三次采油試驗(yàn)與評(píng)價(jià)-文庫(kù)吧資料
2025-03-28 05:34本頁(yè)面
【正文】 ③ ， 從調(diào)驅(qū)方案和水驅(qū)方案計(jì)算末期的含油飽和度圖中可以看到 ， 注入調(diào)驅(qū)劑后 ，后續(xù)水驅(qū)的面積明顯變大 ， 驅(qū)替前緣也更加平滑 ， 說(shuō)明調(diào)驅(qū)和深度調(diào)剖確實(shí)改善了平面的非均質(zhì)性 。 配方體系濃度 mg /L 方案編號(hào) 注劑井 PH P AM － 3A HT 2022 A HT 2022 B 配注量 （ m3/d ） 注入 時(shí)間 （天） 總注 入量 (m3) m2 5 1 1500 800 900 80 10 800 m2 5 4 1000 400 500 100 10 1000 F 1 m2 5 11 1500 800 900 40 10 400 m2 5 1 1500 800 900 80 10 800 m2 5 4 1000 400 500 100 15 1500 F2 m2 5 11 1500 800 900 40 10 400 m2 5 1 1500 800 900 80 10 800 m2 5 4 1000 400 500 100 20 2022 F 3 m2 5 11 1500 800 900 40 10 400 m2 5 1 1500 800 900 80 10 800 m2 5 4 1000 400 500 100 25 2500 F4 m2 5 11 1500 800 900 40 10 400 m2 5 1 1500 800 900 80 10 800 m2 5 4 1000 400 500 100 30 3000 F 5 m2 5 11 1500 800 900 40 10 400 莫 25斷塊注入方案設(shè)計(jì) 1） 、注入量?jī)?yōu)選 預(yù)測(cè)結(jié)果表明 ， 所有凝膠調(diào)驅(qū)方案相對(duì)于水驅(qū)方案均有明顯的增油降水的效果 ， 并有以下特點(diǎn)： ① 、 隨著注入量的增加 ， 產(chǎn)油量峰值出現(xiàn)的時(shí)間越靠后 ， 有效期越長(zhǎng) ， 有效期在 10（ F1） ～ （ F5） 個(gè)月 ， 含水下降幅度在 %（ F1） ～ %（ F5） ， 考慮到一般數(shù)值模擬結(jié)果比現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施結(jié)果滯后 2～ 3個(gè)月 ， 因此現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施的有效期應(yīng)在 8～ 10個(gè)月左右 。 其中 m254為主調(diào)驅(qū)井 ， 對(duì)該井設(shè)計(jì)了 5個(gè)注入量 ， m251和 m2511井為輔助性的深度調(diào)剖井 ， 不進(jìn)行注入量的選擇 。 其中聚合物 PHPAM3A，其分子量為 2266萬(wàn) ， 水解度 19%， 固含量 89%， 不溶物為 %；交聯(lián)劑選用耐高溫的 HT2022A和 HT2022B。 74 10地層水 PH 值91 1 6 9 73 0 0 0 0地層水礦化度 m g / l82 . 1 4 0地層原油粘度 m P a .s7780 90含水率 %616 1 3孔隙度 %5 0 . 5 0 . 9滲透率變異系數(shù)44 . 1 2 4 5 . 3 平均 18 .3 2 0平均滲透率 10 3um23115 ℃最佳溫度為低于 90 ℃ ，國(guó)外有 120 ℃ 條件下成功的報(bào)道油藏溫度 ℃2砂巖油藏最好是砂巖，也可用于碳酸鹽巖油藏類(lèi)型1莫 25 斷塊條件推薦條件項(xiàng)目序號(hào)地層水 值地層水礦化度地層原油粘度含水率孔隙度 滲透率變異系數(shù)平均平均滲透率℃最佳溫度為低于 ℃ ，國(guó)外有 ℃ 條件下成功的報(bào)道油藏溫度 ℃砂巖油藏最好是砂巖，也可用于碳酸鹽巖油藏類(lèi)型莫 斷塊條件推薦條件項(xiàng)目序號(hào)目 錄 一、油藏概況 二、剩余油分布規(guī)律 三、可動(dòng)凝膠調(diào)驅(qū)試驗(yàn)井組選擇 四、方案設(shè)計(jì) 五、現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施及初步效果評(píng)價(jià) 六、認(rèn)識(shí)與建議 室內(nèi)配方體系研制 針對(duì)莫 25斷塊油藏溫度較高 （ 油藏溫度 100℃ ） 的情況 ， 結(jié)合可動(dòng)凝膠調(diào)驅(qū)的特點(diǎn) ， 通過(guò)多方調(diào)研和大量的室內(nèi)試驗(yàn)工作 ， 初步得到了較為理想的凝膠體系 。 目 錄 一、油藏概況 二、剩余油分布規(guī)律 三、可動(dòng)凝膠調(diào)驅(qū)試驗(yàn)井組選擇 四、方案設(shè)計(jì) 五、現(xiàn)場(chǎng)實(shí)施及初步效果評(píng)價(jià) 六、認(rèn)識(shí)與建議 莫 254井組在開(kāi)發(fā)中暴露出的主要矛盾是層間非均質(zhì)性明顯 ， 層間吸水不均衡 ，造成部分井的部分層水淹嚴(yán)重 ， 水驅(qū)見(jiàn)效方向性強(qiáng) ， 水驅(qū)效率低 ， 滿足可動(dòng)凝膠調(diào)驅(qū)的適應(yīng)條件 。 示蹤劑分析結(jié)果與油水井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)情況基本吻合 。 但是這些小層的采出程度較高 （ 部分層接近 30%） ， 由于注水受效方向單一 ， 注采井之間已經(jīng)形成了一定的水流通道 ， 采用常規(guī)的措施手段很難挖掘這部分剩余油潛力 。 （二）水驅(qū)歷史擬合法 前面通過(guò)對(duì)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)的分析，對(duì)剩余油的分布有了初步的認(rèn)識(shí)，下面利用 CMG數(shù)值模擬軟件，采用水驅(qū)歷史擬合的方法對(duì)該斷塊的剩余油分布作進(jìn)一步定量化的描述。 二是 256井以西區(qū)域 ， 形成原因主要為邊水較弱及斷層的封擋 。 （ 4） 、 非主力層一般砂體范圍小 ，
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