（油气田开发工程专业论文）侏罗系中高含水油藏注聚调驱技术应用研究.pdf

英文摘要 s u b j e e t ： s p e c i a l i t y ： n a m e ： i n s t r u e t o r ： a s t u d yo ri n j e c t i o np o l y m e ri nh i g hw a t e ro i lf i e l do fz h u l u o o i l g a se x p l o i t a t i o ne n g i n e e r i n g h e p u c j h a u n n g u s h 。e g n 9 1 9 ( “s a i g u n a n t l u r e ! ! ；l ! i i i i ；! i 逝) 垡型必毖 a b s t r a c t a tt h em i d d l ea n dh i 曲w a t e rc u ts t a g ei nt h el o n g d o n gz h i3 r do i lr e s e r v e ，b e c a u s eo f r e s e r v o i rh e t e r o g e n e i t ya n dv i s c o u sd i f f e r e n c eb e t w e e no i la n dw a t e r , w a t e rc u tr i s e sm o r e q m c k l ya n do u t p u td e c r e a s e ss h a r p l y i n2 0 0 2 ，b a s e do nt h ea d j u s t m e n te x p e r i m e n to f i n j e c t i o n p o l y m e rt od i s p l a c eo i l a n de s t a b l i s h m e n to fr e a s o n a b l ei n j e c t i o n p a r a m e t e r s ，i n j e c t i o n p r e s s u r eg o e su po b l i v i o u s l ya n dw a t e rd i s p l a c e m e n tp l o ti m p r o v e se f f e c t i v e l y a sar e s u l t ，t h e a c c u m u l a t i v eo i lr a t ea d d s1 2 7 4 4ta n dt h eo i lr e c o v e r yi m p r o v e s7 3p e r c e n t t h es u c c e s s f u l a p p l i c a t i o no fi n j e c t i o np o l y m e rt od i s p l a c eo i lt e c h n i q u e so b t a i n sp r e f e r a b l ee c o n o m i ce f f e c t ， w h i c hc a ng u i d et h es i m i l a rr e s e r v o i rt od e v e l o pr e a s o n a b l ya n dq u i c k l y t o p i cw o r d s ：i n j e c t i o np o l y m e rl o n g d o n gz h i3 r do i l r e s e r v e a p p l y i n ge f f e c t e s t i m a t e t h e s i s ：f u n d a m e n ts t u d y ( t h ep a p e ri ss u p p o r t e db ys c i e n c er e s e a r c hf o u n d a t i o no f x i a l ls h i y o uu n i v e r s i t y ) 1 1 1 学位论文创新性声明 本人声明所呈交的学位论文是我个人在导师指导下进行的研究工作及取得的研究成 果。尽我所知，除了文中特别加以标注和致谢中所罗列的内容以外，论文中不包含其他 人已经发表或撰写过的研究成果；也不包含为获得西安石油大学或其它教育机构的学位 或证书而使用过的材料。与我一同工作的同志对本研究所做的任何贡献均已在论文中做 了明确的说明并表示了谢意。 申请学位论文与资料若有不实之处，本人承担一切相关责任。 论文作者签名：盥b 强；矽。岁5 f ( 学位论文使用授权的说明 本人完全了解西安石油大学有关保留和使用学位论文的规定，即：研究生在校攻读学位期间论 文工作的知识产权单位属西安石油大学。学校享有以任何方法发表、复制、公开阅览、：借阅以及申 请专利等权利。本人离校后发表或使用学位论文或与该论文直接相关的学术论文或成果时，署名单 位仍然为西安石油大学。 论文作者签名 导师签名 幽 粼也 日期：咿妒王，刍，侈 日强l 竺! 呈3 ； 多 第一章前言 1 1 国内外注聚技术的发展 第一章前言 2 0 世纪6 0 年代逐步发展起来的三次采油技术名目繁多，但到目前为止，理论研究方 面最为深入且应用最为广泛的当为聚合物驱油技术，其主要经历以下几个发展过程。 第一阶段：在注入水中加入单纯的高分子聚合物，如p a m 、k h p a m 、n a h p a m 等聚合物， 相对分子量在1 0 一1 5 万，投加浓度为1 0 0 5 0 0 m g l ，缺点是水溶性差，提粘幅度小，且易 发生热降解、剪切降解和氧化降解等。 第二阶段：聚合物改为超高分子量、易溶于水的聚合物，其相对分子量在1 5 0 0 2 0 0 0 万，投加浓度为1 0 0 5 0 0 m g l ，提粘幅度大为增强，缺点是抗盐、抗热、抗剪切能力差。 第三阶段：聚合物发展到生物聚合物，如x c ( 黄原胶) 、h e c ( 羟乙基纤维素) 等， 抗剪切、抗盐能力增强，缺点是成本高，抗温能力较弱。 第四阶段：注聚技术从一元驱发展到复合驱，即用两种或两种以上化学驱油剂来组合， 常见的有聚合物+ 碱( 稠化碱驱) ，聚合物+ 表面活性剂( 稠化表面活性剂驱) ，聚合物+ 表面活性剂+ 碱( a s p 三元复合驱) ，该体系对剩余油采收率是一元驱的5 一1 0 倍，具有较 好的界面活性，热稳定性、抗盐、抗剪切能力进一步得到提高，是目前国内外应用最广、 较为成熟的一种注聚驱油技术。 长庆老油田注水开发经历了三十年历史，目前已进入中高含水生产期，多数区块综合 含水己超过6 0 。9 0 年代初，油田采用数值模拟技术对已开发区块进行了全面的三次采油 潜力评价，选择具有代表性的侏罗系延安组和直罗组地层岩心在相应地质条件下进行了注 化学剂强化采油物理模拟研究。 在室内研究的基础上，1 9 9 6 - 2 0 0 0 年在马岭中区岭2 6 6 井组进行了单井注聚合物试验， 累计注入低水解度聚合物干粉8 0 吨，液体段塞量1 1 3 4 0 0 m 3 。井口压力由9 m p a 上升到 1 6 m p a ，视吸水指数由1 0 m 3 ( d m e a ) 一f f 降到2 m 3 ( d ，m p a ) ，并经历了近7 年时间，目前仍保 持在较低水平。注聚合物后井组平均含水率降低了1 1 个百分点，日产油量由4 吨上升到6 吨，产出液含盐量明显上升。试验井组中有2 口油井保持了4 年的有效期。 但新岭2 6 6 井注聚试验有明显的缺陷：一是选择的高分子聚合物，水溶性较差，需经2 4 小时以上的 溶胀时间，才能分散均匀，给现场药品配制带来不便；二是聚合物提粘幅度小，抗剪切、 抗盐能力差，溶液经注水流程各个部位剪切后，粘度损失较大，且遇高矿化度地层水时粘 度降低幅度大。三是部分注聚流程设施配置不合理，如使用剪切较大的高速旋转搅拌机、 注水泵等，易造成粘度损失；四是注入水水质未经严格的灭菌、降矿化度处理，也存在细 菌、矿化度高对粘度有降解作用。且由于当时聚合物注入工艺流程复杂、投资费用过高， 未能进一步推广。 陇东特低渗透油田由于具有储层物性差、非均质严重、层间矛盾突出、自然能量低等 两安石油大学硕士学位论文 特点。随着油田开发含水率的逐年上升，加剧了储层物性差异和严重非均质对生产的不利 影响，使低渗油藏的生产局面更加复杂，马岭油田直3 油藏就是其中的一个特例。 长庆老油e f f 注水开发经历了三十年历史，目前己进入中高含水生产期，多数区块综合 含水已超过6 0 。9 0 年代初，油田采用数值模拟技术对已开发区块进行了全面的三次采油 潜力评价，选择具有代表性的侏罗系延安组和直罗组地层岩心在相应地质条件下进行了注 化学剂强化采油物理模拟研究。 在室内研究的基础上，1 9 9 6 2 0 0 0 年在马岭中区岭2 6 6 井组进行了单井注聚合物试验， 累计注入低水解度聚合物干粉8 0 吨，液体段塞量1 1 3 4 0 0 m 3 。井口压力由9 m p a 上升到 1 6 m p a ，视吸水指数由1 0 m 3 ( d m p a ) 下降到2 m 3 ( d m p a ) ，并经历了近7 年时间，目前仍保 持在较低水平。注聚合物后井组平均含水率降低了1 1 个百分点，r 产油量由4 吨上升到6 吨，产出液含盐量明显上升。试验井组中有2 口油井保持了4 年的有效期。 但新岭2 6 6 并注聚试验有明显的缺陷：一是选择的高分子聚合物，水溶性较差，需经2 4 小时以上的溶胀时间，才能分散均匀，给现场药品配制带来不便；二是聚合物提粘幅度小， 抗剪切、抗盐能力差，溶液经注水流程各个部位剪切后，粘度损失较大，且遇高矿化度地 层水时粘度降低幅度大。三是部分注聚流程设施配置不合理，如使用剪切较大的高速旋转 搅拌机、注水泵等，易造成粘度损失；四是注入水水质未经严格的灭菌、降矿化度处理， 也存在细菌、矿化度高对粘度有降解作用。且由于当时聚合物注入工艺流程复杂、投资费 用过高，未能进一步推广。 马岭南一区是马岭油田主力区块之一，含油层系主要有直罗组( 主要生产直3 和直5 ) 和延安组( 主要生产延9 和延1 0 ) 。从1 9 7 0 年首次在岭5 井延9 层获得工业油流以来，该 区一直以开发延安层为主，直罗组仅在局部井点解释有效厚度，没有试油和投产。1 9 9 6 年 1 0 月，调整井南11 1 3 2 井在补射直3 层时获日产纯油5 l m 3 ，展示了直罗层的巨大潜力。 从1 9 9 6 年1 1 月到1 9 9 8 年为依靠自然能量开发期，1 9 9 8 年以后为注水开发期。直3 2 油藏 含油面积4 4k m 2 ，动用地质储量2 6 5k m 2 ，平均油层厚度6 2 m ，自1 9 9 7 年建成1 2 x1 0 4 t 产能开发以来，一直处于高速开发，1 9 9 7 1 9 9 8 年地质储量采油速度在6 以上，目前仍 在3 0 5 ，采出程度达到1 8 5 ，综合含水6 8 3 ，已进入中高含水期。由于油层渗透性 好，单井产液强度普遍很大，目前平均单井日产液2 9 3 m 3 ，平均采液强度4 7 3m 3 m d 。加 之所处构造位置、物性差异、堵塞状况等因素引起的不平衡性，导致1 2 口井含水上升速 度加快，去年平均含水上升2 6 个百分点，影响r 产油量下降7 2 t ，这些井主要分布在南 1 0 1 2 3 、南9 1 5 和南8 1 5 井组。根据马岭油田南一区直罗地层特征，开采现状和剩余分 布，筛选适用的表面活性剂，提高注入水粘度，降低油水粘度比。降低最终含水上升率， 提高采收率。 马岭油田直3 油藏于1 9 9 6 年1 0 月在南1 0 一1 5 井上发现，通过1 9 9 7 1 9 9 8 年的滚动建 产，建成产能1 2 万吨，并于1 9 9 8 年4 月转入注水丌发。近几年，这个小而肥的油臧一直 保持着较高的采油速度，目前地质储量采出程度已达2 6 7 ，含水7 7 1 ，采油速度仍然 第一章前言 保持在2 4 左右，总体开发效果较好。但从2 0 0 1 年6 月起，由于该油减含水上升加快， 产量递减幅度大，严重影响到马岭油田的稳产，为了能扼制住这一趋势，从2 0 0 2 年5 月 起，在该区实施注聚试验，以期能减缓递减，实现控水稳油的目的，通过两年多的现场试 验，取得了一定的效果和认识。 本文主要介绍在数值模拟和物理模拟研究的基础上，通过对陇东直3 油藏实施注聚合 物驱油试验进行适应性评价，对现场试验情况及应用效果进行分析，说明陇东直3 油藏注 聚驱油取得了较好的增产效果，对同类油藏的高效开发具有指导意义，因此撰写本文，以 供大家商榷、借鉴。 两安石油大学硕士学位论文 第二章陇东直3 油藏开发现状 2 1 适应于陇东侏罗系中高含水期注聚调驱技术研究 2 1 1 高渗低盐油藏 高渗低盐油藏主要有马岭的南一区直3 油藏，油层埋深1 2 0 0 m ，分为直3 1 直3 3 三个 小层，油层厚度2 5 3 5 m ，直3 1 砂层不发育，直3 2 为主要含油层，砂层分布稳定，连片性 好，据对2 l 口油井直3 2 的重新解释，平均有效厚度7 1 m 。由于河流侧蚀作用，河道中心 部位砂层厚度大，以细中砂为主。砂体条带两侧砂层厚度减小，颗粒变细。为中细粒长石 质石英砂岩，颗粒细砂含量6 3 ，中砂含量3 0 。胶结物平均含量9 ，其中方解石4 5 ， 水云母3 ，硅质1 5 。粘土矿物以伊利石为主( 7 0 3 ) ，其次为高岭石( 2 4 ) 和伊蒙混 层( 5 7 ) ，胶结类型以孔隙式为主。 孔隙类型为粒间空隙，平均孑l 径1 2 3 5u m ，喉道中值半径7 1 8u m 。在总孔隙体积中， 与大喉和中喉连通的部分占8 5 ，大喉含量大，分布均匀，渗流条件好。直3 2 层平均有效 孔隙度1 8 7 ，平均空气渗透率4 4 8 3 1 0 3 l a m 2 ，最大渗透率超过3 0 0 0 x 1 0 0 l a m 2 ，最小 渗透率不到o 1 1 0 。3pm 2 , 变异系数0 6 3 ，突进系数7 8 6 ，属于中高渗透率和非均质较强的 砂岩油减( 表2 1 ) 。 表21 南一区直3 2 油层物性数据 岩样 渗透率( 1 0 、pm e )孔隙水饱 突进变异 并号 度和度 块数 最大最小平均中值 系数系数 ( )( ) 南1 0 1 4 1 95 2 7 76 4 9 1 9 5 61 7 7 97 2 7 2 南加一1 5 1 4 12 1 9 6 1l2 14 3 1 9 1 8 5 04 9 1 1 南8 1 4 2 4 21 1 3 8 8 0 0 43 9 5 91 8 6 25 92 6 南9 一1 5 1 2 7 3 5 2 31 3 65 5 4 71 9 4 l4 7 ，7 3 平均 1 1 0 3 5 2 3 0 0 4 4 4 8 33 5 1 678 60 6 31 8 75 1 7 岩心水驱油试验结果，油层束缚水饱和度3 3 7 ，等渗点含水饱和度6 3 ，残余油饱 和度3 3 7 ，显示强亲水特征。无水期驱油效率4 1 1 ，最终驱油效率4 9 3 ，油井见效 后含水上升快。 直3 2 地层水型主要为n a h c 0 3 型，矿化度约8 0 0 0 1 7 0 0 0 m g l ，地层原油粘度 1 1 1 m p a s ，地层温度4 0 。c ，与矿化度高达1 1 0 0 0 0m g l ，原油粘度仅2 9 m p a s ，地层温度 5 0 的延安组油减相比，直3 2 层具有粘性水驱油得天独厚的地质条件。 研究表明，油藏采出流体含水动态很大程度上取决于地层油水粘度比，注入水粘度由 0 7m p a s 提高到4 0 m p a s ，油水粘度比油1 5 9 下降到2 8 ，直3 2 油藏最终采收率可提 第二章陇东南3 油藏开发现状 高7 9 ( 图1 ) 。所以对直3 油层丌发中降低原油粘度或提高注入水粘度是减缓含水上升 和提高采收率的有效途径。 陇东直3 油藏于1 9 9 6 年1 0 月在南1 0 - 1 5 井上钻遇发现，1 9 9 7 1 9 9 8 年通过滚动 f 发， 探明含油面积4 4 k m 2 ，地质储量2 6 5 x1 0 3 t ，建成产能1 2 万吨的开发规模，1 9 9 8 年4 月进 行注水开发。 2 2 油藏特征 一是油藏采出程度低、含水上升速度快止2 0 0 1 年底，地质储量采出程度仅2 33 4 ； 2 0 0 0 年、2 0 0 1 年含水上升率分别为3 1 、26 。 二是油藏埋深浅、温度低、油层厚度大，物性好，但非均质性强直3 油藏埋深 1 2 0 0 m ：地层温度4 0 。c ；砂层分布稳定，连片性好，油层厚度2 5 3 5 m ，平均有效厚度6 2 m ， 最大渗透率 3 0 0 0 1 0 。um 2 ，最小渗透率 1 0 1 0 1 1 1m 2 ，国内推荐渗透率 5 0 1 0 。u m 2 ，而直3 油藏渗透率中值为3 5 1 6 1 0 。= 1 u m 2 ，因此适合于聚合物驱油。 由于聚合物总是优先进入大孔道、高渗层的，如果储层分布较均质，注水驱就会获得 较高的采收率。而直3 油藏变异系数o 6 3 ，突进系数7 8 6 ，属中高渗、非均质砂岩油藏， 注聚合物就可以封堵大孔道、高渗层，使小孔道、低渗层的潜力得到发挥。 3 2 2 注采井网完善，剩余地质储量大 直3 油藏为不规则反九点法井网，井距相对较小( 一般为3 2 0 米) ，止2 0 0 1 年底共有 采油井3 0 口，注水井1 0 口，注采系统较为完善；综合含水仅6 7 o 、剩余可采地质储量 约2 0 3 1 0 t ，因此注聚驱油潜力较大。 3 2 3 油藏温度、水油流度比及地层吸水能力适合注聚 a p i 推荐的注聚油减温度( 9 3 3 。c ，而直3 油藏地层温度4 0 ，远远低于注聚温度上 限：一般情况下，水油流度比1 时，注水驱油效率较高；当水油流比 l 时，注入水会呈 指状突进，造成扫油面积下降，直3 油藏水油流度比约1 1 ，因此中高含水期驱油效率较低； 直3 油藏平均注水压力l o m p a ，平均视吸水指数4 5 m 3 d m p a ，地层破压2 0 m p a ，因注水压 力低、吸水能力强，为注聚驱油提供了较好的自然条件。 3 3 效益预测 1 、注粘性水期间，注入压力出现爬坡式上升，并保持3 年不出现明显下降。 2 、试验结束时，井组平均含水率下降5 个百分点，增油1 0 0 0 吨。 3 、按照每吨原油销售价2 0 2 2 元计算，除去药品、地面设备折旧及维修费，平均每井 组获纯利6 0 万元。 西安石油大学硕士学位论文 3 4 聚合物性能评价 表3 1 直3 油藏模拟驱油试验结果 岩心编号 k ( 10 分)s o i ( 1s o r ( 1 水驱油效率( )粘性水驱油效率增加( ) t 0 l1 6 8 86 4 2 54 3 5 73 2 ，1 81 6 0 9 t 0 23 8 95 7 2 83 0 184 731 3 5 1 t 0 31 4 54 7 6 23 1 7 53 3 3 32 3 8 1 t 0 42 1 15 4 9 64 4 1 8 】9 6 】+ 3 1 2 7 备注：“+ ”为含水率达5 0 时转注粘性水的驱油效率其余为含水率达9 8 时转注桔性水的驱油效率。 3 4 1 驱油效率 从直3 油藏岩芯模拟驰油试验看出：注粘性水比单纯注水可提高驱油效率1 3 2 3 个 百分点。 3 4 2 增粘能力 图3 4 h p a m 浓度一粘度关系曲线图 从经济效益看：选择高分子量的聚丙烯酰胺，浓度8 0 0 1 0 0 0 m g l 、溶胀 时间6 小时以上，粘度可达到1 6 7 2 1 5 m p a s 。 3 4 3 抗盐敏 高分子量的聚丙烯酰胺对盐度有较高的敏感性，粘度随矿化度的增大而降低，直3 油 图35 含盐量对h p a m 粘度的影响图 0 第三章聚合物驱油原理及适用性分析 图3 6h p a 埘抗剪切性能 藏注入水矿化度为2 0 0 0 0 m g l ，对液体的配置粘度影响不大。 3 4 4 抗剪切性能 用六速旋转粘度计在剪切速率5 1 1 1s 下，测定一元驱( 纯聚) 、二元驱( 聚合物+ 碱) 、 三元驱( 聚合物+ 碱+ 表活剂) 溶液的抗剪切性，均较差，相对而言，三元驱溶液6 0 m i n 的 粘度损失率约4 2 6 。 同时将秘化水溶液以o 1 c m h n i n 0 ，8 e r a r a i n 的速度通过岩心，粘度保留率小于7 5 ， 说明地层孔隙对聚合物的剪切降解严重。 表32p a i d 溶液在地层中的剪切降解试验 ko浓度 不同渗流速度( c m m i n ) 下的粘度保留率( ) ( 1 03 l a r n 2 ) ( ) ( p p m )0 10 ，20 40 60 8 2 3 7 02 3 5 01 0 0 01 0 08 1 8 78 1 8 78 1 5 8 1 5 7 21 9 3 51 0 0 01 0 08 l ，4 3 8 0 2 6 3 9 81 6 4 46 0 01 0 08 0 2 57 9 0 67 9 2 6 6 31 4 2 76 0 0l o oi o o9 9o o8 2 8 07 5 1 0 3 4 5 热稳定性能 将聚合物溶液置于5 0 。c 恒温下放置一月，粘度保留率仍为1 0 0 ，表明聚合物热稳定 性能良好。 表3 3 聚合物热稳定性评价结果 撤时b - i f 击拈度f 血a s )粘崖僳窘骞f )缺r m f d 艳度t n 盛j )轱度限窖塞( * ) 0z 3d 1 一 蚯盈o d蜘1 52 z 剐0玛翻l d1 0 $ 1 72 3 o r簟5z l拍7 11 0 5 6 1 g2 t n1 0 59到2 置s l o t 1 32 55 日1 0 0r盈2 d “i q o 1 西安石油大学硕士学位论文 3 4 6 渗滤性 测定浓度1 0 0 0 p p m 、含盐量3 2 3 9 l 的聚丙烯酰胺溶液，其过滤系数不大于1 2 0 ( f 常范围 磁批。弛 厂，7 乡，- ，。 01234567891 01 11 2 累积过滤时间，m r t 图3 8 t l p , i a 聚合物渗滤曲线 表3 7 粘性水在岩心中的渗流参数 k由 浓度 w l p 九w 2r fr r f 1 0 。3um 2 m g l 1 0 1 um ：m p a s 1 5 7 21 9 3 51 0 0 02 9 2 81 6 8 29 6 5 l17 4 13 0 3 3 9 8 1 6 4 4 6 0 0 5 4 1 859 51 6 4 29 1 03 3 0 6 3 1 42 76 0 01 3 ，3 50 6 04 8 52 2 2 527 5 3 6 3 参数选择 根据粘性水驱油技术原理和岭2 6 6 注聚合物实践经验，驱油剂的注入半径不小于2 0 m ， 日注量与常规注水量相等，注入压力不大于地层破裂压力的8 0 。据此计算南1 0 5 配的总 注液量约为8 0 0 0 m 3 ，注入时间5 0 天，南1 0 1 2 3 总注液量约为1 6 4 4 m 3 ，注入时间1 9 天。 根据粘性水驱油原理，当注入流体到达地层深部后，其粘度应接近于原油的地层粘度。 聚合物溶液是典型的假塑性流体，在地层内的有效粘度是随注入距离的增大而上升的。表 5 示出根据上述参数计算的驱替期间油层压力分布，k p 为距井眼融处的油藏压力与井底 流压之差。可见在距井眼2 0 m 处，注入流体的粘度已接近于直3 层原油的地层粘度，注 入压力也将上升1 2 9 m p a 。但若考虑到地层岩石的非均质性，注入地层的流体实际上主要 衙扣加o 0繇堆嚣一氍隧 菌安石油大学硕士学位论文 是沿高渗透大孔道推进，这时由于流速减缓，注入流体的粘度将高于表中计算值，泵注压 力也将低于表中计算值，这在已经结束的岭2 6 6 井组现场注聚合物试验中已经得到证实。 表3 8 油层压力分布计算结果 距井眼距离( r i l 流体流速( u ) 有效粘度( a )压差( a p ) 备注 mm sm p asm p a o 1l0 4 1 0 。4 2 0o 0 6 地层参数： o 33 4 6 1o - 2 7o 8 6k = 4 0 0 1 0 3um 2 ， o 52 0 8 x1 0 。321 4 7击= 1 8 7 ，h = 7 1 m 。 1 o10 4 1 0 5 3 82 4 7粘性水参数： 30 3 4 6 1 0 45 24 _ 8 9浓度6 0 0 m g l 单井日 5 o2 0 8 l o 。o6 o6 4 8 注量4 0 m 。 1 0 10 4 x 1 0 67 39 2 7 k = 2 4 8 5 m p a s “，n = 0 7 2 ， 2 0 5 2 0 1 0 “8 ，91 2 9 囡盐敏效应羽1 地层机械 3 03 4 6 xl o “9 91 54 剪切所引起的粘性水粘 5 0 2 0 8 1 0 “1 1 41 9 4 度降低率3 3 。 3 6 4 注入方式 ( 1 ) 注前置液：注1 的k c i 盐水，共注5 天，以防粘土膨胀。每天共配4 罐( 南 1 0 1 2 3 井3 罐) 液体，每罐加4 0 0 k g ( 南1 0 1 2 3 井3 0 0k g ) 的k c i 。配液时进行搅拌、 循环至完全溶解，每袋k c l 配液时注意慢慢加，要求每袋倒入罐内的时间不少于3 0 分钟。 且配液时进水阀门要开小，进水时间控制在4 0 分钟以上，以防止卸压。 ( 2 ) 注粘性水：在前置液段塞之后紧接6 0 0 l 浓度粘性水工作液，共注5 0 天( 南 1 0 1 2 3 井1 9 天) 。每天共配4 罐液体( 南1 0 1 2 3 井3 罐) ，每罐加2 4 k g ( 南1 0 - 1 2 3 井1 8 k g ) 的聚丙烯酰胺。配液时进行搅拌、循环至完全溶解，每袋聚丙烯酰胺配液时注意慢 慢加，要求每袋倒入罐内的时间不少于3 0 分钟；且配液时进水阀门要开小，进水时间控 制在4 0 分钟以上，以防止卸压。 ( 3 ) 恢复正常注水。 3 6 5 直3 油藏注粘性水效果分析 自2 0 0 2 年5 月1 3 同至2 0 0 2 年7 月2 5 日，首先在南9 1 5 、南9 - 1 6 、南8 - 1 5 、南7 一1 6 注水井上进行第一阶段浓度为6 0 0 m g l 注粘性水试验，从2 0 0 2 年9 月8 同至2 0 0 2 年1 0 月1 9 日，在南9 1 5 、南7 1 6 进行了第二阶段的浓度为6 0 0 m g l 注粘性水试验。南1 0 1 2 3 注水井于2 0 0 2 年6 月2 5f i 进行浓度为8 0 0 m g l ( 9 月2 7 日后为1 0 0 0 m g 1 ，1 0 月1 6 日后 9 0 0 m l ，1 0 月2 2 日后1 0 0 0 m g 1 ) 注粘性水。截止2 0 0 2 年1 1 月1 日，5 口注水井累计 注粘性水量2 1 4 9 0 立方米( 见表7 ) 。经注稠化水，水井油套压明显升高，与注稠化水前 相比，5 口井平均油压由3 2 m p a 上升到6 9 m p a ，目前油压为6 7 l p a 。 6 第三章聚合物驱油原理及适用性分析 表3 9各试验井稠化水注入参数 注前情况注后情况目前情况段 累计 油 视吸水 油 视吸水指油视吸水日注 粘度 塞 注水 井号注水日期半u 压指数压数压指数水m 径 m p am 3 d m p am p am 3 d m p am p am 3 d m p a m 3 d m p a smm 3 南7 一1 65 1 3 72 5 1 02 770o45 50 31 51 0 2 82 01 7 2 0 南8 1 5 5 1 3 7 2 51 23 37 00 38 0o 32 01 02 81 81 5 6 4 5 1 3 7 2 53 o2 68 50 81 0 一2 8 3 0 4 6 9 5 南9 1 5 8 81 o8 4 9 2 6 1 0 1 8 65 l ，3 8 9 0 91 0 1 62 53 2 8 7 5 1 3 7 ，2 5 1 51 3 5 。o o 5 1 0 2 8 1 71 2 9 8 南9 1 66 5o 53 0 92 6 1 0 1 8550 46 50 41 0 1 61 51 0 4 6 南 6 2 5 8 32 63 87 51 38 一1 82 44 3 1 2 4 82 11 0 0 1 0 1 2 3 92 6 一1 1 64 52 24 82 11 2 3 2 3 7 5 3 6 9 表3 9 为各试验井注入动态。可以看到各井在开注稠化水约2 0 天内地层吸水能力下 降较快，而在恢复注水之后吸水能力也都能继续稳定在较低水平。吸水能力的这种变化趋 势表现出常规聚合物驱替的典型特征。这是由于当聚合物溶液在一定压力下进入孔隙介质 时，原来呈卷曲状态的聚合物分子线团会被拉伸成线形分子而高速通过狭窄的喉道。通过 喉道后，由于流速减慢又会恢复成线团状态，从而滞留于地层孔隙中。正是由于聚合物分 子对注入流体的这种“阻力”作用，使得常规聚合物驱替的井口压力呈现出爬坡式上升趋 势。当恢复水驱后，已经滞留于地层孔隙中的聚合物大分子非经过大量的注水冲刷不会从 地层孔隙中退出。下是由于聚合物分子对注入流体的这种“残余阻力”作用，使得聚合物 驱替具有相当长的有效期。 2 0 0 2 年8 月中旬对存在高渗透吸水带的南9 1 5 井和南1 0 1 2 3 井所做的吸水剖面测 定结果显示，注稠化水后南9 一1 5 井直3 2 层下步吸水能力明显减弱，吸水层厚度由9 2 米 减小为2 5 米；南1 0 1 2 3 井吸水层厚度由4 0 米减小为1 9 米( 表9 ) ，说明稠化水有效 的限制了目的层内高渗透带。 表3 1 0注入井吸水剖面资料 注水井测试日期吸水层段( 米)吸水层厚度( 米)吸水比( ) 2 0 0 2 31 4 1 2 3 6 6 1 2 4 1 3 4 73 1 2 1 2 4 16 1 2 4 6 14 56 8 8 南9 1 5 1 2 3 8 5 - 1 2 4 0 1167 7 2 2 0 0 2 8 1 5 1 2 4 3 5 - 1 2 4 4 40 92 2 8 2 0 0 i 7 2 91 1 3 8 1 1 1 4 2 i 4 01 0 0 南1 0 1 2 3 2 0 0 2 8 1 51 1 4 0 0 1 1 4 1 9 1 9 1 0 0 3 6 6 产出动态分析 与马岭南一区直罗层5 口注水井对应的采油井共有2 4 口，除了南l o 一1 5 和南8 一1 7 西安石油大学硕士学位论文 井在试验过程中因实施小套管修井、补孑l 大型作业而成为无对比资料井外，可参加效果评 价的共2 2 口，以下予以分别叙述。 南9 - 1 4 2 、南8 - 1 3 2 、新南9 1 4 和南9 - 1 4 1 井为南9 1 5 井组4 口生产井。南9 - 1 4 2 飞 三! ：一 _ _ _ p _ 一 20。1。一一1 一一 2 0 0 21 234567891 01 1 图3 9 南9 - 1 5 井组单井含水变化曲线 井2 0 0 2 年3 月压裂直3 油层，到7 月底含水率由5 4 上升到7 0 。由于井间干扰，与南 9 1 4 2 井相邻的南8 1 3 2 、新南9 1 4 和南9 - 1 4 1 井含水率也快速上升，到8 月底分别由 4 2 7 、4 1 5 和8 4 上升到4 5 9 、5 8 9 和9 0 。9 月初注稠化水见效后，4 口井含水率 逐渐下降，目前分别为6 3 8 、3 0 7 、5 4 和8 5 7 。说明所存在井间干扰因素已得到部 分控制。 南8 1 5 1 、南8 一1 5 2 、南8 一1 4 1 和南8 1 4 3 井为南8 1 5 井组4 口采油井。本井组由 于注入水沿西北一东南方向推进加快，注稠化水前南8 1 5 1 井含水率由年初的7 8 8 上升 到8 9 2 。注稠化水见效后，含水率呈缓慢下降趋势，目前含水率为7 2 5 。南8 1 5 2 、 南8 - 1 4 1 和南8 1 4 3 井于2 0 0 2 年上半年含水率上升都较快，7 月一8 月注稠化水见效后，3 口井的含水率上升速度明显趋缓，目前基本保持平稳。 南9 一1 5 3 井为南9 一1 6 井组1 口生产井。2 0 0 2 年以来含水逐月上升，到5 月初达7 4 。 7 月初注稠化水见效后含水快速上升趋势明显缓解。 南9 - 1 5 3 井为南9 1 6 井组1 口生产井。2 0 0 2 年以来含水逐月上升，到5 月初达7 4 。 7 月初注稠化水见效后含水快速上升趋势明显缓解。 r 鲫 鲫 如 卸们”鲫驰如肋蛐如 第三章聚合物驱油原理及适h j 性分析 南1 0 一1 3 、南1 0 1 4 、南1 0 1 3 1 、南1 0 1 2 2 、南1 1 1 3 3 和南1 5 7 4 井同属南l o 一1 2 3 图31 0 南9 1 5 3 井含水变化曲线 井组，由于井组南北存在构造高低差异和物性好坏较差，南部井长期采液量大，导致注入 水向南推进加快，井组含水上升幅度大，到2 0 0 2 年第二季度，含水率依次为2 6 1 、1 0 0 、 6 5 8 、7 9 7 、8 0 0 和7 6 9 ，注稠化水后已分别降为2 2 8 、9 6 0 、5 6 6 、7 1 1 、 7 7 4 和7 2 7 。这说明本井组所存在的平面矛盾已初步得到控制。 烈婴一 4 0 2 0 8 一立圳l _ h 。 ! 竺：，一 + _ _ o _ _ p 1 南1 0 - 1 2 2 _ _ 一d p - _ _ _ _ _ 南1 1 1 3 3 d p - - p _ p 塑! ! ；= ! 朴一 一一_ l 一- j i 一- 一一一l 一 2 0 0 212 34567 891 01 1 图3 1 1 南1 0 - 1 2 3 井组单井曲线变化图 表1 0 为各采油井试验前后动态资料对比，可见在所评价的2 2 口采油井中已经见到 驱替效果的有1 5 口，其基本特点是上半年含水率快速上升趋势得到缓解或者转变为下降 0。一2 0 o e 0 0 0 o 0 ；l 3 2 鲫肋蚰蚰如加趵加 两安石油大学硕士学位论文 趋势。开始见效时间约在开注稠化水后第5 0 天一第1 3 0 天。 表3 ”试验区生产井实验效果一览表 见效前生产动态目前生产动态见效距开 扑号 阿产液川产油含水日产液臼产油含水 注稠化水备注 ( m 。d )( t d )( )( 一d )( t d ) ( ) 时间( d ) 南71 6 l1 4 2 41 8 9 8 271 3 4 7 0 9 0 9 2l 未见效 南8 1 5 1 1 7 3 l 1 5 8 8 9 ，2】5 6 0 3 6 2 7 2 5 6 0 南8 - 1 4 12 0 2 5 7 4 55 6 22 0 4 349 7 7 2 4 6 0 南8 1 5 南81 4 2 2 9 8 65 5 57 392 8 9 239 28 3 9 未见效扑纽 南8 - 1 4 3 1 8 4 l2 0 l8 7 01 80 91 8 78 7 21 3 0 南8 1 5 23 7 9 460 28 1 33 6 3 64 8 88 4 05 0 南8 1 3 22 3 6 50 0 4 462 3 2 8 1 4 9 82 3 46 0 新南91 4 2 2 9 77 9 35 892 3 5 787 7 5 5 。0 1 2 0 南9 1 4 l 2 4 8 71 9 19 0 82 6 6 932 l8 577 0 南9 一1 5 、 南9 - 1 4 2 3 67 591 l7 0 73 88 21 1 6 l6 4 58 0南9 1 6 南9 1 5 2 4 1 _ 4 l1 6 9 75 1 25 0 0 31 8 2 6 5 6 5未见效 卜组 南9 一1 5 3 2 6 0 64 9 97 7 22 5 8 24 9 l7 855 0 南1 0 1 5 12 7 5 00 0 01 0 0 0 1 3 8 8 0 1 09 9 0来见敛 南1 0 1 2 2 4 05 46 6 58 073 8 2 l6 9 87 761 1 0 南1 0 一1 3 12 7 4 34 3 28 1 ，2 2 58 6 39 37 8 95 0 南1 0 一1 3 4 7 5 11 3 6 36 5 ，84 7 4 71 78 55 5 36 0 南1 1 1 3 3 4 63 379 67 9 55 1 4 21 1 1 57 428 0 南 南1 0 一1 42 7 9 247 6 7 9 73 l3 6 6 9 87 219 01 0 1 2 3 南9 1 5 1 1 83 81 8 1 01 8 83 1 6 7 *1 1 6 2 *2 4 1 未见效 井组 南1 5 73 1 6 2 21 2 3 39 51 4 3 81 0 4 31 37 未见效 南1 5 7 4 2 1 t3 24 4 97 5 72 3 9 l50 27 5 08 0 南1 5 7 2 2 4 8 91 5 5 92 544 84 32 48 83 88 未见效 台计6 1 1 7 61 6 4 2 46 7 46 4 76 71 8 08 46 5 5 ：南9 1 5 l 井2 0 0 2 年1 1 月因酸化施工干扰，取1 0 月份资料。 到目前为止，虽然试验区仍有南7 一1 6 l 、南8 1 4 2 、南9 一1 5 2 、南1 0 1 5 1 、南9 - 1 5 1 、 南1 5 7 3 、南1 5 7 2 等7 口采油井含水上升趋势尚未得到有效控制，但从图8 已经表现出 试验区开发形势明显好转的事实。 从2 0 0 2 年5 月初注稠化水到1 1 月底，2 2 口生产井的日产液总量基本稳定，含水上 升率由4 9 下降到3 2 ，9 月份以后2 2 口井的平均含水率比8 月下旬的最高值( 6 5 9 ) 下降了1 个百分点。如果按照上半年含水率上升速度推算，试验区平均含水率至少降低了 5 个百分点。产量综合递减率由9 8 下降到9 4 ，日产油总量比5 月上旬增加了约1 0 吨， 总增油量已达2 4 4 8 4 吨( 见表1 1 和图9 ) ，在计算增产量时未考虑自然递减因素。 2 0 第三章聚合物驱油原理及适用性分析 ，- ，一一，一一一一一1 一一一一 f i 一一i 一，一l 一一一一 濑精一灞 嚣“魏 瓣臻 辫 整。j ：黻”裂 2 帅1 ￥l2 月2 0 0 2 * 2 月z 0 0 2 f 4n2 u o = * b 月2 0 0 2 4 r 月 图3 1 2 南一区直3 油藏采油曲线 赢。i = 五五时间 表3 1 2试验区2 2 口生产井增产量计算表 日产液 口产油f i 产水 练合含水 i = 】增油量累增油量 注水时间 ( m 3 d ) ( t d ) ( m 1 d )( )( t d )( t )备注 4 月i 二 5 7 8 1 91 8 4 1 93 4 9 26 0 4 4 月中 5 7 0 1 41 8 4 1 73 4 4 46 0 4 4 月下5 8 6 6 61 8 0 7 8 3 5 4 9 6 05 5 月l 5 7 3 ，8 31 7 7 4 23 5 816 2 4 5 月中6 1 i _ 9 61 8 1 7 63 7 3 36 i ，04 3 44 3 4 5 月下 6 8 8 8 l1 8 4 4 64 3 1 96 2 770 41 1 38 6 月上 6 1 8 4 41 9 09 43 8 5