纯化油田纯17—1块剩余油挖潜技术研究.pdfVIP

76 红_ 2013年第·8期 (2)界面张力界限。当驱动压力梯度大于或等于毛管压力 于3300m；井况要求：油层套管是单层；套管尺41／2”以上；井 梯度时束缚油开始活化 ，即当dpd／x／dpcd／L时油滴活化。计算 斜小于30。；没有明显套变；作业前要求洗井，保持井眼清洁； 得到当油水两相之间的界面张力降低N7．6×l0mNm／时，油 要留足VI袋 ；技术指标：用陀螺仪确定开窗射孔方位，方位误差 滴可活化，从束缚状态变为流动态，从而被驱动出来。 小于15。，径向深度100m。③选择 目的层临近高含水层，同时隔 (3)低渗透油藏注聚用渗透率范围界定。注入试验发现， 层厚度小，应力差异小，压裂上下目的层易窜通的油井和新水井 在渗透率为50～100×l m2时，超高分子量聚合物 (1500mgL／， 采用径向钻孔技术。 粘度12．6mPa．S)都可正常注入。因此，界定低渗透油藏注聚用 3 差异开发方案 渗透率≥50×10～ m。，在纯17—1的纯1—2组进行聚合物驱是可 (1)纯l一2层系化学驱方案。对纯1—2层系实施化学驱后， 行的。 l5年末较水驱累增油6．76×104t，比水驱提高采收率5．4％。与 目 (4)低渗活性剂增注渗透率界限。室内物模实验结果表 前井网相比，井网调整实施化学驱方案可提高采收率8．5％。 (2)纯3—5层系差异性改造方案。目前井网情况下纯3—5层 明，当渗透率≥10×10～ m时，活性剂的降压幅度≥30％，能 系水驱采收率为23．6％，调整井网并对油水井实施压裂 、径向钻 较好的达到降压增注的效果，且当渗透率为 (10—50)×10。。 井等储层改造技术后采收率为29．8％，提高采收率6．2％。 m时，活性剂驱采收率有较大的提高。一般来讲，目前低渗 (3)纯17—1块差异开发方案指标预测。纯17—1块分纯1—2、 活性剂增注适用渗透率≥10×10 m。 纯3—5两套层系实施差异开发。预测方案最终采收率为36．8％。目 (5)低渗油藏活性剂增注适用洗油率范围的界定。室内物 前井网下水驱采收率29．4％，可提高采收率7．4％。 模实验表明，活性剂的降压幅度与洗油率成正比，当洗油率≥ 4 结论 40％时，压降≥30％，满足对活性剂增注降压的要求。一般来 对纯l7一l块纯1-2、纯3—5两套层系分别采用不同的开发方 讲，目前低渗增注用涪}生剂适用洗油率／40％。 式。纯l一2组进行化学驱，同时完善注采井网，纯3—5层系实施低 2．6 储层改造技术政策界限优化 渗透油藏差异性矢量改造，对低渗透油田后期开发中的层内、层 (1)分层精确压裂政策界限。该块具有层多、层薄、隔层 间挖潜，以及新技术 (分层精确压裂、径向钻井 )的推广应用奠 厚度小的特点，常规压裂难 以实现纵向上均衡改造，机械分层 定了基础，提高了油藏采收率，改善了油田的开发效果，具有广 又难以满足要求。水力喷射压裂技术能实现3～5层分层改造，同 泛的推广价值。 时具有：① 自动隔离，实现分段，避免卡封砂卡风险；②定点 喷射压裂 ，准确造缝；③可实现定向，有效降