边底水驱水平井整体调驱技术.pptVIP

* 边底水驱水平井开发调整油藏 整体调驱技术 国内先后在胜利、大庆、大港、华北、中原和河南等油田开展了矿场实验， 并逐步完善了可动凝胶调驱的配套技术。 调驱技术是在深部调剖基础上发展起来的控水稳油技术。 冀东油田高浅北区边、底水能量充足，且经过水平井及侧钻水平井的开发调整，尽管天然水驱和注水驱的水驱油机理相似，但天然水驱开发相对人工注水开发，水线推进速度和方向难以人为控制，这为实施调驱技术增加了风险。为此，在调驱先导试验成功实施的基础上，开展了整体调驱方案优化研究。 0 一、冀东油田高浅北区油藏基本情况 1 油藏特征 冀东油田高浅北区是早第三纪背景上沉积形成的一个局部构造。主力开发小层为 NgⅣ油组Ng12、13小层，油藏埋深-1800～-1900m，储层平均孔隙度在30%以上，平均渗透率在 602～1622×10-3μm2之间，油藏非均质性强，边底水活跃，天然能量充足，地下原油粘度 90.34mPa.s，属边底水驱常规稠油油藏。 2 开发现状及存在问题 一、冀东油田高浅北区油藏基本情况 2000年以来，区块陆续实施五轮边水调剖措施，提高了边水波及体积，调剖增油降水效果明显。但随着调剖轮次的增加，调剖剂效果总体呈下降趋势，必须开展边水调剖接替技术研究，进一步提高区块采收率。 采出程度 累计产油 采油速度 16.3% 2.62% 184.6×104t 95.6% 609t 1.396×104t 含水 日产油 日产液 76/70 92 112 总井数 开井 水平井 问题 截至2008年6月 高含水 低采出程度 二、整体调驱可行性分析 1 油藏参数分析 可动凝胶驱单元静态参数对比表 边、底水充足 1600 65 90 0.86 720 高浅北区 无 100000 93 100 0.52-0.84 100 筛选标准 ℃ mPa.s 变异系数 10-3μm2 边、底水影响 地层水矿化度 mg/L 油层温度 地层原油粘度 渗透率 空气渗透率 对比参数 单元 注：“筛选标准”根据已经实施可动凝胶驱单元静态参数分析总结确定 通过对高浅北区与其他油田已实施可动凝胶调驱单元的静、动态条件对比，分析了高浅北区可动凝胶调驱的适应性。 13 13 12.1 14.3 平均单井控制剩余储量 104t 5.1 7.5 7.5 6.6 累积水油比 119.4 39.6 96.9 胜二区扩大 185.9 16.3 95.6 高浅北区 冀东油田 140.1 30.9 95.3 胜一区扩大 153.6 23.8 96 胜一区先导 胜利油田 剩余油丰度 104t/km2 采出程度 % 含水 % 区块 开发动态条件对比表 二、整体调驱可行性分析 1 油藏参数分析 油藏条件筛选 有利条件 不确定因素 渗透率高 粘度适合 温度低 矿化度低 采出程度低 变异系数高 有充足的 边、底水能量 大孔道发育 通过高浅北区与适合交联聚合物驱油藏条件筛选标准作对比，高浅北区大部分指标都在筛选标准范围之内。 二、整体调驱可行性分析 1 油藏参数分析 非均质性较强 2 调驱先导试验的成功实施 二、整体调驱可行性分析 2006年4月，在高浅北区Ng12小层开展交联聚合物调驱先导试验，注入井4口，截止2008年2月底，共有29口油井见到明显的增油降水效果，不计算递减累计增油2.64×104t。调驱先导试验的成功实施表明，交联聚合物调驱技术在边底水驱水平井开发调整油藏具有较强的适应性，可以长时间大剂量注入。 根据影响边底水驱水平井开发油藏调驱施工和调驱效果的主要因素，通过交联体系室内实验、物理模拟实验、数值模拟实验等研究，优化以下参数：交联体系配方、井网优选、注入段塞、注入量等。 三、整体调驱室内实验评价 1 交联聚合物调驱体系配方研究 （1）、聚合物浓度对增粘性影响 聚合物:大庆炼化公司生产的中分子聚合物,分子量为1200万，水解度为25%，固含量90%。研究中配制聚合物用水均为现场注入污水（65℃），采用RV20哈克(HAAKE)旋转粘度计测定。 1 交联聚合物调驱体系配方研究 （1）、聚合物浓度对增粘性影响 　　配制不同浓度的大庆聚合物溶液，加入700mg/L的CL-1交联剂和600mg/L的助剂，搅拌均匀后密封置于60℃烘箱中，三天后用RS150流变仪测试其成胶粘弹性。 聚合物浓度对增粘性影响 366 324 287 254 229 204 180 155 132 粘度（mPa.s） 2400 2200 2000 1800 1500 1300 1000 800 500 浓度（mg/L） 三、整体调驱室内实验评价 1 交联聚合物调驱体系配方研究