浅析靖边油田注水井调剖技术研究.doc

　　浅析靖边油田注水井调剖技术研究 浅析靖边油田注水井调剖技术研究 导读： 靖边油田注水井调剖技术研究 摘 要 　　注水开发的油田，由于油层的非均质性和油水粘度的差别，注入水会沿高渗透层及高渗透区不均匀得推进，在纵向上形成单向突进，在横向上形成舌进，造成注入水提前突破前缘，致使中低渗透层波及程度低；而且在注水井和生产井之间形成特高渗层，造成注入水在注水井和生产井之间循环流动，大大降低了水驱油的效率，影响了水驱的开发效果。要从根本上解决这一问题，就必须采取调剖堵水的技术来改善吸水剖面。 靖边油田二界梁-管道渠油区在注水开发的过程中暴露出一些问题，比如注入水单方向突进，暴性水淹，造成开发效果变差，直接影响到油田的经济效益。本文通过分析二界梁-管道渠油区的油藏特征、开发特征、储层特征等，选择了合适的调剖剂，对注水井的调剖进行设计。调剖作业实施后，延九油藏的含水率保持在一定范围之内，产量有明显改变，取得了较明显的效果。 关键词：靖边油田；调剖堵水；提高采收率 目 录 1引 言3 1.1调剖意义和目的3 1.2国内外现状3 1.2.1国内注水井调剖技术3 1.2.2国外注水井调剖技术4 2 地质概况分析6 2.1 靖边油田的基本概况6 2.1.1地理位置和构造特征6 2.1.2地层简况7 2.1.3油藏特点和流体性质9 2.1.4开发中现在面临的问题10 2.2中部油区二界梁-管道渠油藏概况10 2.2.1中部油区二界梁-管道渠油藏注采特点11 3 调剖地质设计14 3.1聚合物调剖14 3.1.1 调剖剂的选择14 3.1.2 深部复合调剖的基本原理16 3.2调剖机理介绍16 3.2.1 调剖技术和调驱技术的差异17 3.2.2 驱油机理18 4 效益评价及存在的问题19 4.1产后效果19 4.1.1二界梁-管道渠历史概况19 4.1.2 井组42601-02调剖前后产量对比19 4.2 注水井调剖堵水的效果评价方法23 4.3注水井调剖效果计算24 4.4调剖经济效益的评价方法24 4.5存在问题26 4.5.1在工作过程中存在的问题26 4.5.2聚合物的注入对地层的影响26 5 结论及建议27 浅析靖边油田注水井调剖技术研究 导读： 张家滩页岩（K1）为区域对比标志，该标志层厚20m～30m，分布稳定，具有三高一低（高电阻、高伽玛、高声速时差、低感应）特点，易于识别。结合沉积旋回、地层厚度、电性特征等，将长6细分为长61和长62，长61地层厚40m～50m，上部以沼泽相泥岩、碳质泥岩为主，下部以河流相砂岩为主，分布较稳定，砂岩较致密，但含油性较好，为长6主要含油层；长2埋藏较深，一般超过1100米左右，地层以顶部发育的凝灰质泥岩（K9）为主要对比标志，电性上表现为高时差、高自然伽玛、大井径、低电阻率的特征。结合沉积旋回将长2细分为长11、长22，其中长21为主要含油层。 延安组地层是一套河流～沼泽相的含煤系沉积，顶底界均以假整合与上覆下伏地层接触。地层对比以稳定发育的B1（延6顶）、B2（延8顶）、B3（延10顶）煤层为标志，结合沉积旋回、组合特征，将延安组自上而下分为延4＋5、延6、延7、延8、延9、延10等6个油层组。 　　延安组沉积后，盆地遭受了短时期的剥蚀，使延3以上地层缺失。延长组为典型的下粗上细型河流相砂泥岩互层沉积，沉积厚度250m～280m，呈正旋回，岩性组构造形态与延安组基本一致，具有明显继承性。 　　 　　 　　 表2.1 靖边油田中生界地层划分简表 地 层 时 代 地层厚度 （m） 岩性特征 备注 界 系 统 组 层 中统 直罗 250-280 　中细粒长石质石英砂岩与泥岩互层，为典型的下粗上细型河流相砂泥岩互层沉积，沉积厚度250m～280m，呈正旋回。 工业产层 　 侏　 　 延 安 组 延4＋5 25-70 　灰白色砂岩与深灰色泥岩夹杂的互层，产大量植物化石和介形虫，蚌鳃、腹足类化石，延8、延9、延10为主要产层。 中 　 下　 延6 40-50 　 　 　 延7 1-20 罗　 　 延8 20-40 　 　 延9 15-40 主要工业产层 　 系 统　 延10 10-200 厚层块状含砾中-粗砂岩 富县 0-250 生 　 　 　延 　长 　组 长1 0-90 　灰黑色泥岩夹粉砂岩，中厚层细中粒长石砂岩深灰色、灰黑色泥、页岩与灰色、灰绿色粉砂岩互层，下部发育一套油页岩，泥岩夹薄层凝灰岩。 　 三　 上 长2 130－175 　 长3 90－120 工业产层 长4+5 90－100 　 叠　 　 长6 100－135 长7 90－110 　 　 系 　 统 长8 70－80 工业产层　 界 长9 90－100 长10 110 2.1.3油