喇嘛甸油田某区块聚驱效果分析

合集下载

高浓度聚合物体系稳定性及驱油效果评价

高浓度聚合物体系稳定性及驱油效果评价张玉丰;吴晓东;马文衡【摘要】高浓度聚合物驱油技术是一种新型的大幅度提高原油采收率的方法,但是高浓度聚合物体系的黏度稳定性及体系的驱油效果是目前矿场需要了解的问题.在室内试验的基础上,进行了高浓度聚合物体系黏度稳定性评价,并对体系的浓度和相对分子质量对驱油效果的影响进行研究.试验表明:时间对体系黏度有一定影响,而且随着体系浓度的增加,时间对体系黏度的影响逐渐减小;在剪切速率和剪切时间分别一定的条件下,体系的降解率随着相对分子质量的增加而降低,随体系浓度的增加而增加,但是高浓度体系的保留黏度大;聚合物浓度越高、相对分子质量越高,驱油效果越好.【期刊名称】《石油钻采工艺》【年(卷),期】2007(029)002【总页数】5页(P69-72,75)【关键词】高浓度聚合物体系;黏弹性;驱油效果;稳定性【作者】张玉丰;吴晓东;马文衡【作者单位】中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京,102249;中国石油大学石油工程教育部重点实验室,北京,102249;华北油田公司采油工艺研究院,河北任丘,062552【正文语种】中文【中图分类】TE357.46大庆油田综合含水接近甚至超过90%，目前维持大庆油田稳产的主要手段是三次采油技术[1,2]，尤其是聚合物驱油技术应用最为广泛[3]。

王德民等[4]根据岩心试验结果，认为具有黏弹性的聚合物溶液可以提高驱油效率，残余油饱和度降低的原因是黏弹性流体的“拉、拽”作用，由此提出具有高黏弹性的高浓度聚合物驱油技术[5]。

最近研究认为[6]，高浓度可以使聚合物驱采收率在水驱的基础上提高20%OOIP(三元复合驱水平)以上，并且克服了碱对地层污染的缺陷。

本文通过室内试验对高浓度聚合物体系的稳定性和驱油效果进行了评价，并且对喇嘛甸油田应用聚合物体系的浓度和相对分子质量进行了优选。

1 性能评价1.1 黏度稳定性1.1.1 试验原料和试验步骤(1)主要试验原料：高分子聚合物，相对分子质量2589.3万，固相含量90.53%，水解度20.2%。

喇嘛甸油田北西块二区聚合物驱油见效分析

应用技术
ＣｈｉｎａｓｃｉｅｎｃｅａｎｄＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＲｅｖｉｅｗ
●－
喇嘛甸油田北西块二区聚合物驱油见效分析
吴庆华
（大庆油田采油六厂第二油矿地质队黑龙江大庆１６３０００）
大庆油田喇嘛甸油田北西块二区位于喇嘛甸油田北块西部，地质储量９４５ ×１０４ｔ，含油面积７．０Ｋｉｎ２，平均有效厚度９．５ｍ，孔隙体积１８７５ ×１０４ｍ。，有效厚度９．５ｍ，渗透率０．５１７ｕｍ２，采用１０６ｍ五点法面积井网，共有注人井２７３口，采出井３３５口，目前处于聚合物驱油见效时期。北西块二区由３７＃断层分为南北两部分，由于断层南北两侧注聚层位及油层性质不同，因此将北西块二区分为北西二断南和北西二断北两部分，断北开采层位葡 Ⅱ卜高Ｉ５，断南开采层位萨 Ⅲ卜针对注入井及采出井的不同情况，各自采取相应的措施可以有效地使聚合
物驱效果进一步提高。通过精细地质分析，我们在高压注水井中选择三类井进
行压裂措施改造：第一类是注水井油层ｌ生质差薄差层多，渗透率低的井，通过压裂措施来增强其渗流能力，从而达到降低注入压力的目的。
均质油层条件下，聚合物驱调整了注入剖面，扩大了波及体积，提高了采收率。最新的研究成果显示，聚合物驱不仅改善流度比，提高波及效率，还可以提高微

喇嘛甸油田三类油层聚驱效果及认识

理论广角
Ｉ ■
ＣｈｉｎａＳＣｉｅｎｃｅａｎｄＴｅｃｈｎｏｌｏｇｙＲｅｖｉｅｗ
喇嘛甸油田三类油层聚驱效果采油六厂试验大队）
［摘要］喇嘛甸油田三类油层属于薄差油层，但其发育广，储量丰富，非均质性强，是喇嘛甸油田聚合物驱的主要接替潜力层。与主力油层相比，具有有效厚度小、表外储层发育，渗透率低，油层发育薄及剩余油分布零散等特点。现场试验表明，三类油层注聚是可行的，为了评价三类油层聚驱效果，总结试验认识，本文从三类油层注采能力、动用状况、见效特点、措施效果、提高采收率幅度等方面综合分析，总结评价了试验聚驱效果及认识，对喇嘛甸油田三类油层合理高效开发具有十分重要的意义。［关键词］三类油层聚合物驱动用状况提高采收率中图分类号：ＴＥ文献标识码：Ａ文章编号：１００９－９１４Ｘ（２０１４）０３ — ０２３０ — ０１
效期长。截止２０１２年９月，试验区聚驱阶段采出程度１２．１９％，比数模预测高４．８８
聚合物驱油实践表明，渗透率变异系数越小，聚驱油井见效时间越晚。水驱示踪剂监测表明，最快推进速度为６．３ｍ／ｄ，而聚合物推进速度在０．５ｍ／ｄ－０．６ｍ／ｄ之间，三类油层聚合物驱推进均衡。与一、二类油层聚驱对比．分别多注０．０１２ＰＶ和０．０２０ＰＶ见到聚合物采出。在注入相同０．５３７ＰＶ时，三类油层采聚浓度仅为２４９ｍｇ／Ｌ，分别比一二类油层低６３８ｍｇ／Ｌ￣４０９ｍｇ／Ｌ，采聚浓度较低。从中间井近２年的连续八次取样资料分析。含水由９６．４％下降ＩＵｓｏ．３％，采

喇嘛甸油田聚驱注入仪表系统优化

３８
油气田地面工程第２９卷第８期（００８２１．）
ｄｉ１．９９ｊｉｓ．０６６９．０００．２ｏ：０３６／．ｓｎ１０ — ８６２１．８０１
喇嘛甸油田聚驱注入仪表系统优化
邢涛大庆油田采油六厂
（）配制站外输母液采用变频压力闭环控制，３注入站通过母液稳压装置调节来液的压力、流量，以保证母液平稳上泵，实现了泵一泵喂液。（）在组合电器（央工作站）的统一调控４中下，通过变频器压力闭环、单井流量调节器及混配比阀的控制，母液及高压水均能自动调节，所有工
摘要：通过对喇嘛甸油田聚驱注入系统
制难，劳动强度大。随着技术的发展，单井注水流
量调节方式由手动改为自动，减轻了员工的劳动强
仪表应用方面分析和论证，解决仪表系统在应用中存在的问题，简化控制原理，降低聚
度，方便了操作维护，提高了管理水平。
（）现场运行设备较多，建设投资大，日常维２修、维护工作较大。
２２一泵多井注入工艺．
驱注入系统计量及自动化仪表投资，提高聚驱注入系统仪表的适应性、准确性和可靠
１前言
喇嘛甸油田自１９９５年进入聚合物驱油技术聚驱大规模工业化推广阶段，聚驱技术已推广应用于油田的五个区块（北东块、北北块、北西块、南中块东部及南中块西部），共有注入井１２５口，注１

喇嘛甸油田莆Ⅰ1—2油层聚合物驱综合挖潜方法

余油潜力进行挖掘。
由于油层尖灭或变差形成某一方向存在剩余油。
２５零散分布差油层型．
原井网注采较完善，但由于油层薄、物性差，再加上原井网井距大，致使较大面积的剩余油动用差或
不动用。
２６顶部剩余油富集型．以正韵律油层为主，油层底部为高水淹、强水洗．顶部剩余油相对富集。
维普资讯
．
６．６
第２１卷
第２期
大庆石油地质与开发
ＰＧ０．Ｄ．．．Ｄ．
２００２年４月
文章编号：１￣３５０】０－０６００１７４ｃ０２２０６－３０．２
喇嘛甸油田葡工１２油层 — 聚合物驱综合挖潜方法
３聚合物驱辅助措施对平面剩余油的
挖潜
对于现井网控制较差的剩余油，主要是在精细地质研究的基础上，通过新钻井、水驱井补孔、原注水
ห้องสมุดไป่ตู้
由于原水驱反九点法面积井网油水井井距比较大，造成水驱后剩余油主要分布在分流线上，或者是现井网下两三口井之间流线没有波及的区域。
关键词：聚合物驱；剩余油分布类型；挖潜时机；综合挖潜方法
中图分类号：Ｔ３７４Ｅ５．６文献标识码：Ｂ
由于隔层原因不能射或断层重新认识后形成的Ｌ
１引言
聚合物驱与水驱相比由于改善了驱替液的性质．同时进行了井网加密，因此能够对水驱后各种类型的

喇嘛甸油田二类油层聚驱调整措施分析

２０１３年２月
大庆Байду номын сангаас 油地质与开发
ＰｅｔｒｏｌｅｕｍＧｅｏｌｏｇｙａｎｄＯｉｌｉｅｆｌｄＤｅｖｅｌｏｐｍｅｎｔｉｎＤａｑｉｎｇ
Ｆｅｂ．．２０１３Ｖｏ１＿３２Ｎｏ．１
Ａｂｓｔｒａｃｔ：ＢａｓｅｄｏｎｔｈｅｇｅｏｌｏｇｉｃａｌｃｈａｒａｃｔｅｒｉｓｔｉｃａｎａｌｙｓｉｓｏｆＢｌｏｃｋＮｏ．１ｉｎＮＥＺｏｎｅｏｆＬａｍａｄｉａｎＯｉｌｆｉｅｌｄ，ｔｈｅｉｍ— ｐｒｏｖｉｎｇｍｅｔｈｏｄｓｏｆｔｈｅｐｏｌｙｍｅｒｌｏｆｏｄｉｎｇｅｆｆｅｃｔｓｆｏｒｔｈｅｓｅｃｏｎｄ — ｏｒｄｅｒｏｉｌｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓａｒｅｐｒｅｓｅｎｔｅｄｔｈｒｏｕｇｈｉｎｔｅｇｒａｔｉｎｇｗｉｔｈｔｈｅｅｘｐｅｒｉｅｎｃｅｓｏｆｔｈｅｃｏｒｒｅｓｐｏｎｄｅｎｔｐｏｌｙｍｅｒ — ｌｏｆｏｄｉｎｇｐｉｌｏｔｔｅｓｔ：ｔｈｅｃｏｎｔｒｏｌｌｅｄｄｅｇｒｅｅｏｆｔｈｅｓａｎｄｂｏｄｉｅｓｃａｎｂｅｅｎｈａｎｃｅｄｂｙｏｐｔｉｍｉｚｉｎｇｔｈｅｗｅｌｌｐａｔｔｅｒｎｓａｎｄｓｐａｃｅｓ；ｃｏｎｓｉｄｅｒｉｎｇｔｈｅｃｏｍｐａｔｉｂｉｌｉｔｙｂｅｔｗｅｅｎｔｈｅｒｅｓｅｒｖｏｉｒｓａｎｄｔｈｅｐｏｌｙｍｅｒｐｒｏｐｅｒｔｉｅｓｉｎｃｌｕｄｉｎｇｒｅｌａｔｉｖｅｍｏｌｅｃｕｌａｒｍａｓｓｅｓａｎｄｃｏｎｃｅｎｔｒａｔｉｏｎｓ；ｆｕｌｌ — ｓｃａｌｅｐｒｏｉｌｆｅｃｏｎｔｒｏｌｔｏｉｍｐｒｏｖｅｔｈｅ

喇北东块后续水驱综合挖潜试验

喇嘛甸油田北东块后续水驱综合挖潜试验研究喇嘛甸油田北东块地区葡I1-2油层在经历聚合物驱以后，已累计增油342.5×104t，目前全区都已进入后续水驱阶段，区块采出井综合含水平均在96%以上，属特高含水期。

从喇8-检P182井密闭取心资料看，葡Ⅰ1-2油层内部非均质性严重，纵向上呈多段水淹特点，由于层内及层间存在严重的渗透率差异，在长期注水开发和聚驱开发后形成了高渗透条带,导致注采井间低效或无效水循环，开采难度增大，现有的挖潜技术已无法满足后续水驱稳油控水的需要。

针对这种情况，为了适应油田“高水平、高效益、可持续发展”的开发方针，在常规措施的基础上，我们提出采用一系列的综合治理挖潜措施（高渗透带定性定量描述、层内封堵、全井封堵射孔炮眼后二次射孔、深度封堵及调剖、油井表活剂吞吐与堵水结合等配套工艺技术），以降低全区的综合含水，增加油层的动用程度，提高区块最终采收率。

这一项目的成功开展，对喇嘛甸油田聚驱后的剩余油挖潜及提高油田采收率具有重要意义，同时对整个大庆油田的后期开发也会起到的一定的指导作用。

1、试验区基本概况北东块综合挖潜试验区位于北东块的北部，北起喇8-18井与喇11-18井连线，南至喇8-20井与喇11-201井连线，区块含油面积2.16km2。

地质储量445.9×104t，可采储量381.69×104t，孔隙体积844.6×104m3，平均砂岩厚度16.3m，有效厚度14.9m，有效渗透率475×10-3μm2。

采用212m五点法面积井网，共有采油井34口（中心井12口）（其中单采井21口，合采井13口），注入井24口，水转油井关井3口，平衡井2口。

该区块于1974年投入开发，1981年对葡I1-2砂岩组油层进行层系调整， 1995年开展了葡I1-2砂岩组油层聚合物驱井网调整，1996年7月14日开始注聚，2000年4月部分注入井转入后续水驱，2000年8月全部转入后续水驱。

三类油层聚驱油井压裂效果及影响因素分析

一
０．２Ｄ［ “ 。
喇嘛甸油田喇８－１８２三类油层注聚试验区２００７年３月开始注聚，开采高 Ⅱ １－１８油层，中心区采用五点法面积井网。注采井距１５０ｍ，平均单井发育砂岩厚度１５．４ｍ，有效厚度６．２ｍ，有效渗透率０．１９２Ｄ，共有注入井ｌ２口，单采井１３口。由于试验区油层具有有效厚度小、表外储层发育、渗透率低、油层发育薄、相变复杂及储层非均质性强等特点，并且井网四向一类连通率只有１７．１％，砂体一类连通率２３．５％，因此实施压裂改造是改善三类油层聚驱效果的有效手段。截止２０１２年１２月，试验区累计实施油井压裂６口，见效井５口，见效率８３．３％。＝、影响三类油层压裂效果的主要因素储层砂体的沉积环境试验区Ｇ１Ｉ１－１８油层属于三角洲沉积，主要以三角洲内外前缘相沉积为主，砂体构成复杂，油层平面形态为厚、薄、分叉等多种组合，这种复杂性有利于对剩余油分布状况的认识和进行压裂挖潜，油井压裂效果一般较好。试验区压裂６ｌｌ油井中，有效期最短２个月，最长２３个月。平均有效期１５．２个月，压裂井累计增油５６１２ｔ，平均日增油１２．１ｔ，单井日增油２．４ｔ（表１）。表１试验区６１压裂油井有效期和累计增油统计表

1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。

喇嘛甸油田某区块聚驱效果分析
【摘要】本文以区块a的聚驱注采井为分析对象，在储层精细描述的基础上，结合动静资料，分析该区存在问题、总结有效治理措施、评价聚驱开发效果，为今后喇嘛甸油田聚合物驱技术的推广应用提供了依据。

【关键词】聚驱剩余油压裂分层
1 某区块a存在问题分析
某区块a剩余油相对富集，见效特征表现为见效时间早、含水下降幅度大，但在采用高浓度聚合物开采的过程中，平面、层间矛盾较为突出，主要存在以下几方面问题：1.1 油层非均质性严重，渗透率级差大
本区块油层平面与纵向非均质性严重，平面上主要以河道砂发育为主，相变复杂，河道砂、心滩、河间席状砂、表外储层及尖灭均有发育；纵向上，河道砂、主体席状砂、表外、尖灭交错分布。

统计该区块注采井渗透率资料，平均渗透率为0.37μm2。

各沉积单元间渗透率差异较大，渗透率级差为2.8，存在单层突进问题。

1.2 部分注入井油层发育差，连通差，导致注入困难
通过分析资料得知，本区块有15口注入井，平均日配注24m3，日实注13m3，注入压力14.5mpa，仅比破裂压力低0.38mpa，这15口井平均有效厚度为5.5m，有效渗透率0.4μm2，低于全区37.5个百分点，一类连通厚度2.7m，一类连通率为48.4%，低于全区13.4个百分点。

因此，由于油层发育差，连通差，导致注入困难。

1.3 油层发育好、与周围油井连通好，但注入困难
本区块部分注入井油层发育好、与周围油井连通好，但在聚合物注入的过程中，由于过滤系统精度有限，聚合物溶液中未溶解好的鱼眼及杂质会随聚合物溶液一起注入井内，从而造成近井及炮眼周围油层的孔隙堵塞，引起注入困难，注入压力迅速上升。

1.4 注入高浓度聚合物后，产液指数下降幅度大
由于高分子聚合物在油层孔隙介质中的渗流阻力增加，因此，随着注入时间的延长，产液指数逐渐下降。

2 治理措施及效果分析
虽然注入高浓度聚合物后，注入井的吸水状况得到一定改善，由于油层层间渗透率级差的存在，导致部分注入井的吸水状况仍然存在较大差异。

为改善层间吸水状况，共对8口注入井进行分层注水，分层后吸水剖面提高了注入效率，改善了注入液沿高渗透层部突进现象。

例如：某井b是一口笼统注入井，注聚3个月后，吸水剖面显示，萨iii4-71-4层段相对吸水量为93.62%，萨iii8～iii9+10层段相对吸水量仅为6.38%，存在单层突进现象；从横向图可以看出：该井各层段内各级水淹交错分布，且具有3.0m的稳定隔层。

于2009年5月将该井分为萨iii4-71-4和萨iii8～iii9+10两个层段注水。

分注后，低渗透层段萨iii8～iii9+10相对吸水量增加39.75个百分点，高渗透层段萨iii4-71-4相对吸水量下降39.75个百分点，有效地控制了注入液沿高渗透层突进现象。

2.2 针对油层发育差、吸水差的注入井，采取压裂措施
由于油层本身发育较差或与周围采油井连通较差，导致部分注入井压力上升速度过快，部分沉积单元吸水差，为改善这部分油层的吸水状况，提高低渗透部分的吸水能力，共对15口注入井采取压裂改造措施，压裂后，平均单井日配注24m3，日实注23m3，注入压力11.43mpa，下降了3.1mpa，吸水剖面得到改善，低渗透部位的相对吸水量提高20.8个百分点，高渗透部位的相对吸水量降低30.1个百分点。

例如：某井c是一口笼统注入井，本井在注入高浓度聚合物4个月后，出现注入困难情况，注入压力升至13.4mpa，比全区平均压力值高4.0mpa，配注25m3/d，实注16m3/ d，出现吸水差完不成配注情况。

该井萨4+5（萨iii4-71-2）沉积单元主要发育为席状砂和表外，相对吸水量为56.78%，该井与周围井多为二类连通，并且该层段为中水淹。

萨iii4-8沉积单元主要发育为河道砂体，该沉积单元相对吸水量仅为41.05%，与周围采油井多为二类连通，且该层段低水淹厚度为0.4m，中水淹厚度为2.3m。

2009年9月对该井的萨iii4+5（4-71-2）和萨iii4-8两个沉积单元分别采取普压和多裂缝的压裂方式进行压裂改造。

压裂后，日配注25m3，日实注26m3，能够完成配注要求，注入压力下降3.5mpa，吸水剖面相对均匀，低吸水层段相对吸水量增加26.26个百分点，高吸水层段相对吸水量降低29.35个百分点。

2.3 针对油层发育好、连通好的注入井，采取酸化解堵措施
本井区部分注入井油层发育好、与周围油井连通好，但在聚合物注入的过程中，出现近井地带堵塞，引起注入困难，注入压力迅速上升，为改善这部分油层的注入状况，共对12口注入井采取酸化解堵措施，措施后，平均单井日配注38m3/d，日实注39m3/ d，注入压力下降了2.4mpa。

例如：某井d是一口笼统注入井，以河道砂沉积为主，一类连通率为83.2%，高于全区21.4个百分点。

注聚6个月后，日配注55m3/d，日实注25m3/d，注入压力迅速上升到13.9mpa，比全区高3.84mpa。

为改善油层的注入状况，2010年3月采取酸化，酸化后，日注入量增加了30m3/d，压力下降了2.0mpa。

（4）针对产液指数下降幅度大，选择中低渗透部分压裂
针对该井区产液指下降幅度较大的8口采油井采取压裂措施，改善低渗透部位的渗流条件，加大见效程度，增加有效产液，压裂后初期平均单井日增液26t，日增油5t，含水下降2.7个百分点，液面上升616m。

3 认识与结论
（1）油层发育、剩余油分布、井网控制程度及连通状况是决定见效幅度的重要因素。

（2）对层间差异大且具有稳定隔层的注入井采取分层措施，可提高非均质油层注入效率；
（3）对连通差、发育差、吸水差的沉积单元，实施注入井压裂，可提高低渗透部位的吸水能力；
（4）见效后，针对油井产液指数下降快的实际，适时选择中低渗透部位压裂，可提高油层动用程度。