孤东油田流场调整开发配套技术

孤东采油厂二○一六年二月孤东油田流场调整开发配套技术前言孤东油田已进入特高含水开发阶段，面对资源接替不足、产量接替困难、油价持续低迷的严峻形势，立足老油田、老区和老井，以产效益油为目标，深化“流场调整”，全力推进低成本开发战略，抓好创新创效、提质增效、节支保效工作，取得了一定成效。“十五”、“十一五”依靠化学驱，产量基本稳定。“十二五”以来，三采储量接替不足，递减加大，持续发展难度越来越大。孤东油田不同开发方式产油量变化图前言一二类单元实施水平井调整、细分重组，单井控制剩余储量5.8万吨。主力层调整到层内韵律段非主力层精细到小砂体“三小一新”技术，动用小砂体326个，平均单砂体储量2.2万吨，含油面积0.06Km2。井网保持完善且井距小注采对应率87.5%，多向对应率53.8%，注采井距150-200米左右。吸水好注入水优势通道28-524629-22467P117P11水平段沿该井第一和第二侧积体单井吞吐一注一采S：0.025Km2N：1.3万吨S：0.04Km2N：2.4万吨八区52+3层井网图主要矛盾：层系井网一次到位，井网和流线固定，常规思路开发调整难。前言1990年加密调整为行列井网以来，井网形式固定。数模结果表明，注入水主要消耗在少数的高含水饱和度区域。主要矛盾：层系井网一次到位，井网和流线固定，常规思路开发调整难。前言孤东油田平均剩余油饱和度36.5%剩余可动油饱和度10-20%含油饱和度（%）主河道驱油效率状况平均驱油效率40%，高渗条带达到70%，中低渗条带15%-20%二区非均相选区平面剩余油柱状图含油饱和度（%）主力层非主力层六区5-6分小层剩余油柱状图主力层剩余油饱和度较低（30-35%），非主力层较高（40%以上）。层间剩余油层内剩余油正韵律油层顶部、低渗条带。主要集中在砂体边部、油井排及分流线等弱驱区域。平面剩余油含油饱和度：顶部51%，中部43%，下部26%开发潜力：剩余油研究表明仍有进一步调整的物质基础。前言总体调整思路：调整井网、转变流线、强化学驱、效益开发

具有平面潜力的水驱单元：调整井网、转变流线、效益开发；具有层间潜力的水驱单元：细分层系、调整流线、矢量开发；具有化学驱潜力的水驱单元：调整流线、完善井网、化学驱油。2013年以来，在油田领导、处室和研究院的支持下，围绕提高质量与效益，转观念、调思路，开展了流场调整示范，取得了一定成效。前言三、效果及认识二、完善技术，满足流场调整需求一、深化研究，持续优化流场调整汇报提纲2013年以来在整装单层厚油藏、多层油藏开展了示范调整。技术对策类型主要问题整装单层厚油藏七区西63+4单元抽稀转流线27°矢量调整层间矛盾突出流线相对固定整装多层无化学驱潜力六区Ng54-68转流线60°化学驱流线固定、高注水倍数高渗条带、效益差细分转流线90°非均相采出程度相对较低流线固定整装多层有化学驱潜力二区馆5一、深化研究，持续推进流场调整针对问题：井区呈现高注水倍数(4.7PV)，高含水(99.1%)，高采出程度(41.7%)的开发特点，比经济极限含水高0.4%，开发效益差。调整思路：平面流场调整，油水井别互换，实现转流线60°。★单层水驱厚油藏七区西63+4试验：转流线60°+化学驱㈠开展转流场示范，探索持续发展途径水转油油转水油井水井图例：试验区剩余油分布图调整思路：层内射孔优化，油水井全井封堵复射顶部，挖潜厚油层顶部剩余油。试验区井网部署图原水井排原油井排转注转注水转油封堵复射水转油25XN246（中心油井）微电极4米电阻感应电导率63+4自然电位27-4246井（中心油井）4米电阻感应电导率63+462+3微电极新射孔井段原射孔井段★单层水驱厚油藏七区西63+4试验：转流线60°+化学驱㈠开展转流场示范，探索持续发展途径自然电位调整思路：注采优化，转抽井强化提液；老水井控制注入，新水井强化注入，调整流线。转流线选区调整前井网图转流线选区调整部署图新转注水井4口，日注110m³；老水井2口，日注50m³。转60°原水井排原油井排110m³120m³注水量液量110m³100m³90t100t110t100t100t90t120t90t110m³130m³100m³120t120t转抽封堵复射转注井新水井排新油井排110m³110m³110m³110m³50m³50m³配注配液100t90t130m³50m³110m³90t200t100t120t120t50m³降水井★单层水驱厚油藏七区西63+4试验：转流线60°+化学驱㈠开展转流场示范，探索持续发展途径转抽1口封堵复射1口转注4口25XN246井组转流线后井网图新水井排新油井排

中心井7-25XN246井历史累计注水230万方，水转油排液1.7万吨开始见油（190天），目前日油5.4吨，累计增油3175吨。★单层水驱厚油藏七区西63+4试验：转流线60°+化学驱190天开始见效日液日油含水水转油井25XN246井生产曲线（中心井）㈠开展转流场示范，探索持续发展途径效益评价：同井无因次增油7.8倍，目前吨聚增油16.5吨。★单层水驱厚油藏七区西63+4试验：转流线60°+化学驱㈠开展转流场示范，探索持续发展途径针对问题：多层高含水，二元驱后采出程度高。调整思路：利用老井细分层系，抽稀转流线。细分两套层系：油水井排分别交错隔一抽一，形成54-5、61-3两套交错行列井网，井距由106米抽稀为212米。★整装多层二元驱后六区54-68：抽稀细分+变流线27°设计新井9口，老井工作量35口；细分注水13口。六区NG54-68分层系井网部署图㈠开展转流场示范，探索持续发展途径递减率：17.4%递减率：8.1%示范区调整含水上升率：2.2含水上升率：096.895.9六区Ng54-68示范区老井生产曲线实施效果：递减趋势减缓（9.3%），含水上升率下降（2.2）。★整装多层二元驱后六区54-68：抽稀细分+变流线27°㈠开展转流场示范，探索持续发展途径六区54-68后评估现金流曲线效益评价：调整后预计15年可以减亏7116万元。★整装多层二元驱后六区54-68：抽稀细分+变流线27°㈠开展转流场示范，探索持续发展途径★整装多层二区馆5非均相驱：变流场90°+抽稀细分+非均相细分成53、5455两套层系，井网由南北调整为东西，流线改变90°。53层系井别互换形成菱形五点法井网；54-5层系分流线钻新井形成250*250m的行列井网。部署新井16口，预计实施后提高采收率7.8%。试验区含水预测曲线针对问题：井网相对固定，聚驱后采出程度低(32.0%)。调整思路：充分利用老井，细分变流线+非均相复合驱。㈠开展转流场示范，探索持续发展途径53层系单层开发转流线，54-5层系强化细分注水转流线。★整装多层二区馆5非均相驱：变流场90°+抽稀细分+非均相二区54层方案井网部署图在位油井在位水井归位油井新油井新水井转注井转抽井水平井转注二区53层方案井网部署图㈠开展转流场示范，探索持续发展途径调整前调整后55.937.5+18.40.30.7-0.4含水上升率（%）日油能力（t）9.513.6-4.1自然递减率（%）76.457.5两向以上注采对应率（%）91.776.9层段合格率（%）+14.892.357.9+34.4总分注率（%）+18.9★整装多层二区馆5非均相驱：变流场90°+抽稀细分+非均相㈠开展转流场示范，探索持续发展途径井网调整后自然递减下降4.1%，目前正实施非均相驱，待见效。★总体评价：技术上可行，能够有效的提高采收率。流场调整可以增加非主流线驱替压力梯度。正对行列井网压力梯度（含水95%）油水井别转换九点井网压力梯度大于0.015的面积对比图转转转转转转转转转转转原油井排及部分排间区域压力梯度增加原油井排压力梯度增加较大转㈠开展转流场示范，探索持续发展途径流线调整能够有效的提高平面波及体积。★总体评价：技术上可行，能够有效的提高采收率。不变流线

油水井别转换井网0.550.550.450.450.60.60.450.550.550.550.350.45数模预测转流线前后剩余油分布图㈠开展转流场示范，探索持续发展途径高油价下通过单元整体转流线，能够提高采收率。★总体评价：技术上可行，能够有效的提高采收率。5七区西63+4试验9六区54-68多层12二区馆5多层5082.2257.411.76.91.77.8676665更新井数口老井工作量比例%新增可采储量万吨提高采收率%方案平衡油价﹩60.9㈠开展转流场示范，探索持续发展途径井间剩余油饱和度平均33.7%，但距离老井大于50米，含油饱和度41.8%。统计层8统计层4统计层7统计层9七区西52+3示范区剩余油分布柱状图七区西52+3单元平面剩余油分布柱状图剩余油饱和度%新井平面位置★取得的认识：平面上，油井间、水井间剩余油富集程度差异大。㈡建立井组转流线模式，提高开发效益二区分流线位置新井分层饱和度对比表微电位微梯度4米电阻感应自然电位中子伽马53层41.5%54+5层45.9%55层33.0%GO2-19-261井测井图单元分小层剩余油饱和度分布柱状图★取得的认识：层间上，主力层分层饱和度总体差异较小，但井组上差异较大。㈡建立井组转流线模式，提高开发效益结合剩余油差异富集的特点，由单元整体转流线向局部井组转流线转移。㈡建立井组转流线模式，提高开发效益建立井网调整、协调注采、调整剖面三种转流线模式十种类型，实现立体流场调整。㈡建立井组转流线模式，提高开发效益针对平面剩余油富集的油井间、分流线和不完善区域，实施“转”。七区西63+4剩余油饱和度分布二区馆5分流线剩余油饱和度柱状图油井排油井排水井排21.852.339.642.833.444.747.643.145.943.742.642.9油井排平均含油饱和度：46%分流线剩余油饱和度平均43.1%模式一：井网调整转流线●转：通过井别转换、增加注采井点，实现转流线。油井转注后注采井网图新流线老流线转注14X181C15N1513-1513-1612N1711-1511-1414X1515N1616-1813-17油井转注前剩余油饱和度场剩余油富集区模式一：井网调整转流线油井转注前流线模拟结果14X181C15N1513-1513-1612N1711-1511-1414X1515N1616-1813-1714X181C15N1513-1513-1612N1711-1511-1414X1515N1616-1813-17油井转注后流线模拟结果●转：通过井别转换、增加注采井点，实现转流线。模式一：井网调整转流线模式二：调整剖面转流线含油饱和度柱状图6-25J474取芯井剖面GO8-20NB18C核磁共振监测结非主力层：可动油35%主力层：可动油26%针对因储层和注采差异，造成剩余油分层、分段富集的单井，实施“调”。相对吸入量：58.5%相对吸入量：41.5%相对吸入量：0%渗透率：352md砂厚：3.4m相对吸入量：100%渗透率：333md砂厚：3.9mGO2-23C65细分前吸水剖面42454245GO2-23C65细分后吸水剖面GO4-10-219井中子寿命测井解释成果图潜力层出水层工艺细分注水改善层间吸水剖面工艺卡封出水层释放弱动用层潜力层间●调：调整注采剖面，实现纵向转流线。模式二：调整剖面转流线邻近取芯井7-29J254井63+4层测井图及饱和度柱状图4米电阻感应电导率7-29N286井63+4层吸水剖面18.5%32.9%49.6%顶部中部底部吸水比例渗透率3866231074层内工艺配套水井调剖，对应油井封堵复射●调：调整注采剖面，实现纵向转流线。模式二：调整剖面转流线七区中Ng44小层剩余油饱和度等值图七区中Ng44小层井网图主流线弱流线吸水差日液动液面1134324873621943模式三：协调注采转流线针对注采差异导致驱替程度低的井组，实施“引”。主流线次流线井组调整前累计注水图优化液量后流线转变图提液限液调剖28N47526N47526NX46325-247528N47526N47526NX46325-247526N475井组液量调整前流场图26N475井组液量调整后流场图限液提液提配28XN47511.11.212.91.14.30.723.620.925.217.5主流线次流线历史流线模式三：协调注采转流线●引：立足现井网，通过优化注采，实现低成本转流线。不同转流线力度(油井液量比)效果预测原比例1:0.31:11:41:3累产油(t)年月1:2模式三：协调注采转流线●引：立足现井网，通过优化注采，实现低成本转流线。井组液量优化结果表三、效果及认识二、完善技术，满足流场调整需求一、深化研究，持续优化流场调整汇报提纲二、完善技术，满足流场调整需求“转”：长停井治理技术大修打通道通过优化开窗位置、减少钻进进尺、优化完井工艺压缩治理成本。管外封隔器

丢手工具悬挂器水层坐封工具井壁小套管注水泥箍完善注采井组29个，恢复水驱储量64.9万吨，增加注采对应率0.7%。人工井底665-2偏心-94油层665-2偏心-94油层沉砂底球丝堵K344-102F

Φ95mm套管割缝筛管充填防砂6口小直径套管分注5口“转”：长停井治理技术研制小直径φ105mm大泵，应用17井次，吨液耗电仅1.83kW·h/t，实现了51/2in套管水井转油井≥200m3/d的经济提液。孤东油田各种举升方式经济技术指标对比采油方式泵径开井数平均冲程平均冲次日产液日产油含水泵效检泵周期吨液耗电mm口m1/mint/dt/d%

%dkW·h/t有杆泵83

317

3.3

5.6110.92.298

75.1

680

2.48

95

92

3.3

5.4

149.12.398.5

81.5

618

1.89

105173.54.8188.82.498.787.35101.83电泵23//155.83.497.8134.815185.39螺杆泵109/73.225.33.287.473.18326.22“转”：经济举升技术研制自润滑防偏磨接箍，配套修复内衬油管，延长油井生产周期。“转”：经济举升技术“调”：水井分注配套技术规模化应用偏心测调一体化分注工艺，配套水井防砂、解堵等技术，基本满足出砂、吐聚注水井组纵向调整剖面的要求。常规注水井偏心测调一体化分注技术常规注聚井同心双管分层注聚技术出砂水井分层化学防砂后偏心测调一体化吐聚水井氮气泡沫返排解聚剂治理技术小套管井小直径偏心测调一体化分注技术水井出砂导致单井亏空3.3m3，研制了泛温涂料砂，60℃固结时间≤5h，固结强度≥5MPa。

推广应用温和型解聚剂，使用浓度1%，反应时间≥48h，处理半径≥3m，满足聚合物堵塞井的治理需要。48小时内溶解率达87%“调”：水井分注配套技术优化管网设计，建设了独立洗井流程，实现了洗井本质安全，洗井效果和洗井效率明显提升，洗井有效率达到91%，较罐车洗井单井节省费用0.84万元，提高分注井层段合格率8.2%。“调”：水井分注配套技术“调、引”：防砂提液技术绕丝充填防砂后随生产周期增加，液量逐步下降。210口同层井常规绕丝防砂后不同液量级别液量变化趋势1、油井防砂后低液原因分析序号井号层位油层中深(m)拟合静压(MPa)表皮系数附加压降(MPa)1GO2-15-47NGS421339.515.728.96.72GO2-20-50NGS531389.513.710.75.83GO3-15-30NG5354551371.81316.53.84GO3-17-33NG5354551373.214.96.71.65GO4-19-26NGS5354+51339.98.95.12.76GO6-29-434NGS311261.714.817.94.17GO7-28N5226NGS52+31260.212.422.23.18GO7-30-5235NGS451239.913.1-2.1

9GO8-20-1006NGS321234.48.44.42.7压力恢复测试表明防砂后表皮系数较大（12.2），产生附加压降3.8MPa。压力恢复测试结果1、油井防砂后低液原因分析“调、引”：防砂提液技术组成含量，%原油（不含沥青质）12.4沥青质4.2粘土+砂17.8交联聚合物65.6绕丝管柱堵塞实物图注聚区油井绕丝管柱堵塞物成分油井堵塞示意图堵塞物地层堵塞炮眼堵塞环空堵塞管柱堵塞

绕丝充填防砂堵塞物主要为聚合物、粉细砂、原油包裹形成的团状物。1、油井防砂后低液原因分析“调、引”：防砂提液技术作业返排砂比充填砂多出了方解石、铁白云石和粘土成分，且多出组分中的粘土含量最大，表明聚驱开发过程地层微粒向近井地带运移加剧，且运移的主要成分为粉砂和粘土。油井防砂后低液原因之一：微粒运移造成堵塞1、油井防砂后低液原因分析“调、引”：防砂提液技术注聚后拖曳力增大，携带微粒运移能力强，充填层堵塞加剧，单一的充填砂尺寸导致地层粉细砂侵入量增大，充填带渗透率大幅下降，增大近井地带压降漏斗幅度。1、油井防砂后低液原因分析油井防砂后低液原因之一：微粒运移造成堵塞“调、引”：防砂提液技术原始充填砂：表面光滑，没有附着物；排出充填砂：表面吸附了大量的胶冻状或块状黑色附着物，而且该附着物在冲砂过程中不易脱落。充填砂表面×100倍返排沉降砂表面×100倍饱和分%芳香分％胶质％沥青质％聚合物％30.2117.329.870.4942.11作业冲出的充填砂表面吸附了大量的胶冻状或块状黑色附着物，分析发现主要成分是聚合物和原油。吸附物成分分析油井防砂后低液原因之二：吸附作用加剧堵塞1、油井防砂后低液原因分析“调、引”：防砂提液技术为了验证吸附对充填层渗透率的影响，采用地层原油、携砂液、地层水和盐水分别驱替，测定不同阶段渗透率变化。油井防砂后低液原因之二：吸附作用加剧堵塞1、油井防砂后低液原因分析“调、引”：防砂提液技术

随着原油和聚合物在石英砂表面的吸附，砾石充填层渗透率大幅下降，最高降幅近98%。油井防砂后低液原因之二：吸附作用加剧堵塞1、油井防砂后低液原因分析“调、引”：防砂提液技术2、优化高渗低阻防砂工艺——优化充填防砂堵塞机理技术对策1.地层堵塞物容易侵入砾石层导致渗透率急剧降低形成极低渗透带2.低渗透带越靠近井筒，流速越高，渗流阻力越大1.合理优化砾石尺寸，确保地层细砂侵入量<10%2.优化和加大管外地层充填量，减缓压降漏斗“调、引”：防砂提液技术

调整砾石尺寸设计准则，D50=(3-4)*d50，降低充填砾石尺寸，能够降低微粒运移的影响，最终获得较高的充填层渗透率。（1）优化砾石尺寸2、优化高渗低阻防砂工艺——优化充填防砂“调、引”：防砂提液技术

物模实验表明增大充填层厚度可降低近井地带压力梯度，数值模拟分析充填半径>3.0m，填砂强度>3m3/m，可以明显提高油井液量。（2）增大充填半径2、优化高渗低阻防砂工艺——优化充填防砂“调、引”：防砂提液技术排量m3/min加砂强度m3/m改造半径m铺砂浓度kg/m²导流能力mD·m1.518.73717.1747775.71.529.1248.009842.932.0110.0656.5464665.572.0210.239.1447929.752.0310.72911.4451230.92.5111.6616.0577611.162.5212.2358.5755855.392.5313.938.5843850.663.0112.4896.3772651.263.0213.1867.9525798.333.0314.9498.9781892.76随加砂排量的提高，改造半径逐渐增大，铺砂浓度和导流能力则受排量、强度、改造半径的综合影响。（3）优化施工参数加砂排量2m3/min，加砂强度3m3/m，平均砂比30%，可以获得较高的导流能力。2、优化高渗低阻防砂工艺——优化充填防砂“调、引”：防砂提液技术（4）分级充填防砂为保证地层砂侵入量<10%，外层I级砾石尺寸D50I=(3-4)*d50，内层II级砾石尺寸D50II=(2-3)*D50I,外层Ｉ级砾石充填厚度＞20cm。充填强度≤1.5m3/m时，VＩ:V2=2：11.5≤充填强度≤3m3/m时，V1:V2=1：1充填强度≥3m3/m时，V1:V2=1：2不同粒径砾石形成的充填层孔喉直径大小砾石粒径mm最小孔喉mm最大孔喉mm平均孔喉mm可阻挡砂粒径，mm0.3-0.60.0260.250.070.035-0.0650.425-0.850.0550.370.1450.05-0.100.6-1.180.0830.550.2170.075-0.1502、优化高渗低阻防砂工艺——优化充填防砂“调、引”：防砂提液技术树脂滤砂管改进后中心管氰酸酯树脂过滤体扶正保护器预留通道两种树脂滤主要技术指标研制出改性聚氨酯类高渗滤砂管，改进过滤体与中心管结构，提高抗堵塞能力，能够有效降低防砂产生附加压降和排出粉细砂。2、优化高渗低阻防砂工艺——研制高渗滤“调、引”：防砂提液技术降低筛管附加压降

通过室内物模实验，高渗滤砂管附加压降为0.01MPa，绕丝筛管附加压降为0.08MPa。减少防砂筛管堵塞现场取样分析高渗滤砂管可以有效排除粒径≤40μm地层泥质及粉细砂。2、优化高渗低阻防砂工艺——研制高渗滤“调、引”：防砂提液技术油藏类型油藏需求工艺技术配套基于研究成果，提出了针对聚合物驱油井防砂提液对策：提液技术对策（主河道中部）提高油井液量高饱和充填+高渗滤高渗透滤砂管解聚剂深部解堵解除堵塞（主河道边部）大泵提液降低防砂阻力降低防砂阻力83mm，95mm大泵强化注水氮气泡沫返排（边滩、非主力层）改造储层压裂防砂氮气泡沫酸化“调、引”：防砂提液技术受储层平面及纵向非均质性影响，调剖工作量逐年加大，堵剂用量增加导致成本上升与井组增油下降的矛盾日益显著。调剖年工作量85井次，年累计注入调剖剂16×104m3，其中无机固体堵剂约3600吨。“调、引”：经济调剖技术联合站水煤浆年产生废渣3000吨人工湿地项目年产生含油污泥2200吨

水煤浆废渣经超细粉碎设备加工成200目（75um）粉煤灰，添加少量悬浮剂、缓凝剂等混合而成调剖剂，能够达到常规粉煤灰性能，有效降低堵剂成本。粒径/µm0～3838～7474～150150分布值/％0.2511.039.0449.7累计分布值/％0.2511.2550.29100水煤浆废渣粒度分布1、降低堵剂成本——水煤浆废渣制堵剂“调、引”：经济调剖技术联合站油泥砂粒径分析联合站油泥砂粒径200μm以上的占63.7%，必须进行精细研磨，无疑增加堵剂制作成本；而湿地含油污泥的粒度中值仅19μm，更适合制作低成本堵剂。湿地含油污泥粒度分析1、降低堵剂成本——湿地污泥制堵剂“调、引”：经济调剖技术湿地污泥成分分析名称含水量含油量固体不溶物含量/%851.913.1名称碳酸钙氢氧化镁其它含量/%73819调整聚结体系，实现有效分散，采用有机碱体系替代聚合铝体系，能够实现含油污泥的有效分散。固体不溶物成分分析聚合铝处理产生的结晶物有机碱分散油泥1、降低堵剂成本——湿地污泥制堵剂“调、引”：经济调剖技术A:B:泥渣1:1:101:2:102:1:101:3:103:1:10胶结时间/h483612278胶结强度/MPa0.61.431.95添加分散剂前体系的流动性添加分散剂后体系的流动性体系的稳定性体系固结强度调整污水处理药剂，优化分散、悬浮、固结体系，实现窜流通道的经济封堵。1、降低堵剂成本——湿地污泥制堵剂“调、引”：经济调剖技术设计了分散处理流程，分散磨细后的悬浮液具有较好的悬浮性能，可以满足现场长时间施工要求。1、降低堵剂成本——湿地污泥制堵剂1、5%固含量稳定时间>5小时。2、析水<20%。3、粒径可由磨浆机筛网孔隙调整。“调、引”：经济调剖技术堵剂投放位置采收率%l/67.82l/626.63l/649.04l/622.35l/619.3实验分析表明，堵剂放置在油水井间距1/2处，能够有效扩大波及体积。2、降低堵剂用量——优化定位放置调剖“调、引”：经济调剖技术2、降低堵剂用量——优化定位放置调剖定位调剖与普通深部调剖对比“调、引”：经济调剖技术项目普通深部调剖深部“定位”调剖技术特点对高渗透带从近井地带到原井地带采用大剂量全部封堵对高渗透带仅封堵对剩余油驱动有影响的空间，剂量小施工方式大剂量连续注入小剂量多段塞采用分段、中间采用聚合物溶液隔离方式注入堵剂利用近井地带堵剂重叠较多近井地带堵剂重叠较少3、调剖提效配套技术——窜流通道选井技术和孔喉粒径匹配技术七区西54-61窜流通道分析图应用数值模拟分析识别出水流优势通道分布，定量描述大孔道的平均孔喉半径，辅以粒径匹配封堵技术，能够实现准确选井和针对性封堵。“调、引”：经济调剖技术当孔喉/颗粒粒径=7.0～12.0，颗粒对岩心的封堵能力最强当孔喉/颗粒粒径＜7.0，颗粒在岩心表面聚集严重，无法进入岩心深部当孔喉/颗粒粒径＞12.0，颗粒粒径较小，不易形成堵塞不同渗透率条件下封堵率编号渗透率/μm2

孔喉/粒径封堵率PR/%阻力系数RF10.2210121.112.121.932.2355.244.94.53615.659.265924.3614.27.58681.5720.599416882710.592128.1936.2129099.31050.8147468.53、调剖提效配套技术——窜流通道选井技术和孔喉粒径匹配技术“调、引”：经济调剖技术3、调剖提效配套技术——窜流通道选井技术和孔喉粒径匹配技术不同油藏类型调剖组合模式“调、引”：经济调剖技术对实施井组进行建模、优化，分析封堵位置对封堵效果的影响，进行深部定位封堵及施工方案设计。构建储层模型构建优势通道模型堵剂定位放置设计数值模拟①②③④“调、引”：经济调剖技术典型试验井区：孤东油田七区西试验5口井，累计增油4712.7吨，单井增效33.9万元，投入产出比1:2.9，实现了小剂量深部调剖。定位放置调剖现场试验情况“调、引”：经济调剖技术通过研制低成本堵剂，优化堵剂用量，形成了适应孤东储层的经济高效调剖技术，2015年较2013年单井成本下降6万元，井组增油基本保持稳定。单井成本（万元）井组增油（吨）-6“调、引”：经济调剖技术三、效果及认识二、完善技术，满足流场调整需求一、深化研究，持续优化流场调整汇报提纲三、效果及认识今年以来依托井组转流线调整模式，完善配套经济流场调整技术，实施265个井组流场调整，日增油能力288吨，50美元下日增效23.6万元，投入产出比1：2.1。井组71个3.8万吨3426万元50美元日效益7.7万元95吨井网调整转流线50美元投入产出比1:2.1日增油能力投入成本周期预计增油井组109个2.7万吨2132万元50美元日效益10.2万元130吨协调注采转流线50美元投入产出比1:2.4日增油能力投入成本周期预计增油井组85个1.5万吨1739万元50美元日效益5.7万元63吨调整剖面转流线50美元投入产出比1:1.7日增油能力投入成本周期预计增油针对油井单向对应，含水回返，断层边部储量失控，通过长停水井转抽增加驱替方向，挖潜水井间剩余油。GD6P14GO6-24-515井区小层平面图（调前）42停注老水井GO6-24-515井区小层平面图（调整后）GD6P1442老水井转抽目前流线历史流线新增流线水转油24-51526-53527-N51428-51529-49427-149327-50326-50325-50325-49424-49523-149528C53524-51526-53527-N51428-51529-49427-149327-50326-50325-50325-49424-49523-149528C535GD6P14GD6P14老水井转抽前流线模拟结果老水井转抽后流线模拟结果模式一“转”：GO6-24-515井组井网调整转流线井组日增油12吨，含水回返得到控制，日效益增加2.2万元。GO6-25-503井组生产曲线日液（吨）日油（吨）含水（%）长停水井24-515转抽GO6-24-515水转油后生产曲线日液（吨）日油（吨）含水（%）模式一“转”：GO6-24-515井组井网调整转流线32+3层相对吸入量95.1%42层相对吸入量4.9%GO6-31XNB443吸聚剖面GO6-32-435吸聚剖面32层相对吸入量90%42层相对吸入量10%GO6-31N423井区小层平面图29-145431XNB44331XN44331-146333-145432-43542GO6-31N423井区42层调整前