三次采油试验与评价ppt课件

1、目目 录录一、油藏概略一、油藏概略二、剩余油分布规律二、剩余油分布规律三、可动凝胶调驱实验井组选择三、可动凝胶调驱实验井组选择四、方案设计四、方案设计五、现场实施及初步效果评价五、现场实施及初步效果评价六、认识与建议六、认识与建议一地质特征一地质特征莫莫2525断块构造断块构造井位图井位图 地层平缓地层平缓 该断块地层较缓，向东南方向抬起，向西北方向该断块地层较缓，向东南方向抬起，向西北方向倾伏，倾角约倾伏，倾角约5 5度，构造高点在莫度，构造高点在莫25-125-1井东南约井东南约8080米米处。处。1、构造特征、构造特征 构造完好构造完好 从断块沙三段顶面构造图图从断块沙三段顶面构造图图1

2、上上看，断块构造简单，为两条断层夹持看，断块构造简单，为两条断层夹持的一个鼻状构造，一条是位于莫的一个鼻状构造，一条是位于莫25-1井井东南，走向北东向的反向正断层，另东南，走向北东向的反向正断层，另一条是位于断块西侧的走向北北东向一条是位于断块西侧的走向北北东向的正断层，断块内一条次生小断层与的正断层，断块内一条次生小断层与北北东向大断层伴生，不影响断块的北北东向大断层伴生，不影响断块的构造格局，也不影响油水井的对应连构造格局，也不影响油水井的对应连通关系。通关系。2、储层特征、储层特征纵向上砂体分布集中，具正韵律堆积特征纵向上砂体分布集中，具正韵律堆积特征 莫莫25断块沙二断块沙二+三段为

3、滨浅湖相滩砂堆积，纵向上分布比较集中，主要在三段为滨浅湖相滩砂堆积，纵向上分布比较集中，主要在3300m3418m之间的之间的118m井段内；从油水井电测曲线来看，沙二井段内；从油水井电测曲线来看，沙二+三段砂体总体三段砂体总体表现为下好上差的正韵律堆积特征。表现为下好上差的正韵律堆积特征。平面上砂体分布受构造和岩性控制平面上砂体分布受构造和岩性控制 断块砂体在平面上分布不均匀，由于岩性要素控制，在莫断块砂体在平面上分布不均匀，由于岩性要素控制，在莫25-1325-13井，油层厚度达井，油层厚度达31.6m31.6m，其次受构造要素控制的次高点在莫其次受构造要素控制的次高点在莫25-225-2

4、井，油层厚度井，油层厚度27m27m，向周围逐渐变薄，总体变化趋势是，向周围逐渐变薄，总体变化趋势是自西南向北东方向变薄。自西南向北东方向变薄。储层物性较差，非均质性强储层物性较差，非均质性强 断块内只需一口取芯井莫断块内只需一口取芯井莫2525井，取芯井段井，取芯井段3408.8m-3415.0m3408.8m-3415.0m，进尺，进尺18.65m18.65m，收获率，收获率95.49%95.49%，含油芯长含油芯长5.23m5.23m。岩性以细砂岩为主，胶结物主要有泥质和灰质，胶结类型主要为孔隙式胶结。岩性以细砂岩为主，胶结物主要有泥质和灰质，胶结类型主要为孔隙式胶结。岩芯孔隙度岩芯孔隙

5、度6.8-18.3%6.8-18.3%，平均为，平均为15.1%15.1%，孔喉直径均值为，孔喉直径均值为9.06m9.06m，排驱压力，排驱压力0.12MPa0.12MPa，中值压力，中值压力0.25Mpa0.25Mpa。空气浸透率。空气浸透率4.12-45.34.12-45.310-3m210-3m2，平均为，平均为18.318.310-3m210-3m2，根据地层测试资料计算，根据地层测试资料计算，有效浸透率为有效浸透率为7.237.2310-3m210-3m2，储层物性较差，为中孔低渗储层。浸透率级差大，最大为，储层物性较差，为中孔低渗储层。浸透率级差大，最大为210210，最小最小8

6、.78.7，平均，平均59.559.5，突进系数最大，突进系数最大4.944.94，最小，最小1.791.79，平均，平均3.313.31，反映非均质性强。，反映非均质性强。 3、流体特征、流体特征 莫莫25断块地面原油密度断块地面原油密度0.8568g/cm3，地面原油粘度，地面原油粘度13.44mPa.s，凝固点，凝固点35，含腊，含腊20.5%，胶质沥青质含量，胶质沥青质含量12%，原油性质较好。，原油性质较好。 本区地层水矿化度较高为本区地层水矿化度较高为16605-21485mg/l，Cl-为为7285-11654mg/l，水型为，水型为NaHCO3，阐明该区具有较好的封锁环境，原油

7、保管条件较好。阐明该区具有较好的封锁环境，原油保管条件较好。4、油藏类型、油藏类型 莫莫25断块油层分布主要受构造及岩性控制，总的表现为高油低水的油水分布特点，断块油层分布主要受构造及岩性控制，总的表现为高油低水的油水分布特点，岩性渐变、尖灭景象较多，为一岩性岩性渐变、尖灭景象较多，为一岩性-构造油藏，据试油资料统计，油水界面约在构造油藏，据试油资料统计，油水界面约在3418m左右。左右。 2 2、注水见效，高产稳产阶段、注水见效，高产稳产阶段 1996 1996年年2 2月随着月随着25-425-4和和25-125-1的陆续投注，地层能量得以补充，对应油井均有明显的见效反映，的陆续投注，地层

8、能量得以补充，对应油井均有明显的见效反映，但含水也继续上升并且含水上升速度较快，反映油藏注采矛盾突出。但含水也继续上升并且含水上升速度较快，反映油藏注采矛盾突出。 1 1、弹性开采阶段、弹性开采阶段 1994 1994年年1212月断块正式投入开发，由月断块正式投入开发，由于地层压力梯度大于于地层压力梯度大于1.01.0，投产初期断，投产初期断块有块有4 4口油井为自喷投产，阐明油藏有口油井为自喷投产，阐明油藏有一定的天然能量，油井全部投产后日产一定的天然能量，油井全部投产后日产油峰值油峰值129t/d129t/d，但递减较快，反映断块，但递减较快，反映断块边水能量弱，地层能量衰减快。边水能量

9、弱，地层能量衰减快。二开发简况二开发简况 3 3、产量递减阶段、产量递减阶段 自自19981998年年1010月进入产量递减期，针对断块开发过程中暴露的矛盾，在落实主要产水层和来水方月进入产量递减期，针对断块开发过程中暴露的矛盾，在落实主要产水层和来水方向的根底上对油藏实施了一系列的调整措施，包括水井的分注、调剖、停注实验，油井卡水、注灰、向的根底上对油藏实施了一系列的调整措施，包括水井的分注、调剖、停注实验，油井卡水、注灰、补孔等措施，见到了初步效果。但随着主产层水淹情况进一步加剧，油井含水继续上升，并且接替补孔等措施，见到了初步效果。但随着主产层水淹情况进一步加剧，油井含水继续上升，并且接

10、替层物性差、产能低，使得油藏产液量大幅下降，产量递减加大，稳产情势非常的严峻。层物性差、产能低，使得油藏产液量大幅下降，产量递减加大，稳产情势非常的严峻。 目目 录录一、油藏概略一、油藏概略二、剩余油分布规律二、剩余油分布规律三、可动凝胶调驱实验井组选择三、可动凝胶调驱实验井组选择四、方案设计四、方案设计五、现场实施及初步效果评价五、现场实施及初步效果评价六、认识与建议六、认识与建议动态分析法动态分析法示踪剂监测示踪剂监测水驱历史拟合法水驱历史拟合法 1油井见效具有明显的方向性，主要是沿北东方向，与控制构造格局的主断层方向根本平行。油井见效具有明显的方向性，主要是沿北东方向，与控制构造格局的主

11、断层方向根本平行。 例如位于注水井例如位于注水井25-125-1井北东方向的莫井北东方向的莫25-625-6井，在井，在-1-1井注水后即见到了明显的注水井注水后即见到了明显的注水效果，含水快速上升，至效果，含水快速上升，至9898年底已水淹，氯年底已水淹，氯根值由原始的根值由原始的11615mg/l11615mg/l降至降至3475mg/l 3475mg/l ，明，明显淡化。同样莫显淡化。同样莫25-425-4井组北东方向的莫井组北东方向的莫25-925-9井氯根值也降至井氯根值也降至400mg/l400mg/l。莫。莫2525井受北东方向井受北东方向-8-8井的注水影响，也出现淡化。由此构

12、成了井的注水影响，也出现淡化。由此构成了莫莫25-925-9、-6-6、2525三个三个ClCl低值区。低值区。一动态分析法一动态分析法 再从油水井动态反映证明再从油水井动态反映证明25-225-2主要见效方向为主要见效方向为25-125-1，25-1025-10井主要见效方向为井主要见效方向为25-425-4井，注入井，注入水根本沿着北东方向渗流。水根本沿着北东方向渗流。 根据产吸剖面统计，主力层为根据产吸剖面统计，主力层为4 4上上5-85-8，是主要的产液层和见水层，目前断块主体的，是主要的产液层和见水层，目前断块主体的7 7口油井口油井中有中有4 4口为特高含水，阐明主力层水淹严重，而

13、接替层的产能较低，无法实现产量的接替。例如口为特高含水，阐明主力层水淹严重，而接替层的产能较低，无法实现产量的接替。例如鄚鄚25-925-9井井9999年年1 1月封堵高含水层后，虽然含水得到控制，但接替层为弹性开采，产能低月封堵高含水层后，虽然含水得到控制，但接替层为弹性开采，产能低. .2 2、层间矛盾突出，主力层水淹严重，非主力层动用难度大。、层间矛盾突出，主力层水淹严重，非主力层动用难度大。3 3、可动用的剩余油潜力仍集中在主力层。、可动用的剩余油潜力仍集中在主力层。 从以上分析可知，虽然油井消费情况显示主力层水淹严重，但由于注水见效有明显的方从以上分析可知，虽然油井消费情况显示主力层

14、水淹严重，但由于注水见效有明显的方向性，阐明即使在主力层，也存在注入水未涉及到的区域，也就是存在剩余油分布的区域，向性，阐明即使在主力层，也存在注入水未涉及到的区域，也就是存在剩余油分布的区域，可以经过改动注入水液流方向以提高注入水的涉及体积。可以经过改动注入水液流方向以提高注入水的涉及体积。 如该断块进展的水井停注、降注实验，经过地下压力场的改动，使液流方向改动，已有多如该断块进展的水井停注、降注实验，经过地下压力场的改动，使液流方向改动，已有多口油井获得降水增油的效果，如口油井获得降水增油的效果，如9999年年7 7月将注水井莫月将注水井莫25-425-4井停注进展察看，莫井停注进展察看，

15、莫25-1025-10井效果明显，井效果明显，表现为含水下降，产油量上升，阶段累积增油表现为含水下降，产油量上升，阶段累积增油218t218t；莫；莫25-125-1井井20002000年年3 3月停注，月停注，-2-2井见到较好井见到较好的增油效果，阶段增油的增油效果，阶段增油1195t1195t。随着水井恢复注水，含水迅速上升，阐明地下确实存在水流通。随着水井恢复注水，含水迅速上升，阐明地下确实存在水流通道，而经过可动凝胶调驱是可以将这部分剩余油驱出的。道，而经过可动凝胶调驱是可以将这部分剩余油驱出的。 4 4、非主力层普通砂体范围小，储层物性差，注采不完善，储量基数小，即使存在剩余、非主

16、力层普通砂体范围小，储层物性差，注采不完善，储量基数小，即使存在剩余油也难以动用。油也难以动用。井号井号层位层位小层号小层号油组号油组号潜力井段潜力井段砂厚砂厚有效厚度有效厚度孔隙度孔隙度含油饱和度含油饱和度渗透率渗透率沙河街134上油组3373.0-3376.031类316.361.14沙河街154下油组3401.0-3404.43.4类2.61437.72.1沙河街21油组3212.6-3218.25.6类2.813.5115.39.52沙河街73油组3298.8-3303.04.21类2.213.0233.365.3沙河街91油组3210.0-3215.45.41类3.29.724.23

17、2.58沙河街163油组3314.6-3320.05.41类3.411.9627.062.39沙河街173油组3321.6-3323.82.21类213.3837.212.1沙河街61油组3208.4-3210.21.81类1.412.340.98沙河街71油组3213.6-3215.621类1.815.857.416.5沙河街81油组3218.0-3220.021类216.14417.4莫25-12沙河街33油组3315.2-3322.06.81类4.212.6329.029.63三系莫三系莫25断块未动用油层潜力断块未动用油层潜力莫25-13莫25-7莫25-10莫25-5 1 1、平面上

18、剩余油分布规律、平面上剩余油分布规律 平面上整个油藏主要有三个剩余油相对富集区：平面上整个油藏主要有三个剩余油相对富集区： 一是一是25-225-2和和25-325-3井中间区域，其构成缘由为：井中间区域，其构成缘由为：1 1、该区域的原始储量丰度较高，且接近断、该区域的原始储量丰度较高，且接近断层高部位；层高部位；2 2、由于该断块的注水见效有明显的方向性，该区域注入水涉及程度较差。、由于该断块的注水见效有明显的方向性，该区域注入水涉及程度较差。 二是二是25-625-6井以西区域，构成缘由主要为边水较弱及断层的封挡。井以西区域，构成缘由主要为边水较弱及断层的封挡。 三是三是25-725-7

19、25-1225-1225-1325-13井区，由于该井区为一独立砂体，弹性开采，未遭到注入水的井区，由于该井区为一独立砂体，弹性开采，未遭到注入水的涉及，边水能量较弱，使得莫涉及，边水能量较弱，使得莫25-725-7、-12-12区域构成剩余油相对富集区。区域构成剩余油相对富集区。 二水驱历史拟合法二水驱历史拟合法 前面经过对消费动态的分析，对剩余油的分布有了初步的认识，下面利用前面经过对消费动态的分析，对剩余油的分布有了初步的认识，下面利用CMG数值数值模拟软件，采用水驱历史拟合的方法对该断块的剩余油分布作进一步定量化的描画。在模拟软件，采用水驱历史拟合的方法对该断块的剩余油分布作进一步定量

20、化的描画。在拟合精度较高的根底上我们得到了以下研讨结果：拟合精度较高的根底上我们得到了以下研讨结果：2 2、纵向上剩余油分布规律、纵向上剩余油分布规律71.4318.872.288.9396小记93.902.683.23613.3254x52053.5323.214.46825.8190s41088.0010.822.50372.8076x41949.2013.421.37181.5844s3984.9218.952.14212.6429x2-31850.8819.904.91516.1360s2856.480.000.74430.7438x11741.674.971.29631.3641s1

21、746.862.823.19213.2849s111641.584.891.90322.00118680.2114.182.51022.9250s9-101547.4014.761.82382.13957570.7221.257.50879.5353s81451.5221.882.95483.78236469.5427.199.304812.7792s71340.000.000.80690.80694-5348.5515.101.12141.3208s61240.713.251.60261.65642-3262.9428.8912.988218.2644s51140.703.545.80726

22、.020611平均含水饱和度（%）采出程度（%）剩余储量（104t）原始储量(104t)地质小层计算层平均含水饱和度（%）采出程度（%）剩余储量（104t）原始储量（104t）地质小层计算层71.4318.872.288.9396小记93.902.683.23613.3254x52053.5323.214.46825.8190s41088.0010.822.50372.8076x41949.2013.421.37181.5844s3984.9218.952.14212.6429x2-31850.8819.904.91516.1360s2856.480.000.74430.7438x11741.

23、674.971.29631.3641s1746.862.823.19213.2849s111641.584.891.90322.00118680.2114.182.51022.9250s9-101547.4014.761.82382.13957570.7221.257.50879.5353s81451.5221.882.95483.78236469.5427.199.304812.7792s71340.000.000.80690.80694-5348.5515.101.12141.3208s61240.713.251.60261.65642-3262.9428.8912.988218.2644

24、s51140.703.545.80726.020611平均含水饱和度（%）采出程度（%）剩余储量（104t）原始储量(104t)地质小层计算层平均含水饱和度（%）采出程度（%）剩余储量（104t）原始储量（104t）地质小层计算层 从表中可以看到，剩余油的分布主要集中在从表中可以看到，剩余油的分布主要集中在ss油组，剩余储量为油组，剩余储量为48.676848.6768104t104t，占到，占到总剩余储量的总剩余储量的67.4%67.4%，且绝大部分分布在主力小层，且绝大部分分布在主力小层s4-5s4-5、s7-8s7-8，这与动态分析的结论是，这与动态分析的结论是一致的。但是这些小层的采出

25、程度较高部分层接近一致的。但是这些小层的采出程度较高部分层接近30%30%，由于注水受效方向单一，注采，由于注水受效方向单一，注采井之间曾经构成了一定的水流通道，采用常规的措施手段很难发掘这部分剩余油潜力。井之间曾经构成了一定的水流通道，采用常规的措施手段很难发掘这部分剩余油潜力。 三示踪剂监测三示踪剂监测 2002年年9月月7日在莫日在莫25断块的莫断块的莫25-4井注入硫氰酸铵化学示踪剂，井注入硫氰酸铵化学示踪剂，27日对应油井莫日对应油井莫25-9井率先检测到示踪剂，莫井率先检测到示踪剂，莫25-3、-10、-2等油等油井也陆续检测到，从油井先后见到示踪剂及示踪剂产出量综合分井也陆续检测

26、到，从油井先后见到示踪剂及示踪剂产出量综合分析，该断块注入水水驱速率和方向受油藏非均质性影响，水驱特析，该断块注入水水驱速率和方向受油藏非均质性影响，水驱特点是：莫点是：莫25-4井注入水水驱呈指状推进，主要水流方向为沿莫井注入水水驱呈指状推进，主要水流方向为沿莫25-9井一线呈北东方向；次要方向为莫井一线呈北东方向；次要方向为莫25-3、-10一线。示踪剂分析一线。示踪剂分析结果与油水井的消费动态情况根本吻合。结果与油水井的消费动态情况根本吻合。 莫25-9井示踪剂浓度曲线-505101520253035取样日期9.139.169.189.209.239.279.3010.0410.0810

27、.1110.1410.1810.2210.2510.3011.0211.0611.0911.1211.1511.1811.2111.2512.01 莫25-9井示踪剂显示统计表示踪剂浓度( ml/L) 经过以上分析证明，大部分剩余油分布经过以上分析证明，大部分剩余油分布ss油组的主力小层，这些小油组的主力小层，这些小层砂体分布范围较大，平面注采井网比较完善，是经过纵向和平面调整可层砂体分布范围较大，平面注采井网比较完善，是经过纵向和平面调整可以动用的剩余油，常规的油水井措施虽然可以起到一定的效果，但很难从以动用的剩余油，常规的油水井措施虽然可以起到一定的效果，但很难从根本上改善开发效果，而可动

28、凝胶调驱可以扩展涉及体积，经过进一步提根本上改善开发效果，而可动凝胶调驱可以扩展涉及体积，经过进一步提高主力层的开发效果，来改善全油藏的开发情况。高主力层的开发效果，来改善全油藏的开发情况。目目 录录一、油藏概略一、油藏概略二、剩余油分布规律二、剩余油分布规律三、可动凝胶调驱实验井组选择三、可动凝胶调驱实验井组选择四、方案设计四、方案设计五、现场实施及初步效果评价五、现场实施及初步效果评价六、认识与建议六、认识与建议 莫莫25-4井组在开发中暴显露的主要矛盾是层间非均质性明显，层间吸水不平衡，井组在开发中暴显露的主要矛盾是层间非均质性明显，层间吸水不平衡，呵斥部分井的部分层水淹严重，水驱见效方

29、向性强，水驱效率低，满足可动凝胶调呵斥部分井的部分层水淹严重，水驱见效方向性强，水驱效率低，满足可动凝胶调驱的顺应条件。思索到驱的顺应条件。思索到25-1和和25-11井对该井组油井也有明显的影响，因此对这两口井对该井组油井也有明显的影响，因此对这两口井进展辅助性的可动凝胶深度调剖。井进展辅助性的可动凝胶深度调剖。74-10地层水PH值91169730000地层水矿化度mg/l82.113孔隙度%50.5-0.9渗透率变异系数44.12-45.3 平均18.320平均渗透率10-3um23115 最佳温度为低于90，国外有120条件下成功的报道油藏温度2砂岩油藏最好是砂岩，也可用于碳酸盐岩油藏

30、类型1莫25断块条件推荐条件项目序号74-10地层水PH值91169730000地层水矿化度mg/l82.113孔隙度%50.5-0.9渗透率变异系数44.12-45.3 平均18.320平均渗透率10-3um23115 最佳温度为低于90，国外有120条件下成功的报道油藏温度2砂岩油藏最好是砂岩，也可用于碳酸盐岩油藏类型1莫25断块条件推荐条件项目序号目目 录录一、油藏概略一、油藏概略二、剩余油分布规律二、剩余油分布规律三、可动凝胶调驱实验井组选择三、可动凝胶调驱实验井组选择四、方案设计四、方案设计五、现场实施及初步效果评价五、现场实施及初步效果评价六、认识与建议六、认识与建议1、室内配方体

31、系研制、室内配方体系研制 针对莫针对莫25断块油藏温度较高油藏温度断块油藏温度较高油藏温度100的情况，结合可动凝胶调驱的情况，结合可动凝胶调驱的特点，经过多方调研和大量的室内实验任务，初步得到了较为理想的凝胶体系。的特点，经过多方调研和大量的室内实验任务，初步得到了较为理想的凝胶体系。0.10%PHPAM-3A+0.04%HT-2002A+ 0.05%HT-2002B。其中聚合物。其中聚合物PHPAM-3A，其分子量为其分子量为2266万，水解度万，水解度19%，固含量，固含量89%，不溶物为，不溶物为0.128%；交联剂选用耐；交联剂选用耐高温的高温的HT-2002A和和HT-2002B。

32、 对注入量的优选共设计了对注入量的优选共设计了6个方案，其中水驱对比方案个方案，其中水驱对比方案1个，凝胶调驱方案个，凝胶调驱方案5个。其中个。其中m25-4为主调驱井，对该井设计了为主调驱井，对该井设计了5个注入量，个注入量，m25-1和和m25-11井为辅助性的深度调剖井，不进展注入井为辅助性的深度调剖井，不进展注入量的选择。详细方案设计见下表。量的选择。详细方案设计见下表。配方体系浓度 mg/L 方案编号 注剂井 PHPAM 3A HT-2002 A HT-2002 B 配注量 （m3/d） 注入 时间 （天） 总注 入量 (m3) m25-1 1500 800 900 80 10 80

33、0 m25-4 1000 400 500 100 10 1000 F1 m25-11 1500 800 900 40 10 400 m25-1 1500 800 900 80 10 800 m25-4 1000 400 500 100 15 1500 F2 m25-11 1500 800 900 40 10 400 m25-1 1500 800 900 80 10 800 m25-4 1000 400 500 100 20 2000 F3 m25-11 1500 800 900 40 10 400 m25-1 1500 800 900 80 10 800 m25-4 1000 400 500

34、100 25 2500 F4 m25-11 1500 800 900 40 10 400 m25-1 1500 800 900 80 10 800 m25-4 1000 400 500 100 30 3000 F5 m25-11 1500 800 900 40 10 400 2、莫、莫25断块注入方案设计断块注入方案设计1、注入量优选、注入量优选预测结果阐明，一切凝胶调驱方案相对于水驱方案均有明显的增油降水的效果，并有以下特点：预测结果阐明，一切凝胶调驱方案相对于水驱方案均有明显的增油降水的效果，并有以下特点：、随着注入量的添加，产油量峰值出现的时间越靠后，有效期越长，有效期在、随着注入量的添

35、加，产油量峰值出现的时间越靠后，有效期越长，有效期在10F112.5F5个月，含水下降幅度在个月，含水下降幅度在3.2%F16.7%F5，思索到普通数值模拟结果比现场实施，思索到普通数值模拟结果比现场实施结果滞后结果滞后23个月，因此现场实施的有效期应在个月，因此现场实施的有效期应在810个月左右。个月左右。、随着注入量的添加，增产油量越多，但增产幅度降低，、随着注入量的添加，增产油量越多，但增产幅度降低，F1F1F5F5相对水驱的增油量分别为相对水驱的增油量分别为405.6t405.6t、818.9t818.9t、1160.3t1160.3t、1299.3t1299.3t、1348t1348

36、t，F3F3比比F1F1添加油量为添加油量为754.7t754.7t，F5F5比比F3F3的添加油量仅的添加油量仅为为187.7t187.7t，可见思索经济效益的要素，并不是注入量越多越好。，可见思索经济效益的要素，并不是注入量越多越好。水驱计算末期含油饱和度分布图凝胶驱计算末期含油饱和度分布图，从调驱方案和水驱方案计算末期的含，从调驱方案和水驱方案计算末期的含油饱和度图中可以看到，注入调驱剂后，油饱和度图中可以看到，注入调驱剂后，后续水驱的面积明显变大，驱替前缘也更后续水驱的面积明显变大，驱替前缘也更加平滑，阐明调驱和深度调剖确实改善了加平滑，阐明调驱和深度调剖确实改善了平面的非均质性。平面

37、的非均质性。 以方案以方案F4为根底，在注入时间不变的前提下，对为根底，在注入时间不变的前提下，对m25-4井进展注入方式的优选，设计了二井进展注入方式的优选，设计了二级、三级段塞的注入方式，方案设计见下表。级、三级段塞的注入方式，方案设计见下表。配方体系浓度 mg/L 方案编号 注剂井 段塞 PHPAM 3A HT-2002 A HT-2002 B 配注量 （m3/d） 注入 时间 （天） 总注 入量 (m3) m25-4 主段塞 1000 400 500 100 25 2500 m25-1 调剖 1500 800 900 80 10 800 F4 m25-11 调剖 1500 800 90

38、0 40 10 400 调剖 1500 800 900 144 5 720 m25-4 主段塞 1000 400 500 100 20 2000 m25-1 调剖 1500 800 900 80 10 800 F6 m25-11 调剖 1500 800 900 40 10 400 调剖 1500 800 900 144 5 720 主段塞 1000 400 500 100 10 1000 m25-4 后续段塞 800 400 500 100 10 1000 m25-1 调剖 1500 800 900 80 10 800 F7 m25-11 调剖 1500 800 900 40 10 400 2

39、、注入方式优选、注入方式优选 预测结果阐明，带有前置调剖段塞的凝胶调驱方案预测结果阐明，带有前置调剖段塞的凝胶调驱方案F6、F7效果要优于方案效果要优于方案F4。从增产油量看，方案从增产油量看，方案F6最优，增产油量为最优，增产油量为4t，F7略低，增产油量为略低，增产油量为8t，比不带调剖段塞的，比不带调剖段塞的方案方案F4多增油多增油60t左右。从中可以看到，前置高浓度的调剖段塞可以起到深度调剖的作用，左右。从中可以看到，前置高浓度的调剖段塞可以起到深度调剖的作用，更有效的改善纵向和平面的非均质性，更大程度的扩展涉及体积；更有效的改善纵向和平面的非均质性，更大程度的扩展涉及体积；目目 录录

40、一、油藏概略一、油藏概略二、剩余油分布规律二、剩余油分布规律三、可动凝胶调驱实验井组选择三、可动凝胶调驱实验井组选择四、方案设计四、方案设计五、现场实施及初步效果评价五、现场实施及初步效果评价六、认识与建议六、认识与建议 根据开发处指点听取方案汇报后的意见和建议，结合油藏的实践情况，在根据开发处指点听取方案汇报后的意见和建议，结合油藏的实践情况，在原方案根底上，对注入方式和注入量作了一定的调整。采用两个段塞对莫原方案根底上，对注入方式和注入量作了一定的调整。采用两个段塞对莫25-4井进展可动凝胶调驱，莫井进展可动凝胶调驱，莫25-1井实施注灰封窜措施，莫井实施注灰封窜措施，莫25-11实施补孔

41、措施配合实施补孔措施配合开展调驱任务。开展调驱任务。优选浓度、注入量如下：优选浓度、注入量如下：注剂井注剂井段塞段塞配方体系浓度配方体系浓度mg/Lmg/L配注量配注量m3/dm3/d注入注入时间时间天天总注总注入量入量(m3)(m3)PHPAMPHPAM3A3AHT-2002HT-2002A AHT-2002HT-2002B BM25-4M25-4调剖调剖15001500800800900900150150111116501650主段塞主段塞10001000400400500500120120404048004800小计小计515164506450 1、实施前的预备任务、实施前的预备任务 1

42、、注入前对、注入前对5口一线井的产量、含水进展了落实；对动液面、功图进展了集中测试；口一线井的产量、含水进展了落实；对动液面、功图进展了集中测试；5口口一线井进展了原油物性分析和水的全分析。一线井进展了原油物性分析和水的全分析。 2、不正常的油井进展了检泵莫、不正常的油井进展了检泵莫25-3。 3、莫、莫25-2井进展了压力恢复测试；对莫井进展了压力恢复测试；对莫25-4井测指示曲线及压力降落曲线。井测指示曲线及压力降落曲线。 4、莫、莫25-1、-4、-11、-13井进展了吸水剖面的测试；莫井进展了吸水剖面的测试；莫25-2、-5井进展了产液剖面的测井进展了产液剖面的测试。试。 5、对莫、对

43、莫25-4井进展了冲沙、探井底作业，确保可动凝胶的注入；对莫井进展了冲沙、探井底作业，确保可动凝胶的注入；对莫25-1井实施了下桥井实施了下桥塞封窜措施；对莫塞封窜措施；对莫25-11井实施了补孔措施。井实施了补孔措施。 6、对每批聚合物及交联剂进展了检测。、对每批聚合物及交联剂进展了检测。2 2、现场实施完成情况、现场实施完成情况 按照方案设计安排，莫按照方案设计安排，莫25-425-4井于井于20032003年年7 7月月9 9日至日至20032003年年9 9月月2020日完成了日完成了可动凝胶的注入任务，历时可动凝胶的注入任务，历时7474天，累积注入调剖剂天，累积注入调剖剂6450m

44、36450m3，平均日注入调驱剂，平均日注入调驱剂87m387m3。为了控制压力上升速度，在主段塞注入过程中降低了日注量，因此注入。为了控制压力上升速度，在主段塞注入过程中降低了日注量，因此注入时间比如案长时间比如案长2323天。天。3 3、初步效果评价、初步效果评价1)1)、调剖段塞封堵了地下大孔道、调剖段塞封堵了地下大孔道 莫莫25-425-4井于井于20032003年年7 7月月9 9日至日至20032003年年7 7月月2323日实施了调剖段塞的调驱，历时日实施了调剖段塞的调驱，历时1515天，累积注天，累积注入调剖剂入调剖剂1650m31650m3，平均日注入调驱剂，平均日注入调驱剂

45、110m3110m3，调剖过程中注水压力由，调剖过程中注水压力由15MPa15MPa逐渐升至逐渐升至23.1MPa23.1MPa，压，压力抬升力抬升8.1Mpa8.1Mpa，阐明在调剖过程中，注入液的推进速度减缓；从，阐明在调剖过程中，注入液的推进速度减缓；从20032003年年7 7月月2323日至日至20032003年年9 9月月2020日实施了主段塞的调驱，历时日实施了主段塞的调驱，历时5959天，累积注入主段塞调驱剂天，累积注入主段塞调驱剂4800m34800m3，平均日注入调驱剂，平均日注入调驱剂81m381m3，调驱过程中注水压力由调驱过程中注水压力由23.1MPa23.1MPa逐渐升至逐渐升至26MPa26MPa，压力抬升，压力抬升2.9Mpa2.9Mpa。从该井在注入过程中压力上。从该井在注入过程中压力上升分析，调剖段塞封堵了地下大孔道。升分析，调剖段塞封堵了地下大孔道。 2)、改善了井组的开发效果、改善了井组的开发效果 莫莫25-4井组共有井组共有5口油井莫口油井莫25-2、-3、-5、-9、-10井，实验开场后，井组总体情井，实验开场后，井组总体情势表现为势表现为“三升一降，即日产液量、日产油量、动液面上升，综合含水下降。三升一降，即日产液量、日产油量、动液面上升，综合含水下降。2003年年11月月与与2003年年7月对比，日产液量由月对比，日产液量由80