特高含水整装油藏堵调工艺技术及应用

1、二一七年三月特高含水整装油藏堵调工艺技术及应用孤东采油厂孤东采油厂前言 面对低油价带来的严峻挑战，特别是针对特高含水整装油藏开发后期，优势窜流通道普遍发育，剩余油分布更为复杂，采油厂立足油藏研究，强化科研攻关，通过窜流通道分析，研制低成本堵剂、优化段塞组合和堵剂定位放置技术 ，降低单井投入，为低成本战略实施提供技术支撑。孤东采油厂汇汇 报报 内内 容容三、现场应用情况一、孤东油田开发形势分析四、下步工作方向二、低成本调剖的主要做法 孤东采油厂孤岛采油厂孤岛采油厂开开 发发 中中 心心海洋采油厂海洋采油厂采油厂管理着采油厂管理着孤东、红柳、新滩孤东、红柳、新滩三三个油田。个油田。其中主力油田其中

2、主力油田孤东油田孤东油田含含油面积油面积69.969.9平方千米，地质储量平方千米，地质储量2.22.210108 8t t，占总储量的，占总储量的81.981.9% %。1 1、孤东油田开发状况孤东油田开发状况一、孤东油田开发形势分析孤东采油厂地质储量：地质储量： 213752137510104 4t t油井总井：油井总井： 16691669口口油井开井：油井开井： 13721372口口日液水平：日液水平： 83352t/60.783352t/60.7日油水平：日油水平： 2781t/2.02781t/2.0综合含水：综合含水： 96.796.7采出程度：采出程度： 36.736.7采油速度

3、：采油速度： 0.470.47水井总井：水井总井： 933933口口水井开井：水井开井： 708708口口日注水平：日注水平： 85776m85776m3 3/121/121注入压力注入压力： 11.2MPa11.2MPa动动 液液 面：面： 515m515m注注 采采 比比： 1.031.03采采 收收 率：率： 38.0%38.0%地层压降：地层压降： -0.5MPa-0.5MPa孤孤东油田整装油藏开发东油田整装油藏开发现状现状开发特征：综合含水高开发特征：综合含水高、采出程度、采出程度低低1 1、孤东油田开发状况孤东油田开发状况一、孤东油田开发形势分析孤东采油厂岩心并联水驱油实验岩心并联

4、水驱油实验K=1035mDK=2141mDK=3042mD注入采出采出采出填砂管：2.5cm100cm 合采合采1035mD1035mD2141mD2141mD3042mD3042mD采出程度，采出程度，% %lglg（WWp p) )三管并联实验甲型水驱特征曲线96%98.7%85%74.5%物理模拟实验：三层合注分采，分层及总体开发指标渗透率渗透率 mD含水含水%驱油效率驱油效率 %曲线形态曲线形态103574.527.9不上翘不上翘214185.039.3不上翘不上翘304298.758.4上翘上翘合采合采96.046.6上翘上翘 对于存在非均质对于存在非均质多层合注合采单元多层合注合采

5、单元，高高渗渗层层水驱水驱特征曲线特征曲线明显明显上上翘翘，变为，变为高耗水层高耗水层，单元整体效果变，单元整体效果变差。差。1 1、孤东油田开发状况孤东油田开发状况一、孤东油田开发形势分析孤东采油厂整体含水整体含水85%、采出程度采出程度31%。高高倍倍相相渗渗常常规规相相渗渗含油饱和度分布含油饱和度分布水相相对渗透率分布水相相对渗透率分布整体整体含水含水98%， 采出程度采出程度45%。 特高含水期，正韵律储层顶底水相渗透率差异大幅增加，水相渗透率大幅增加特高含水期，正韵律储层顶底水相渗透率差异大幅增加，水相渗透率大幅增加势必导致注水利用率低。势必导致注水利用率低。 1 1、孤东油田开发状

6、况孤东油田开发状况一、孤东油田开发形势分析孤东采油厂 含水含水95%95%左右，水驱特征曲线出现左右，水驱特征曲线出现上翘上翘现象，水相渗透率大幅度现象，水相渗透率大幅度上升，上升，无论是无论是单层还是多层开发的水单层还是多层开发的水驱曲线的非线性驱曲线的非线性变化变化“拐点拐点”，导致注水利用率大幅下降。导致注水利用率大幅下降。lg(Wp/N）94.8%96.2%不同单元水驱曲线(理论)典型单元水驱曲线(矿场)lg(Wp/N）96.8%94.2%95.3%1 1、孤东油田开发状况孤东油田开发状况一、孤东油田开发形势分析孤东采油厂孤东油田运行成本随孤东油田运行成本随含水变化曲线含水变化曲线特高

7、含水阶段成本大幅增加特高含水阶段成本大幅增加特高含水阶段水特高含水阶段水油比大幅度油比大幅度提高提高不同含水率下吨油产水量0102030405060708090100899091 929394959697 9899 100含水率，%吨油产水量，t0200400600800100012001400160090919293949596979899吨油运行成本（元吨油运行成本（元/吨吨)含水（含水（%）1 1、孤东油田开发状况孤东油田开发状况 特高含水期，注水利用率低，水油比大幅提高，导致吨油运行成本大幅增加；特高含水期，注水利用率低，水油比大幅提高，导致吨油运行成本大幅增加；目前目前水驱单元综合含

8、水水驱单元综合含水99%99%油井油井193193口，日产油仅口，日产油仅128128吨，日产液高达吨，日产液高达1.91.9万吨，万吨，吨油吨油运行成本运行成本高达高达19271927元元/ /吨吨。一、孤东油田开发形势分析孤东采油厂主河道高渗条带发育状况主河道高渗条带发育状况不同开发阶段非均质性参数变化表不同开发阶段非均质性参数变化表 长期注水开发后油藏参数发生变化，长期注水开发后油藏参数发生变化，纵向非均质纵向非均质性进一步加强性进一步加强，微粒运移加速，微粒运移加速了纵向优势窜流通道的形成。了纵向优势窜流通道的形成。主河道驱油效率发育状况主河道驱油效率发育状况2 2、调剖封窜提高注水效

9、率一、孤东油田开发形势分析孤东采油厂孤东油田7-29-检254井水淹剖面图孤东油田7-29-检254井水淹剖面图层位层位样品位置样品位置深度深度(m)(m)岩心岩心岩心照片岩心照片韵律性韵律性GRGR 30 130 SPSP 40 70 CONDCOND 1000 0 孔隙度（%）孔隙度（%） 20 45 渗透率（md）渗透率（md） 1 10000 MdMd 0 0.45 R4R4 0 30 ACAC 60 150 RILDRILD 0 25 RILMRILM 0 25 含水饱和度含水饱和度（）（） 100 0 含油饱和度含油饱和度（）（） 0 100 驱油效率驱油效率 0 100 水淹级别

10、水淹级别53154263+41451501551601651701751801851901952002052102152202252302352402452502552602652702752802851320133013401350水洗见水强水洗见水水洗见水水洗见水水洗So49.8%6.2厚度39.9%45.8%43.1%0.90.73.541.2%1.047.8%1.1Ng63+4孤东油田7-29-检254井取心井测井解释图（2015年） 取心井水淹剖面显示，纵向上全井段均有过水，强水洗段厚度取心井水淹剖面显示，纵向上全井段均有过水，强水洗段厚度0.7-1.0m0.7-1.0m，总，总厚度

11、厚度2.62.6m m，占全井厚度，占全井厚度19.419.4% %。2 2、调剖封窜提高注水效率一、孤东油田开发形势分析孤东采油厂吸水剖面资料显示，吸水最好的层段位于油层中下部，表面底部窜流较强。吸水剖面资料显示，吸水最好的层段位于油层中下部，表面底部窜流较强。2008.36326421325.61340.01347.42007.102004.92009.10.106311328.01332.2641吸水吸水好层好层段段631631632632641641642642数数% %数数% %数数% %数数% %19619611115.6 5.6 41 41 20.9 20.9 79 79 40.

12、3 40.3 65 65 33.233.2 7-31-266井历年吸水剖面对比2 2、调剖封窜提高注水效率一、孤东油田开发形势分析孤东采油厂纵向纵向渗透率极差逐步增大，高渗透率极差逐步增大，高渗条渗条带发育更为明显。带发育更为明显。主流线方向高渗条带分布剖面图开发初期1990-8-1目前1996-4-1渗透率平均：2301，最大值820829-286渗透率平均：2773，最大值10671渗透率平均：3244，最大值13133渗透率平均：3873，最大值164162 2、调剖封窜提高注水效率一、孤东油田开发形势分析孤东采油厂22-2628-41521-21122-20622-21522-2262

13、2-23522-24622-25522-36622-39523-18623-19123-20623-22623-24623-25423-26623-28623-30623-32623-33123-34623-36623-38624-19524-20624-21524-22624-23524-24624-25524-26624-27524-28624-29524-30124-30624-31524-32624-33524-34624-35524-36624-38624-39525-18625-20625-21125-21425-22625-23425-24625-25425-26625-2742

14、5-28625-29425-30625-31425-32625-33425-34625-35425-36625-37425-38626-18626-19526-20626-21526-22626-23526-24626-25526-26626-27526-28626-29526-30626-31526-32626-33526-34626-35526-36626-37526-39527-18627-19427-20627-21427-22627-23427-24627-26627-27427-28627-29127-29427-30627-31427-32627-34627-38628-1412

15、8-19528-20628-21528-22628-23528-24628-25528-26628-27528-28628-29528-30628-31528-32628-33528-34628-35528-37528-40629-16629-17429-18629-20629-21429-22629-23429-24629-25429-26629-27429-28629-29429-30629-31429-32629-33429-35429-39429-40630-16630-17530-20630-21530-22630-23530-24630-25530-26630-27530-2863

16、0-29530-30630-31530-32630-35530-39530-40631-14631-18631-20631-21431-22631-23431-24631-26631-27431-28631-29431-30631-31431-34631-39432-14632-15532-16632-19532-20632-21532-22632-23532-24632-25532-26632-27532-28632-29532-30632-31532-32632-36632-37532-38632-39532-40633-14633-16633-18633-19433-20633-2143

17、3-22633-23433-24633-25433-26633-27433-28633-29433-30633-31433-32633-33433-34633-35433-36633-37433-38634-14634-15534-16634-18634-19534-20634-21534-22634-23534-24634-25534-26634-27534-28634-29534-30634-31534-32634-33534-35534-36634-37534-39535-12635-13435-14635-16635-17435-18635-19435-20635-21435-2263

18、5-23435-24635-25435-27435-29435-30635-31435-32635-33435-34635-35435-36635-38636-13536-14636-15536-16636-17536-18636-19536-20636-21536-22636-23536-24636-25536-27536-29536-31536-32636-33536-34636-35536-36636-37536-38636-40637-12637-13437-14637-16637-17437-19437-20637-21437-22637-23437-25437-27437-2943

19、7-31437-32637-33437-34637-35437-36637-37438-11538-12638-13538-14638-16638-17538-19538-20638-21538-22638-23538-25538-27538-29538-31538-32638-33538-34638-35538-36638-37539-11439-13439-14639-17439-18639-19439-20639-21439-22639-23439-24639-25439-27439-29439-32639-33439-34639-35439-36639-37440-11540-1354

20、0-14640-15540-16640-19540-20640-21540-22640-23540-25540-27540-29540-31540-33540-34640-35540-36640-37540-39541-10541-14541-18541-20541-22541-24541-26541-28541-30541-34541-38528-1630-1431-1233-12GD722-37522-38623-33423-37424-37526-38627-33427-35427-36627-37428-18628-36629-37429-38630-18630-19530-33530

21、-34630-37531-16631-19431-32631-33431-35431-36631-37431-38632-17532-18632-34632-35533-40634-17534-34634-38634-40635-15435-37436-12637-11437-18637-38638-15539-10639-11639-16639-31440-12640-17540-18641-12541-16541-32500.20.40.60.811.21.41.61.82七区西馆上64层渗透率变异系数等值图22-2628-41521-21122-20622-21522-22622-235

22、22-24622-25522-36622-37522-38622-39523-18623-19123-20623-22623-24623-25423-26623-32623-36623-37423-38624-19524-20624-21524-22624-23524-24624-25524-26624-27524-28624-36624-37524-38624-39525-18625-20625-21125-21425-22625-23425-24625-25425-26625-32625-33425-35425-36625-37425-38626-19526-20626-21526-226

23、26-23526-24626-25526-26626-27526-30626-35526-38626-39527-18627-19427-20627-21427-22627-23427-24627-26627-27427-28627-29127-29427-30627-31427-32627-33427-34627-35427-36627-38628-14128-18628-19528-20628-21528-22628-23528-24628-25528-26628-27528-28628-29528-30628-31528-32628-33528-35528-37528-40629-166

24、29-17429-18629-20629-21429-22629-23429-24629-25429-26629-27429-28629-29429-30629-31429-32629-33429-39429-40630-16630-17530-18630-19530-20630-21530-22630-23530-24630-25530-26630-27530-28630-29530-30630-31530-32630-33530-34630-35530-40631-14631-16631-18631-19431-20631-21431-22631-23431-24631-26631-274

25、31-28631-29431-30631-31431-32631-33431-35431-36631-39432-14632-15532-16632-17532-18632-19532-20632-21532-22632-23532-24632-25532-26632-27532-28632-29532-30632-31532-32632-34632-35532-37532-38632-40633-14633-16633-18633-20633-21433-23433-25433-26633-27433-28633-29433-30633-31433-32633-33433-34633-354

26、33-37433-40634-14634-15534-16634-17534-18634-19534-20634-22634-26634-27534-28634-29534-30634-31534-32634-33534-34634-35534-36634-37534-38634-39534-40635-12635-13435-16635-17435-18635-19435-20635-21435-22635-25435-27435-29435-30635-31435-32635-33435-34635-35435-36635-37435-38636-16636-17536-18636-195

27、36-20636-21536-23536-25536-27536-31536-32636-33536-34636-35536-36636-37536-38636-40637-11437-12637-16637-17437-18637-19437-20637-22637-23437-25437-27437-29437-31437-32637-33437-34637-35437-36637-37437-38638-11538-13538-19538-20638-21538-22638-23538-25538-27538-31538-32638-33538-34638-35538-36638-375

28、39-10639-13439-17439-18639-19439-21439-22639-23439-24639-25439-27439-29439-31439-32639-33439-34639-35439-36639-37440-12640-13540-14640-15540-16640-17540-18640-19540-20640-21540-23540-25540-27540-33540-34640-35540-36640-37541-10541-12541-14541-16541-18541-20541-22541-24541-26541-28541-30541-32541-345

29、41-38528-1630-1431-1233-12GD723-28623-30623-33423-33123-34624-29524-30124-30624-31524-32624-33524-34624-35525-27425-28625-29425-30625-31425-34626-18626-28626-29526-31526-32626-33526-34626-36626-37527-37428-34628-36629-35429-37429-38630-37530-39531-34631-37431-38632-36632-39533-19433-22633-24633-3663

30、3-38634-21534-23534-24634-25535-14635-15435-23435-24636-12636-13536-14636-15536-22636-24636-29537-13437-14637-21438-12638-14638-15538-16638-17538-29539-11439-11639-14639-16639-20640-11540-22640-29540-31540-395020040060080000.20.40.60.811.21.41.61.82七区西馆上63层渗透率变异系数等值图平面平面上非均质性差异上非均质性差异大大, ,造成沿主河道方向容易

31、窜流。造成沿主河道方向容易窜流。2 2、调剖封窜提高注水效率一、孤东油田开发形势分析孤东采油厂示踪剂示踪剂监测结果对比图监测结果对比图速度速度2020m/dm/d，为投产初期，为投产初期的的40-6040-60倍；平面波及宽度为倍；平面波及宽度为2222米左右，油水井间米左右，油水井间低效循环低效循环注水。注水。22-426524N26625-22626-28626-426626N24627-22627C26628-424628C22628N26628N30629N20629N24629N28630N24630N28631-26631C22632-26633N24620679600206798

32、0020680000206802002068040020680600206808002068100020681200206814002068160020681800419600041962004196400419660041968004197000419720041974004197600419780023X424625-426626-422527-424627-428627C21428-20628-420628-428629-422629-423529-430629J26630-22630-426630-430631-424631-428632-28632-424632-428633-422

33、634-426635C42467P67P725XN246测试井点分布图测试井点分布图目前流线示意图目前流线示意图212m22m2 2、调剖封窜提高注水效率一、孤东油田开发形势分析孤东采油厂34C101134C1011井与井与36-12636-126井间连通性好，井间连通性好，窜窜流后流后，对应油，对应油井井36-12636-126呈现呈现“三升一降三升一降“特征（日液、含水、动液面特征（日液、含水、动液面上升，日油下降），开发效果变差，井组日油下降上升，日油下降），开发效果变差，井组日油下降0.90.9吨，吨，含水上升含水上升2.32.3% %，见聚浓度由，见聚浓度由150150上升到上升到7

34、60760mg/lmg/l。36-12636-126月度开发曲线月度开发曲线Ngs3Ngs32 2小层平面图小层平面图34C1011窜流窜流窜流窜流调剖治理调剖治理2 2、调剖封窜提高注水效率一、孤东油田开发形势分析孤东采油厂六区六区3-53-5七区西七区西 6 63+43+4七区西七区西4 41 1-5-51 1七区西七区西5 54 4-6-61 1数模分析表明，一、二、三类储层均存在优势窜流通道。数模分析表明，一、二、三类储层均存在优势窜流通道。一类储层二类储层三类储层三类储层2 2、调剖封窜提高注水效率一、孤东油田开发形势分析孤东采油厂 孤孤东油田平均剩余油饱和度东油田平均剩余油饱和度3

35、6.536.5% %，剩余油主要集中在剩余油主要集中在分流线分流线、非主力层非主力层和和韵韵律层顶部律层顶部，导致，导致现有驱替方式难以有效动用现有驱替方式难以有效动用，迫切需要通过调剖堵水，迫切需要通过调剖堵水，堵强扶弱堵强扶弱，开辟新流线，挖潜未动用剩余油。开辟新流线，挖潜未动用剩余油。含油饱和度(%)二区非均相选区平面剩余油柱状图含油饱和度含油饱和度(%)(%)主力层主力层非主力层非主力层六区5-6分小层剩余油柱状图 主力层剩余油饱和度主力层剩余油饱和度较低较低(30%-(30%-35%)35%)，非主力层非主力层较高较高(40(40% %以上以上) )。u层间剩余油层间剩余油u层内剩余

36、油层内剩余油 正韵律正韵律油层顶部油层顶部、低渗条带低渗条带。 主要集中在主要集中在砂体边部砂体边部、油井排及油井排及分流线分流线等等弱驱区域。弱驱区域。u平面剩余油平面剩余油3 3、调、调剖面临的形剖面临的形势势一、孤东油田开发形势分析孤东采油厂 受受储层非均质性加剧储层非均质性加剧和和剩余油分布剩余油分布的的影响，堵剂用量逐年加大，井组增油逐年影响，堵剂用量逐年加大，井组增油逐年下降，单井成本逐年上升下降，单井成本逐年上升，20132013年年吨增油吨增油成本达到成本达到857857元元/ /吨，明显超出水驱单元操吨，明显超出水驱单元操作成本作成本648648元元/ /吨。吨。010203

37、040506070809020092010201120122013调剖工作量（口）年度调剖工作量变化趋势调剖工作量变化趋势调剖单井成本变化趋势调剖单井成本变化趋势调剖单井组增油变化趋势调剖单井组增油变化趋势10015020025030035040020092010201120122013单井增油(t)年份15202520092010201120122013单井投入(万元)年份3 3、调、调剖面临的形剖面临的形势势一、孤东油田开发形势分析孤东采油厂岩心号岩心号渗透率渗透率K K1 1/m/m2 2突破压力突破压力/ /MpaMpa突破压力梯突破压力梯度度阻力系数阻力系数堵水率堵水率/%/%100

38、PV100PV后堵后堵水率水率1 10.1210.1211.51.50.0780.07848.3248.3298.8198.8196.3196.312 21.0151.0151.31.30.0670.06737.2437.2498.0698.0695.4695.463 33.7153.7151.41.40.0720.07222.3722.3798.0198.0193.1193.114 46.426.421.21.20.0620.06211.3811.3896.4296.4287.8887.885 513.77213.7721.11.10.0570.0576.236.2396.3796.3767

39、.1967.19冻胶堵剂在冻胶堵剂在储层渗透率为储层渗透率为4m4m2 2以下时，其封堵性和耐冲刷性均能够满足以下时，其封堵性和耐冲刷性均能够满足现场使用要求。当渗透率达到现场使用要求。当渗透率达到4m4m2 2以上，初始封堵性较好，当进行持续冲刷以上，初始封堵性较好，当进行持续冲刷时，封堵性能迅速降低，无法满足现场使用。时，封堵性能迅速降低，无法满足现场使用。常规冻胶体系性能评价（0.3%孤东聚合物+0.3%交联剂）冻胶体系封堵强度低冻胶体系封堵强度低3 3、调、调剖面临的形剖面临的形势势一、孤东油田开发形势分析孤东采油厂 常规粉煤灰粒径常规粉煤灰粒径7575m m，单方成本单方成本8080

40、元元/ /方，对于方，对于1010m m2 2以下储层，由于端面以下储层，由于端面效应，堵剂难以进入地层深部，如果精细研磨，成本将大幅上升，不适合大剂量效应，堵剂难以进入地层深部，如果精细研磨，成本将大幅上升，不适合大剂量深部调剖，需要探索更为廉价的堵剂体系。深部调剖，需要探索更为廉价的堵剂体系。0102030405060708090100Cumulative distribution Q3 / %0.00.20.40.60.81.01.2Distribution density q3*0.40.6 0.8 1.02468 10204060 80 100200Particle size / m

41、粉煤灰粒径分布图 粉煤灰粉煤灰难以真正实现在地层中深部运移难以真正实现在地层中深部运移不同渗透率岩心堵剂注入封堵实验3 3、调、调剖面临的形剖面临的形势势一、孤东油田开发形势分析孤东采油厂 采油厂年采油厂年联合站清罐产生油泥联合站清罐产生油泥砂砂2000020000方以上，污水处理产生浮渣方以上，污水处理产生浮渣50005000吨，单吨，单方的外包处理方的外包处理成本成本800800元元/ /吨，同时受环保政策影响，急需开展吨，同时受环保政策影响，急需开展联合站油泥砂联合站油泥砂和和污污水处理浮渣水处理浮渣的资源化利用的资源化利用。研制更为廉价的低成本堵剂体系，满足深部调剖、效益调剖的要求。清

42、罐油泥砂水处理浮渣3 3、调、调剖面临的形剖面临的形势势一、孤东油田开发形势分析孤东采油厂汇汇 报报 内内 容容三、现场应用情况一、孤东油田开发形势分析四、下步工作方向二、低成本调剖的主要做法 孤东采油厂二、低成本调剖的主要做法低成本调剖工艺优化u 低成本堵剂的研制u 储层窜流通道定量描述u 堵剂定位放置技术u 强化精细运行管理强化选井和优化堵剂类型u 优化段塞组合 降低单井投入 提高措施时率 为了实现低油价下调剖创效，开展储层窜流通道描述，提高工艺设计针对性，研制低成本堵剂和优化段塞组合降低单井投入，强化精细运行管理，提高措施时率，保证了调剖效益，推进了调剖工艺的规模化应用。孤东采油厂 示踪

43、剂示踪剂资料显示资料显示，窜流通道最大孔吼半径，窜流通道最大孔吼半径24.4824.48m m，高耗水带厚度仅，高耗水带厚度仅0.07-0.770.07-0.77m m。七区西七区西6 63+43+4踪踪剂监测结果剂监测结果29N24629N246井组井组22-426524N26625-22626-28626-426626N24627-22627C26628-424628C22628N26628N30629N20629N24629N28630N24630N28631-26631C22632-26633N24620679600 20679800 20680000 20680200 2068040

44、0 20680600 20680800 20681000 20681200 20681400 20681600 20681800419600041962004196400419660041968004197000419720041974004197600419780023X424625-426626-422527-424627-428627C21428-20628-420628-428629-422629-423529-430629J26630-22630-426630-430631-424631-428632-28632-424632-428633-422634-426635C42467P6

45、7P725XN24630-24630-246井组井组27-22627-226井组井组窜流特征参数窜流特征参数 目前推进速度目前推进速度16.8-64.2m/d16.8-64.2m/d，较初期增长，较初期增长30-7030-70倍倍。注入同位素注入同位素I I131131监测采油井监测采油井1616口口见到同位素采油井见到同位素采油井5 5口口注入水推进速度注入水推进速度16.8m/h-64.2m/h16.8m/h-64.2m/h高渗透带厚度高渗透带厚度0.07-0.77m0.07-0.77m平均渗透率平均渗透率25.32m25.32m2 2最大孔喉半径最大孔喉半径24.4824.48m m（一

46、）开展储（一）开展储层窜流通道定量层窜流通道定量描述，提高选井及设计的针对性描述，提高选井及设计的针对性1、孔吼半径分析二、低成本调剖的主要做法孤东采油厂孤东油田孤东油田7-29-7-29-检检254254井压汞曲线井压汞曲线 取心井资料取心井资料显示显示，开发初期纵向平均孔吼半径，开发初期纵向平均孔吼半径10.1010.10m m，最大孔吼半径，最大孔吼半径24.324.3m m，目前纵向平均孔吼半径，目前纵向平均孔吼半径11.1611.16 m m，最大孔吼半径，最大孔吼半径4444m m。24# Ng44+567 # Ng52+3131# Ng54+5254# Ng63+4孤东油田孤东油

47、田7-29-7-29-检检254254井毛井毛管压力参数统计表管压力参数统计表 层位层位块数块数 孔隙度孔隙度 %渗透率渗透率 10-3m2排驱排驱压力压力 MPa汞饱和度汞饱和度50%时时压力压力 MPa孔喉半径孔喉半径平均值平均值 m变异变异系数系数最大汞最大汞饱和度饱和度 %最大孔最大孔喉喉半径半径 m汞饱和度汞饱和度50%时孔喉时孔喉半径半径 m均质均质系数系数退汞退汞效率效率%Ng44+5 340.5 4480 0.031 0.061 12.535 0.655 91.96 27.10 14.251 0.475 7.92 Ng52+3 440.5 4645 0.018 0.054 13

48、.868 0.631 91.73 44.00 14.438 0.318 6.07 Ng54+5 438.8 1735 0.030 0.580 6.939 0.956 86.35 27.17 4.812 0.234 13.56 Ng63+4 740.0 2897 0.029 0.192 11.441 0.738 89.56 31.13 10.959 0.362 11.66 总计总计1839.2 3291 0.027 0.226 11.162 0.749 89.73 32.44 10.915 0.342 10.22 （一）开展储（一）开展储层窜流通道定量层窜流通道定量描述，提高选井及设计的针对性描

49、述，提高选井及设计的针对性1、孔吼半径分析二、低成本调剖的主要做法孤东采油厂油水井间的栅状结构油水井间的栅状结构 利用利用栅状流动数值模拟技术栅状流动数值模拟技术，以，以地质模型为基础，将地层窜流等同平地质模型为基础，将地层窜流等同平行管流，利用渗流理论，依据累积采行管流，利用渗流理论，依据累积采水量计算出窜流通道平均半径。水量计算出窜流通道平均半径。（一）开展储（一）开展储层窜流通道定量层窜流通道定量描述，提高选井及设计的针对性描述，提高选井及设计的针对性1、孔吼半径分析二、低成本调剖的主要做法孤东采油厂七区西七区西54-6154-61窜流通道分析图窜流通道分析图 应用应用数值模拟技术分析数

50、值模拟技术分析识别识别出单元平面上油水井连通关系、水流出单元平面上油水井连通关系、水流优势优势通道分布通道分布，并可定量，并可定量描述大孔道的平均孔喉描述大孔道的平均孔喉半径，七区西半径，七区西5 54 4-6-61 1单元平均孔单元平均孔吼半径吼半径11.1m11.1m，最最大孔吼半径大孔吼半径28.72m28.72m 。单元单元小层名小层名孔喉半径孔喉半径(um)七区西七区西54-61NGS54最大最大15.5平均平均7.8NGS55最大最大28.72平均平均16.1NGS61最大最大23.72平均平均9.2七区西七区西54-6154-61窜流通道定量描述结果窜流通道定量描述结果（一）开展

51、储（一）开展储层窜流通道定量层窜流通道定量描述，提高选井及设计的针对性描述，提高选井及设计的针对性1、孔吼半径分析二、低成本调剖的主要做法孤东采油厂 孔喉半径R对相渗曲线的影响孔喉半径R对相渗曲线的影响0.000.100.200.300.400.500.600.700.800.901.0000.10.20.30.40.50.60.70.80.91含水饱和度(Sw)油水相对渗透率(Krw、Kro)R=0-10微米R=0-10微米R=10-20微米R=10-20微米R=20-30微米R=20-30微米 储层渗流通道按储层渗流通道按孔喉半径大小划分孔喉半径大小划分特大孔道特大孔道、大孔道大孔道、高高

52、渗带渗带三种类型，根据不三种类型，根据不同类型优选适合的堵剂体系，实现高效封堵。同类型优选适合的堵剂体系，实现高效封堵。u孔喉半径孔喉半径1010微米是残余油饱和度明显变化的界限；微米是残余油饱和度明显变化的界限；u孔喉半径大于孔喉半径大于1010微米，末端水相渗透率随孔喉半径线性增加。微米，末端水相渗透率随孔喉半径线性增加。划分划分依据依据名称孔喉半径区间渗透率区间特大孔道r30m8Dc大孔道20mr30m4-8Dc高渗带10mr20m1-4Dc优势优势渗流通道划分标准渗流通道划分标准2、堵剂体系优选（一）开展储（一）开展储层窜流通道定量层窜流通道定量描述，提高选井及设计的针对性描述，提高选

53、井及设计的针对性二、低成本调剖的主要做法孤东采油厂名名称称孔喉半径孔喉半径区间区间渗透率渗透率区间区间油藏油藏类别类别平均渗透率平均渗透率mdmd渗透率级差渗透率级差最大渗透率最大渗透率mdmd油藏特点油藏特点大大孔孔道道2020m mr r3030m m4-8Dc4-8Dc一类一类204620468 85533-60005533-6000连片分布单层开发连片分布单层开发高高渗渗带带1010m mr r2020m m1-4Dc1-4Dc二类二类166116614-84-82198-34132198-3413主力油层呈条带状或局主力油层呈条带状或局部连片分布，多层开发部连片分布，多层开发三类三类

54、141314133-43-41768-24601768-2460土豆状分布土豆状分布主力小层储量分散主力小层储量分散一类油藏属于大孔道级次，二类、三类油藏属于高渗条带的级次。2、堵剂体系优选（一）开展储（一）开展储层窜流通道定量层窜流通道定量描述，提高选井及设计的针对性描述，提高选井及设计的针对性二、低成本调剖的主要做法孤东采油厂油藏油藏类别类别平均渗透率平均渗透率mdmd最大渗透率最大渗透率mdmd渗透率级差渗透率级差油藏特点油藏特点调剖组合模式调剖组合模式一类一类204620465533-60005533-60008 8连片分布单层开发连片分布单层开发强冻胶强冻胶+ +湿地浮渣湿地浮渣+

55、+油泥砂油泥砂二类二类166116612198-34132198-34134-84-8主力油层呈条带状或局部主力油层呈条带状或局部连片分布，多层开发连片分布，多层开发聚合物冻胶聚合物冻胶+ +湿地浮渣湿地浮渣三类三类141314131768-24601768-24603-43-4土豆状分布土豆状分布主力小层储量分散主力小层储量分散聚合物冻胶聚合物冻胶 根据分析，考虑体系特点及成本因素，推荐三类整装油藏的调剖组合模式，根据分析，考虑体系特点及成本因素，推荐三类整装油藏的调剖组合模式，通过段塞组合和堵剂的优化研究，实现低成本调剖，单方堵剂成本通过段塞组合和堵剂的优化研究，实现低成本调剖，单方堵剂成

56、本6060元元。2 2、堵剂体系优选、堵剂体系优选（一）开展储（一）开展储层窜流通道定量层窜流通道定量描述，提高选井及设计的针对性描述，提高选井及设计的针对性二、低成本调剖的主要做法孤东采油厂（二）研制（二）研制低成本堵低成本堵剂，降低剂，降低单井单井投入投入 油泥砂主要产生于原油集输及处理各个环节，油泥砂主要产生于原油集输及处理各个环节，主要由主要由含聚原油含聚原油、地层砂地层砂、石英石英砂砂及及机械杂质机械杂质组成，粒径组成，粒径7474mm为油砂，粒径为油砂，粒径 7474mm为油泥，属为油泥，属国家危险废物名国家危险废物名录录中列出的危险废物。孤东油泥砂粒径中值中列出的危险废物。孤东油

57、泥砂粒径中值142.5142.5mm，远大，远大于储层于储层的最大孔吼，的最大孔吼，需要筛选研磨后需要筛选研磨后制作为制作为近近井井地带的封口剂。地带的封口剂。清罐油泥砂清罐油泥砂废液回收池废液回收池二、低成本调剖的主要做法孤东采油厂（二）研制（二）研制低成本堵低成本堵剂，降低剂，降低单井单井投入投入 含油污水通过二级气浮和高效絮凝剂处理后，每万方污水产生干含油污水通过二级气浮和高效絮凝剂处理后，每万方污水产生干污泥量为污泥量为1.51.5t t，以压滤污泥含水，以压滤污泥含水85%85%计算计算，每万方污水处理，每万方污水处理产生产生的浮渣污泥的浮渣污泥为为1010t t，粒径，粒径较小较小

58、d50=d50=1717m m，较适合作为，较适合作为深部调剖的堵剂深部调剖的堵剂。二、低成本调剖的主要做法孤东采油厂（1）优化处理工艺，获得适合调剖的主剂）优化处理工艺，获得适合调剖的主剂 孤东油田联合站孤东油田联合站含油污泥含油污泥，主要由主要由水水、原油原油、泥砂泥砂组成，其中泥砂占组成，其中泥砂占7070% %；油泥油泥砂原始粒径较大砂原始粒径较大，不利于，不利于直接注入直接注入地层，需要经过清洗研磨后添加助剂制地层，需要经过清洗研磨后添加助剂制成堵剂。成堵剂。孤东油泥砂分布及组分分析孤东油污泥产地规模（t）含水率%含油率%泥砂率%东一联850225.2711.9862.75东二联63

59、3066.0215.5318.45东三联357021.119.1469.751 1、油泥砂堵剂的研制、油泥砂堵剂的研制粗砂油泥砂细砂、水油、水油、砂工作液细砂、油水溢流细砂（二）研制（二）研制低成本堵低成本堵剂，降低剂，降低单井单井投入投入二、低成本调剖的主要做法孤东采油厂 含油越高固结强度越低油泥砂含油率对固结强度的影响微乳液洗油体系101520253060708090100洗油率/%T/温度对洗油率的影响 采用采用水、水、活性剂活性剂、有机溶剂等组成的微乳液清洗体系对油泥砂进行表面清、有机溶剂等组成的微乳液清洗体系对油泥砂进行表面清洗，使其含油量小于洗，使其含油量小于2 2% %。5678

60、9105060708090100洗油率/%t/min时间对洗油率的影响油泥砂作业砂洗油破乳回收油球磨直接球磨固结堵剂1 1、油泥砂堵剂的研制、油泥砂堵剂的研制（1）优化处理工艺，获得适合调剖的主剂）优化处理工艺，获得适合调剖的主剂（二）研制（二）研制低成本堵低成本堵剂，降低剂，降低单井单井投入投入二、低成本调剖的主要做法孤东采油厂020406080100020406080100脱水率/%时间/min破乳时间对破乳率影响 洗洗油后形成的油水乳状液，很难自动破乳分层，因此，油后形成的油水乳状液，很难自动破乳分层，因此，筛选了筛选了一一种种O/WO/W型星形型星形嵌段共聚物破乳剂嵌段共聚物破乳剂，在