聚合物驱综合调整方法

聚合物驱

目录一、萨北开发区基本概况二、聚合物驱综合调整的具体做法三、开发效果评价四、结论萨北开发区共有聚驱区块18个注聚区块8个后续水驱区块5个空白水驱区块5个二类油层二类油层北3-1～北3-3东区北过一条带东区北3-1～北3-3西区北过一条带西区含油面积：

105.03km2地质储量：

16814×104t井网方式：五点法面积采油井：

1627口注入井：

1489口注采井数比：

1：1.09二类油层二类油层二类油层按照“聚驱提效率”的总体要求，以“四最”为中心，以“520”为目标，聚驱开发实践过程中，萨北开发区形成了“个性设计、规模分注、适时调剖、及时调整”的聚合物驱综合调整方法，开发效益显著。

目录一、萨北开发区基本概况二、聚合物驱综合调整的具体做法三、开发效果评价四、结论注入水质：注聚初期、受效高峰期的区块采取清水配置清水稀释。一类油层9个区块中7个采用中分子聚合物，浓度1000～1600毫克/升二类油层4个注聚区块全部采用中分子聚合物，浓度1000～1400毫克/升萨北开发区工业化注聚区块基本情况表注入参数：个性设计后续水驱低值稳定期含水回升前期含水回升后期控制含水上升速度扩大波及体积促进受效深度调剖调整参数深度调剖、细分注入优化用量、方案优化促进井组间均匀见效，实现整体停注控制含水回升速度最大限度地延长低值期压裂、三换、分层、跟踪调整未见效期逐步见效期综合含水（%）用量(mg/L•PV)周期注水优化注采参数萨北开发区聚驱全过程综合调整方法图调整目的主要措施100.090.080.070.060.05306196132167196221251282312339364392415439464489512531551576597618643665688709731756萨北开发区二类油层有效厚度等值图萨北开发区二类油层低、未水淹厚度比例等值图萨北开发区二类油层有效渗透率等值图萨北开发区二类油层高水淹厚度比例等值图单井方案：按照“低渗透、低浓度，高渗透、高浓度”、“高含油饱和度方向加强注入，低含油饱和度方向优化注入”的思路，进行最小尺度个性化设计。北二西西块二类油层注入强度等值图北二西西块二类油层饱和度等值图B2-342-P23B2-342-P25B2-342-P27B2-342-P29B2-342-P31B2-342-P33B2-342-P35B2-350-P20B2-350-P24B2-350-P26B2-350-P28B2-350-P30B2-350-P32B2-350-P34B2-350-P36B2-351-P21B2-351-P25B2-351-P27B2-351-P29B2-351-P31B2-351-P33B2-351-P35B2-351-P37B2-352-P18B2-352-P20B2-352-P22B2-352-P24B2-352-P26B2-352-P28B2-352-P30B2-352-P32B2-352-P34B2-352-P36B2-352-P38B2-353-P17B2-353-P19B2-353-P21B2-353-P25B2-353-P29B2-353-P31B2-353-P35B2-353-P37B2-353-P39B2-353-SP23B2-353-SP41B2-360-P16B2-360-P18B2-360-P20B2-360-P24B2-360-P26B2-360-P30B2-360-P32B2-360-P34B2-360-P36B2-360-P38B2-360-P40B2-360-SP22B2-361-P17B2-361-P19B2-361-P21B2-361-P23B2-361-P25B2-361-P27B2-361-P29B2-361-P33B2-361-P37B2-361-P39B2-361-P41B2-361-SP15B2-362-P14B2-362-P16B2-362-P18B2-362-P20B2-362-P22B2-362-P24B2-362-P26B2-362-P28B2-362-P30B2-362-P32B2-362-P34B2-362-P36B2-362-P38B2-362-P40B1-310-P13B2-342-P23B2-342-P25B2-342-P27B2-342-P29B2-342-P31B2-342-P33B2-342-P35B2-350-P20B2-350-P24B2-350-P26B2-350-P28B2-350-P30B2-350-P32B2-350-P34B2-350-P36B2-351-P21B2-351-P25B2-351-P27B2-351-P29B2-351-P31B2-351-P33B2-351-P35B2-351-P37B2-352-P18B2-352-P20B2-352-P22B2-352-P24B2-352-P26B2-352-P28B2-352-P30B2-352-P32B2-352-P34B2-352-P36B2-352-P38B2-353-P17B2-353-P19B2-353-P21B2-353-P25B2-353-P29B2-353-P31B2-353-P35B2-353-P37B2-353-P39B2-353-SP23B2-353-SP41B2-360-P16B2-360-P18B2-360-P20B2-360-P24B2-360-P26B2-360-P30B2-360-P32B2-360-P34B2-360-P36B2-360-P38B2-360-P40B2-360-SP22B2-361-P17B2-361-P19B2-361-P21B2-361-P23B2-361-P25B2-361-P27B2-361-P29B2-361-P33B2-361-P37B2-361-P39B2-361-P41B2-361-SP15B2-362-P14B2-362-P16B2-362-P18B2-362-P20B2-362-P22B2-362-P24B2-362-P26B2-362-P28B2-362-P30B2-362-P32B2-362-P34B2-362-P36B2-362-P38B2-362-P40B1-310-P13北二西西块二类油层注入浓度等值图北二西西块二类油层渗透率等值图B2-342-P23B2-342-P25B2-342-P27B2-342-P29B2-342-P31B2-342-P33B2-342-P35B2-350-P20B2-350-P24B2-350-P26B2-350-P28B2-350-P30B2-350-P32B2-350-P34B2-350-P36B2-351-P21B2-351-P25B2-351-P27B2-351-P29B2-351-P31B2-351-P33B2-351-P35B2-351-P37B2-352-P18B2-352-P20B2-352-P22B2-352-P24B2-352-P26B2-352-P28B2-352-P30B2-352-P32B2-352-P34B2-352-P36B2-352-P38B2-353-P17B2-353-P19B2-353-P21B2-353-P25B2-353-P29B2-353-P31B2-353-P35B2-353-P37B2-353-P39B2-353-SP23B2-353-SP41B2-360-P16B2-360-P18B2-360-P20B2-360-P24B2-360-P26B2-360-P30B2-360-P32B2-360-P34B2-360-P36B2-360-P38B2-360-P40B2-360-SP22B2-361-P17B2-361-P19B2-361-P21B2-361-P23B2-361-P25B2-361-P27B2-361-P29B2-361-P33B2-361-P37B2-361-P39B2-361-P41B2-361-SP15B2-362-P14B2-362-P16B2-362-P18B2-362-P20B2-362-P22B2-362-P24B2-362-P26B2-362-P28B2-362-P30B2-362-P32B2-362-P34B2-362-P36B2-362-P38B2-362-P40B1-310-P13B2-342-P23B2-342-P25B2-342-P27B2-342-P29B2-342-P31B2-342-P33B2-342-P35B2-350-P20B2-350-P24B2-350-P26B2-350-P28B2-350-P30B2-350-P32B2-350-P34B2-350-P36B2-351-P21B2-351-P25B2-351-P27B2-351-P29B2-351-P31B2-351-P33B2-351-P35B2-351-P37B2-352-P18B2-352-P20B2-352-P22B2-352-P24B2-352-P26B2-352-P28B2-352-P30B2-352-P32B2-352-P34B2-352-P36B2-352-P38B2-353-P17B2-353-P19B2-353-P21B2-353-P25B2-353-P29B2-353-P31B2-353-P35B2-353-P37B2-353-P39B2-353-SP23B2-353-SP41B2-360-P16B2-360-P18B2-360-P20B2-360-P24B2-360-P26B2-360-P30B2-360-P32B2-360-P34B2-360-P36B2-360-P38B2-360-P40B2-360-SP22B2-361-P17B2-361-P19B2-361-P21B2-361-P23B2-361-P25B2-361-P27B2-361-P29B2-361-P33B2-361-P37B2-361-P39B2-361-P41B2-361-SP15B2-362-P14B2-362-P16B2-362-P18B2-362-P20B2-362-P22B2-362-P24B2-362-P26B2-362-P28B2-362-P30B2-362-P32B2-362-P34B2-362-P36B2-362-P38B2-362-P40B1-310-P13纵向上层段长、层数多、单层厚度薄平面上相变复杂、河道砂体连续性差非均质性较强600~900mD200~700mD3~10m2~5m800~1500m200~1000m河道砂有效渗透率河道砂规模二类油层与一类油层相比：主力油层二类油层沉积相带图油层剖面图规模分注分层注聚对聚驱效果的影响采收率提高值渗透率级差(%)数值模拟研究表明：正韵律油层渗透率级差大于3，反韵律油层渗透率级差大于5，分层注聚可多提高采收率1~3个百分点。其中低渗层厚度越大，分注可提高采收率幅度越大。正韵律油层笼统与分层开发效果对比曲线反韵律油层笼统与分层开发效果对比曲线35针对层间矛盾大且具有稳定夹层的井区，将性质相近的油层进行组合，纵向上对应成段，平面上集中成片，规模实施分注，目前二类油层分层调整331口，分注率达到62.2%。纵向分层段整体分注SIII1-4SII13-16SIII5-10北二西西块二类油层分注井分布图北二西西块二类油层分注井注入剖面统计表

北二西西块二类油层处于含水回升期，分注井数112口，分注率为81.2%。平均单井2.8个分注层段，以正韵律油层为主的井层间渗透率级差由分前10.8下降到分后的2.5，以反韵律油层为主的井层间渗透率级差由分前21.1下降到分后的5.6，低渗层厚度比例为37.6%

。

综合含水(%)日产油(t)日产液(t)油井总井数油井开井数(口)北二西西块二类油层较早分注井区周围油井综合开采曲线（16口）

含水下降13.4个百分点，比全区多降2.2个百分点单井日增油8.6t，较全区高2.3t萨北开发区二类油层聚驱注入剖面统计表+3.0+5.3+4.9+3.7分注比笼注吸入厚度比例高3-5个百分点适时调剖萨北开发区深度调剖情况表注聚前选取油层厚度大、渗透性好、层内矛盾突出、高渗层突进的注入井开展深度调剖，促进均衡受效；注聚过程中选取注入压力上升幅度小，层内矛盾突出，油井见效差异大的井，实施深度调剖，控制含水上升速度。北三西西块二类油层注聚前调剖含水下降幅度和增油效果好于未调剖井数值模拟计算表明:聚驱深度调剖可多提高采收率2-4个百分点，聚驱前期调剖效果最好。现场实践表明:调剖区比未调剖井区可多提高1.5个百分点左右。10.1911.74+1.55注聚前调剖选井原则（1）以正韵律油层为主，油层底部水淹程度高，高水淹厚度比例在全区平均水平以上，纵向非均质性严重；（2）油层连通性好，河道砂一类连通厚度比例大于50%；（3）注入强度高于全区水平，注入压力低于全区水平，周围采油井含水整体高于全区1个百分点或差异5个百分点以上；（4）吸入剖面不均匀，强吸入层吸入强度为全区1.5倍以上；注聚过程中调剖选井原则（1）以正韵律油层为主，油层连通性好，河道砂一类连通厚度比例大于50%；（2）注水强度高于全区平均水平，注入压力低于全区水平1MPa，周围采油井含水整体高于全区3个百分点或差异10个百分点以上；（3）周围采油井采聚浓度整体高于全区50mg/L或差异100mg/L以上；（4）吸入剖面不均匀，强吸入层吸入强度为全区1.5倍以上；+3.3注入压力(MPa)视吸入指数(m3/d•MPa)-5.7（-43.2%）(+0.5MPa)（-19%）吸水厚度比例（％）北三西西块二类油层注聚前调剖注入剖面得到有效改善吸水厚度比例（％）调剖井未调剖井+5.0+11.2+7.5+1.017口井注聚前调剖效果日产液(t)含水(%)采聚浓度(mg/l)日产油(t)-114328.6%较非调剖井区多下降4.7%北三西西块二类油层注聚前调剖井组综合开采曲线总井数开井数(口)油井46调剖前调剖中调剖后+6.7，较非调剖井区多增油3.5t-13.1，较非调剖井区多下降3.7个百分点+7.6+3.0-4.4北三西西块二类油层调剖井吸入剖面统计表注入剖面得到有效改善北三西西块二类油层注入压力上升，吸入能力下降北三西西块二类油层调剖井组注入状况曲线+0.9-15.8%注入压力（MPa）视吸水指数(m3/d.MPa)调剖前调剖中调剖后（12口井）注聚过程中调剖效果井口日产液(t)采聚浓度(mg/L)井口日产油(t)综合含水(%)北三西西块二类油层调剖井组综合开采曲线流压(MPa)总井数开井数(口)油井-122调剖井区月含水上升速度0.1%，较全区少上升0.1个百分点日注量(m3)水井调剖阶段调剖前调剖后总井数开井数(口)针对二类油层“薄、低、窄、差”的特点，加之井距小，注入速度高，动态变化快，根据个性化调整原则优化注入参数设计，按照“周跟踪、月调整”的思路，2011年方案月调整比例达到7.8%，有效地保证了二类油层开发效果。2011年二类油层聚驱注入井方案调整情况表及时调整含水回升井区：以提高注入浓度为主，结合细分调整，优化高低含水层段注入强度提强度提浓度控强度井组月含水回升速度较区块高0.25个百分点促进见效井区：根据油层发育及油水井连通状况，结合剩余油分布，优化平面不同注聚方向注入浓度、垂向不同类型油层注入强度，促进均衡见效。高水淹井区：浓度由1419mg/L上提到1642mg/L，粘度由37mPa•s上升到45mPa•s低水淹井区：以上调注入强度为主，注入强度由3.4m3/d•m提高到3.9m3/d•m高水淹厚度比例等值图注入压力等值图高压井区：强度由

3.5m3/d•m调到3.1m3/d•m，浓度由1449mg/L调到1327mg/L低压井区：以上调注入强度为主，注入强度3.1m3/d•m调到3.9m3/d•m通过上述调整，二类油层注聚区块保持了良好的注入状况，取得了较好的增油效果。

注入体积（PV）二类油层注入速度变化曲线注入速度（PV/a）0.140.19见效阶段注入压力上升2.3MPa，月度上升0.5MPa二类油层注入压力变化曲线注入压力（MPa）注入体积（PV）破裂压力11.9（-1.2）11.5（-1.6）二类油层间注井数统计表聚合物用量(mg/L.PV)见效比例90%以上，与一类油层