11-孤岛油田提高采收率先导试验进展及效.doc

内部资料注意保密胜利油田2012年开发技术座谈会发言材料 孤岛油田提高采收率先导试验进展及效果孤岛采油厂2012年1月孤岛油田提高采收率先导试验进展及效果编写：王 宏 盖丽鹏 初审：杨晓敏 丛国林审核：张本华孤岛采油厂2012年1月目 录一、前言二、精细项目管理，保障先导试验顺利进行（一）项目运行一体化（二）方案执行不走样（三）现场管理全力保障（四）资料录取实打实三、精细研究分析，确保先导试验阶段成效（一）中一区Ng3聚驱后井网调整非均相复合驱试验取得阶段性突破1、项目概况2、主要做法（1）时变的精细地质模型，揭示了剩余油“普遍分布、局部富集”特征（2）注采压差的优化设计，实现了均衡驱替（3）治理跨层系油水井，防止层系间干扰（4）加强注入过程中化学剂检测，保证达到方案要求（5）强化极端油水井治理，确保达到配产配注要求3、取得的阶段性认识（1）流场重整改变了驱替方向，降低了驱替速度（2）粘弹性颗粒驱油剂（PPG）调驱能力突出，纵向注入剖面得到了改善。（3）剩余油饱和度高的区域油井优先见效（4）见效油井含水变化与聚合物驱特征不同，呈现阶梯状（5）见效井原油族组分发生变化，非烃+沥青质成分明显增加，未动用区域剩余油得到了驱替。（二）中二北Ng5热化学驱先导试验取得阶段性突破1、项目概况2、主要做法（1）创新“粘渗组合控制，油水差异渗流”非达西渗流理论，揭示高轮次吞吐后剩余油“整体富集，条带水淹”特征（2）发展大型基于并行化学蒸汽驱数值模拟技术，为矿场跟踪分析提供理论依据（3）加强上层系井控隐患井治理，保障汽驱过程中安全生产（4）攻关配套高效蒸汽驱工艺技术，确保井底蒸汽干度大于40%（5）强化汽驱过程中跟踪调整，保障蒸汽均衡推进3、取得的阶段性认识（1）现场注入顺利，高干度注汽过程中注入压力维持在10MPa左右，表明采注比合理（2）井距100141m的小井组汽驱20天后明显见效， 井距141200m的大井组汽驱40天后明显见效，达到方案阶段设计效果（3）油藏“四场”跟踪数模，较好的反映了汽驱过程中动态变化情况（4）化学蒸汽驱表明，调驱性能达到方案设计，注汽压力上升，驱替方向发生变化四、认识及结论25一、前言孤岛油田位于济阳坳陷沾化凹陷东部，为一继承性发育在古生界潜山之上的大型披覆背斜构造稠油疏松砂岩油藏。构造简单，主体部分完整平缓, 探明含油面积99.75平方千米，地质储量4.11亿吨。主要含油层系上第三系馆陶组，油藏埋深11201350米，为河流相沉积，主力层发育（其地质储量占总储量的69.9%）；储层物性好，高孔高渗（平均孔隙度3235%，空气渗透率为1.2643.37um2），强亲水；平面、层间、层内非均质性严重，渗透率级差4.021、变异系数0.261.01，储层胶结疏松，易出砂；饱和压力高（8.911.5MPa），地饱压差小（1.52.0MPa）；原油粘度高（地下粘度303000mPas），平面上“顶稀边稠”，纵向上“浅稀深稠”，地下原油粘度30130mPas，采用注水或注聚合物开发；地下原油粘度大于130mPa.s，采用热采开发。1971年11月投入开发以来，孤岛油田始终坚持依靠科技创新提高油田采收率，在40年的开发历程，在严格保证井网完善性的基础上，围绕提高采收率目标，坚持“超前先导、稳步推广、有序接替”的战略，积极培养产量增长点，经历了四次大的开发调整，19711973年分区投产，天然能量开发；19741980年分层注水，周期调配；19811992年细分层系、加密井网强化注采系统；1993年至目前发展聚合物驱、稠油蒸汽吞吐技术。年产油在400万吨以上稳产了12年，在300万吨以上稳产了37年。截至2011年12月，孤岛油田动用地质储量4.08亿吨，可采储量1.62亿吨，采收率39.7。油井总井2615口，开井2211口，日油水平8260吨，平均单井日油3.7吨，综合含水92.72%，采油速度0.74%，累积产油1.48亿吨，采出程度36.15%，水井总井889口，开井7801口，日注水平97331立方米，月注采比0.85。孤岛油田通过转方式、调结构，保持井网完善性，形成了聚合物驱、稠油热采、常规水驱三种开发方式并存的局面，2011年稠油热采年产油与聚合物驱年增油共计266万吨，占孤岛油田年产量的86.4%。稳产期比预测延长了12年，从1998年到2011年，年产油平均每年递减只有1.94万吨。含水连续18年稳定在92%左右；采收率提高到39.7%，比“八五”初期提高了10.1%。其中化学驱动用地质储量为27348.1万吨，占孤岛油田66.9%，年产油量138万吨，占孤岛油田44.8%，采收率47.1，提高了10.6。稠油热采动用地质储量为8389.44万吨，占孤岛油田20.5%，年产油量达到128万吨，占孤岛油田的41.6%，采收率达到28.0，提高了24.9。从聚合物驱板块来看：自1992年在中一区Ng3开展聚合物“先导”、“扩大”试验成功后，逐步扩大，目前化学驱覆盖地质储量2.1亿吨，累积增油1215万吨，吨聚增油43.5吨，提高采收率5.8%，已转后续水驱1.54亿吨，提高采收率7.0%，达到55-60%，“三高、一难、两无” 矛盾突出。“三高”是井网控制程度高，采收率高，综合含水高。经过水驱及注聚时的井网完善工作，后续水驱单元储量动用程度达到90.8%；主体单元采收率达到5560之间；目前平均含水95.9%。“两无”是无特高含水理论指导油田开发，无有效的提高采收率接替技术，微观剩余油认识难。下步孤岛油田剩余适于注聚储量仅有1958万吨，其中包括渤21单元880万吨、东区北Ng3-4剩余459万吨、西区北Ng3-4剩余239万吨、渤82块380万吨。聚合物驱后大幅度提高原油采收率，已成为油田稳定发展的紧迫任务，为此，从2007年开始，分公司“超前谋划、统一部署、协作研究”，根据聚驱后剩余油“普遍分布，局部富集”的新认识，确定了“流场重整非均相复合驱”挑战60-65%采收率技术思路：聚合物驱后油藏条件更加复杂，尽管剩余油呈普遍分布，但富集区却更趋于分散，油藏非均质性更加突出，室内实验、数值模拟和矿场试验均表明，聚合物驱后依靠单一井网调整和单一二元复合驱提高采收率效果不理想。粘弹性颗粒驱油剂PPG（Preformed Paticle Gel）通过多点引发将丙烯酰胺、交联剂、支撑剂等聚合在一起，形成星型或三维网络结构，溶于水后吸水溶胀，可变形通过多孔介质，具有良好的粘弹性、运移能力和耐温抗盐性。PPG与聚合物复配后，除提高聚合物溶液的耐温抗盐能力外，还产生体系体相粘度增加、体相及界面粘弹性能增强、颗粒悬浮性改善、流动阻力降低的增效作用，可大幅度提高聚合物扩大波及体积能力。复合表活剂能够大幅度降低油水间界面张力，大幅提高毛管数，同时具有较好的洗油能力，有利于原油从岩石表面剥离，从而提高采收率。由于体系含软固体颗粒PPG，因此将其称为非均相复合驱油体系，该体系结合非均质油藏井网优化调整改变液流方向的方法，可在聚合物驱后油藏大幅度提高原油采收率，是挑战采收率60%的探索和尝试。注采井网是油田开发的基础，孤岛中一区Ng3目前的井网经历两次大的调整，井网从进入高含水阶段（1990年）后未进行大的调整，经历聚合物驱至今，流线固定多年，水线形成固有通道，难以进一步扩大波及状况，不利于提高油藏采收率。在目前井网条件下进行二元驱，很难提高波及体积，达到理想效果。因此，可以开展通过井网调整，改变流线方向，再利用复合体系进一步扩大波及体积和洗油效率，提高收率研究。通过对比两种调整方式16个方案进行优化，优选通过在水井间加密油井，老油井间加密水井，油水井排间正对位置加密一排新井，隔井转注，形成135m150m正对行列注采井网。方案部署新油井8口，新水井9口，调整后中心井区有油井10口，注入井15口。孤岛中一区Ng3聚驱后井网调整非均相复合驱先导试验自2010年10月进入矿场实施，进展顺利，中心油井见效前日油19t，含水96.6%，目前日油50t，上升31t，含水90.5%，下降6.1%，取得了阶段性突破。从稠油板块看，1992年在中二北Ng5两口井蒸汽吞吐试验取得突破后，已动用储量8389万吨，累产油1759万吨，采出程度22.0%，采收率28.0，提高了24.9，目前面临高轮次吞吐后含水高、无技术接替难题。在分公司整体部署下，根据稠油吞吐后剩余油“整体富集、条带水淹”的特征，针对井间剩余油“整体富集”特点，通过提高注汽质量，尽可能扩大蒸汽腔，而针对热水带及冷油带宽，驱油效率低，可以通过在汽驱过程中加入耐高温驱油剂，进一步提高波及区的驱油效率针对“条带水淹”、蒸汽易汽窜的难点，通过加入高温泡沫体系，改善蒸汽的波及，提高波及体积。通过蒸汽驱为基，泡沫剂辅调，驱油剂助驱，热剂协同增效的方式，实现稠油的有效驱替和挑战50-55%采收率。孤岛油田中二北Ng5稠油化学蒸汽驱先导试验自2010年10月进入矿场实施，取得阶段性突破。2010年10月20日四个小井组顺利投注，2011年3月23日大井组投注，蒸汽驱阶段注汽36.6万吨，阶段产油6.3万吨，阶段增油4.2万吨，采注比1.2，油汽比0.17。二、精细项目管理，保障先导试验顺利进行（一）项目运行一体化孤岛油田两大先导试验分别成立孤岛中一区Ng3聚驱后井网调整非均相复合驱先导试验项目组、孤岛中二北Ng5稠油化学蒸汽驱先导试验项目组，项目组长分别分公司领导担任，下面按照工作职能分为精细地质研究、油藏工程研究、驱油体系开发、数值模拟研究、矿场实施等小组。加强项目组织管理，认真落实职责，项目组明确分工，发挥综合优势，采油厂在地质所、管理区分别选派一名业务精干的人员专职负责先导试验，确保先导试验顺利实施。项目组做到重要决策亲自把关、技术问题协调解决、矿场问题统筹处理，并形成日监控、周分析、月例会、年总结管理机制。（二）方案执行不走样一是新井集中投产。2009年11月-2010年2月新井完钻后，采油厂克服产量紧张的形势，不早投、不乱投，等新井投产投注方案重新优化后， 2010年6月优选5个作业队集中作业，2010年7月新井全部投产投注。二是外围油井按方案要求降液。按方案设计，外围井液量控制在90吨左右，对7口高液量油井实施降液，日液降低485吨，影响日油12.4吨。（三）现场管理全力保障抓住一条主线、做到三个精细、实现一个目标。以“关键点控制”管理法为主线：关键设施：溶解装置、喂入装置、自动化系统。关键时段：凌晨、正午、生产异常、极端天气。关键环节：母液配置、单井调节、化验指导。重点做到了“三个精细”一是精细工作方法：推行“5665”工作方法。“5”即抓好5个关键指标：母液浓度、单井浓度、单井注入量、单井注入时率、注聚泵剪切率。“6”即落实6项调控措施：下粉一周一标定、配液一充一记录、浓度一日一折算、注入一小时一调节、单井一周一取样、母液天天都化验。“6”即资料录取上推出6项新举措：增加低剪切取样器取样、每个样改为三个平行样、机械天平改为高精度电子天平、套压录取由月度改为旬度、井口油压旬度改为一周两次、流量调节由一位数精确到两位数。“5”即精细5个控制点：加强母液、注入液、井口取样、化验结果、资料汇总五个控制点跟踪优化调整，强化全过程质量管理。二是精细日常管理，做到“4勤”、“4多”。“4勤”即：水量勤调整、下粉勤校正、雷雨天勤检查、润滑勤检测。“4多”即：巡检时多看、操作时多想、交班时多说、接班时多问。三是精细检查落实：建立站、班组两级质量控制网络。推出检查落实卡，建立“检查+落实、抽查+落实、再检查+再落实”的“三位一体”监督检查机制，检查结果纳入当月考核。实现“一降二稳一保证”的工作目标：聚合物溶液剪切下降、母液和注入液浓度稳定、保证取注入质量。母液浓度误差0.6%、单井浓度误差1.2%、配注完成率99.5%、注入时率99.9%、井口粘度保留率96.4%，资料全准率100%。（四）资料录取实打实一是成立先导试验资料录取小组 为保障按照设计做好动态监测，采油厂成立了先导试验资料录取小组，细分为动态数据录取小组、注入及监测资料录取小组、资料汇总分析小组。 二是严格资料录取，确保数据全准严格按照分公司油水井资料录取规定，进行油水井资料、压力资料、动态监测资料、井下作业资料的录取，遇错必纠、遇异加密。同时，采油厂编写化学蒸汽驱井资料录取规定，对注汽井资料、生产井资料、化学质量检测、注入井质量检测、生产井化学剂监测等内容及频次的老区进行了规范。倡导精细管理理念，“严”、“细”现场资料录取。孤岛中一区Ng3注聚后井网调整非均相复合驱试验区，仅有油水井25口，目前完成10项动态监测，资料监测工作量达到132井次；中二北Ng5化学蒸汽驱先导试验有注汽井、生产油井、观察井共47口，已实施监测工作量71井次。按照“遇变加密、遇异会诊”的原则，做到资料录取详实准确，资料使用可靠放心。三、精细研究分析，确保先导试验阶段成效（一）中一区Ng3聚驱后井网调整非均相复合驱先导试验取得阶段性突破1、项目概况为探索聚合物驱后油藏井网调整加非均相复合驱大幅度提高采收率的可行性（挑战60的采收率）, 综合考虑油藏地质、井网井况、开发状况、取芯井资料等因素，结合地面聚合物配注站的分布及先导试验要求，选择在孤岛中一区Ng3聚合物扩大区南部开展先导试验。先导试验区含油面积0.8km2，地质储量312104t，平均空气渗透率2039*10-3um2、地层水矿化度6188mg/l、Ca2+Mg2+含量105mg/l、地下原油粘度46mpa.s、地层温度70。试验前综合含水98.1%、采出程度50.3、采收率55.1%，其中中心井区含油面积0.275 km2，有效厚度24.0m，地质储量123104t，采出程度52.3，采收率55.1%，预计提高采收率8.5%，中心井区采用135m150m正对行列注采井网开发。设计注入井15口，油井23口（中心井10口），两段塞注入方式：前置段塞（0.05PV，1500mg/L的PPG1500mg/L聚合物），主体段塞（0.3PV，0.2%石油磺酸盐+0.2%表活剂+900mg/L聚合物+900mg/L的PPG），提高采收率6.3（中心井区8.5）。通过前期调整，2009年-2010年6月井网调整与地面建设，2010年7月注污水，10月31日投注化学驱，第一段塞已完成；2011年11月16日开始注入第二段塞，目前已累计注入0.09PV。2011年12月,试验区开水井15口，单井日注水量76.8m3，开油井23口，日液水平1528.2t，日油水平74.3t,综合含水95.14%，其中中心井区开油井10口，日液523t，平均单井日液52t，日油50t，平均单井日油5.2t，含水90.5。2、主要做法（1）时变的精细地质模型，揭示了剩余油“普遍分布、局部富集”特征利用密闭取芯井、电成像、加密新井等资料，建立夹层识别标准，实现了密井网条件下厚度大于0.4m的夹层定量刻画。研究了不同开发时期储层和流体物性的时变规律,运用相控建模技术，建立了体现时变的精细地质模型。1）精细储层研究根据新钻井的储层钻遇情况分析，先导试验区的中心井区处于主河道部位，储层发育较好，单井砂体厚度16.2-26.7m，平均厚度23.0m。虽然曲流河储层在平面变化较快，但在密井网条件控制下，砂体预测精度较高，小层平均预测砂体厚度7.6m，实际钻遇砂体厚度7.7m，砂体预测的误差在0-2.2m，平均误差0.3m夹层是形成陆相储层流体流动非均质的主要原因之一，从而不同程度上控制着油水运动，在注入水未驱替的含油层形成剩余油。在油田开发后期，夹层是控制厚油层复杂水淹形式的主要地质因素。因此，夹层识别与预测研究是解剖储层内部结构、预测剩余油分布的重要研究内容之一。首先建立了夹层识别标准:利用先导试验区三口密闭取心井（中14-斜检11井、中13-斜检9井和中14-检10井）的资料，对三种夹层的成因和测井响应特征进行研究，建立试验区夹层识别标准：泥质夹层：中一区Ng3中泥质夹层出现频率相对较高，包括泥岩、页岩、粉砂质泥岩和泥质粉砂岩等，其测井曲线响应主要反映为泥岩特征，自然电位靠近基线，微电极幅度明显下降，幅度差很小或几乎为零，深侧向电阻率下降的幅度高于邻层的50%以上，声波时差高值，一般在400s/m以上；井径曲线有明显扩径显示。物性夹层：物性夹层的泥质含量较高，性质复杂。其测井曲线特征为：微电极曲线介于泥岩和钙质夹层之间，有一定的幅度差；自然电位幅度低，自然伽马值升高。同时微电极值和深侧向电阻值也较高，但声波时差小。 灰质夹层：此类夹层的分布具较强随机性，出现频率相对较小，主要与沉积物碳酸盐胶结作用、溶解作用等成岩作用不均匀性有关。钙质夹层导电性差，密度大，渗透率低，其深侧向电阻率高于或接近油层电阻率。微电极比值超过邻层的1.2倍以上，呈尖峰状。声波时差明显低值，一般小于300s/m。利用建立的夹层识别标准，对试验区内的145口井进行了夹层解释，共识别出562个夹层，其中物性夹层占47.9%，平均厚度为0.45m；灰质夹层占36.1%，平均厚度为0.79m；泥质夹层占16.0%，平均厚度为1.00m。先导试验区Ng3的夹层密度为0.161个/m，平均每口井钻遇3.87个夹层。2）储层物性变化研究孤岛油田1971年11月投产，1973年4月转注，现已进入特高含水开发期。由于中一区Ng3的成岩作用较弱，长期的注水开发过程中粘土矿物发生了剥离、运移，使得孔隙度、渗透率和粒度中值变大，开发过程中物性变好的趋势显著。从不同时期取心井岩心分析的物性参数统计图中可以看出，随开发深入取心井的孔隙度、渗透率、粒度中值等均呈现逐渐增大的趋势，如孔隙度由初期的35.2%上升到39%，渗透率由初期的157010-3m2逐渐上升到时现在的260710-3m2。粒度中值变大的趋势明显，由初期的0.1266mm逐渐增长为0.1789mm。对比中一区不同时期密闭取心井分析的含油饱和度表明：储层含油饱和度随着油田的开发逐渐降低。但不同岩性的储层下降幅度不同。中砂岩从平均饱和度为70%降至25%；细砂岩从平均饱和度为68%降至45%；粉砂岩则变化不大。这说明孔渗条件好的中细砂岩，原始含油饱和度高，而开发后期剩余油饱和度低；粉砂岩原始含油饱和度低，开发后期水洗程度低，因此剩余油饱和度变化不大。此外，经开发初期和高含水开发期岩心的毛管压力资料分析，开发初期油层束缚水饱和度相对较高，平均31%，而目前的束缚水饱和度降低，平均为21.8%。3）建立时变性地质模型建立能全面真实反映油藏实际情况的模型是数值模拟的重要基础。油藏模型主要包括网格模型、流体模型、动态模型等四个方面。结合新钻井资料新建的地质模型，隔夹层分布刻画的更加准确，建立不同时期物性解释公式，运用相控建模技术，体现不同时期储层、流体物性变化。4）剩余油研究利用地质模型进行数模研究，同时结合新钻井测井解释结果分析剩余油分布规律。首先根据取心井的测井解释结果和实验数据的规律来校正新钻井测井解释结果，利用校正后的含油饱和度分析平面和纵向剩余油分布规律。新钻井资料表明油层水淹特点和剩余油分布规律与钻井前剩余油认识基本一致，呈“普遍分布，局部富集”的特点。经过长期水驱和聚合物驱后，油层含油饱和度下降，由于储层的非均质性，仍有井层钻遇高电阻油层，统计新井资料，新完钻17口井含油饱和度以30%-40%为主，大于残余油（20%）厚度占89.2%，剩余油呈“普遍分布”的特点；含油饱和度大于40%油层有238m，占总厚度50.3%，剩余油呈“局部富集”的特点。平面上相势及流线是控制剩余油富集的主要因素，高能相带、微构造相对高部位以及井网分流线，是平面剩余油相对富集区。层内韵律性和夹层是控制剩余油的主要因素，根据数值模拟和物理模拟结果表明，高含水、特高含水期，厚度大于6米，级差大于4正韵律层顶部剩余油明显富集，上部20-40的厚度水洗较弱。夹层由于改变了水流趋势，油层顶部和夹层下部剩余油相对富集。（2）注采压差的优化设计，实现了均衡驱替密闭取心井试采资料表明，试验区整体处于特高含水，剩余含油饱和度大于40%的层段能够获得工业产量，反之，效果较差。所以，投产初期油水井射开饱和度大于40%井段，避射低饱和度井段，后期视复合驱见效情况对井段进行扩射。不同剩余油分布模式与夹层发育状况有关，因为夹层的影响，油水井不同射孔方式开发效果有差异。为达到较好开发效果，利用数值模拟优化了不同剩余油分布模式下油、水井的射孔方式。首先利用1对实际完钻注采井中12-斜3312和中12-斜3012的实际储层参数建立数值油藏模型开展研究，模型采用5m5m0.4m网格，总网格数697726=138,138个。利用模型优化了5种剩余油模式的射孔方式，射孔方式主要有4种，分别为油、水井全部射开、油井避射夹层以下水井全部射开、水井避射夹层以下油井全部射开、油水井同时避射夹层以下层段。为保证化学驱的效果，计算了5种剩余油模式的不同射孔方式的化学驱效果，从计算结果看，化学驱开发效果与水驱相似，15年指标还是以不避射采出程度高，因为射孔的不完善影响了最终的开发效果，初期有差异，可以利用避射改善开发效果，与水驱相比只是程度有所差异，所以，全遮挡型采用油、水井全部射开。韵律型采用油、水井全部射开。半遮挡B1型油井避射夹层以下，水井不避射；半遮挡B2型采用油、水井全部射开的方式；半遮挡B3型采用油、水井全部射开的方式。油井初期为了避免高含水，需要避射低饱和度层段。依据射孔方式优化结果制定了油井射孔原则： 油井初期射开含油饱和度大于40%的层段合采。复合驱见效后（第2-3年），视具体情况相应层位进行扩射。 对小层内起遮挡作用的夹层以下生产初期进行避射，利用其对水的遮挡作用，减缓含水上升速度。复合驱见效后（第2-3年），视具体情况相应层位进行扩射。 为保证产液剖面的均衡，采用变密度射孔方式，采用对体系剪切小的127枪127弹王。根据层内上、下渗透率级差1.8-2.0，选择射孔密度比1.8。油井初期射开高饱和度油层顶部，采用18孔/m，油层底部层段进行扩射时，采用10孔/m。根据以上原则完成9口油井射孔井段设计（表3-3），中心井区油井总射开厚度175.2m，射开程度63.2%。初期射开厚度109.5m，射开程度39.9%。依据射孔方式优化结果制定了水井射孔原则： 为了达到小层间分层的目的，小层间至少避射4m，Ng35层内韵律层间避射2m。单井钻遇分布范围较小，封隔作用差的夹层不避射。 采用对体系剪切作用小的射孔方式，使用102枪127弹王，为保持纵向注入剖面的均衡要求采用变密度射孔。根据层内上、下渗透率级差，油层顶部采用16孔/m，油层底部采用10孔/m。根据以上原则完成9口油井射孔井段设计（表3-4），中心井区新水井总射开厚度188.8m，射开程度75.7%。水井总射开厚度295.3m（加上6口老水井），水井射开程度77.4%。为了优化合理的注入采出参数，利用数值模拟计算了不同注入速度下12种液量水平的开发效果，综合确定液量在50-80m3/d较合适，注入速度0.1-0.11PV/a。利用预测复合驱时的采液指数和吸水指数，计算了复合驱时不同注入速度下，油、水井间的驱替压差（表3-6），选择0.1PV/a注入速度，油水井间驱替压差0.03MPa/m左右。确定了配产配注原则： 油水井整体投入开发，油井采用合采，水井采用分注。 中心井区内部水井根据单井控制面积在注入速度0.1PV/a进行分层配注，考虑油层实际注入能力，要求水井注入压力小于油层的破裂压力，控制在11MPa（井口）以下。 为保持中心井区外部平衡，根据外围油井生产情况，适当调整边界水井注入量。 保持中心井区内部的注采平衡，注采比保持在1.0左右。根据水井注入量计算总液量。 中心井区内部根据劈产系数KH/L进行单井配液；中心井区外部油井根据对应水井注入量控制高液量油井。为减小层间干扰，克服层间注入剖面的不均衡，注入方式可以选择2种，一种合注，靠复合体系的调剖作用来调整层间的不均衡，另一种通过工艺上采用双管进行分层分注，使注入剖面更均衡。通过数模计算考虑储层非均质性和注入工艺等造成的差异，优选了合采分注方案为实施方案，主要通过井内双管达到分注目的。（3）治理跨层系油水井，防止层系间干扰为保证先导试验注入效果，防止层系间干扰，对试验区内上下层系油水井逐口进行了落实，对存在上下层系干扰的井进行了治理：一是对射开Ng3的下层系3口水井，进行了膨胀管补贴；二是对射开Ng3的3口上层系油井，进行了丢封或注灰；三是对射开下层系的9口Ng3油井，进行了丢封或注灰。通过治理，避免了上下层系对先导试验区的干扰，从而确保了先导试验的注入采出正常。（4）加强注入过程中化学剂检测，保证达到方案要求出台了孤岛采油厂三次采油项目现场配注质量管理规定，推行注聚质量“5631”节点管理法，推广在线粘度监测，坚持注聚质量分析会和三采例会，保证了注聚质量。同时为保证注聚质量，加大了检测力度，一是针对非均相复合驱配方，定期检测注入PPG干粉质量，测量其粘度、模量、相角等参数，结果显示PPG干粉质量达到设计要求。二是采油厂对三口井加测了井下粘度取样，11-315井于2011年4月取样，取样时井口PPG+聚合物注入浓度为3013mg/L，井口粘度为59mPa.s，井底取样化验粘度（70度）粘度为41.2nPa.s，井底粘度保留率为69.8%，12X3312井与于2011年7月进行返排取样，取样时井口PPG+聚合物注入浓度为3008mg/L，井口粘度为62mPa.s，井底取样化验粘度（70度）粘度为34.1nPa.s，井底粘度保留率为55%，11X3312井于2011年8月取样，取样时井口PPG+聚合物注入浓度为3949mg/L，井口粘度为95.7mPa.s，井底取样化验粘度（70度）粘度为64.4nPa.s，井底粘度保留率为67.3%，井底粘度保留率较高。三是跟踪检测表面活性剂质量，自2011年11月加入表面活性剂后，每月检测表面活性剂界面张力，12月检测4口井界面张力分别为6.710-3、1.310-3、4.110-3、3.010-2mN/m，基本达到了方案设计要求。（5）强化极端油水井治理，确保达到配产配注要求自非均相驱投注以来，严格执行方案配产配注，对不正常油水井实施综合治理，一是对低油压水井实施调剖措施，目前已对11-315、11X3312、10X3310等3口井实施调剖，调剖前平均油压7.3MPa，调剖后油压8.8MPa，上升1.5MPa。二是对欠注水井或层位实施重新防砂、换管柱、洗井等措施，目前已实施9井次，确保各小层达到了配注要求。三是对低液井实施复射孔、防砂、检泵等措施，恢复油井液量，目前已实施32井次。四是对高液量油井实施调参控液措施，主要是对外围油井液量按方案要求控制在90t左右，共实施调参43井次，经过油井治理，目前先导区油井都按方案配产液量生产。3、取得的阶段性认识（1）流场重整改变了驱替方向，降低了驱替速度为判断试验区流线方向和驱替速度，实验前后分别进行了示踪剂监测。2008年后续水驱示踪剂监测表明：推进速度8.7m/d-35.4m/d，平均20.0m/d，流线方向：南北向。2010年8月井网调整后示踪剂监测表明：推进速度6.8m/d-25m/d，平均11.4m/d，流线方向：东西向。从两次示踪剂监测结果来看，井网调整后，驱替方向发生了改变，同时驱替速度降低。（2）粘弹性颗粒驱油剂（PPG）调驱能力突出，纵向注入剖面得到了改善。从油压变化情况来看,表现为油压上升，注入前平均压力8.0Mpa，第一段塞末压力上升到10.0MPa，压力上升0.6-3.8MPa，平均上升2.0MPa。注入压力和聚合物同期对比来看，非均相驱上升快，统计试验区1992年9月进行聚合物驱先导试验时油压，同期压力升幅为0.8MPa，目前非均相第一段塞末压力升幅为1.8MPa，略高于同期聚合物驱压力升幅。此外，试验区还表现出霍尔阻力系数升高、启动压力上升、吸水剖面交替变化的特点。统计11-315井注聚时霍尔阻力系数为1.6，目前非均相驱为2.0，注聚时启动压力平均 5.0MPa，非均相驱后启动压力平均7.1Mpa，均高于注聚时水平。（3）剩余油饱和度高的区域油井优先见效目前3口中心井见效，1口边井见效，4口见效油井，初期日油17.2吨，含水94.1%，目前日油55吨，含水71.6%。与数模Ng3剩余油饱和度图对比，见效井位于剩余油富集区域，且投产初期含水较低；从见效井中12X3012井测井和剩余油饱和度监测资料来看，Ng33射孔井段测井解释含油饱和度为38%，碳氧比解释剩余油饱和度为31%，Ng35射孔井段测井解释含油饱和度为58%和71%，碳氧比解释剩余油饱和度为35.2%、47.1%、43.9%，均属于剩余油饱和度较高的井段。（4）见效油井含水变化与聚合物驱特征不同，呈现阶梯状和其他注聚区见效井见效特征不同，非均相复合驱试验区3口见效中心井含水下降要明显比聚合物驱含水下降快，例如12X3012井含水由92.3%下降到82%只用了40天，而11J11在1992年先导区注聚见效时，含水由91.8%下降到82%用了21个月，非均相复合驱见效井含水下降速度远大于聚合物驱见效井含水下降速度。（5）见效井原油族组分发生变化，非烃+沥青质成分明显增加，未动用区域剩余油得到了驱替。从采出原油族组分化验资料来看，非均相复合驱后原油族组分发生变化，非烃+沥青质成分增加，而见效井非烃+沥青质成分增加幅度比未见效井幅度大，证明非均相复合驱改变了储层内的出油位置，原来无法采出的原油部分已被采出。（二）中二北Ng5热化学驱先导试验取得阶段性突破1、项目概况先导试验部署：中石化中二北Ng5热化学驱先导试验选取油层连通性好、有效厚度大于8米、代表性较强的中二北Ng5稠油中部作为先导试验区，探索深层、高地层压力稠油油藏化学蒸汽驱的可行性，形成化学蒸汽驱的优化研究技术及化学蒸汽驱提高采收率的配套技术。试验区含油面积0.77平方千米，地质储量184万吨，主力目的层Ng53油层全区连片分布，单井平均砂体厚度为10.2米。工作量及指标：布署总井47口，其中新钻井新16口（水平井4口）。部署了不同井距两套井网。其中4个大井组，井距141米200米，总井24口（新钻井7口），预计提高采收率16.2%，达到57.5%；4个小井组，井距100米141米，总井20口（新钻井9口，水平井4口），预计提高采收率21.8%，达到53.7%。预计试验区采收率达到53.4%，提高18.1%。实施顺序及注采参数：完善井网需钻新井16口，其中水平井4口。采取的开发方式为新钻井吞吐一年后转蒸汽驱，小井距井组蒸汽驱半年后转化学蒸汽驱；大井距井组蒸汽驱一年后转化学蒸汽驱。注入过程中蒸汽连续注入，泡沫剂和驱油剂采取段塞式注入，其中泡沫剂的注入方式为注30天停90天，驱油剂段塞长度为20天，1年注一个段塞。泡沫剂浓度0.5%，驱油剂浓度为0.3，气液比1(地下)，采注比大于1.2。从矿场实施情况看：小井组于2010.10.19转蒸汽驱，累注汽18.0万吨，大井组于2011.03.23转蒸汽驱，累注汽14.7万吨，小井组于2011.9.25转化学蒸汽驱，注入氮气64万方，注入泡沫剂58吨，注入驱油剂29.2吨。2、主要做法（1）创新“粘渗组合控制，油水差异渗流”非达西渗流理论，揭示高轮次吞吐后剩余油“整体富集，条带水淹”特征基于室内实验和矿场实践，创建了以“粘渗组合控制，油水差异渗流”为核心的稠油热采非达西渗流理论：阐明了稠油组分组成、流变特性及渗流特征的内在联系，发现稠油油藏流体流动不符合达西渗流。通过多因素渗流实验分析揭示了储层物性和流体性质对稠油渗流的影响及其作用机制，发现粘度和渗透率是启动压力梯度的主控因素，即“粘渗组合控制”。建立了稠油非达西渗流启动压力梯度的描述和求取方法，通过26个不同类型稠油油藏实验数据建立了启动压力梯度与流度的相关关系，两者在双对数坐标下呈直线关系。提出了非达西渗流控制下稠油油藏热采渗流模式，根据井间温度和压力梯度的变化，可将油藏划分为三个区域：达西渗流区、非达西渗流区和不流动区。在不流动区，仅水相流动；在非达西渗流区，稠油呈非达西渗流，而与之同流的水相呈达西渗流，即“油水差异渗流”。稠油热采非达西渗流理论的提出创新了稠油热采开发理念，对热采剩余油认识和井网井距的优化具有指导作用，为胜利深层稠油高效开发提供了理论基础。基于非达西渗流理论，热采过程中油藏的不流动区和非达西渗流区稠油需克服启动压力梯度渗流，具有压力高、温度低、含油饱和度高的特点，形成了蒸汽吞吐油藏井间剩余油的“整体富集”特征；在压力梯度较低的条件下，只有高渗透条带的油水可以渗流。当压力梯度降低到启动压力梯度以下后，只有水相渗流，在高渗透条带产生爆性水淹，即形成“条带水淹”。 孤岛油田中二北Ng5先导区取心井中23斜检535取心井表明：夹层部位上下含油饱和度较高。53层平均驱油效率30.6%，剩余油饱和度49.2%；其中顶部含油饱和度40%，底部含油饱和度52.3%，中间夹层部位含油饱和度50%55.6%。（2）发展大型基于并行化学蒸汽驱数值模拟技术，为矿场跟踪分析提供理论依据物理模拟、数值模拟和矿场试验是研究提高油田原油采收率的3项主要手段。一是实现了化学蒸汽驱二维物理模拟：可以对具体区块蒸汽驱的整体采收率和经济界限进行模拟预测，为注采井网、注采方式、注采比等注采参数的优化提供必要的基础数据和技术支持，二维物理模拟实验表明化学剂有利于蒸汽腔扩展。二是实现了大型基于并行化学蒸汽驱数值模拟，化学蒸汽驱数值模拟在孤岛中二北Ng5普通稠油油藏化学蒸汽驱进行应用，模型区Ng53热采井97口，21年热采历史。采用三维四相五组分模型，平面上取网格步长为1530m，纵向上模拟5个砂体10个模拟层，总节点数为87980个，有效节点为72223个。化学蒸汽驱模型考虑了边水侵入对试验区生产动态的影响，原油运移对试验区生产动态的影响，考虑了原油粘度、相对渗透率等在平面上的变化。同时考虑到化学蒸汽驱的添加剂为高温驱油剂和氮气泡沫，选用四相（油、气、水、固）五组分（水、原油、驱油剂、发泡剂、氮气）体系，通过化学蒸汽驱数值模拟实现了蒸汽驱、驱油剂+蒸汽驱、泡沫+蒸汽驱方案的优化对比，实现了对现场每个阶段生产情况的预测，实现了地下“四场”（干度场、温度场、压力场、饱和度场）和生产情况的实施跟踪。（3）加强上层系井控隐患井治理，保障汽驱过程中安全生产为了保障化学蒸汽驱矿场实施过程中的安全生产，采油厂技术人员严排细查，对试验前内外的每口井精细摸排。对曾经射开蒸汽驱层系Ng53的老井详细落实管柱、射孔、套变、灰封等情况，最终摸排出井控工作量14口，包括曾射开过目的层未注灰的停产井9口、曾射开过目的层未注灰有安全隐患的上层系生产井5口，均进行了注灰封井。（4）攻关配套高效蒸汽驱工艺技术，确保井底蒸汽干度大于40%一是配套高干度注汽锅炉高干度注汽锅炉的流程在原有的锅炉流程上做了改进，蒸汽出口增设了汽水分离器，过热段安装在对流段下方。由汽水分离器分离出的高干度蒸汽回到过热段对其进行过热后，温度达到460左右进入喷水减温器，与分离出的饱和水再混合，混合后的温度降到约370390，最后将过热蒸汽注入井。蒸汽锅炉技术指标额定蒸发量30.0t/h、额定工作压力17.2MPa、锅炉燃烧效率93%、锅炉出口蒸汽干度99%，从现场应用情况来看，蒸汽干度可以达到99%。二是地面等干度分配、计量、调节一体化装置间接的分相式分配方法完全避免了直接分配两相流体时所产生的相分离问题，使分配器的出口干度变成了一个可控制的参数。以四通为主要元件组成了一个分相式流量分配测量一体化装置，四通既起分配作用又起分离作用。在气体和液体支路上分别安装了流量计，用以分别测量气体和液体的流量，此外在液体支路上还安装了流量调节阀。在分配回路内，在分配过程中气体流量与液体流量始终成确定的比例关系。通过调节液体支路上的流量调节阀，可以调节出口干度。通过调节回路出口的流量调节阀，可以调节分配回路内的两相流体流量。在流量调节过程中基本上不影响该路干度的高低，因此分配器具有很好的干度调节能力和稳定性。其技术指标如下：分配蒸汽干度范围20%90%；一体化装置分配到各支管的蒸汽干度相差值小于6%；蒸汽调节阀调节蒸汽流量的范围311t/h；两相流量计压力测量范围317Mpa；流量测量范围311t/h；干度测量范围2090%；两相流量计流量、干度测量均方根误差均小于6%。三是高效井筒隔热工艺根据目前的工艺水平及注汽井筒热损失影响因素，注汽管柱采用41/2in高真空隔热油管、利用隔热衬套、隔热补偿器等对注汽管柱热点进行隔热；利用耐高温长效封隔器密封油套环空。研制了高真空隔热油管及其配件，隔热油管视导热系数仅为0.0068W/(m) 。 上述提高井底蒸汽干度措施实施后，注汽速度为5t/h条件下，井底蒸汽干度可达到50%以上，满足化学蒸汽驱要求。（5）强化汽驱过程中跟踪调整，保障蒸汽均衡推进矿场实施过程中，以井组配产配注为基础，以“三场”变化、动态监测资料研究为参照，实施“排”、“引”、“调”的调整措施，以达到方案设计、保障蒸汽均衡推进为原则，确立注采调整措施。“排”：水侵前缘提液排水、控制水侵速度。优化北部温度低、含油饱和度低、含水高的区域的7口油井进行提液，实现降压、抑制水侵，提液后油井液量由47t/d上升到61/d，温度场明显改善，达到蒸汽驱实施要求。“引”：治理低液井，引导汽驱早日见效。按配产配注设计，根据“三场”变化和示踪剂监测，对热连通程度低的井进行补孔、转周等引效措施。2010年11月通过对GD2-25X5331井组、GD2-25P532井组实施示踪剂监测结果证实GD2-26-532、GD2-24X0532等两口低液井未见效；跟踪三场数模证实GD2-26-532、GD2-24X0532两口低液井未见效。因此2011年1月份对8口热连通程度低的井进行补孔、注汽等引效措施，其中注汽引效井2口，补孔井3口，检泵井3口。生产井引效措施实施后，均呈现良好的见效趋势。目前液量、采注比基本达到方案设计。大井组设计平均单井日液水平49t；，目前平均单井日液水平42t；小井组设计平均单井日液水平43t，目前平均单井日液水平37t；井组采注比设计1.2，目前采注比达到1.2。“调”： 调整生产压差，保障蒸汽驱均匀推进。一是按照方案的设计要求，调整油井生产参数，降低优势通道生产压差，放大相对非优势通道生产压差。生产压差大的油井控液，共实施2口；能量恢复快的油井及时提液，共实施8口。二是开展化学蒸汽驱，有效调堵，保障蒸汽驱均衡推进。对小井组转驱时机进行优化，共设计5个不同时机转化学蒸汽驱方案，方案注采参数严格按照化学蒸汽驱实施方案设计。实行蒸汽连续注入、化学剂段塞注入、注30天停90天、泡沫剂浓度0.5%、驱油剂浓度0.3%、地面气液比为70左右、采注比1.2。2011年9月25日GD2-26N533、GD2-25P531两个小井组相继转化学蒸汽驱，GD2-26N533井组完成设计25.2104m3的注氮气量，完成19.2t的泡沫剂设计注入量，完成10t的驱油剂设计注入量；GD2-25P531井组完成设计38.88104m3的注氮气量，完成28.8t