适合于水驱开发的非均质砂岩油田。研究表明，适合聚合物驱油的油层渗透率岩油田。研究表明，适合聚合物驱油的油层渗透率变异系数变异系数V V k k在在0.50.50.80.8之间。大庆油田正韵律油层之间。大庆油田正韵律油层平均平均V

15、V k k为为0.6680.668，多段多韵律油层，多段多韵律油层V V k k为为0.7180.718，复，复合韵律油层合韵律油层V V k k为为0.6390.639。上述油层类型的渗透率是。上述油层类型的渗透率是变异系数，都是非常适合聚合物驱的。变异系数，都是非常适合聚合物驱的。 聚合物的降解与防护聚合物的降解与防护 聚合物降解一般是指能使高分子主链发生断裂，聚合物降解一般是指能使高分子主链发生断裂，或者保持主链不变仅改变取代基的作用。由于聚合或者保持主链不变仅改变取代基的作用。由于聚合物的降解，将大大降低聚合物溶液的粘度，影响聚物的降解，将大大降低聚合物溶液的粘度，影响聚合物驱油效果。

16、在聚合物驱中，一般把聚合物降解合物驱油效果。在聚合物驱中，一般把聚合物降解分为机械降解、化学降解和生物降解三种。分为机械降解、化学降解和生物降解三种。 聚合物的机械降解聚合物的机械降解 当聚合物溶液发生形变或流动时，其所承受的当聚合物溶液发生形变或流动时，其所承受的剪切应力或拉伸应力（或两者之组合）增大至足以剪切应力或拉伸应力（或两者之组合）增大至足以使聚合物分子断裂时，聚合物将出现机械降解。使聚合物分子断裂时，聚合物将出现机械降解。 当聚合物溶液混配时，或通过泵和闸门的输送当聚合物溶液混配时，或通过泵和闸门的输送过程中，或通过射孔炮眼注入时，或在井筒附近的过程中，或通过射孔炮眼注入时，或在井

17、筒附近的地层，以及在整个油层渗流过程中，都可能受到高地层，以及在整个油层渗流过程中，都可能受到高应力作用而发生降解。应力作用而发生降解。 聚合物的化学降解聚合物的化学降解 化学降解是指在某些化学因素（如热、氧、化学降解是指在某些化学因素（如热、氧、残余杂质或过渡金属）的作用下，发生的氧化还残余杂质或过渡金属）的作用下，发生的氧化还原反应或水解反应，使分子链断裂或改变聚合物原反应或水解反应，使分子链断裂或改变聚合物的结构，从而导致聚合物的分子量下降，粘度降的结构，从而导致聚合物的分子量下降，粘度降低，严重时甚至完全失去其增粘性。低，严重时甚至完全失去其增粘性。 聚合物的生物降解聚合物的生物降解

18、生物降解是生物聚合物的一个主要问题，生物降解是生物聚合物的一个主要问题，特别是在较低温度和含盐度下更容易发生生特别是在较低温度和含盐度下更容易发生生物降解。生物聚合物的生物降解是受酶控制物降解。生物聚合物的生物降解是受酶控制的化学过程。的化学过程。 聚合物降解的防护聚合物降解的防护 现场注入过程中，主要是防止聚合物的机械降解和化现场注入过程中，主要是防止聚合物的机械降解和化学降解。学降解。降低机械降解的主要方法：降低机械降解的主要方法： 聚合物在配置过程中，要用常规搅拌器在较低的速聚合物在配置过程中，要用常规搅拌器在较低的速度下搅拌。聚合物在输送过程中，要选用低剪切柱塞泵，度下搅拌。聚合物在输

19、送过程中，要选用低剪切柱塞泵，入口和出口要尽量平滑，避免使用针形阀。入口和出口要尽量平滑，避免使用针形阀。 每口注入井均应装置独立的注入泵，而不应使用油每口注入井均应装置独立的注入泵，而不应使用油嘴或阀来调节注入量。嘴或阀来调节注入量。 化学降解的主要问题是水中氧和铁的存化学降解的主要问题是水中氧和铁的存在，使聚合物降解，粘度降低。为了消除溶在，使聚合物降解，粘度降低。为了消除溶液中的氧，配制溶液时尽量采取密封装置防液中的氧，配制溶液时尽量采取密封装置防止外部氧的进入，或者在溶液中加入除氧剂。止外部氧的进入，或者在溶液中加入除氧剂。为了防止由于铁存在引起的降解，对储罐和为了防止由于铁存在引起的

20、降解，对储罐和注入管线一般采用塑料涂层管线。注入管线一般采用塑料涂层管线。 1、聚合物分子量的选择 聚合物分子量是表征聚合物特性的一个重要参数，研究结果表明，它的大小将直接影响聚合物驱的最终效果。在一定范围内，聚合物的分子量越高，聚合物驱的采收率提高值越大。 （二）注入参数设计（二）注入参数设计不同分子量、粘度和残余阻力系数 分子量（万）分子量（万）5005001000100017001700粘度（mPa.s）粘度（mPa.s）171733334747残余阻力系数残余阻力系数1.81.82.42.44.64.6不同分子量聚合物驱油效果 选择分子量时，必须考虑聚合物相对分子量与油层选择分子量时，

21、必须考虑聚合物相对分子量与油层的配伍性。的配伍性。 不同分子量聚合物回旋半径空气渗透率与孔隙半径中值关系曲线0 05 51010151520202525100100100010001000010000空气渗透率空气渗透率( (10-3m2)10-3m2)孔隙半径中值孔隙半径中值(m)(m)2、聚合物溶液浓度的选择 0 05 51010151520200 05050100100150150 注聚粘度（注聚粘度（mPa.s)提提高高采采收收率率(%(%) )1015.1716.5112.32注 聚 粘 度 与 提 高 采 收 率 关 系 曲 线注 聚 粘 度 与 提 高 采 收 率 关 系 曲 线

22、 在聚合物用量一定的条件下，注入浓度的高低实际反映了聚合物溶液粘度的高低和聚合物驱油提高采收率的大小。 常规聚驱不同时期转注高浓度聚合物采收率与常规聚驱不同时期转注高浓度聚合物采收率与PV数关系曲线数关系曲线聚合物浓度越高达到相同采收率所用的聚合物浓度越高达到相同采收率所用的PVPV数越小数越小 但不同时期注入高浓度，采收率提高幅度不同。研究结果表明，前期注入高浓度提高采收率26.24%-27.61%；中期提高采收率24.52%-25.22%；后期提高采收率22.86%-23.87%，注入高浓度越早提高采收率幅度越大 现场实际注入浓度高低，还要考虑油层的发育状况。北西块4-4#站2003年6月

23、将聚合物溶液浓度改为2500mg/L，但出现大部分井注入压力过高、注入困难的现象 3、注入速度的选择 聚合物驱溶液的注入速度是聚合物驱方案编制过程中的一项重要设计参数，它设计的高低直接影响到油田聚合物驱油区块的逐年产油量，同时也将影响到聚合物驱的总体技术效果和经济效益。因此针对油田的实际情况和需要，应该确定合理的注入速度。 注入速度对聚合物驱效果的影响 注入速度PV/a聚合物驱采收率%采收率提高值%产聚率%开采时间（年）注入PV0.0851.5112.3248.369.540.7630.1051.3612.1748.467.620.7620.1251.2212.0348.576.340.761

24、0.1451.0711.8848.685.430.7600.1650.9411.7848.814.750.7600.1850.8111.6248.934.220.7600.2050.6811.4949.063.790.758不同注入速度条件下含水变化曲线不同注入速度条件下的产油速度变化情况不同注入速度对地层压力的影响 一是随着注入速度的增加，注入井的平均地层压力增加，生产井的平均地层压力下降。二是注入速度越高，注采压差越大。 综上所述，聚合物驱注入速度对聚合物驱整体效果存在一定的影响，为了保证区块有较长的稳产期和较好的聚合物驱技术效果，聚合物注入速度应选择在0.10-0.16PV/a之间。 聚

25、合物驱全过程可分为水驱空白、注聚和后续水驱三个阶聚合物驱全过程可分为水驱空白、注聚和后续水驱三个阶段。按照含水的变化趋势，可将注聚过程划分为五个阶段，即段。按照含水的变化趋势，可将注聚过程划分为五个阶段，即见效前含水上升阶段、含水下降阶段、低含水稳定阶段、含水见效前含水上升阶段、含水下降阶段、低含水稳定阶段、含水回升前期阶段和含水回升后期阶段。回升前期阶段和含水回升后期阶段。 含水下降阶段含水回升后期阶段含水回升前期阶段低含水稳定阶段见效前阶段70809010000.20.40.60.81注入体积(PV)聚合物驱含水变化曲线含水(%)后续水驱阶段(一)聚合物驱动态反映特征 二、聚合物驱动态分析

26、二、聚合物驱动态分析 从喇嘛甸油田葡从喇嘛甸油田葡1-21-2油层的四个区块看，聚驱全过程油层的四个区块看，聚驱全过程大致要经过大致要经过8 81010年，其中，注聚年，其中，注聚5 5年左右，聚合物注入体年左右，聚合物注入体积在积在0.65PV0.65PV左右，聚合物用量左右，聚合物用量650mg/L650mg/L；后续水驱；后续水驱3 35 5年，年，注入体积注入体积0.35PV0.35PV左右。注聚前区块平均含水为左右。注聚前区块平均含水为94%94%左右，平左右，平均注入压力为均注入压力为7.0MPa7.0MPa左右；注聚后含水最低点可下降左右；注聚后含水最低点可下降10101515个

27、百分点，注入压力最高点可上升个百分点，注入压力最高点可上升5.0MPa5.0MPa6.0MPa6.0MPa，聚，聚驱提高采收率驱提高采收率1212个百分点左右，最终采收率达到个百分点左右，最终采收率达到50%50%左右。左右。 1 1、注入压力变化、注入压力变化 从注入压力与聚合物用量关系曲线看，在聚合物用量40PV.mg/L时，注入压力上升幅度较大，一般上升4MPa左右，之后注入压力上升幅度减缓，一般上升2-3 MPa左右，进入后续水驱后注入压力开始下降。 图4-1-1 各区块注入压力与聚合物用量关系曲线聚合物用量(PV.mg/L)注入压力(MPa)610140200400600800北东块

28、南重块东部北北块2 2、吸水剖面变化、吸水剖面变化 94 年年下下半半年年95 年年下下半半年年96 年年下下半半年年97 年年下下半半年年98 年年下下半半年年99 年年上上半半年年单单元元水水驱驱阶阶段段相相对对吸吸水水量量(%)相相对对吸吸水水量量(%)变变化化幅幅度度(%)相相对对吸吸水水量量(%)变变化化幅幅度度(%)相相对对吸吸水水量量(%)变变化化幅幅度度(%)相相对对吸吸水水量量(%)变变化化幅幅度度(%)相相对对吸吸水水量量(%)变变化化幅幅度度(%)相相对对吸吸水水量量(%)变变化化幅幅度度(%)PI188.50.59.41.45.8-2.24-42.7-5.35.1-2.

29、9PI2127.331.54.239.912.640.513.234.87.521.7-5.620.7-6.6PI2221.524.93.421.90.426.34.815.8-5.79.8-11.724.53PI2343.134.9-8.228.9-14.227.3-15.845.52.465.722.649.86.7 综观聚合物驱全过程，注入井吸水剖面变化过程为：注聚综观聚合物驱全过程，注入井吸水剖面变化过程为：注聚初期全井吸水量由高渗透层逐渐向中、低渗透层转移，注聚后初期全井吸水量由高渗透层逐渐向中、低渗透层转移，注聚后期高渗透层吸水量又开始逐渐增加期高渗透层吸水量又开始逐渐增加喇南试验

30、一区注入井吸水剖面变化情况喇南试验一区注入井吸水剖面变化情况 但从单井吸水剖面看，差异较大。对于沉积单但从单井吸水剖面看，差异较大。对于沉积单元间渗透率差异较大、存在特高渗透层的注入井，元间渗透率差异较大、存在特高渗透层的注入井，在注聚过程中，水驱时高吸水层段吸水量一直较高，在注聚过程中，水驱时高吸水层段吸水量一直较高，而水驱时吸水量较低的层段注聚后吸水量仍然较低，而水驱时吸水量较低的层段注聚后吸水量仍然较低，表明聚驱沿着高渗透层突破，纵向调整幅度小；对表明聚驱沿着高渗透层突破，纵向调整幅度小；对于单元间渗透率差异虽然较大，但没有特高渗透层于单元间渗透率差异虽然较大，但没有特高渗透层存在的注入

31、井，注聚后水驱时高吸水层段的吸水量存在的注入井，注聚后水驱时高吸水层段的吸水量下降，而中、低吸水层段吸水量增加。下降，而中、低吸水层段吸水量增加。二、聚合物驱动态分析二、聚合物驱动态分析 单有效地层系数 6-P3455井单位厚度相对吸水量变化曲线元mm2m m2相差倍数PI14.61.854 0.403 3.712PI213.85.235 1.496 PI223.31.22 0.421 3.553PI233.81.82 0.433 3.455注：98年3月转后续注水渗透率 -10.0-17.0-25.7-22.2-26.7-20.6-29.113.2-17.3-12.37.3-0.40-60-

32、40-2002040609.9-7.61.8-4.73.320.120.430.317.430.426.313.90-60-40-20020406052.91.5-4.642.218.2-3.2-8.6-27.5-3.6-9.5-27.5-18.90-60-40-200204060-10.825.05.6-19.6-0.912.1-1.8-16.03.4-8.6-6.15.40-60-40-20020406094.41095.4 101010101096.497.498.499.42000.40100200300400500 600640聚合物浓度（PVmg/L）单有效 地层系数 5-P355

33、5井单位厚度相对吸水量变化曲线元mm2mm2相差倍数PI11.2 PI216.21.3640.222.27PI224.82.40.5 PI234.82.2080.461.09注：98年7月转后续注水渗透率 9.429.0-8.517.832.2-15.8-15.8-4.5-5.86.322.5-4.136.90-60-40-20020406036.419.560.014.2-2.76.627.610.920.620.518.52.64.80-60-40-20020406010.966.0-17.3-17.3-17.3-17.335.610.412.0-7.4-8.0-15.15.70-60-4

34、0-20020406080-27.3-47.4-36.9-34.2-34.419.0-37.6-32.2-29.2-35.7-39.5-24.5-19.90-60-40-20020406094.4 1095.4 101010101096.497.498.499.42000.40100200300400500 600640聚合物浓度（PVmg/L）3、含水变化 聚合物用量(PV.mg/L)含水(%)70809010002004006008001000北北块南中块东部北东块图4-2-1 各推广区块聚驱目的层含水对比曲线 从喇嘛甸油田各推广区块聚驱目的层含水变化看，聚合物用量在45PV.mg/L前,

35、含水呈上升趋势，上升1个百分点左右；聚合物用量在45-200PV.mg/L之间，含水呈下降趋势，下降幅度为0.1%/PV.mg/L；聚合物用量在200-300PV.mg/L之间，含水呈稳定波动；聚合物用量在300-500 PV.mg/L之间含水上升幅度较快，为0.05%/ PV.mg/L左右；聚合物用量500 PV.mg/L以后，含水上升幅度开始变缓，只有0.02%/ PV.mg/L。 4、产油量变化 累累积积增增油油(104t)年年增增增增油油(104t)050100150200123050100150200250300350北东块北东块南中块东部南中块东部北北块北北块注聚注聚一年一年注聚注

36、聚二年二年注聚注聚三年三年注聚注聚四年四年注聚注聚五年五年10-24%25-40%20%10%1.22%23.89%38.10%21.18%9.29%24.00%26.37%10.68%28.67%聚合物用量(PV.mg/L)日产油量(t)020004000600002004006008001000北北块南中块东部北东块图4-2-2 各推广区块日产油量对比曲线 从全区日产油量变化趋势看（图4-2-2），聚合物用量在45 PV.mg/L后产油量开始增加，聚合物用量达到200 PV.mg/L时日产油水平基本达到最高峰，增油幅度为280%左右；聚合物用量在200-300 PV.mg/L之间时区块产油

37、量基本保持稳定波动；聚合物用量在300 PV.mg/L后区块产油量开始下降，从北东块产油量递减幅度看，聚合物用量在300-500 PV.mg/L之间，递减幅度为13t/ PV.mg/L；聚合物用量在500 PV.mg/L后，递减幅度为8t/ PV.mg/L。 5、产液量变化 聚合物用量(PV.mg/L)日产液(t)01000020000300004000002004006008001000北北块南中块东部北东块图4-2-3 各推广区块日产液量对比曲线 从全区产液量变化情况看（图4-2-3），聚合物用量在120 PV.mg/L后，随着区块含水的下降、渗流阻力的增大，全区产液量开始下降，下降幅度在

38、25%左右。通过油井压裂、三换等措施后，全区的产液量可以有所提高，但不能达到日产液量的最高值。 另外，产液量的变化还与注入速度的高低有着密切的关系，注入速度高，区块的产液量相对较高，注入速度低，区块的产液量相对较低。北东块在注聚初期注入速度为0.17PV/a，区块日产液量为3.3104t，随着油层传导能力下降，产液量也相应下降，最低点日产液量为2.8104t，但在聚合物用量330 PV.mg/L后由于注入速度上调到0.19PV/a，同时又采取了大量的措施，区块的产液量又上升到3.4104t。 6、产液指数变化 图4-2-4 各推广区块产液指数变化曲线注入体积（PV）产液指数(t/d.m.MPa

39、)0.01.02.03.04.05.000.20.40.60.8南中块东部北东块北北块 7、地层压力变化 压力(MPa)48121620240123451996年1997年1998年1999年2000年2001年水井流压水井静压油井静压油井流压图4-2-5 北东块聚合物驱历年生产大压差变化曲线 8、采出浓度变化 图4-2-6 各推广区块采出液浓度对比曲线聚合物用量(PV.mg/L)020040060080002004006008001000北北块南中块东部北东块采出液浓度(mg/L)( (二二) )聚合物驱动态分析内容聚合物驱动态分析内容 聚合物驱动态分析可分为单井动态分析，井组动聚合物驱动态

40、分析可分为单井动态分析，井组动态分析和区块动态分析。态分析和区块动态分析。 主要分为注入井分析和采油井分析。主要分为注入井分析和采油井分析。单井动态分析：单井动态分析：分 析 内 容 及 方 法管理状况分析1.资料录取是否全准.2.注入量是否按方案执行,注入压力是否低于破裂压力.3.注入水矿化度、聚合物浓度、粘度是否符合方案要求.注入量变化分析地面:计量不准;泵压上升;聚合物浓度、粘度降低.地层:油层改造;周围油井放产注入能力变化分析分 析 项 目地面:计量不准;泵压下降;聚合物浓度、粘度增加.地层:油层污染;周围油井控产,地层压力上升.分析全井的吸水指数,吸水强度. 主要影响因素:注入压力;

41、地层压力;聚合物注入溶液浓度、粘度；改造、调剖措施.吸水剖面变化分析分析注入井吸水厚度变化;吸水剖面是否得到改善.增注调剖效果分析分析压裂、酸化、解堵等增注措施及调剖、提高浓度等效果，对注入井注入量和注入剖面的改善状况。分析井组调整效果。qiw指示曲线法PI（90）值同位素吸水剖面法：连续流量计测试法；井温测试法；躁声测井法；氧活化测试；电磁流量计法方法；指示曲线法； 吸水剖面法；PI(90)压降曲线法聚合物驱油阶段区块动态分析生产动态分析注入井动态分析qiw分 析 内 容 及 方 法生产管理状况分析产液量变化分析含水变化分析分 析 项 目压力变化分析采出液浓度变化分析聚合物驱油阶段区块动态分

42、析生产动态分析采出井动态分析重点分析产液量随聚合物用量增加的变化关系，并对不合理的井提出相应措施。重点分析Pe, Pwf ,Pwh随聚合物用量增加的变化关系，解决好井组之间 的压力平衡，对特高和特低压力井提出治理措施重点分析采出液浓度随聚合物用量和采出体积的变化关系，对发生异常变化的井提出相应措施。重点分析含水随聚合物用量增加对不同含油饱和度井的变化关系对发生异常变化的井提出相应措施。1注聚初期含水上升； 2.低饱和度方向加注入量3.聚合物单方向突破； 4.本井窜槽；5.相邻其它层系水井窜槽； 6.泵况变差1.注聚见效；2.高饱和度方向加水；3.改造变差部位；4.放大生产压差；5.调剖见效1.

43、聚合物单方向受效；2.压裂窜；3.注入浓度增加；4.注入井调整1.本井窜槽；2.其他层系水井窜槽；3.注入浓度降低；4.注入井调整1.资料录取是否全准2.热洗加药等清蜡制度是否合理并坚持执行3.机，杆，泵工作状况是否合理正常1.配注增加； 2.相邻油井控液；3.本井压裂改造； 4.本井三换一调放大生产压差5.其他层系水井窜槽1.注聚见效产液指数下降； 2.方案减水；3.邻井放产； 4.本井含水高控产5.井壁污染； 6.泵况变差下降原因上升原因上升原因下降原因下降原因上升原因 井组分析主要分析注入井间压力上升幅度、井组分析主要分析注入井间压力上升幅度、吸水剖面及产出剖面的调整程度，聚合物推进吸水

44、剖面及产出剖面的调整程度，聚合物推进速度，井组间压力分布状况、油井见效时间、速度，井组间压力分布状况、油井见效时间、见效程度及采出液中聚合物含量以及井组间聚见效程度及采出液中聚合物含量以及井组间聚合物用量。合物用量。 井组分析井组分析 ：聚合物驱油阶段区块动态分析生产动态分析井组动态分析分 析 项 目油 层 平 面动用状况分析注 采 平 衡状 况 分 析V注=V采Qiw=Qw+Be.Qo井 组 开 发效 果 分 析分 析 内 容 重点分析井组油层平面动用状况,分析动用差的原因，为搞好井间调整提供依据分析井组内注入速度与采出速度是否相匹配，注采是否平衡，压力系统是否合理，以采取调整措施重 点 分

45、 析： 1. 井组内配产配注执行情况； 2. fw变化趋势； 3. 井组内PR，P t,Pwh变化情况； 4. 聚合物溶液利用率； 5. 采液指数、吸水指数变化和注入、采出剖面的调整情况。 6. 平面及层内矛盾的调整结果；1. 油层平面上沉积差异。2. 沉积单元的连通状况不同3. 井间PR、P、Pwf不均衡。 4. 井间S0不均衡。5. 注采井网不完善。 区块分析主要分析聚合物驱过程中的总体开发效区块分析主要分析聚合物驱过程中的总体开发效果。主要是分析各项开发指标与方案预测是否符合；果。主要是分析各项开发指标与方案预测是否符合；分析压力系统是否合理，油层压力是否保持在开发界分析压力系统是否合理

46、，油层压力是否保持在开发界限之内；分析区块的注入速度、注采比是否匹配合理；限之内；分析区块的注入速度、注采比是否匹配合理；区块产液量产液指数的下降幅度；区块的含水下降幅区块产液量产液指数的下降幅度；区块的含水下降幅度与增油量情况；平面及剖面调整情况；分析聚驱开度与增油量情况；平面及剖面调整情况；分析聚驱开采效果及采收率提高程度。采效果及采收率提高程度。 区块分析区块分析 ：聚合物驱油阶段区块动态分析动态趋势分析项 目分 析 主 要 内 容 分 析 要 点1.阶段调整挖潜的主要做法及完成工作量2.阶段区块总的开发形势和变化趋势开发形势和变化趋势是否符合数模规律1.注入压力变化规律,是否有超破裂压

47、力 注入井 和特低压井。2.注入量和注入能力变化情况3.注入剖面的改善情况及变化趋势4.注入浓度、粘度的变化趋势5.注入水质的变化状况注入状况分析注入压力分布状况是否均衡，是否保持合理界限；吸水剖面改善状况；阶段配注方案是否合理。注入浓度、粘度是否达到方案要求；注入水质是否合格。1.聚合物见效时间、含水下降幅度、低含水稳定时间、含水上升时的上升速度的变化2.聚合物溶液的浓、粘度的影响3.平面非均质性的影响4.注入速度的变化对聚驱的影响5.水驱油层对聚驱油层的干扰影响6.注采完善程度对聚驱效果的影响注聚效果分析聚合物浓、粘度是否达方案要求；注入速度是否合理；水驱油层的干扰程度；注入参数是否合理。

48、1.油层压力水平及变化趋势2.注采比变化和地层压力变化的关系3.聚合物用量和压力、生产压差的关系压力水平分析压力系统是否保持合理；注采比是否合理。开发概况分析聚合物驱油阶段区块动态分析动态趋势分析项 目分 析 主 要 内 容 分 析 要 点1.采液指数随聚合物用量变化2.采液指数随注入速度变化3.采液指数随含水变化找出采液指数变化规律和影响因素，并提出措施。产液指数分析各项措施的初期效果和变化趋势及对区块的贡献作用1.油井压裂井数及单井增油量的现状和变化趋势。2.油井三换井数及单井增油量的现状和变化趋势。3.补孔、高含水开井、拔堵井效果及变化趋势。4.措施井含水与PV关系曲线及与全区对比情况。

49、5.注入井调剖、增注的效果和井组效果及变化趋势。措施效果分析阶段含水变化与数模曲线试验区及相近区块的差异并找出不同的原因1.实际fw-PV的关系曲线与数模曲线及试验区或相近区块对比，阶段fw变化规律，找出效果差的原因。2.见效时间、低含水稳定期、含水上升时间和注入体积及采出体积的关系。3.注聚见效差的井组变化情况及原因4.措施井含水变化情况及原因5.采出体积与见效时间的关系6.含油饱和度、分子量与含水与注入体积的关系。含水变化分析采出液浓度分析1. 区块采出液浓度的变化规律与数模曲线对比。2.区块采出液浓度与试验区或相近区块的对比。3.不同油层、不同分子量采出浓度变化规律。重点分析采出液浓度的

50、变化与含水变化的规律三、聚合物驱综合调整方法三、聚合物驱综合调整方法 聚合物驱油阶段单井跟踪调整注入井跟踪调整资 料 反 映变 化 原 因措 施 意 见Pwh高，qiw低,吸水剖面反映大段不吸水油层连通好,本井油层性质差,吸水能力低油层改造（压裂）1.与未射孔油层窜 2.套管损坏Pwh,qiw吸水剖面反映异常、未射孔段吸水立即停注落实原因,若套损关井;若窜封堵 Pwh，qiw，浓度1.检查注入设备2.封堵其他层系注入井 相应 层段3.注入管网检查Pwh低，吸水指数控制注入量、浓度或调剖或油井控液聚合物单方向突破Pwhqiw完不成配注油层性质好,油层污染,油层吸水能力下降1.洗井2.酸化、化学解

51、堵Pwh低,qiw高，PI（90）值低油层为块状,渗透率高,吸水剖面显示厚度小、吸水量大1.提高注入浓度或强度2.进行深度调剖油层条件差,连通差Pwh高,qiw低，超破裂压力1.降低注入浓度2.降低注入量1.注入设备运转不正常 2.其它层系注水井窜3.高矿化度水窜入资 料 反 映变 化 原 因措 施 意 见PR Pwf ql fw采出浓度PRPwf ql qo fw , 采出浓度与高含水层窜或外部水窜找水封堵油井措施不当油层连通较好，注入方案不合理,井组注采比低PR低,Pwf低,功图呈刀把状采出浓度500ppm地层能量低，油井供液不足，油层连通较好调整相应注入井注入量PR高Pwf低ql低,功图

52、呈刀把状油层性质差，渗流阻力大油层解堵、压裂改造或降低注入量或浓度PR Pwf ql qofw 注聚见效, 渗流阻力增大若液量下降幅度过大,油层改造PR Pwf ql 功图供液不足调整相应注入井注入量搞清原因, 采取补救措施目的层油层性质差,厚度小,水驱层干扰外部水驱影响PR,Pwffw采出浓度聚合物单方向突进或聚驱进入含水回升注入井降低注入量或注入浓度，油井控液PRPwfql,fw功图呈条状泵况变差或脱泵检泵或洗井PR Pwf ql fw低,泵效80%,注采比大于1地层能量充足,机采设备不适应采取三换一调边角井含水不降合采井PR高Pwf高,fw不降, 调整水驱注入井注入量1.实行封堵2.调整

53、水驱注入量聚合物驱油阶段单井跟踪调整采出井跟踪调整通过转注，增加油井受效方向 在注聚后期，对完善程度低的含水高、采出液浓度高的采油井采取转注措施，即可提高井组完善程度，又能有效地改变原来的液流方向，可有效改善井组开发效果。 1、完善注采关系是改善聚驱效果的有效途径 （一）平面调整方法 转转注注后后注入压力：注入压力：日日 注：注：13.91506-1235井开采曲线井开采曲线6-126-12026-12156-P1316-13665-P1315-P163472m井位示意图井位示意图6-1235（mg/Lmg/L）（MPaMPa）流压流压产液产液产油产油浓度浓度含水含水（% %）（t t）（t

54、t）2000.091998.0993.786.876.48084.685.689.293.496.3 95.4 96.17080901005210211813918423028738648577604008006727141097824 2205010087119121105716160945852588801002009.29.269.26.654.351.021.371.151.762.321.61.3214710（mg/Lmg/L）（MPaMPa）流压流压日产液日产液日产油日产油浓度浓度含水含水（% %）（t t）（t t）6 - 1 2 0 26 - 1 2 0 2 井 开 采 曲 线

55、井 开 采 曲 线2002.102001.022000.0993.193.994.190.282.986.888.584.989.989.488.489.18894.9809010081410274754525068708583720501007556517131181012910 10 109111001020100969094918978746676788587799401002005.397.615.354.434.254.634.324.644.393.443.984.653.694.4114710172132202021132318222802550（mg/Lmg/L）（MPaMPa

56、）流压流压日产液日产液日产油日产油浓度浓度含水含水（% %）（t t）（t t）6 - 1 26 - 1 2 井 开 采 曲 线井 开 采 曲 线2002.032000.122000.0992.589.785.380.980.38279.276.483.794.793.894.770809010012119822202015132017105152516616915815613212110276866490501502505.763.14.385.114.242.972.915.072.953.523.2514710水驱井补孔代用，完善砂体注采关系 由喇南试验一区和北东块实际资料看出，注采井的

57、连通厚度对聚驱效果影响较大，随着一类连通厚度的增大，单井增油量也随之增加，而当二类连通厚度比例达70%以上时，聚驱效果变得很差。因此对注采井连通差的井区，采取补射附近与注入井连通好的水驱低产能油井，完善单砂体注采关系，可提高聚驱开发效果。 措施前措施前措施后措施后差差 值值日产液日产液(t)日产油日产油(t)含含 水水(%)浓度浓度(mg/L)69241172939300444487.083.8-3.26-28156-P28156-P2725.0.36.912.912.96.90.517.9 13.58.38.316.810.15.912261212246-28126-P28156-P2725

58、.4.222.223.24.212.912.96.90.5 0.36.98.38.316.810.15.91226124612246-2812井位示意图井位示意图6-P27356-P27256-P28156-28156-28126-斜斜P2855 几年来利用水驱井补孔几年来利用水驱井补孔6868口，补孔后一类连通厚度达到口，补孔后一类连通厚度达到72.5%72.5%，措施初期单井，措施初期单井日增液日增液112t112t，日增油，日增油23t23t，综合含水下降，综合含水下降5.65.6个百分点，已累积增油个百分点，已累积增油7.67.610104 4t t。 2、注采跟踪调整是改善聚驱效果的

59、重要保证 由于聚合物驱整体开采时间短、变化快、井组间注采状况差异大，相对水驱而言，更要注重勤分析、勤调整的工作思路，针对出现的问题，在聚驱各阶段都要及时进行配注方案的跟踪调整。 在注聚前期和低含水稳定期，针对油井见效不均匀，效果差异较大，部分注入井压力较低的问题，调整的主要原则是：对注入压力低的井适当提高注入强度或注入浓度；对见效差的井区，适当增加含油饱和度较高方向的注入量, 同时对长期高流压的井采取三换提液措施。 在含水上升初期，主要是控制含水上升速度，调整原则为：对含水大于全区平均含水、采出液浓度较高的井进行控液，并对主要来聚方向进行控注；对含水低于全区平均含水的井组，在含油饱和度较高方向

60、进行增注。 在含水上升后期，调整原则为：含水小于90%的井组，若采聚浓度较高，对主要来聚方向进行控注，若采聚浓度相对较低，则进行增注；对含水大于92%的井组直接转入后续水驱，并适当降低配注，以减小对聚驱井的干扰；对于采聚浓度特别高，含水在90%左右的井组，可考虑转入后续水驱。 1、注入剖面调整是改善聚驱效果的关键 波及体积的扩大是聚合物驱油取得好效果的重要原因，而通过注入剖面的有效调整可在最大程度上扩大波及体积。因此，注入剖面调整是改善聚驱效果的关键。通过几年的开发实践认识到，注入剖面调整的有效方法主要深度调剖和分层注聚。调剖主要是解决层内矛盾，分层注聚则是解决层间矛盾 （二）剖面调整方法 （