老油田水驱采油工程技术

1、老油田水驱采油工程技术 大庆油田高级技能人才培训中心2008年8月1）老油田水驱开发中存在的矛盾及厚油层的特征2）精细分层注水技术3）精细分层堵水技术4）精细分层压裂技术5）精细分层补孔技术6）“两三结合”水驱挖潜工业性矿场试验7）深部调剖技术8）相渗透率改善技术目 录老油田主要是指我国东部陆相沉积油田基本特征：多段、多韵律，油层非均质严重存在三大矛盾：平面矛盾、层间矛盾、层内矛盾 合理的井网与水驱分层注、采技术基本可以解决平面矛盾和层间矛盾，解决层内矛盾成为难点。解决层内矛盾的方法：1.把层内矛盾转化为层间矛盾；2.采取深部调剖或其它驱油方式。1、老油田水驱开发中存在的矛盾及厚油层的特征 大

2、庆喇萨杏油田已经进入特高含水开发期，根据密闭取心资料，尽管水洗层有效厚度占钻遇总厚度的94.57%，但水洗层内剩余油依然较多，未水洗段占31.17%，且主要分布在有效厚度大于2m的厚油层中，工艺挖潜对象由油层间转移到层内。上 部52.6%中 部30.1%下 部17.3%厚 油 层 内 弱 - 未 水 洗 厚 度 分 布 图（有效厚度大于2.0m）储层精细地质研究技术， 确定了厚油层内部结构界面特征河流相储层四级结构界面分布模式建立了形成了一套河道砂内部结构界面追溯对比与结构单元划分的方法。类界面：为表外层之间泥岩、钙质岩、粉砂质泥岩，厚度类界面：为表外层之间泥岩、钙质岩、粉砂质泥岩，厚度0.2

3、m0.2m。类界面：为有效层之间的钙质层或物性夹层，界面厚度类界面：为有效层之间的钙质层或物性夹层，界面厚度0.4m0.4m。类界面：为有效厚度内部钙质层或物性夹层，厚度类界面：为有效厚度内部钙质层或物性夹层，厚度0.1m0.1m0.3m0.3m。类界面：垂向砂体迭加或切迭存在的渗透率分级或水淹层界面，界面厚度类界面：垂向砂体迭加或切迭存在的渗透率分级或水淹层界面，界面厚度0m-0.1m0m-0.1m。 类界面类界面类界面类界面5.81.81.72.03.76.10.8500.6500.4200.3000.280储层垂向结构界面分类模式自然电位微 电 极发展了厚层层内剩余油描述方法， 确定了厚

4、油层层内剩余油分布特征 通过精细地质描述，将层内剩余油分布模式归纳为通过精细地质描述，将层内剩余油分布模式归纳为五种五种类型：类型： 一是一是结构界面分布较稳定的层状结构单元剩余油类型结构界面分布较稳定的层状结构单元剩余油类型 喇3-1722喇4-1702井萨2-8层结构单元剖面图3-172210.11-49.76.20.2401.80.0501.00.0503.65+63.62.20.2000.80.2000.20.2005.37+84.61.30.0802.00.2201.10.2204.315-23.80.20.0700.90.0701.40.0700.50.07010401050106

5、01070108010904-17361.72+30.60.10.0900.40.0902.62+32.00.20.2400.90.2400.50.3201.22+34.24-62.00.30.0000.40.1100.50.1104.97+83.43.40.4001.613+141.60.90.1700.30.1701.215-21000101010201030104010504-17025.22+34.61.30.3800.90.1201.80.3204.22-63.60.60.0500.30.0502.40.1505.55-85.55.30.3002.47+82.22.20.4800.4

6、7+80.790.210+110.610+112.412-141.70.80.3600.30.3603.813+142.70.50.0400.70.1400.20.1401.315+161.30.30.1300.20.1300.30.1309809901000101010201030二是底托、悬挂式结构单元剩余油类型层状间隔式层状叠加式底托悬挂喇5-P2020喇6-P2025井葡1-2层结构单元剖面图 三是底型切叠式结构单元剩余油类型7-211.620.40.40.00014.42-714.41.00.1202.10.7002.90.4001.00.2200.30.2200.30.2200.4

7、0.2200.30.2201.90.9002.60.300990100010107-P21115.921.10.90.12010.80.60.3701.10.1200.70.9300.40.6400.70.6400.60.5601.30.8401.10.4900.50.6100.80.5500.50.3600.60.1800.40.2600.40.2500.90.32028.62 20.75 40.5329.917.89 20.52低29.21 19.35 19.3531.87 15.46 33.21未32.26 15.16 32.6732.26 15.15 31.6731.36 16.22

8、31.8632.26 15.06 27.0631.32 16.31 47.12低31.92 15.54 46.0932.14 15.34 66.71中28.84 19.83 63.8628.58 20.56 47.4629.04 19.65 49.07高29.419.15 48.2529.59 18.75 61.66中高1000101010208-218.827.21.20.3401.30.3401.60.6502.00.7004.224.24.21.0000.540.20.24-61010102010307-217-P2118-21底型切叠喇7-21喇8-21井葡1-2层结构单元剖面图四是楔

9、状镶嵌式结构单元剩余油类型 五是交错迷宫式结构单元剩余油类型8-24018-24378-2438-24358-24318-24389 7 09 8 09 9 08 - 2 4 3 70 . 536 . 83 - 76 . 81 . 80 . 4 8 00 . 50 . 5 0 00 . 50 . 5 0 03 . 50 . 5 0 00 . 44 - 70 . 40 . 40 . 0 0 00 . 64 - 70 . 40 . 40 . 0 0 09 6 09 7 09 8 08 - 2 4 3 54 . 132 . 20 . 30 . 1 0 00 . 80 . 1 0 00 . 70 .

10、1 4 03 . 34 - 72 . 40 . 30 . 1 7 00 . 80 . 1 7 03 . 84 - 71 . 00 . 20 . 1 4 00 . 60 . 1 4 00 . 69 7 09 8 08 - 2 4 31 . 631 . 60 . 70 . 0 6 00 . 20 . 0 0 00 . 10 . 0 0 04 . 83 - 71 . 20 . 20 . 0 8 00 . 50 . 0 8 00 . 10 . 0 8 02 . 60 . 20 . 2 6 00 . 20 . 2 6 00 . 40 . 2 6 01 . 40 . 2 6 01 . 84 - 70 .

11、60 . 20 . 0 0 00 . 44 - 79 6 09 7 09 8 08 - 2 4 3 17 . 23 - 77 . 20 . 60 . 1 0 00 . 90 . 1 0 00 . 30 . 1 0 01 . 60 . 4 0 02 . 80 . 2 8 03 . 44 - 71 . 40 . 20 . 0 7 00 . 70 . 0 7 00 . 54 - 79 6 09 7 09 8 08 - 2 4 3 80 . 330 . 30 . 20 . 0 0 04 . 43 - 74 . 44 . 00 . 4 9 00 . 24 - 72 . 14 - 79 7 09 8 09

12、 9 08 - 2 4 0 11 . 430 . 90 . 50 . 0 7 04 . 44 - 74 . 41 . 20 . 1 7 00 . 90 . 5 0 01 . 00 . 5 0 00 . 40 . 5 0 00 . 20 . 5 0 06 . 44 - 1 06 . 22 . 70 . 5 0 03 . 20 . 5 0 0喇8-2401喇8-2438井萨3层结构单元剖面图4-P1426.51-36.10.3 0.0300.9 0.0700.3 0.0200.7 0.4000.4 0.0900.5 0.1600.8 0.2601.0 0.3701.0 0.4101.031.00.

13、2 0.1200.8 0.3801.030.40.4 0.2801.130.70.3 0.0200.4 0.01028.74 21.78 21.7828.51 20.76 20.7626.33 26.35 26.35未30.03 18.04 33.67未28.35 21.45 57.34低29.33 19.48 44.4129.55 18.89 34.37中30.51 17.42 33.4530.51 17.38 45.78低31.81 16.77 32.53中28.64 20.13 55.93低26.56 25.02 66.33中25.03 42.57 42.57低24.42 45.69 4

14、5.69低1070108010905-1433.11+20.50.2 0.0001.80.9 0.1200.7 0.0806.436.26.1 0.5000.930.20.2 0.0000.53106010705-14883.41+23.41.2 0.1002.0 0.1705.235.23.6 0.2001.6 0.2400.63105010601070喇4-P142喇5-1488井萨1-3层结构单元剖面图 分析上述三种剩余油分布特征，即层状结构单元的砂体变差部位、底托悬挂式及交错迷宫型结构单元中的剩余油，通过利用结构界面可以进行精细挖潜。 底型切叠型、楔状镶嵌型结构单元的剩余油需要通过其他

15、资料综合分析，为下步的攻关挖潜目标。 以上五种结构单元能否用来挖潜，关键看其隔层是否稳定，垂向上有阻渗作用，平面上有较大的遮挡面积，对应油、水井的隔层是连贯的，至少要大于井距的12。厚油层层内非均质突出、无效注采循环严重、剩余油更加分散的开发现状。深化到砂体内部结构单元的研究，建立了四级结构界面的分布模式，将层内剩余油归纳为五种类型，使挖潜突破了层间调整的局限性。油层精细研究的成果，对挖潜工艺技术提出新的要求。同时也需要精细挖潜工艺的实践来检验。针对精细地质研究精细挖潜工艺验证需求 充分利用和保护物性结构界面，提高挖潜工艺的精细程度。 精细注水、精细堵水的封卡界面厚度可以降到0.1m，水力割缝

16、补孔不破坏的夹层厚度可以降到0.1m，顶部定位平衡压裂不破坏的隔层厚度可以降到0.4m。 一是层状结构单元剩余油挖潜技术：层状结构单元剩余油主要分布在砂体顶部，而底部由于注入水的长期冲刷，形成注采无效循环场，主要实施精细分层注水和堵水工艺。二是底托、悬挂、底型切叠、楔状镶嵌型结构单元剩余油挖潜技术：主要通过对其它层系油井的相应层位进行精细分层补孔等措施，完善注采关系来挖潜。三是交错迷宫、楔状镶嵌型结构单元剩余油挖潜技术：交错迷宫及楔状镶嵌型结构单元砂体注采井间存在夹层遮挡、变差部位，可通过精细分层压裂工艺，改善连通效果来挖潜。 根据厚油层内部结构界面的类型、剩余油分布类型及新的工艺系列，形成了

17、厚油层层内精细挖潜配套技术，采取以下三种工艺对策：2、精细分层注水技术 根据精细地质研究成果，挖潜的对象是0.5m以下的小隔层或者是物性结构界面。而常规压缩式和扩张式封隔器胶筒所卡的夹层厚度至少在0.5m以上，由于管柱的伸长或调配管柱允许的误差范围（1000m误差范围0.2m）就可能把夹层错过，因此采用常规注水工艺无法实现。为此研制应用了长胶筒封隔器，由层间细分达到层内细分。长胶筒封隔器原理 胶筒封堵技术是利用封隔器的胶筒来封隔结构界面或封堵套管上的炮眼，阻断高渗透层注入通道，强制注入液进入低渗透层。该技术的关键是封隔器胶筒的长度和强度达到既能封堵炮眼，又能长期座封，同时具有高承压易解封的特点

18、。 根据封堵需要，先后研制了K342-114、K141-114和K341-114型，长胶筒规格为1m、2m和3m，承压达到20MPa，单级最大解封负荷4.5KN。实施中可以根据井况的特点与常规封隔器组合成不同的注水和堵水工艺管柱。 该技术的关键是封隔器长期座封不泄漏和胶筒长期封堵炮眼不破裂，为此重点研究和解决： 长胶筒封隔器为水力密闭式机构，为保证长期座封，研制了新型座封阀。在座封凡尔的端面采用硫化的加工方法，将橡胶硫化于密封端面上，保证密封效果。通过地面套管内二年观察试验，始终保持密封状态。一是提高长胶筒封隔器密封性能二是提高长胶筒封隔器胶筒性能 长胶筒封隔器使细分注采工艺有了一个飞跃，注水

19、工艺由层间细分发展的层内细分，堵水工艺由层间大段发展到层内多段。该技术是油田公司所有知识产权，专利号：ZL02275473.3 为保证胶筒长期在高压下封堵炮眼不会破裂。通过大量试验，找到了理想的胶筒绕线与硫化工艺，提高了胶筒强度。 2长胶筒封隔器的承压试验 在地面模拟试验中，当注入压力达到20MPa时，封隔器胶筒从套管炮眼中挤出，168小时后使其解封，检查胶筒完好。 长胶筒封隔器的承压试验长胶筒封隔器的解封试验起原井管柱拔封负荷160kN 为了验证长胶筒封隔器的解封性能，在7-P2835井进行了K141-114型长胶筒封隔器拔封试验。该井设计采用2级2米长胶筒封堵PI23下- PI24层位。1

20、年后起原井管柱拔封负荷160kN，起出检查胶筒完好无损；在8-252井进行了K342-114型封隔器的解封拔封试验，11个月后，解封最大旋转力约3.5KN，解封正常，起出检查封胶筒完好；在5-P2025井进行了K341-114型封隔器的解封拔封试验，座封压力15MPa，单级解封拉力小于100kN，达到了设计要求。对比周围4口无措施油井日产液下降14t，产油增加2t含水下降1.74个百分点 5-1621井通过胶筒封堵，措施后强吸水层高15高17日注水量减少62m3，差油层高9-10高13日注水量增加25m3 长胶筒封隔器隔层封堵段内有夹层封堵层油层小夹层0.2m油层隔层普通封隔器层内细分注水效果

21、对于类结构界面，利用长胶筒进行层内细分 如9-182井，该井萨II1+21与萨II2+3、萨II5+6与萨II5-8、萨III4-71与萨III9+102之间的三个小层内都有结构界面。为此，下入3级长胶筒封隔器与4级常规封隔器组成细分管柱，进行层内细分。周围4口受效油井，平均产液由198t/d下降到180t/d，产油由9t上升到11t，含水由95.6%下降到94.0%。0.2m夹层类结构界面油层普通封隔器长胶筒封隔器0.4m夹层隔层长胶筒封隔器长胶筒封隔器调前调后调前调后砂岩厚度比例（砂岩厚度比例（%）+9.1+10.8有效厚度比例（有效厚度比例（%）65.574.657.067.850口井细

22、分前后的吸水状况口井细分前后的吸水状况 2004年累计实施92口井，其中0.5m以下小隔层58口井、物性夹层34口井。措施后日配注减少1470m3，实注减少1381m3，控制无效注水41.4104m3。 对比实施较早的50口细分井周围102口无措施油井，措施后日产液下降49t，日产油增加25t，含水下降0.2个百分点。提高了分层注水开发效果。3、精细分层堵水技术 主要是以控水为中心，以挖潜增储为主攻方向，根据精细地质研究成果研究无效循环的特点，特别是沉积单元内部无效循环规律的认识，应用研究了厚油层内油井精细分层堵水工艺，由大段堵水发展到多层细分堵水和层内细分堵水，细分条件由稳定隔层发展到结构界

23、面，有效地控制了无效采出。长胶筒层内细分堵水工艺 厚油层内长胶筒封堵技术主要是充分利用厚油层内0.5m以下小隔层或物性夹层的遮挡作用，采用长胶筒封隔器封隔小夹层，在物性结构界面处，即使射孔，也可以通过封堵炮眼实现层内细分封堵，封堵高渗透层产出通道，达到控制无效采出液和挖潜低渗透层潜力的目的。 2002年2004年， 采用长胶筒封隔器进行厚油层内封堵，累计实施34口井，平均单井降水45.1m3/d，含水下降2.9个百分点，其中2002年采用长胶筒封堵实施8口井，2003年厚油层内封堵8口井，2004年厚油层内封堵18口井，3 4 口 井 均 见 到 了 一 定 效 果 , 累 计 降 水 达20

24、.5104 m3。 喇6-1637井属于厚油层层内封堵,封堵层位PII1-6下，隔层厚度0.5m ,措施后该井增油3t/d，降水38m3/d,含水下降6.6个百分点，目前累计增油215t，累计降水5821m3，有效期175d。K342-114长胶筒丝堵PI5+61PII1-6上1029.31048.51049.0PII1-6下PII1021068.21074.3GI2+31081.2K342-114长胶筒635-III配产器GI2-7635-III配产器0.5m6.1m 喇6-1637井 例0.86-3233.4 2.2180萨萨II10+118.4萨萨II10-127.1 5006-324.

25、8萨萨III4-70.92.51.50.7120萨萨III4-71303006-3223.4萨萨II15+163.22.4 1.2 170萨萨III1+2460萨萨III4-74-74-72.62.02402200.60.86.6萨萨II15-25.6805002601201.0 0.6萨萨III4-75-31225.0萨萨II10+113.555505006-313 5.8萨萨II15+164.42.6 2.6 360 萨萨III 1+23604406-3136-323PII7-9及以下6-32SII10-12 8.4 7.1SII13+14 2.5 1.9SII15+16 5.8 4.4S

26、III1+2 2.6 2.6SIII3 1.2 1.2SII4-7 4.8 3.4SIII4-7 1.5 0.7PI5+6 1.1 1.1PI7 0.3PII1-3 2.8 1.7PII1-3 0.3PII4 2.2 2.096年年6月月堵堵层层04年年3月月堵堵层层SIII3 0.6 0.6 SIII4-7 0.2PI1-2 18.0 14.9高水淹高水淹高水淹高水淹高水淹高水淹 喇6-32井 例 计划堵4个层段，属于厚油层层内多段堵水，其中有2处为堵炮眼，有1个层段隔层仅为0.6m。措施后增油4.0t/d，含水下降3.0个百分点，有效期145d，继续有效。 K342-114K342-114

27、K342-114K342-114K342-114Y341-114LY341-114L丝堵SII10-12上SII10-12下942.0945.4948.9SII13+14SII15+16上956.0956.0SII15+16下958.4959.9SIII1+2SIII4-72982.2982.8SIII4-73PI221019.01023.6PI5+6PII1-311033.81038.3PII1-32GII31 喇6-32井 例喇喇6-32井堵水前后开采曲线井堵水前后开采曲线产产液液（t t）产产油油（t t）含含水水（% %）2004.3.30堵水堵水 为了满足不同井况和细分堵水要求，在常

28、规堵水管柱的基础上，开展了长胶筒与普通封隔器、空心桥塞封隔器与普通封隔器等不同工具组合下井堵水工艺试验，既达到细分堵水的目的，同时又降低了措施成本，取得较好措施效果。 现场实施 19口井，措施后平均单井降水51.9m3/d，增油0.8t/d，含水下降3.0个百分点。 长胶筒与常规封隔器结合层内细分堵水工艺SI2SI2SII1+2SII1+2SII2-4SII2-4堵水层堵水层SII5+6 SII5+6 SII13+14SII13+14SII13-16SII13-16上上堵水层堵水层SII13-16SII13-16下下射孔底界射孔底界FXY445-114FXY445-114桥塞封隔器桥塞封隔器Y

29、341-114LY341-114L封隔器封隔器防喷底球防喷底球FXY445-114FXY445-114桥塞封隔器桥塞封隔器K341-114-DK341-114-D封隔器封隔器635-635-偏偏死堵死堵SI2SI2SI4+5SI4+5普压普压SII1+2SII1+2普压普压压裂层段压裂层段压裂层段压裂层段SII5+6SII5+6SII10+11SII10+11普压普压射孔顶界射孔顶界压裂后堵水井 喇2-323井 该井为压裂后堵水，存在吐砂的危险，堵水层萨II13-16仅有结构界面，增大了工艺的难度。采用长胶筒封隔器、空心桥塞封隔器、和普通平衡封隔器等3种类型封隔器配套组合成上下2种不同结构的丢

30、手堵水管柱，措施后平均单井增油5t/d，含水下降8.0个百分点。4、精细分层压裂技术定位平衡压裂工艺 定位平衡压裂是挖潜厚油层内剩余油有效措施之一，由于含油饱和度高的中低渗透部位与高渗透部位之间夹层很薄，普通压裂很容易压窜夹层、压开高含水层。所以，该工艺做为精细挖潜配套技术之一。工艺原理： 在压裂管柱中，高渗透层安装一个平衡器，只进液不进砂。根据水力学的液体传压原理，夹层上下没有压力差，所以不能压窜夹层。压裂结束后，薄夹层下高渗透层裂缝因没有支撑剂而闭合，挖潜层因正常压裂施工造缝而收到挖潜效果。 序序号号井井号号夹层夹层厚度厚度措施前措施前措施后措施后与措施前差值与措施前差值产液产液t/d产油

31、产油t/d含水含水%产液产液t/d产油产油t/d含水含水%产液产液t/d产油产油t/d含水含水%13-P21280.9742467.71944776120238.325-P23881.11102676.61536954.74343-2235-P3811.4371171.4972574.760143.343-P2031.436586.738878.523-8.255-P38880.633778.81173470.88427-865-P37281.26024601196545.55941-14.574-P2731.436975.8166656113056-14.885-P2110.99372316

32、812239平均平均49.413.672.511439.96564.626.3-7.5 应用定位平衡压裂工艺实施8口井，平均单井增油26.3t/d，累计增油1.57104t。5、精细分层补孔技术 厚油层挖潜实践表明，层内注采完善程度低，是造成厚油层内剩余油富集的主要原因。既然厚层内剩余油是次级沉积单元注采不完善差形成的，那么挖潜层内剩余油就必须从完善次级沉积单元的注采关系入手。为此，通过在二次加密低产能井中对厚油层选择性补射，完善次级沉积单元的注采关系。 考虑到一旦油井附近结构界面被破坏，注入水就会从高渗透、高水淹带窜入油井，难以达到挖潜未水淹带剩余油的目的，在完井方法上应用了水力割逢精细射孔

33、工艺。该工艺技术无震动，对套管和水泥环不产生损伤，可避免目的层与高含水层之间隔层较小时常规炮弹射孔造成的管外窜槽现象的发生。且对油层无压实、无污染，比常规炮弹射孔具有更高的导流能力 。工艺原理： 在套管内下入带定向喷嘴的管柱，采用清水携带（0.45-0.9mm）石英砂，砂比为5%，在泵压32MPa下，实现对套管的割缝。每趟管柱能割5组逢，每组缝间隔为1m，同时割开180度相位角的2条逢。缝宽1cm、缝高20cm、缝深1m。人工井底实验效果： 根据地质精细描述后，剩余油的位置，分别针对厚油层内顶部和中部及薄差层剩余油进行了水力割逢挖潜。水力割逢射孔首先在挖掘隔层损失型剩余油中进行试验，与高含水层

34、隔层厚度从1.0m逐渐缩小到只有0.2m，然后发展到层内的有物性夹层和无物性夹层的挖潜。 通常该工艺要求最小稳定隔层厚度在0.4m以上，为了进一步挖掘潜力，2004年探索了利用类结构界面进行定位平衡压裂试验，在只有一个0.3m的类结构界面的情况下，施工没有出现窜槽，压裂初期增油12t/d，含水下降12.0 个百分点，累计增油529t，有效期95d。 喇6-P2428夹层0.3米0.3米喷沙器平衡器夹层夹层夹层PI2-6上PI2-6下 2004年累计实施45口油井，其中层内顶部38口、层内中部1口、薄夹层6口。 加密补孔后初期平均单井日产液66.1t，日产油10.2t，含水84.5%，比补孔前日

35、产液增加35.1t，日产油增加8.0t，含水下降8.1个百分点。年累积增油2.8907104t。完井完井方式方式剩余油剩余油类型类型井数井数( (口口) )措措 施施 前前措措 施施 后后差差 值值产液产液(t/d)(t/d)产油产油(t/d)(t/d)含水含水(%)(%)产液产液(t/d)(t/d)产油产油(t/d)(t/d)含水含水(%)(%)产液产液(t/d)(t/d)产油产油(t/d)(t/d)含水含水(%)(%)水水力力割割缝缝层层内内顶部顶部383828.028.02.62.690.790.769.169.110.310.385.185.141.141.17.77.7-5.7-5.

36、7中部中部1 11 10 094.894.85050171766.766.749491717-28.1-28.1小计小计393931.831.82.32.392.692.668.768.79.99.985.685.636.936.97.67.6-7.0-7.0薄夹层薄夹层6 631.331.32.32.392.692.652.752.711.311.378.578.521.321.39.09.0-14.1-14.1小小 计计454531.131.12.32.392.692.666.166.110.210.284.584.535.135.18.08.0-8.1-8.1 对比20022003年11

37、口厚油层挖潜（水力割缝射孔）目前效果：8口挖潜厚油层顶部井有7口井目前仍有效，8口井平均单井累积增油1226t；无夹层顶部、有夹层中部和有夹层底部效果比有夹层顶部差。总体看，达到了层内挖潜的目的。20022003年11口厚油层挖潜（水力割缝射孔）效果表措施措施时间时间措施前措施前初期补孔层初期补孔层2004.9累积增累积增油（油（t）截止到截止到2004年年9月月产液产液产油产油含水含水产液产液产油产油含水含水产液产液产油产油含水含水有夹层有夹层顶部顶部6-13122003.440294.3 521473.1 40586.8 2220有效有效7-13022003.44256.7 6433.3

38、22959.1 1590有效有效10-14022002.128280.0 17476.5 60985.0 2538有效有效10-16022003.961198.2 151313.3 14471.4 1513有效有效8-14022003.943295.4 661183.3 37391.9 374有效有效9-14022003.917194.0 19478.9 22290.9 546有效有效9-16122003.924194.1 7357.1 18194.4 106已无效已无效10-15022003.917194.2 22768.2 57493.0 923有效有效8口井合计口井合计2141294.4

39、 2046070.6 2703786.3 98108口井平均口井平均 26.8 1.5 94.4 25.5 7.5 70.6 33.8 4.6 86.3 1226无夹层无夹层顶部顶部7-13122003.427292.2 48687.5 34391.2 990有效有效有夹层有夹层中部中部10-16122003.967296.3 71593.0 74395.9 407已无效已无效有夹层有夹层底部底部10-15122003.96094.2 21385.7 25196.0 407已无效已无效3口井小计口井小计100496.0 1401490.0 133794.7 180411口井合计口井合计3141

40、694.9 3447478.5 4034489.1 11614三是水力割缝精细补孔实施实施45口油井，累积增油2.89104t。一是精细分层注水实施166口井，控制无效注水219104m3，累计增油2.74104t。二是精细分层堵水实施102口井，累计降水44104m3，累计增油2.67104t。四是精细分层压裂实施23口井，累计增油2.62104t。精细挖潜工艺合计实施336口井，其中：累计控制无效注水累计控制无效注水26326310104 4m m3 3，增油，增油10.9210.9210104 4t t。取得纯经济效益10419万元节约注水费用 1578万元各种措施投入 2079万元 增

41、油获得效益 10920万元按原油成本1000元/t，注水成本6元/m3计算： 喇嘛甸油田厚油层储量占全油田总储量的67.5%，由于非均质性突出，无效注采循环严重，剩余油富集并分布零散。使有效厚度大于2m的厚油层平均驱油效率仅为32.2%，挖潜空间大。 因此，充分利用和保护层内物性小夹层，实施精细挖潜工艺措施，是有效控制厚油层内无效循环、挖潜剩余油的进攻性手段，将在相当长的时期内发挥“控水稳油”和提高采收率的作用，推广应用前景广阔。 6、“二三结合”水驱挖潜工业性矿场试验 借鉴精细挖潜的理念，利用三次采借鉴精细挖潜的理念，利用三次采油加密井网，采取选择性射孔，首先进行水油加密井网，采取选择性射孔

42、，首先进行水驱挖潜调整，强化水驱二次采油，然后在适驱挖潜调整，强化水驱二次采油，然后在适当时机转入三次采油。当时机转入三次采油。喇嘛甸油田“二三结合”水驱挖潜试验设计井位图图 例原水驱井网油水井，封堵新钻注入井新钻采油井二四年十一月204口115口89口布 井 结 果合 计采油井新钻井注入井大庆油田有限责任公司第六采油厂OO比例尺: 1:10000设计人批准人开发部复核人审核人王伟区区区区区区区区区区区区区区南中东一区南中东二区南中西一区北西一区北西二区北东一区北东二区北北一区北北二区喇北北喇北北块二区块二区南块南块面面 积：积： 5.0 km5.0 km2 2目目 的的 层：萨层：萨4-10

43、4-10地地 质质 储储 量：量：311.4311.410104 4t t新新 钻钻 井井 网：网：150m150m五点法面积井五点法面积井网网新钻加密井：新钻加密井：204204口口注注 入入 井：井：8989口口采采 出出 井：井：115115口口注采不完善的单砂层注采不完善的单砂层厚油层内注采不完善的结构单元厚油层内注采不完善的结构单元 与二类油层三次与二类油层三次采油采用同一套井网，新采油采用同一套井网，新钻钻150m150m的五点法面积井网，的五点法面积井网，均匀加密，先期进行水驱均匀加密，先期进行水驱开发开发106m150m基 础 井新 钻 井1243加密对象加密对象加加密密方方式

44、式试验思路注水井注水井根据采油井层段根据采油井层段来确定，避射底来确定，避射底部无效循环部位部无效循环部位射孔对象为S4-10油层内注采不完善的结构单元、单砂层采油井采油井必须严格限制射必须严格限制射孔厚度，适当上孔厚度，适当上提射孔底界，预提射孔底界，预留避射高度留避射高度与萨4-10存在上粘连层段，综合考虑井组注采关系，扩射部分粘连层段对封固非优质层段，尽可能进行避射，预防窜槽射孔层发育较差、渗透率较低时，采取压裂方式投产射孔原则射孔原则射孔层分类射孔层分类 射 孔 层 类 别井数(口)井数比例(%)油层发育状况射孔情况砂岩(m)有效(m)未水淹(m)低水淹(m)砂岩(m)有效(m)未水淹

45、(m)低水淹(m)厚油层选射有稳定夹层1214.59.87.81.81.93.62.10.80.9有不稳定夹层5363.910.37.91.52.03.72.31.10.8没有夹层1821.68.77.21.02.33.82.70.91.4小 计8367.59.97.71.42.13.72.41.01.0厚油层全射 1411.46.94.20.30.74.62.30.30.5薄差层1512.27.94.90.30.94.21.00.30.5补充射开葡2层118.96.94.60.71.34.22.00.61.1平 均1231009.06.71.11.73.92.20.80.9第第类：厚油层选射

46、类：厚油层选射共计共计83口井，占采油井总数的口井，占采油井总数的67.5%射孔层底部有发育稳定岩性夹层井，射孔层底部有发育稳定岩性夹层井， 12口，口，14.5%，有效，有效2.1m射孔层底部发育不稳定岩性夹层井，射孔层底部发育不稳定岩性夹层井， 53口，口，63.9%，有效，有效2.3m射孔层底部未发育夹层井射孔层底部未发育夹层井(渗透率分级渗透率分级) ， 18口，口，21.6%，有效，有效2.7m厚油层厚油层选射选射 第第类类射孔层为多位于河道砂的边部或发育规模较小的透镜状砂射孔层为多位于河道砂的边部或发育规模较小的透镜状砂体，属于厚油层，采取全部射开的方法。体，属于厚油层，采取全部射

47、开的方法。 1414口井，占采油井总数的口井，占采油井总数的11.4%11.4%，平均单井射开有效厚度，平均单井射开有效厚度2.3m2.3m第第类类射孔层为发育较差的薄层（射孔层有效厚度2.0m，有效渗透率0.1m2）。 15口井，占采油井总数的12.2%，平均单井射开有效厚度1.0m开发指标预测及油层产量规划开发指标预测及油层产量规划生产时间2006年2007年2008年2009年2010年采 油 井单井产液3027272526单井产油3.02.11.61.21.0综合含水90.0092.2493.9795.2596.13注 水 井单井注水量 3534343333“二三结合”试验区采油井综合

48、开采曲线开井数(口)日产液（t）日产油（t）含水(%)流压(MPa)总井数(口)一是射孔层为厚油层上部、层内发育稳定物性夹层，一是射孔层为厚油层上部、层内发育稳定物性夹层，1212口口 日产液(t)日产油(t)含水(%)初期效果较好的井有7口井；开发至今效果一直较好4口；效果一直较差的井有5口井 不同类型井开发效果差别较大不同类型井开发效果差别较大 日产液(t)日产油(t)含水(%)二是射孔层为厚油层上部、层内发育不稳定物性夹层，二是射孔层为厚油层上部、层内发育不稳定物性夹层，5353口口 射孔时预留了一定避射射孔时预留了一定避射厚度，生产比较稳定厚度，生产比较稳定初期效果较好的井有29口井；

49、开发至今效果一直较好 8口；效果一直较差的井有24口井 日产液(t)日产油(t)含水(%)初期效果较好的井共有9口井；开发至今效果一直较好有5口；效果一直较差的井有 9口井三是射孔层为厚油层上部、层内发育渗透率分级界面，三是射孔层为厚油层上部、层内发育渗透率分级界面， 1818口口 射孔层底部与高水淹层之间预留一定射孔层底部与高水淹层之间预留一定避射厚度，避射厚度， 一定程度上控制了含水上升速度一定程度上控制了含水上升速度 日产液（t）日产油（t）含水(%)初期效果较好的井有7口，效果一直较好的有4口但由于注采完善、没有注水井点原因导致3口井，含水上升较快由于射开中水淹层井，有5口井开发效果一

50、直较差四是位于河道砂边部或孤立砂体，全部射开目的层，四是位于河道砂边部或孤立砂体，全部射开目的层，1414口口 投产后含水低，但因剩余油面积较小，产油下降投产后含水低，但因剩余油面积较小，产油下降速度较快速度较快 日产液（t）日产油（t）含水(%)初期效果较好的井有6口，2口井，效果一直较好因没有注水井点原因导致4口井，含水上升较快由于射开中水淹层的9口井开发效果一直较差五是射孔层为物性较差、渗透率较低油层，五是射孔层为物性较差、渗透率较低油层，1515口井口井 单井多采用压裂方式投产，单井多采用压裂方式投产，压裂稳产期较短压裂稳产期较短 存在问题存在问题目前，试验区采油井有50%比例左右井，

51、含水95%、日产油1.0t。这部分井能否得到有效治理，是试验能否成功的关键。还需积极探索更有效方法措施，来针对射孔目的层厚度较小，与上下高水淹层之间隔层厚度较薄油层的调整手段，进行低效井改造和高含水层层内封堵。精细地质方面，还需深入研究不同期河道的沉积边界划分，河流摆动、切叠等变化特征和变化规律、沉积机理和原因分析。关于射孔层及上下井段封固质量对开发效果的影响和作用方面，需尝试进行深入细致分析及相关研究，搞清封固质量对试验的影响程度。下步工作下步工作低产能、高含水井的治理，针对新投采油井中，开发效果由好变差和一直较差的井，结合萨4-10油层发育、射孔层状况，参考测试结果，制定下步措施意见。综合

52、分析试验区动态、静态资料，分析“二三结合”开发方式的可行性，区块注采关系的配套调整方法。应用数值模拟研究成果，结合试验区动静态资料，分析试验区开发指标变化规律，由二次加密调整挖潜转为三次采油的最佳时机，评价该阶段经济效益。对于没有稳定隔层的厚油层，深部调剖是有效的挖潜措对于没有稳定隔层的厚油层，深部调剖是有效的挖潜措施之一。施之一。深部调剖的特点：深部调剖的特点：1.1.注入流动性要好，能够注得进；注入流动性要好，能够注得进；2.2.堵得住，能够建立起压力剖面，在油层中要滞留时间堵得住，能够建立起压力剖面，在油层中要滞留时间长，不给地面处理造成困难；长，不给地面处理造成困难；3.3.化学剂用量

53、大，用的少效果都不好，再大就是化学驱。化学剂用量大，用的少效果都不好，再大就是化学驱。7、深部调剖技术1）国内外调剖技术的发展趋势 国外早期使用非选择性的水基水泥浆堵水，后来发展为应用原油、粘性油、憎水的油水乳化液、固态烃溶液和油基水泥等作为选择性堵剂，1974年Needham等人指出，利用聚丙烯酰胺在多孔介质中的吸附和机械捕集效应可有效地封堵高含水层，从而使化学堵水调剖技术的发展进入了新的阶段。20世纪70年代末到80年代初油田化学堵水技术得到了较好的应用和发展，后来发展成为注水井调剖技术、深部调剖技术。 深部调剖作用机理：用不同的方法使注入的化学调剖剂进入油层深部后堵塞水流通道，使油藏中的

54、液流改向，提高波及系数，提高原油采收率。该方法可有效地解决近井地带调剖无法解决的层内窜流问题，使堵水调剖工作迈出了新的一步。深部调剖剂有微生物类、沉淀类、冻胶类和胶态分散冻胶类等。尤其是胶态分散凝胶技术的研究和应用，既解决了井底冻胶处理无法解决的窜流问题，又可解决聚合物用量过多的矛盾，因而引起了广泛重视。国外已经实践了一批深部调剖的油井、区块和油田，取得了相应的效果。如美国TIORCO公司近9年来在美国落矾山地区对29个油田采用胶态分散凝胶进行深部处理，解决了深部窜流和层间窜流问题，其中有22个项目获得了成功，提高了原油产量，降低了产水量。结果表明：（1）该措施对三次采油的采收率有重大影响，如

55、渗透率变异系数较大的油藏DykstraParsons（变异系数为0.8），其最终采收率大于原始地质储量的40，较大地提高了石油采收率，提高范围为1.318.2；（2）处理井井底温度高达90，原油粘度为1020 mPas；（3）每增产1桶原油化学剂成本l2美元，有的甚至低于1美元。国内堵水调剖技术的发展大体经历了4个阶段：50至70年代:油井堵水为主,堵剂材料主要是水泥、树脂、活性稠油、水玻璃/氯化钙等。70至80年代:随着聚合物及其交联凝胶的出现,堵水调剖剂研制得以迅速发展,以强凝胶堵剂为主,作用机理多为物理屏障式堵塞,以调整近井地层吸水剖面及产液剖面为目的。90年代:油田进入高含水期,调剖技

56、术进入鼎盛期, 油田应用的堵剂体系有近100种,其中深部调剖(调驱)及相关技术得到快速发展,以区块综合治理为目标。2000年以后:基于油藏工程的深部调剖改善水驱配套技术的提出,使深部调剖技术上了一个新台阶,将油藏工程技术和分析方法应用到改变水驱的深部液流转向技术中。处理目标是整个油藏,作业规模大、时间长。国内研制的深部调剖剂有两类：冻胶类和颗粒类。采用冻胶时常采用控制成胶时间的方法达到冻胶在油层深部形成的目的，成胶时间的控制通常采用加延缓交联的添加剂来延长其成胶时间，北京勘探院、大庆、胜利、大港、江汉等都对此进行了有成效的研究工作，而且在现场见到了成效。采用颗粒调剖剂通常采用大剂量注入达到深部

57、调剖的目的。近几年来，胜利、江汉、华北等油田相继采用粘土颗粒类堵剂进行了大剂量的调剖，从而有效地解决了小剂量调剖有效期短，对应油井增油降水效果幅度不大的弊端。 （1）聚合物冻胶类堵剂 目前国外使用最多、应用最广的一类堵剂。美国EOR方案设计中有35采用聚合物，而其中的60采用的是冻胶处理。该类堵剂包括聚丙烯酰胺、聚丙烯腈、木质素磺酸盐和生物聚合物、两性聚合物等与交联剂反应形成的冻胶。 水溶性聚合物冻胶是我国七十年代以来研究最多、应用最广的一种堵水调剖剂。特别是聚丙烯酰胺大量而广泛的应用，给调剖技术开创了新局面。水溶性聚合物包括合成聚合物、天然改性聚合物、生物聚合物等，它们的共同特点是溶于水，在

58、水中有优良的增粘性，线性大分子链上都有极性基团，能与某些多价金属离子或有机基团（交联剂）反应，生成体型交联产物-冻胶，形成冻胶后，粘度大幅度增加，丧失流动性及水溶性，显示较好的粘弹性。聚合物凝胶在堵水调剖中的作用机理是它们在地层多孔介质中产生物理堵塞作用、吸附作用、残余阻力或改变水油流度比，使用浓度低（一般为0.3%5%），处理成本低，工艺简单，易于控制，效果明显，在油井堵水和注水井封堵大孔道都有广泛应用。根据聚合物、交联剂及其他添加剂的不同又可分成许多品种，复合离子型堵水调剖剂是国内新一代高效化学剂。（2）颗粒型堵剂 颗粒堵剂是一种经济有效的调剖剂，尤其是高渗透、特高渗透地层，需要进行深部处

59、理的大孔道地层，用颗粒类堵剂处理可获得明显的效果。 在颗粒调剖剂中，近年来使用较多的是土类和体膨性颗粒，主要包括钠土、果壳、青石粉；石灰乳；轻度交联的聚丙烯酰胺颗粒、聚乙烯醇颗粒等。土类和聚丙烯酰胺溶液或其凝胶配合使用效果更好，既可增强堵塞作用，又可防止或减少颗粒运移。使用颗粒堵剂时颗粒的粒径必须与地层的喉道半径配伍。该类堵剂价格便宜，特别是土类调剖剂近年来在胜利、中原、大港等高渗透油田大面积推广应用，已获得良好的经济效益。 国外研究认为：选择该类堵剂时首先应正确地选择颗粒大小与地层孔降喉道的匹配关系，应选择那些能够较容易进入高渗透层，而不易进入低渗透层的颗粒，如果该类堵剂中又含有其他类型冻胶

60、，便会使冻胶液有效地进入高渗透层从而减少其对低渗透层的伤害。目前研究应用的微细水泥技术解决了常规水泥处理半径小，注入困难的弊病，该项技术已在套管补漏，做聚合物堵剂封口等方面取得了广泛应用。原理:通过深部液流转向改变注入水的流场,遏制注入水通过高渗强水洗部位的无效循环; 深部液流转向剂:该剂应是变形剂,具有5个基本特征:自适应性,在高渗部位产生动态沿程阻力,抗剪切,不进入低渗层,耐温耐盐耐老化;该剂为柔性剂,在大孔道中的运移类似蚯蚓蠕动,具有6个特征:任意变形,环境赋形,强黏附性,强拉伸柔性,化学性稳定,具二次黏结能力。由34%柔性单体、60%共聚单体、5%增韧剂、1%引发剂合成了微粒型胶状柔性