大港调驱课件

1、深部调驱技术改善水驱开发效果的实践与认识深部调驱技术改善水驱开发效果的实践与认识综合含水采油速度采出程度 大港油田经过四十年开发生产，已处于“高含水、高采出程度”开发阶段。储量75%以上可采储量水驱综合含水采油速度采出程度 大港油田经过四十年开发生产，已处目前大港油田采收率25.8，意味着大部分原油将在高含水期被采出，仍是开发和挖潜的主体。高含水高采出程度油田总储量的76.84总可采储量的82.54%总剩余可采储量的68.16%目前大港油田采收率25.8，意味着大部分原油将在高含水期被 注采失衡矛盾突出，非均质程度严重恶化，注水低效无效循环，已成为制约水驱开发效果和产量稳定的重要因素。 年度2

2、0192019201920192019年注水量104m326012733269427713028注采比0.790.80.770.790.83累计亏空104m31872819811210312221823204存水率-0.04-0.03-0.08-0.06-0.01 注采失衡矛盾突出，非均质程度严重恶化，注水低效无效循环调剖技术的优化研究深部调剖(驱)技术研究试验参与股份公司相关技术研究攻关体系的不断研究优化、工艺的完善配套采用专项工程进行规模推广应用 提高注水波及体积为目的的注水井调剖(驱)技术的试验探索。 发展成为水井的主体治理措施之一，在改善水驱开发效果方面发挥重要作用。调剖技术的优化研究

3、 提高注水波及体积为目的的注水井调一、井口压降曲线法的发展与应用二、调驱体系的研究与完善三、设计优化与现场应用四、结论与认识汇 报 内 容一、井口压降曲线法的发展与应用汇 报 内 容调驱措施效果取决于两个方面：调驱措施的针对性注入体系、用量、施工参数等。对油藏状况的准确认识：剩余油、水淹状况、水线推进速度，地层相关参数的变化等。调驱措施效果取决于两个方面：调驱措施的针对性对油藏状况的井口压降曲线充满度法 PI注水井的压力指数 FD 充满度若FD = 0，地层为大孔道控制若FD = 1，地层无渗透性调驱充分: 充满度0.650.95作用：1、区块中调驱井筛选 2、油藏非均质程度与调驱处理程度的判

4、断井口压降曲线充满度法 PI注水井的压力指数 1、水驱现状的快速判别研究 以井口压降曲线为基础，以油水井动态对应关系为依据，合理确定示踪剂井间监测的必要性，综合利用注水压力、指示曲线、吸水剖面等资料，综合评判水驱状况。1、水驱现状的快速判别研究 以井口压降曲线对筛选的调驱井测试井口压降曲线，计算充满度，对于充满度小于0.3的井作为示踪剂监测的初选井号；综合评判步骤分析油水井对应关系，动态对应关系明显且FD值小于0.3的井初步确认为大孔道，需要进行示踪剂测试，了解实际水线推进速度；录取分析注水压力、指示曲线、吸水剖面等资料，结合前两项评判结果进行综合评判。FD值越小，存在高渗透条带及大孔道的可能

5、性越大。1、水驱现状的快速判别研究对筛选的调驱井测试井口压降曲线，计算充满度，对于充满度小于0 对充满度低、油水井动态对应明显、示踪剂监测水线推进速度快、注水压力低、指示曲线平缓、吸水剖面显示有高吸水层井组判断为存在高渗条带和大孔道。 工艺设计时相应采取分步实施、段塞候凝、加大强度等相应措施，提高治理效果。综合评判结果与对策1、水驱现状的快速判别研究 对充满度低、油水井动态对应明显、示踪剂监测注入日期示踪剂名称对应油井油水井距（m）示踪剂突破时间（d）前缘水线推进速度（m/d）2019.01.18Na3PO4港2-57-1257.031123.37港2-57-3184.91116.81东4-6

6、61.9115.63港2-56332.13566.426港3-57-1井示踪剂结果测试阶段累计注入调驱剂量（m3）井口压力（Mpa）充满度调驱前03.20.094第一段塞候凝5006.30.420调驱后50007.60.8730.8730.094综合评判应用实例1、水驱现状的快速判别研究注入日期示踪剂对应油井油水井距示踪剂前缘水线推进速度20192、调驱充分程度的判别研究 以井口压降曲线为基础，分析注水井吸水能力和油层非均质性，由相关理论与经验方法，结合实验确定充分调驱后（即吸水剖面完全均匀时）FD应达到的理想范围，通过调驱后FD实测值与FD理想值的比较，判断调驱是否充分，优化用量。2、调驱充

7、分程度的判别研究 以井口压降曲线为基础，分析港西油田西34-7井0.9290.17790.8110.8946开发了应用软件 特点是建立了大量油藏数据的相关性，通过对相关参数的录入，软件直接给出了具体井的充分调驱的范围，克服了原软件对不同区块不同井指导性不强的弊端。更有利于设计的优化和现场的调控。港西油田西34-7井0.9290.17790.8110.89一、井口压降曲线法的发展与应用二、调驱体系的研究与完善三、设计优化与现场应用四、结论与认识汇 报 内 容一、井口压降曲线法的发展与应用汇 报 内 容性能影响因素 聚合物交联剂聚交比温度配制水交联聚合物凝胶体系是我油田应用的主体体系。实施效果的关

8、键是成胶的可靠性和稳定性（一）交联聚合物凝胶配方的研究完善性能影响因素 聚合物交联剂聚交比温度配制水交联聚合物凝胶体系1、 新型低成本复合铬离子交联剂研制 为了有效降低深部调驱的成本，优选了一种价格很低的工业副产品和合适的催化剂，成功研制了新型复合铬离子交联剂，与油田常用有机铬交联剂相比，成本降低2040%，且调驱剂的成胶强度和热稳定性显著提高。HPAM浓度（%）交联剂浓度（%）新型交联剂的凝胶粘度（104mpa.s）常用铬交联剂的凝胶粘度（104mpa.s）0.30.38.35.80.20.26.24.40.150.24.81.6热稳定性考察（天）180天，不破胶60天，破胶水化1、 新型低

9、成本复合铬离子交联剂研制 为了有效降低深部 针对不同油田油藏温度、水质等条件，优选、改进并完善了凝胶体系配方，确保了现场调驱体系成胶可靠、性能稳定。聚合物型 号分子量(104)水解度 (%)交联剂型 号配制水水 源KYPAM-1 180023-30 Zcy-2港东KYPAM-2200023-30Tjbh-1港西HTPW-111180020-30Tjbh-2王徐庄、羊二庄HTPW-102150020-30BHJ-01孔店、羊三木WQPAM1600-180023-27HR-1官80大站、官三站 官二联、 枣三站 小集七站、段大站 地表水、 大浪淀CA-75A160025CA-75B200025GH

10、PAM-1120020-25GHPAM-1160023-252、交联聚合物凝胶主体配方的研究确定 针对不同油田油藏温度、水质等条件，优选、改进并完善了凝油田凝胶体系配方聚合物交联剂港东0.2-0.6%聚+0.36-0.36%交KYPAMBHJ-01港西0.2-0.5%聚+0.252或0.36%交Tjbh 、KYPAM Tjbh、BHJ-01王徐庄0.3-0.5%聚+0.358-0.36%交CA-75B、kYPAMBHJ-01孔店0.3-0.5%聚+0.36-0.362%交CA-75B、kYPAMBHJ-01南部只有大连广汇聚合物配制凝胶的稳定时间在21天左右其它聚合物配制凝胶的稳定时间均不足1

11、5天。油田凝胶体系配方聚合物交联剂港东0.2-0.6%聚+0.36 通过大量的试验考察，优选出了成胶性能可靠，热稳定性好的两种体系，确定了聚合物的型号，对有效控制调驱剂质量提供了重要保证。 中北部油田交联聚合物主体体系体系聚合物交联剂型号浓度/%型号浓度/%体系一KYPAM02.-0.5JB-010.2-0.36体系二HTPW-1110.25-0.5BHSY-030.2-0.25 通过大量的试验考察，优选出了成胶性能可靠，热稳定性好 针对常规预交联调剖剂投入高与提高性能的问题进行了疏水型水膨体的研制与开发。 在常规水膨体中引入疏水基团，形成疏水型水膨体。选择含亲水性相对较弱基团的单体，控制吸水

12、倍数，提高凝胶强度;选择价格比亲水性单体低的疏水单体，降低原料成本。（二）新型预交联调剖剂的研制 针对常规预交联调剖剂投入高与提高性能的问题进行了疏水型水新研制开发的疏水型水膨体特点（1）吸水倍数在550倍之间可控；（2）吸水速度可控，最长膨胀时间可达510天；（3）达到最大吸水量后，凝胶不仅能具有较高的强度，并且具有一定的韧性;（4）成本较常规水膨体低20%。新研制开发的疏水型水膨体特点（1）吸水倍数在550倍之间可（三）不同段塞组合优化研究预交联凝胶颗粒+交联聚合物 橡胶颗粒+交联聚合物 橡胶颗粒+预交联+交联聚合物17637t8619t17742t6748t80803t 交联聚合物 预交

13、联凝胶颗粒 在单一体系不断完善和作用机理研究分析的基础上，通过大量现场效果分析，我们重点开展了不同段塞组合的复合体系研究试验。 （三）不同段塞组合优化研究预交联凝胶颗粒+交联聚合物17不同调驱体系对高渗透岩芯的封堵结果序号水相渗透率mD调驱体系残余阻力系数Frr备注15449地下交联凝胶89水湿岩芯25321预交联凝胶颗粒6735342预交联+地下交联凝胶12145427橡胶颗粒+地下交联凝胶11955382预交联+橡胶颗粒+地下交联凝胶12368415地下交联凝胶96含残余油岩芯78434预交联凝胶颗粒7488428预交联+地下交联凝胶13498446橡胶颗粒+地下交联凝胶129108439

14、预交联+橡胶颗粒+地下交联凝胶136不同调驱体系对高渗透岩芯的封堵结果序号水相渗透率mD调驱体系预交联凝胶颗粒+交联聚合物橡胶颗粒+交联聚合物橡胶颗粒+预交联+交联聚合物复合调驱体系90% 复合调驱研究形成了适合大港油田中北部的多段塞复合凝胶主体体系预交联凝胶颗粒+交联聚合物橡胶颗粒橡胶颗粒+预交联+交联聚合一、井口压降曲线法的发展与应用二、调驱体系的研究与完善三、设计优化与现场应用四、结论与认识汇 报 内 容一、井口压降曲线法的发展与应用汇 报 内 容（一）工艺设计的优化根据调驱目的层的位置（上、中、下），有针对性的采用封、卡施工管柱。 (1)提高了调驱的针对性和调驱剂的利用率，特别是对高吸

15、水层无对应油井的水井治理提高了治理效益 (2)避免了对低渗透层的污染。顶部施工示意图底部施工示意图中间层施工示意图油 层砂面 目的层砂面 油 层目的层油 层目的层油 层1、管柱设计优化（一）工艺设计的优化根据调驱目的层的位置（上、中、下），有针双并联岩心的流量分配比岩心编号渗透率（mD)渗透率级差岩心孔隙体积(ml)不同注入速度下的分流量5m3/h7m3/h10m3/h13m3/h1#117.45.311.76121212122#21.88.41.82.644.6流量分配比6.674.632.6（一）工艺设计的优化以小排量施工为主，尽使调驱剂选择性进入水流优势通道，减少低渗透部位的污染。施工压

16、力以不高于正常注水时的系统压力，满足后续正常注水的要求。2、施工压力、排量设计优化双并联岩心的流量分配比岩心编号渗透率（mD)渗透率岩心孔隙体（一）工艺设计的优化2、施工压力、排量设计优化目前通过专业注入设备的推广应用，实现了最小施工排量3m3/h，最大程度的减少非目的层的污染。（一）工艺设计的优化2、施工压力、排量设计优化目前通过专业注依据油藏动态资料和吸水剖面，结合现场实施经验（1）对于以平面、层内矛盾为主的井组，适当增大处理半径，初次调驱井处理半径控制在20米左右；（2）对于层内层间矛盾并存的初次调驱井可在增大调驱剂强度的前提下，处理深度适当减少，处理半径控制在10米左右；（3）对于多轮

17、次调驱的井和区块要有效增大用量3、用量设计优化年度井次平均单井调驱剂用量（m3）增油量（t）平均单井增油量（t）2019562951491528782019412512291687112019432873340427922019572406279734912019137263210412076043916781361467301269226（一）工艺设计的优化中北部深部调驱依据油藏动态资料和吸水剖面，结合现场实施经验3、用量设计优化根据综合评判结果，对存在高渗带和大孔道可能导致调驱剂窜流的井，依据示踪剂测试结果，推算调驱剂可能窜流的量和达到的深度，结合井的实际情况分别采取以下对策：（1）分步封

18、堵，（2）段塞候凝，（3）加大强度；使之形成强势阻挡段塞，阻止后续注入流体沿高渗流通道的窜流，最大限度地降低了调驱剂窜流现象发生的风险。4、体系段塞结构的优化（一）工艺设计的优化根据综合评判结果，对存在高渗带和大孔道可能导致调驱剂窜流的井 2、浓度及段塞的调控 在施工过程中随时进行充满度计算，动态监测高渗带及大孔道的封堵情况，适时的调整调剖剂浓度、段赛组合及大小，在每个段塞的注入过程中或结束后，决定是否采取段塞式候凝方式，实现了对现场施工参数的合理调控，进一步提高了深部调驱的技术水平和效果。（二）现场调控1、用量调控 现场实施过程中，随时测试井口压降曲线，计算充满度，利用调驱充分程度判别软件判

19、断调驱剂量是否满足要求。 2、浓度及段塞的调控（二）现场调控1、用量调控（三）现场推广应用效果 通过对深部调驱技术的深化研究，大港油田深部调驱技术在高含水高采出程度油田得到规模推广应用，目前年实施规模100井次以上，取得了规模效益。 自2000年以来，共计实施深部调剖调驱527井次，有效率80.3%，累计增油36.4万吨，在改善大港油田高含水、高采出程度开发阶段的水驱状况及老油田的增产稳产中发挥了重要作用。（三）现场推广应用效果 通过对深部调驱技术的深化研究， 2、港西三区三次采油前期处理取得效果显著，为有效提高注聚效果提供了有力条件调剖井三区一二断块注聚调驱井网注聚调驱层位:三区一：Nm4523三区二：Nm9234调驱井15口调驱井10口三区三四断块注聚调驱井网调驱层位： Nm67923集中实施深部调驱25口井，一方面整体改善水驱开发效果，同时为实施三次采油打好基础。 区块整体治理效果明显港西三区（三）现场推广应用效果 2、港西三区三次采油前期处理取得效果显著，为有效提高注港西三区阶段开发指标对比开发指标2019年2019年阶段含水上升率0.910.7阶段