聚合物驅(qū)知識(shí).8.2

1、授課人：王 華 三次采油基本知識(shí)及開(kāi)發(fā)調(diào)整基本方法第一部分 三次采油概述及發(fā)展現(xiàn)狀 1、一次采油（、一次采油（Primary Recovery） 利用油藏本身的天然能量（彈性能）開(kāi)采出一部分原油。隨著油藏壓力利用油藏本身的天然能量（彈性能）開(kāi)采出一部分原油。隨著油藏壓力的下降，原油中的溶解氣游離出來(lái)產(chǎn)生溶解氣驅(qū)和巖石壓縮作用幫助把油藏的下降，原油中的溶解氣游離出來(lái)產(chǎn)生溶解氣驅(qū)和巖石壓縮作用幫助把油藏流體驅(qū)入井筒。流體驅(qū)入井筒。一次采油的采收率一般為一次采油的采收率一般為520%。 2、二次采油（、二次采油（Secondary Recovery） 在一次采油后通過(guò)注入流體的方式進(jìn)行原油開(kāi)采的方法

2、通常被稱為在一次采油后通過(guò)注入流體的方式進(jìn)行原油開(kāi)采的方法通常被稱為 “二二次采油次采油 ”，注入流體包括水和氣，以恢復(fù)地層壓力為目的來(lái)增加原油采收率。，注入流體包括水和氣，以恢復(fù)地層壓力為目的來(lái)增加原油采收率。 一般的，一、二次采油的總采收率一般的，一、二次采油的總采收率 2040%。 3、三次采油（、三次采油（Tertiary Recovery） 在二次采油達(dá)經(jīng)濟(jì)極限時(shí)，向地層中注入流體、能量，將引起物理化學(xué)在二次采油達(dá)經(jīng)濟(jì)極限時(shí)，向地層中注入流體、能量，將引起物理化學(xué)變化的方法通常被稱為變化的方法通常被稱為 “三次采油三次采油 ”。包括各種化學(xué)驅(qū)（活性水驅(qū)、微乳液。包括各種化學(xué)驅(qū)（活性水

3、驅(qū)、微乳液驅(qū)、堿性水驅(qū)）及復(fù)合化學(xué)驅(qū)、氣體混相驅(qū)（不是以保持油層壓力為目的的驅(qū)、堿性水驅(qū)）及復(fù)合化學(xué)驅(qū)、氣體混相驅(qū)（不是以保持油層壓力為目的的注氣）。采收率在水驅(qū)的基礎(chǔ)上提高注氣）。采收率在水驅(qū)的基礎(chǔ)上提高530%。 一、基本概念一、基本概念 按注入工作劑種類來(lái)分：三次采油主要有兩種分類方法 二二、三次采油分類三次采油分類 按提高采收率機(jī)理分三次采油概況三、三次采油現(xiàn)狀及發(fā)展趨勢(shì)二次潛力評(píng)價(jià)全國(guó)三次采油資源（2007年）三次采油發(fā)展的主要方向 提高采收率方法選擇提高采收率方法選擇 據(jù)前所述，對(duì)于稀油油藏，國(guó)外三次采油方法大都以據(jù)前所述，對(duì)于稀油油藏，國(guó)外三次采油方法大都以氣體混相驅(qū)為主，而國(guó)內(nèi)

4、卻大都以化學(xué)驅(qū)為主。主要原因氣體混相驅(qū)為主，而國(guó)內(nèi)卻大都以化學(xué)驅(qū)為主。主要原因是恢復(fù)地層能量的方法不同，從氣源、制造業(yè)水平和設(shè)備是恢復(fù)地層能量的方法不同，從氣源、制造業(yè)水平和設(shè)備等條件來(lái)看，國(guó)外主要是靠注氣，因而發(fā)展成氣混相、混等條件來(lái)看，國(guó)外主要是靠注氣，因而發(fā)展成氣混相、混相技術(shù)；而國(guó)內(nèi)主要靠注水，因而必然發(fā)展成化學(xué)驅(qū)?；嗉夹g(shù)；而國(guó)內(nèi)主要靠注水，因而必然發(fā)展成化學(xué)驅(qū)?；瘜W(xué)驅(qū)在國(guó)內(nèi)占據(jù)非常重要的地位，其應(yīng)用規(guī)模和增油量極學(xué)驅(qū)在國(guó)內(nèi)占據(jù)非常重要的地位，其應(yīng)用規(guī)模和增油量極高。高。 目前適合于化學(xué)驅(qū)的石油儲(chǔ)量為目前適合于化學(xué)驅(qū)的石油儲(chǔ)量為61.7361.7310108 8t t ，如果化，如果

5、化學(xué) 驅(qū) 技 術(shù) 過(guò) 關(guān) ， 依 靠 現(xiàn) 有 油 田 就 可 增 加 可 采 儲(chǔ) 量學(xué) 驅(qū) 技 術(shù) 過(guò) 關(guān) ， 依 靠 現(xiàn) 有 油 田 就 可 增 加 可 采 儲(chǔ) 量6.176.1710108 8t t。 四、三次采油方法篩選化學(xué)驅(qū)/CO2驅(qū)適用標(biāo)準(zhǔn)（1984年NPC標(biāo)準(zhǔn)）三次采油篩選標(biāo)準(zhǔn)美國(guó)國(guó)家石油委員會(huì)（NPC）的標(biāo)準(zhǔn)，列出了化學(xué)驅(qū)和CO2混相驅(qū)篩選標(biāo)準(zhǔn)第二部分聚合物驅(qū)基本原理及調(diào)整技術(shù) 聚合物聚合物 1 1、驅(qū)油用聚合物的化學(xué)性質(zhì)、驅(qū)油用聚合物的化學(xué)性質(zhì) 驅(qū)油用的聚合物大致可分為兩類：天然聚合物和驅(qū)油用的聚合物大致可分為兩類：天然聚合物和人工合成聚合物。天然聚合物從自然界（植物及其種人工

6、合成聚合物。天然聚合物從自然界（植物及其種子）中得到，如改進(jìn)的纖維素類，有時(shí)也從細(xì)菌發(fā)酵子）中得到，如改進(jìn)的纖維素類，有時(shí)也從細(xì)菌發(fā)酵得到，如生物聚合物黃胞膠。人工合成聚合物是在化得到，如生物聚合物黃胞膠。人工合成聚合物是在化工廠生產(chǎn)的，如目前大量使用的聚丙烯酰胺（工廠生產(chǎn)的，如目前大量使用的聚丙烯酰胺（PAMPAM）、）、部分水解聚丙烯酰胺（部分水解聚丙烯酰胺（HPAMHPAM）等。）等。 一、聚合物驅(qū)油的油藏條件一、聚合物驅(qū)油的油藏條件 及注入?yún)?shù)設(shè)計(jì)及注入?yún)?shù)設(shè)計(jì) 聚丙烯酰胺有非離子型、陰離子型和陽(yáng)離子型三種，其中用于驅(qū)油的是陰離子型，陰離子型聚丙烯酰胺習(xí)慣上也叫部分水解聚丙烯酰胺（HP

7、AM）。陽(yáng)離子型聚丙烯酰胺一般不單獨(dú)作為驅(qū)油劑，它通常與陰離子型聚丙烯酰胺聯(lián)用，作為聚合物驅(qū)的防竄劑或調(diào)剖劑。 2 2、驅(qū)油用聚合物的物理特性、驅(qū)油用聚合物的物理特性 聚合物的溶解和增粘 聚合物作為有機(jī)高分子物質(zhì)，其溶解非常緩慢。固體聚合物從投料到加水完全溶解，大約需要2h時(shí)間。水是水溶性聚合物的良溶劑，聚合物分子在水中處于舒展?fàn)顟B(tài)，因而其水溶液粘度增大，而油是不良溶劑，因而聚合物對(duì)油相粘度幾乎無(wú)影響。 聚合物溶液的流變性 聚合物溶液是非牛頓流體，其流動(dòng)行為可用冪指定律來(lái)描述：=krn-1式中 粘度； r剪切速率； k常數(shù)； n-冪指定律指數(shù)。 聚合物的流變性是指其在流動(dòng)過(guò)程中發(fā)生形變的性質(zhì)，

8、高分子形態(tài)的變化導(dǎo)致了聚合物溶液的宏觀性質(zhì)變化。 聚 合 物 溶 液 的 粘 度 在相同條件下，分子量越高，粘度越大。 在相同條件下，聚合物溶液濃度增加，其溶液粘度增加，且增加的幅度越來(lái)越大。 在相同條件下，水解度越高，聚合物溶液的粘度越大，當(dāng)水解度達(dá)到一定程度后，粘度的增加變得緩慢。 在相同條件下，聚合物溶液的溫度越高，其粘度越低。 在相同條件下，水中的礦化度越高，聚合物溶液的粘度越低。 聚合物在油層中的滯留 聚合物溶液流經(jīng)多孔介質(zhì)時(shí)，由于吸附和機(jī)械捕集，而使聚合物分子滯留在多孔介質(zhì)中，這是引起油層滲透率降低的原因。 吸附 吸附是聚合物在巖石表面的濃集現(xiàn)象，聚合物主要通過(guò)色散力、多重氫鍵和靜

9、電作用吸附在礦物表面。 聚合物在巖心上的吸附量與下列因素有關(guān)： 、巖石比表面越大，吸附量越大。、粘土礦物的吸附量較大，長(zhǎng)石、石英較小。、陽(yáng)離子型聚合物比陰離子型聚合物吸附量大。、聚合物濃度升高，吸附量增大。、溫度升高時(shí)，吸附量減少。 、聚合物水解度增加，吸附量減少。 捕集 聚合物分子沿流動(dòng)方向取向而進(jìn)入孔隙，在遷到孔隙縮小處（稱“喉道”）或死孔處，在機(jī)械力的作用下，被捕集在孔隙中。高分子線團(tuán)越大，捕集越大；孔隙越小，流度越大，越易捕集。 滯留和增粘是聚合物的兩個(gè)重要屬性，是聚合物溶液進(jìn)入油層后發(fā)生各種物理現(xiàn)象的基礎(chǔ)，也可以說(shuō)是聚合物驅(qū)油機(jī)理的基礎(chǔ)。 聚合物驅(qū)油機(jī)理聚合物驅(qū)油機(jī)理 水驅(qū)油采收率可

10、用下式表示：ER=EDEV式中： ER采收率； ED微觀驅(qū)油效率； EV宏觀波及效率。 提高微觀驅(qū)油效率的最有效途徑是降低油水界面張力。 宏觀波及效率主要受井網(wǎng)控制程度、油藏砂體的沉積環(huán)境與分布形態(tài)及水油流度比等因素的影響。 流體的流度定義為巖石對(duì)該流體的滲透率除以流體的粘度，這樣油水流度比可用下式表示：式中： M油水流度比； Kw水相滲透率； Kro油相滲透率； w水的粘度； o油的粘度 一般把流度比為1或小于1稱為有利的流度比，而把M大于1.0以上稱為不利的流度比。 wororworowrwKKKKM/ 聚合物驅(qū)的機(jī)理在于少量的聚合物能夠大幅度地增加水的粘度和降低水相滲透率、有效地控制水的

11、流動(dòng)度，改善和降低水油流度比，擴(kuò)大驅(qū)替的波及體積，從而提高原油采收率。 適合聚合物驅(qū)油的油藏條件適合聚合物驅(qū)油的油藏條件 并非所有油藏均適合聚合物驅(qū)油，即使是并非所有油藏均適合聚合物驅(qū)油，即使是適合聚合物驅(qū)的油藏，其增產(chǎn)幅度可能很大，適合聚合物驅(qū)的油藏，其增產(chǎn)幅度可能很大，也可能很小。依據(jù)大慶油田近年來(lái)的研究，也可能很小。依據(jù)大慶油田近年來(lái)的研究，適合聚合物驅(qū)的油藏地質(zhì)特點(diǎn)，可簡(jiǎn)要?dú)w納適合聚合物驅(qū)的油藏地質(zhì)特點(diǎn)，可簡(jiǎn)要?dú)w納為以下幾個(gè)方面。為以下幾個(gè)方面。 1.1.油層溫度油層溫度 聚合物注入油層后，在高溫條件下會(huì)發(fā)生降解和進(jìn)一聚合物注入油層后，在高溫條件下會(huì)發(fā)生降解和進(jìn)一步水解。最適合聚合物驅(qū)

12、的油層溫度為步水解。最適合聚合物驅(qū)的油層溫度為45457070，大慶，大慶油田油層溫度油田油層溫度4545，經(jīng)過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)資料證明，聚合物不會(huì)，經(jīng)過(guò)室內(nèi)實(shí)驗(yàn)資料證明，聚合物不會(huì)發(fā)生熱氧降解和進(jìn)一步水解。而微生物的降解作用，可以發(fā)生熱氧降解和進(jìn)一步水解。而微生物的降解作用，可以通過(guò)加入殺菌劑的方法消除，因此，大慶油田油層溫度對(duì)通過(guò)加入殺菌劑的方法消除，因此，大慶油田油層溫度對(duì)聚合物驅(qū)是十分有利的。聚合物驅(qū)是十分有利的。 2.2.水質(zhì)水質(zhì) 油藏地層水和油田注入水礦化度的高低，對(duì)聚合物增粘效油藏地層水和油田注入水礦化度的高低，對(duì)聚合物增粘效果影響極大。大慶油田地層水和注入水礦化度較低，地層水礦果影響極

13、大。大慶油田地層水和注入水礦化度較低，地層水礦化度為化度為7000mg/l7000mg/l，注入水礦化度只有，注入水礦化度只有4004001000mg/l1000mg/l，而大慶，而大慶油田在推廣應(yīng)用聚合物時(shí)，所準(zhǔn)備采用的地面水的礦化度只有油田在推廣應(yīng)用聚合物時(shí)，所準(zhǔn)備采用的地面水的礦化度只有200200400mg/l400mg/l。如喇嘛甸油田北東塊聚合物驅(qū)采用地面水的礦。如喇嘛甸油田北東塊聚合物驅(qū)采用地面水的礦化度只有化度只有300mg/l300mg/l左右，聚合物溶液粘度可保持在左右，聚合物溶液粘度可保持在40mpas40mpas以以上。而礦化度為上。而礦化度為2500mg/l2500m

14、g/l的污水配制聚合物溶液，其粘度只有的污水配制聚合物溶液，其粘度只有7.5mpas7.5mpas，地面水礦化度的變化是我們正常生產(chǎn)管理過(guò)程中，地面水礦化度的變化是我們正常生產(chǎn)管理過(guò)程中非常注意觀察的指標(biāo)，要求盡量使用低礦化度水。非常注意觀察的指標(biāo)，要求盡量使用低礦化度水。 3.3.油層非均質(zhì)性油層非均質(zhì)性 一般地說(shuō)，聚合物驅(qū)適合于水驅(qū)開(kāi)發(fā)的非均質(zhì)砂一般地說(shuō)，聚合物驅(qū)適合于水驅(qū)開(kāi)發(fā)的非均質(zhì)砂巖油田。研究表明，適合聚合物驅(qū)油的油層滲透率巖油田。研究表明，適合聚合物驅(qū)油的油層滲透率變異系數(shù)變異系數(shù)V V k k在在0.50.50.80.8之間。大慶油田正韻律油層之間。大慶油田正韻律油層平均平均V

15、V k k為為0.6680.668，多段多韻律油層，多段多韻律油層V V k k為為0.7180.718，復(fù)，復(fù)合韻律油層合韻律油層V V k k為為0.6390.639。上述油層類型的滲透率是。上述油層類型的滲透率是變異系數(shù)，都是非常適合聚合物驅(qū)的。變異系數(shù)，都是非常適合聚合物驅(qū)的。 聚合物的降解與防護(hù)聚合物的降解與防護(hù) 聚合物降解一般是指能使高分子主鏈發(fā)生斷裂，聚合物降解一般是指能使高分子主鏈發(fā)生斷裂，或者保持主鏈不變僅改變?nèi)〈淖饔?。由于聚合或者保持主鏈不變僅改變?nèi)〈淖饔?。由于聚合物的降解，將大大降低聚合物溶液的粘度，影響聚物的降解，將大大降低聚合物溶液的粘度，影響聚合物?qū)油效果。

16、在聚合物驅(qū)中，一般把聚合物降解合物驅(qū)油效果。在聚合物驅(qū)中，一般把聚合物降解分為機(jī)械降解、化學(xué)降解和生物降解三種。分為機(jī)械降解、化學(xué)降解和生物降解三種。 聚合物的機(jī)械降解聚合物的機(jī)械降解 當(dāng)聚合物溶液發(fā)生形變或流動(dòng)時(shí)，其所承受的當(dāng)聚合物溶液發(fā)生形變或流動(dòng)時(shí)，其所承受的剪切應(yīng)力或拉伸應(yīng)力（或兩者之組合）增大至足以剪切應(yīng)力或拉伸應(yīng)力（或兩者之組合）增大至足以使聚合物分子斷裂時(shí)，聚合物將出現(xiàn)機(jī)械降解。使聚合物分子斷裂時(shí)，聚合物將出現(xiàn)機(jī)械降解。 當(dāng)聚合物溶液混配時(shí)，或通過(guò)泵和閘門(mén)的輸送當(dāng)聚合物溶液混配時(shí)，或通過(guò)泵和閘門(mén)的輸送過(guò)程中，或通過(guò)射孔炮眼注入時(shí)，或在井筒附近的過(guò)程中，或通過(guò)射孔炮眼注入時(shí)，或在井

17、筒附近的地層，以及在整個(gè)油層滲流過(guò)程中，都可能受到高地層，以及在整個(gè)油層滲流過(guò)程中，都可能受到高應(yīng)力作用而發(fā)生降解。應(yīng)力作用而發(fā)生降解。 聚合物的化學(xué)降解聚合物的化學(xué)降解 化學(xué)降解是指在某些化學(xué)因素（如熱、氧、化學(xué)降解是指在某些化學(xué)因素（如熱、氧、殘余雜質(zhì)或過(guò)渡金屬）的作用下，發(fā)生的氧化還殘余雜質(zhì)或過(guò)渡金屬）的作用下，發(fā)生的氧化還原反應(yīng)或水解反應(yīng)，使分子鏈斷裂或改變聚合物原反應(yīng)或水解反應(yīng)，使分子鏈斷裂或改變聚合物的結(jié)構(gòu)，從而導(dǎo)致聚合物的分子量下降，粘度降的結(jié)構(gòu)，從而導(dǎo)致聚合物的分子量下降，粘度降低，嚴(yán)重時(shí)甚至完全失去其增粘性。低，嚴(yán)重時(shí)甚至完全失去其增粘性。 聚合物的生物降解聚合物的生物降解

18、生物降解是生物聚合物的一個(gè)主要問(wèn)題，生物降解是生物聚合物的一個(gè)主要問(wèn)題，特別是在較低溫度和含鹽度下更容易發(fā)生生特別是在較低溫度和含鹽度下更容易發(fā)生生物降解。生物聚合物的生物降解是受酶控制物降解。生物聚合物的生物降解是受酶控制的化學(xué)過(guò)程。的化學(xué)過(guò)程。 聚合物降解的防護(hù)聚合物降解的防護(hù) 現(xiàn)場(chǎng)注入過(guò)程中，主要是防止聚合物的機(jī)械降解和化現(xiàn)場(chǎng)注入過(guò)程中，主要是防止聚合物的機(jī)械降解和化學(xué)降解。學(xué)降解。降低機(jī)械降解的主要方法：降低機(jī)械降解的主要方法： 聚合物在配置過(guò)程中，要用常規(guī)攪拌器在較低的速聚合物在配置過(guò)程中，要用常規(guī)攪拌器在較低的速度下攪拌。聚合物在輸送過(guò)程中，要選用低剪切柱塞泵，度下攪拌。聚合物在輸

19、送過(guò)程中，要選用低剪切柱塞泵，入口和出口要盡量平滑，避免使用針形閥。入口和出口要盡量平滑，避免使用針形閥。 每口注入井均應(yīng)裝置獨(dú)立的注入泵，而不應(yīng)使用油每口注入井均應(yīng)裝置獨(dú)立的注入泵，而不應(yīng)使用油嘴或閥來(lái)調(diào)節(jié)注入量。嘴或閥來(lái)調(diào)節(jié)注入量。 化學(xué)降解的主要問(wèn)題是水中氧和鐵的存化學(xué)降解的主要問(wèn)題是水中氧和鐵的存在，使聚合物降解，粘度降低。為了消除溶在，使聚合物降解，粘度降低。為了消除溶液中的氧，配制溶液時(shí)盡量采取密封裝置防液中的氧，配制溶液時(shí)盡量采取密封裝置防止外部氧的進(jìn)入，或者在溶液中加入除氧劑。止外部氧的進(jìn)入，或者在溶液中加入除氧劑。為了防止由于鐵存在引起的降解，對(duì)儲(chǔ)罐和為了防止由于鐵存在引起的

20、降解，對(duì)儲(chǔ)罐和注入管線一般采用塑料涂層管線。注入管線一般采用塑料涂層管線。 1、聚合物分子量的選擇 聚合物分子量是表征聚合物特性的一個(gè)重要參數(shù)，研究結(jié)果表明，它的大小將直接影響聚合物驅(qū)的最終效果。在一定范圍內(nèi)，聚合物的分子量越高，聚合物驅(qū)的采收率提高值越大。 （二）注入?yún)?shù)設(shè)計(jì)（二）注入?yún)?shù)設(shè)計(jì)不同分子量、粘度和殘余阻力系數(shù) 分子量（萬(wàn)）分子量（萬(wàn)）5005001000100017001700粘度（mPa.s）粘度（mPa.s）171733334747殘余阻力系數(shù)殘余阻力系數(shù)1.81.82.42.44.64.6不同分子量聚合物驅(qū)油效果 選擇分子量時(shí)，必須考慮聚合物相對(duì)分子量與油層選擇分子量時(shí)，

21、必須考慮聚合物相對(duì)分子量與油層的配伍性。的配伍性。 不同分子量聚合物回旋半徑空氣滲透率與孔隙半徑中值關(guān)系曲線0 05 51010151520202525100100100010001000010000空氣滲透率空氣滲透率( (10-3m2)10-3m2)孔隙半徑中值孔隙半徑中值(m)(m)2、聚合物溶液濃度的選擇 0 05 51010151520200 05050100100150150 注聚粘度（注聚粘度（mPa.s)提提高高采采收收率率(%(%) )1015.1716.5112.32注 聚 粘 度 與 提 高 采 收 率 關(guān) 系 曲 線注 聚 粘 度 與 提 高 采 收 率 關(guān) 系 曲 線

22、 在聚合物用量一定的條件下，注入濃度的高低實(shí)際反映了聚合物溶液粘度的高低和聚合物驅(qū)油提高采收率的大小。 常規(guī)聚驅(qū)不同時(shí)期轉(zhuǎn)注高濃度聚合物采收率與常規(guī)聚驅(qū)不同時(shí)期轉(zhuǎn)注高濃度聚合物采收率與PV數(shù)關(guān)系曲線數(shù)關(guān)系曲線聚合物濃度越高達(dá)到相同采收率所用的聚合物濃度越高達(dá)到相同采收率所用的PVPV數(shù)越小數(shù)越小 但不同時(shí)期注入高濃度，采收率提高幅度不同。研究結(jié)果表明，前期注入高濃度提高采收率26.24%-27.61%；中期提高采收率24.52%-25.22%；后期提高采收率22.86%-23.87%，注入高濃度越早提高采收率幅度越大 現(xiàn)場(chǎng)實(shí)際注入濃度高低，還要考慮油層的發(fā)育狀況。北西塊4-4#站2003年6月

23、將聚合物溶液濃度改為2500mg/L，但出現(xiàn)大部分井注入壓力過(guò)高、注入困難的現(xiàn)象 3、注入速度的選擇 聚合物驅(qū)溶液的注入速度是聚合物驅(qū)方案編制過(guò)程中的一項(xiàng)重要設(shè)計(jì)參數(shù)，它設(shè)計(jì)的高低直接影響到油田聚合物驅(qū)油區(qū)塊的逐年產(chǎn)油量，同時(shí)也將影響到聚合物驅(qū)的總體技術(shù)效果和經(jīng)濟(jì)效益。因此針對(duì)油田的實(shí)際情況和需要，應(yīng)該確定合理的注入速度。 注入速度對(duì)聚合物驅(qū)效果的影響 注入速度PV/a聚合物驅(qū)采收率%采收率提高值%產(chǎn)聚率%開(kāi)采時(shí)間（年）注入PV0.0851.5112.3248.369.540.7630.1051.3612.1748.467.620.7620.1251.2212.0348.576.340.761

24、0.1451.0711.8848.685.430.7600.1650.9411.7848.814.750.7600.1850.8111.6248.934.220.7600.2050.6811.4949.063.790.758不同注入速度條件下含水變化曲線不同注入速度條件下的產(chǎn)油速度變化情況不同注入速度對(duì)地層壓力的影響 一是隨著注入速度的增加，注入井的平均地層壓力增加，生產(chǎn)井的平均地層壓力下降。二是注入速度越高，注采壓差越大。 綜上所述，聚合物驅(qū)注入速度對(duì)聚合物驅(qū)整體效果存在一定的影響，為了保證區(qū)塊有較長(zhǎng)的穩(wěn)產(chǎn)期和較好的聚合物驅(qū)技術(shù)效果，聚合物注入速度應(yīng)選擇在0.10-0.16PV/a之間。 聚

25、合物驅(qū)全過(guò)程可分為水驅(qū)空白、注聚和后續(xù)水驅(qū)三個(gè)階聚合物驅(qū)全過(guò)程可分為水驅(qū)空白、注聚和后續(xù)水驅(qū)三個(gè)階段。按照含水的變化趨勢(shì)，可將注聚過(guò)程劃分為五個(gè)階段，即段。按照含水的變化趨勢(shì)，可將注聚過(guò)程劃分為五個(gè)階段，即見(jiàn)效前含水上升階段、含水下降階段、低含水穩(wěn)定階段、含水見(jiàn)效前含水上升階段、含水下降階段、低含水穩(wěn)定階段、含水回升前期階段和含水回升后期階段?；厣捌陔A段和含水回升后期階段。 含水下降階段含水回升后期階段含水回升前期階段低含水穩(wěn)定階段見(jiàn)效前階段70809010000.20.40.60.81注入體積(PV)聚合物驅(qū)含水變化曲線含水(%)后續(xù)水驅(qū)階段(一)聚合物驅(qū)動(dòng)態(tài)反映特征 二、聚合物驅(qū)動(dòng)態(tài)分析

26、二、聚合物驅(qū)動(dòng)態(tài)分析 從喇嘛甸油田葡從喇嘛甸油田葡1-21-2油層的四個(gè)區(qū)塊看，聚驅(qū)全過(guò)程油層的四個(gè)區(qū)塊看，聚驅(qū)全過(guò)程大致要經(jīng)過(guò)大致要經(jīng)過(guò)8 81010年，其中，注聚年，其中，注聚5 5年左右，聚合物注入體年左右，聚合物注入體積在積在0.65PV0.65PV左右，聚合物用量左右，聚合物用量650mg/L650mg/L；后續(xù)水驅(qū)；后續(xù)水驅(qū)3 35 5年，年，注入體積注入體積0.35PV0.35PV左右。注聚前區(qū)塊平均含水為左右。注聚前區(qū)塊平均含水為94%94%左右，平左右，平均注入壓力為均注入壓力為7.0MPa7.0MPa左右；注聚后含水最低點(diǎn)可下降左右；注聚后含水最低點(diǎn)可下降10101515個(gè)

27、百分點(diǎn)，注入壓力最高點(diǎn)可上升個(gè)百分點(diǎn)，注入壓力最高點(diǎn)可上升5.0MPa5.0MPa6.0MPa6.0MPa，聚，聚驅(qū)提高采收率驅(qū)提高采收率1212個(gè)百分點(diǎn)左右，最終采收率達(dá)到個(gè)百分點(diǎn)左右，最終采收率達(dá)到50%50%左右。左右。 1 1、注入壓力變化、注入壓力變化 從注入壓力與聚合物用量關(guān)系曲線看，在聚合物用量40PV.mg/L時(shí)，注入壓力上升幅度較大，一般上升4MPa左右，之后注入壓力上升幅度減緩，一般上升2-3 MPa左右，進(jìn)入后續(xù)水驅(qū)后注入壓力開(kāi)始下降。 圖4-1-1 各區(qū)塊注入壓力與聚合物用量關(guān)系曲線聚合物用量(PV.mg/L)注入壓力(MPa)610140200400600800北東塊

28、南重塊東部北北塊2 2、吸水剖面變化、吸水剖面變化 94 年年下下半半年年95 年年下下半半年年96 年年下下半半年年97 年年下下半半年年98 年年下下半半年年99 年年上上半半年年單單元元水水驅(qū)驅(qū)階階段段相相對(duì)對(duì)吸吸水水量量(%)相相對(duì)對(duì)吸吸水水量量(%)變變化化幅幅度度(%)相相對(duì)對(duì)吸吸水水量量(%)變變化化幅幅度度(%)相相對(duì)對(duì)吸吸水水量量(%)變變化化幅幅度度(%)相相對(duì)對(duì)吸吸水水量量(%)變變化化幅幅度度(%)相相對(duì)對(duì)吸吸水水量量(%)變變化化幅幅度度(%)相相對(duì)對(duì)吸吸水水量量(%)變變化化幅幅度度(%)PI188.50.59.41.45.8-2.24-42.7-5.35.1-2.

29、9PI2127.331.54.239.912.640.513.234.87.521.7-5.620.7-6.6PI2221.524.93.421.90.426.34.815.8-5.79.8-11.724.53PI2343.134.9-8.228.9-14.227.3-15.845.52.465.722.649.86.7 綜觀聚合物驅(qū)全過(guò)程，注入井吸水剖面變化過(guò)程為：注聚綜觀聚合物驅(qū)全過(guò)程，注入井吸水剖面變化過(guò)程為：注聚初期全井吸水量由高滲透層逐漸向中、低滲透層轉(zhuǎn)移，注聚后初期全井吸水量由高滲透層逐漸向中、低滲透層轉(zhuǎn)移，注聚后期高滲透層吸水量又開(kāi)始逐漸增加期高滲透層吸水量又開(kāi)始逐漸增加喇南試驗(yàn)

30、一區(qū)注入井吸水剖面變化情況喇南試驗(yàn)一區(qū)注入井吸水剖面變化情況 但從單井吸水剖面看，差異較大。對(duì)于沉積單但從單井吸水剖面看，差異較大。對(duì)于沉積單元間滲透率差異較大、存在特高滲透層的注入井，元間滲透率差異較大、存在特高滲透層的注入井，在注聚過(guò)程中，水驅(qū)時(shí)高吸水層段吸水量一直較高，在注聚過(guò)程中，水驅(qū)時(shí)高吸水層段吸水量一直較高，而水驅(qū)時(shí)吸水量較低的層段注聚后吸水量仍然較低，而水驅(qū)時(shí)吸水量較低的層段注聚后吸水量仍然較低，表明聚驅(qū)沿著高滲透層突破，縱向調(diào)整幅度小；對(duì)表明聚驅(qū)沿著高滲透層突破，縱向調(diào)整幅度?。粚?duì)于單元間滲透率差異雖然較大，但沒(méi)有特高滲透層于單元間滲透率差異雖然較大，但沒(méi)有特高滲透層存在的注入

31、井，注聚后水驅(qū)時(shí)高吸水層段的吸水量存在的注入井，注聚后水驅(qū)時(shí)高吸水層段的吸水量下降，而中、低吸水層段吸水量增加。下降，而中、低吸水層段吸水量增加。二、聚合物驅(qū)動(dòng)態(tài)分析二、聚合物驅(qū)動(dòng)態(tài)分析 單有效地層系數(shù) 6-P3455井單位厚度相對(duì)吸水量變化曲線元mm2m m2相差倍數(shù)PI14.61.854 0.403 3.712PI213.85.235 1.496 PI223.31.22 0.421 3.553PI233.81.82 0.433 3.455注：98年3月轉(zhuǎn)后續(xù)注水滲透率 -10.0-17.0-25.7-22.2-26.7-20.6-29.113.2-17.3-12.37.3-0.40-60-

32、40-2002040609.9-7.61.8-4.73.320.120.430.317.430.426.313.90-60-40-20020406052.91.5-4.642.218.2-3.2-8.6-27.5-3.6-9.5-27.5-18.90-60-40-200204060-10.825.05.6-19.6-0.912.1-1.8-16.03.4-8.6-6.15.40-60-40-20020406094.41095.4 101010101096.497.498.499.42000.40100200300400500 600640聚合物濃度（PVmg/L）單有效 地層系數(shù) 5-P355

33、5井單位厚度相對(duì)吸水量變化曲線元mm2mm2相差倍數(shù)PI11.2 PI216.21.3640.222.27PI224.82.40.5 PI234.82.2080.461.09注：98年7月轉(zhuǎn)后續(xù)注水滲透率 9.429.0-8.517.832.2-15.8-15.8-4.5-5.86.322.5-4.136.90-60-40-20020406036.419.560.014.2-2.76.627.610.920.620.518.52.64.80-60-40-20020406010.966.0-17.3-17.3-17.3-17.335.610.412.0-7.4-8.0-15.15.70-60-4

34、0-20020406080-27.3-47.4-36.9-34.2-34.419.0-37.6-32.2-29.2-35.7-39.5-24.5-19.90-60-40-20020406094.4 1095.4 101010101096.497.498.499.42000.40100200300400500 600640聚合物濃度（PVmg/L）3、含水變化 聚合物用量(PV.mg/L)含水(%)70809010002004006008001000北北塊南中塊東部北東塊圖4-2-1 各推廣區(qū)塊聚驅(qū)目的層含水對(duì)比曲線 從喇嘛甸油田各推廣區(qū)塊聚驅(qū)目的層含水變化看，聚合物用量在45PV.mg/L前,

35、含水呈上升趨勢(shì)，上升1個(gè)百分點(diǎn)左右；聚合物用量在45-200PV.mg/L之間，含水呈下降趨勢(shì)，下降幅度為0.1%/PV.mg/L；聚合物用量在200-300PV.mg/L之間，含水呈穩(wěn)定波動(dòng)；聚合物用量在300-500 PV.mg/L之間含水上升幅度較快，為0.05%/ PV.mg/L左右；聚合物用量500 PV.mg/L以后，含水上升幅度開(kāi)始變緩，只有0.02%/ PV.mg/L。 4、產(chǎn)油量變化 累累積積增增油油(104t)年年增增增增油油(104t)050100150200123050100150200250300350北東塊北東塊南中塊東部南中塊東部北北塊北北塊注聚注聚一年一年注聚注

36、聚二年二年注聚注聚三年三年注聚注聚四年四年注聚注聚五年五年10-24%25-40%20%10%1.22%23.89%38.10%21.18%9.29%24.00%26.37%10.68%28.67%聚合物用量(PV.mg/L)日產(chǎn)油量(t)020004000600002004006008001000北北塊南中塊東部北東塊圖4-2-2 各推廣區(qū)塊日產(chǎn)油量對(duì)比曲線 從全區(qū)日產(chǎn)油量變化趨勢(shì)看（圖4-2-2），聚合物用量在45 PV.mg/L后產(chǎn)油量開(kāi)始增加，聚合物用量達(dá)到200 PV.mg/L時(shí)日產(chǎn)油水平基本達(dá)到最高峰，增油幅度為280%左右；聚合物用量在200-300 PV.mg/L之間時(shí)區(qū)塊產(chǎn)油

37、量基本保持穩(wěn)定波動(dòng)；聚合物用量在300 PV.mg/L后區(qū)塊產(chǎn)油量開(kāi)始下降，從北東塊產(chǎn)油量遞減幅度看，聚合物用量在300-500 PV.mg/L之間，遞減幅度為13t/ PV.mg/L；聚合物用量在500 PV.mg/L后，遞減幅度為8t/ PV.mg/L。 5、產(chǎn)液量變化 聚合物用量(PV.mg/L)日產(chǎn)液(t)01000020000300004000002004006008001000北北塊南中塊東部北東塊圖4-2-3 各推廣區(qū)塊日產(chǎn)液量對(duì)比曲線 從全區(qū)產(chǎn)液量變化情況看（圖4-2-3），聚合物用量在120 PV.mg/L后，隨著區(qū)塊含水的下降、滲流阻力的增大，全區(qū)產(chǎn)液量開(kāi)始下降，下降幅度在

38、25%左右。通過(guò)油井壓裂、三換等措施后，全區(qū)的產(chǎn)液量可以有所提高，但不能達(dá)到日產(chǎn)液量的最高值。 另外，產(chǎn)液量的變化還與注入速度的高低有著密切的關(guān)系，注入速度高，區(qū)塊的產(chǎn)液量相對(duì)較高，注入速度低，區(qū)塊的產(chǎn)液量相對(duì)較低。北東塊在注聚初期注入速度為0.17PV/a，區(qū)塊日產(chǎn)液量為3.3104t，隨著油層傳導(dǎo)能力下降，產(chǎn)液量也相應(yīng)下降，最低點(diǎn)日產(chǎn)液量為2.8104t，但在聚合物用量330 PV.mg/L后由于注入速度上調(diào)到0.19PV/a，同時(shí)又采取了大量的措施，區(qū)塊的產(chǎn)液量又上升到3.4104t。 6、產(chǎn)液指數(shù)變化 圖4-2-4 各推廣區(qū)塊產(chǎn)液指數(shù)變化曲線注入體積（PV）產(chǎn)液指數(shù)(t/d.m.MPa

39、)0.01.02.03.04.05.000.20.40.60.8南中塊東部北東塊北北塊 7、地層壓力變化 壓力(MPa)48121620240123451996年1997年1998年1999年2000年2001年水井流壓水井靜壓油井靜壓油井流壓圖4-2-5 北東塊聚合物驅(qū)歷年生產(chǎn)大壓差變化曲線 8、采出濃度變化 圖4-2-6 各推廣區(qū)塊采出液濃度對(duì)比曲線聚合物用量(PV.mg/L)020040060080002004006008001000北北塊南中塊東部北東塊采出液濃度(mg/L)( (二二) )聚合物驅(qū)動(dòng)態(tài)分析內(nèi)容聚合物驅(qū)動(dòng)態(tài)分析內(nèi)容 聚合物驅(qū)動(dòng)態(tài)分析可分為單井動(dòng)態(tài)分析，井組動(dòng)聚合物驅(qū)動(dòng)態(tài)

40、分析可分為單井動(dòng)態(tài)分析，井組動(dòng)態(tài)分析和區(qū)塊動(dòng)態(tài)分析。態(tài)分析和區(qū)塊動(dòng)態(tài)分析。 主要分為注入井分析和采油井分析。主要分為注入井分析和采油井分析。單井動(dòng)態(tài)分析：?jiǎn)尉畡?dòng)態(tài)分析：分 析 內(nèi) 容 及 方 法管理狀況分析1.資料錄取是否全準(zhǔn).2.注入量是否按方案執(zhí)行,注入壓力是否低于破裂壓力.3.注入水礦化度、聚合物濃度、粘度是否符合方案要求.注入量變化分析地面:計(jì)量不準(zhǔn);泵壓上升;聚合物濃度、粘度降低.地層:油層改造;周圍油井放產(chǎn)注入能力變化分析分 析 項(xiàng) 目地面:計(jì)量不準(zhǔn);泵壓下降;聚合物濃度、粘度增加.地層:油層污染;周圍油井控產(chǎn),地層壓力上升.分析全井的吸水指數(shù),吸水強(qiáng)度. 主要影響因素:注入壓力;

41、地層壓力;聚合物注入溶液濃度、粘度；改造、調(diào)剖措施.吸水剖面變化分析分析注入井吸水厚度變化;吸水剖面是否得到改善.增注調(diào)剖效果分析分析壓裂、酸化、解堵等增注措施及調(diào)剖、提高濃度等效果，對(duì)注入井注入量和注入剖面的改善狀況。分析井組調(diào)整效果。qiw指示曲線法PI（90）值同位素吸水剖面法：連續(xù)流量計(jì)測(cè)試法；井溫測(cè)試法；躁聲測(cè)井法；氧活化測(cè)試；電磁流量計(jì)法方法；指示曲線法； 吸水剖面法；PI(90)壓降曲線法聚合物驅(qū)油階段區(qū)塊動(dòng)態(tài)分析生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析注入井動(dòng)態(tài)分析qiw分 析 內(nèi) 容 及 方 法生產(chǎn)管理狀況分析產(chǎn)液量變化分析含水變化分析分 析 項(xiàng) 目壓力變化分析采出液濃度變化分析聚合物驅(qū)油階段區(qū)塊動(dòng)態(tài)分

42、析生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析采出井動(dòng)態(tài)分析重點(diǎn)分析產(chǎn)液量隨聚合物用量增加的變化關(guān)系，并對(duì)不合理的井提出相應(yīng)措施。重點(diǎn)分析Pe, Pwf ,Pwh隨聚合物用量增加的變化關(guān)系，解決好井組之間 的壓力平衡，對(duì)特高和特低壓力井提出治理措施重點(diǎn)分析采出液濃度隨聚合物用量和采出體積的變化關(guān)系，對(duì)發(fā)生異常變化的井提出相應(yīng)措施。重點(diǎn)分析含水隨聚合物用量增加對(duì)不同含油飽和度井的變化關(guān)系對(duì)發(fā)生異常變化的井提出相應(yīng)措施。1注聚初期含水上升； 2.低飽和度方向加注入量3.聚合物單方向突破； 4.本井竄槽；5.相鄰其它層系水井竄槽； 6.泵況變差1.注聚見(jiàn)效；2.高飽和度方向加水；3.改造變差部位；4.放大生產(chǎn)壓差；5.調(diào)剖見(jiàn)效1.

43、聚合物單方向受效；2.壓裂竄；3.注入濃度增加；4.注入井調(diào)整1.本井竄槽；2.其他層系水井竄槽；3.注入濃度降低；4.注入井調(diào)整1.資料錄取是否全準(zhǔn)2.熱洗加藥等清蠟制度是否合理并堅(jiān)持執(zhí)行3.機(jī)，桿，泵工作狀況是否合理正常1.配注增加； 2.相鄰油井控液；3.本井壓裂改造； 4.本井三換一調(diào)放大生產(chǎn)壓差5.其他層系水井竄槽1.注聚見(jiàn)效產(chǎn)液指數(shù)下降； 2.方案減水；3.鄰井放產(chǎn)； 4.本井含水高控產(chǎn)5.井壁污染； 6.泵況變差下降原因上升原因上升原因下降原因下降原因上升原因 井組分析主要分析注入井間壓力上升幅度、井組分析主要分析注入井間壓力上升幅度、吸水剖面及產(chǎn)出剖面的調(diào)整程度，聚合物推進(jìn)吸水

44、剖面及產(chǎn)出剖面的調(diào)整程度，聚合物推進(jìn)速度，井組間壓力分布狀況、油井見(jiàn)效時(shí)間、速度，井組間壓力分布狀況、油井見(jiàn)效時(shí)間、見(jiàn)效程度及采出液中聚合物含量以及井組間聚見(jiàn)效程度及采出液中聚合物含量以及井組間聚合物用量。合物用量。 井組分析井組分析 ：聚合物驅(qū)油階段區(qū)塊動(dòng)態(tài)分析生產(chǎn)動(dòng)態(tài)分析井組動(dòng)態(tài)分析分 析 項(xiàng) 目油 層 平 面動(dòng)用狀況分析注 采 平 衡狀 況 分 析V注=V采Qiw=Qw+Be.Qo井 組 開(kāi) 發(fā)效 果 分 析分 析 內(nèi) 容 重點(diǎn)分析井組油層平面動(dòng)用狀況,分析動(dòng)用差的原因，為搞好井間調(diào)整提供依據(jù)分析井組內(nèi)注入速度與采出速度是否相匹配，注采是否平衡，壓力系統(tǒng)是否合理，以采取調(diào)整措施重 點(diǎn) 分

45、 析： 1. 井組內(nèi)配產(chǎn)配注執(zhí)行情況； 2. fw變化趨勢(shì)； 3. 井組內(nèi)PR，P t,Pwh變化情況； 4. 聚合物溶液利用率； 5. 采液指數(shù)、吸水指數(shù)變化和注入、采出剖面的調(diào)整情況。 6. 平面及層內(nèi)矛盾的調(diào)整結(jié)果；1. 油層平面上沉積差異。2. 沉積單元的連通狀況不同3. 井間PR、P、Pwf不均衡。 4. 井間S0不均衡。5. 注采井網(wǎng)不完善。 區(qū)塊分析主要分析聚合物驅(qū)過(guò)程中的總體開(kāi)發(fā)效區(qū)塊分析主要分析聚合物驅(qū)過(guò)程中的總體開(kāi)發(fā)效果。主要是分析各項(xiàng)開(kāi)發(fā)指標(biāo)與方案預(yù)測(cè)是否符合；果。主要是分析各項(xiàng)開(kāi)發(fā)指標(biāo)與方案預(yù)測(cè)是否符合；分析壓力系統(tǒng)是否合理，油層壓力是否保持在開(kāi)發(fā)界分析壓力系統(tǒng)是否合理

46、，油層壓力是否保持在開(kāi)發(fā)界限之內(nèi)；分析區(qū)塊的注入速度、注采比是否匹配合理；限之內(nèi)；分析區(qū)塊的注入速度、注采比是否匹配合理；區(qū)塊產(chǎn)液量產(chǎn)液指數(shù)的下降幅度；區(qū)塊的含水下降幅區(qū)塊產(chǎn)液量產(chǎn)液指數(shù)的下降幅度；區(qū)塊的含水下降幅度與增油量情況；平面及剖面調(diào)整情況；分析聚驅(qū)開(kāi)度與增油量情況；平面及剖面調(diào)整情況；分析聚驅(qū)開(kāi)采效果及采收率提高程度。采效果及采收率提高程度。 區(qū)塊分析區(qū)塊分析 ：聚合物驅(qū)油階段區(qū)塊動(dòng)態(tài)分析動(dòng)態(tài)趨勢(shì)分析項(xiàng) 目分 析 主 要 內(nèi) 容 分 析 要 點(diǎn)1.階段調(diào)整挖潛的主要做法及完成工作量2.階段區(qū)塊總的開(kāi)發(fā)形勢(shì)和變化趨勢(shì)開(kāi)發(fā)形勢(shì)和變化趨勢(shì)是否符合數(shù)模規(guī)律1.注入壓力變化規(guī)律,是否有超破裂壓

47、力 注入井 和特低壓井。2.注入量和注入能力變化情況3.注入剖面的改善情況及變化趨勢(shì)4.注入濃度、粘度的變化趨勢(shì)5.注入水質(zhì)的變化狀況注入狀況分析注入壓力分布狀況是否均衡，是否保持合理界限；吸水剖面改善狀況；階段配注方案是否合理。注入濃度、粘度是否達(dá)到方案要求；注入水質(zhì)是否合格。1.聚合物見(jiàn)效時(shí)間、含水下降幅度、低含水穩(wěn)定時(shí)間、含水上升時(shí)的上升速度的變化2.聚合物溶液的濃、粘度的影響3.平面非均質(zhì)性的影響4.注入速度的變化對(duì)聚驅(qū)的影響5.水驅(qū)油層對(duì)聚驅(qū)油層的干擾影響6.注采完善程度對(duì)聚驅(qū)效果的影響注聚效果分析聚合物濃、粘度是否達(dá)方案要求；注入速度是否合理；水驅(qū)油層的干擾程度；注入?yún)?shù)是否合理。

48、1.油層壓力水平及變化趨勢(shì)2.注采比變化和地層壓力變化的關(guān)系3.聚合物用量和壓力、生產(chǎn)壓差的關(guān)系壓力水平分析壓力系統(tǒng)是否保持合理；注采比是否合理。開(kāi)發(fā)概況分析聚合物驅(qū)油階段區(qū)塊動(dòng)態(tài)分析動(dòng)態(tài)趨勢(shì)分析項(xiàng) 目分 析 主 要 內(nèi) 容 分 析 要 點(diǎn)1.采液指數(shù)隨聚合物用量變化2.采液指數(shù)隨注入速度變化3.采液指數(shù)隨含水變化找出采液指數(shù)變化規(guī)律和影響因素，并提出措施。產(chǎn)液指數(shù)分析各項(xiàng)措施的初期效果和變化趨勢(shì)及對(duì)區(qū)塊的貢獻(xiàn)作用1.油井壓裂井?dāng)?shù)及單井增油量的現(xiàn)狀和變化趨勢(shì)。2.油井三換井?dāng)?shù)及單井增油量的現(xiàn)狀和變化趨勢(shì)。3.補(bǔ)孔、高含水開(kāi)井、拔堵井效果及變化趨勢(shì)。4.措施井含水與PV關(guān)系曲線及與全區(qū)對(duì)比情況。

49、5.注入井調(diào)剖、增注的效果和井組效果及變化趨勢(shì)。措施效果分析階段含水變化與數(shù)模曲線試驗(yàn)區(qū)及相近區(qū)塊的差異并找出不同的原因1.實(shí)際fw-PV的關(guān)系曲線與數(shù)模曲線及試驗(yàn)區(qū)或相近區(qū)塊對(duì)比，階段fw變化規(guī)律，找出效果差的原因。2.見(jiàn)效時(shí)間、低含水穩(wěn)定期、含水上升時(shí)間和注入體積及采出體積的關(guān)系。3.注聚見(jiàn)效差的井組變化情況及原因4.措施井含水變化情況及原因5.采出體積與見(jiàn)效時(shí)間的關(guān)系6.含油飽和度、分子量與含水與注入體積的關(guān)系。含水變化分析采出液濃度分析1. 區(qū)塊采出液濃度的變化規(guī)律與數(shù)模曲線對(duì)比。2.區(qū)塊采出液濃度與試驗(yàn)區(qū)或相近區(qū)塊的對(duì)比。3.不同油層、不同分子量采出濃度變化規(guī)律。重點(diǎn)分析采出液濃度的

50、變化與含水變化的規(guī)律三、聚合物驅(qū)綜合調(diào)整方法三、聚合物驅(qū)綜合調(diào)整方法 聚合物驅(qū)油階段單井跟蹤調(diào)整注入井跟蹤調(diào)整資 料 反 映變 化 原 因措 施 意 見(jiàn)Pwh高，qiw低,吸水剖面反映大段不吸水油層連通好,本井油層性質(zhì)差,吸水能力低油層改造（壓裂）1.與未射孔油層竄 2.套管損壞Pwh,qiw吸水剖面反映異常、未射孔段吸水立即停注落實(shí)原因,若套損關(guān)井;若竄封堵 Pwh，qiw，濃度1.檢查注入設(shè)備2.封堵其他層系注入井 相應(yīng) 層段3.注入管網(wǎng)檢查Pwh低，吸水指數(shù)控制注入量、濃度或調(diào)剖或油井控液聚合物單方向突破Pwhqiw完不成配注油層性質(zhì)好,油層污染,油層吸水能力下降1.洗井2.酸化、化學(xué)解

51、堵Pwh低,qiw高，PI（90）值低油層為塊狀,滲透率高,吸水剖面顯示厚度小、吸水量大1.提高注入濃度或強(qiáng)度2.進(jìn)行深度調(diào)剖油層條件差,連通差Pwh高,qiw低，超破裂壓力1.降低注入濃度2.降低注入量1.注入設(shè)備運(yùn)轉(zhuǎn)不正常 2.其它層系注水井竄3.高礦化度水竄入資 料 反 映變 化 原 因措 施 意 見(jiàn)PR Pwf ql fw采出濃度PRPwf ql qo fw , 采出濃度與高含水層竄或外部水竄找水封堵油井措施不當(dāng)油層連通較好，注入方案不合理,井組注采比低PR低,Pwf低,功圖呈刀把狀采出濃度500ppm地層能量低，油井供液不足，油層連通較好調(diào)整相應(yīng)注入井注入量PR高Pwf低ql低,功圖

52、呈刀把狀油層性質(zhì)差，滲流阻力大油層解堵、壓裂改造或降低注入量或濃度PR Pwf ql qofw 注聚見(jiàn)效, 滲流阻力增大若液量下降幅度過(guò)大,油層改造PR Pwf ql 功圖供液不足調(diào)整相應(yīng)注入井注入量搞清原因, 采取補(bǔ)救措施目的層油層性質(zhì)差,厚度小,水驅(qū)層干擾外部水驅(qū)影響PR,Pwffw采出濃度聚合物單方向突進(jìn)或聚驅(qū)進(jìn)入含水回升注入井降低注入量或注入濃度，油井控液PRPwfql,fw功圖呈條狀泵況變差或脫泵檢泵或洗井PR Pwf ql fw低,泵效80%,注采比大于1地層能量充足,機(jī)采設(shè)備不適應(yīng)采取三換一調(diào)邊角井含水不降合采井PR高Pwf高,fw不降, 調(diào)整水驅(qū)注入井注入量1.實(shí)行封堵2.調(diào)整

53、水驅(qū)注入量聚合物驅(qū)油階段單井跟蹤調(diào)整采出井跟蹤調(diào)整通過(guò)轉(zhuǎn)注，增加油井受效方向 在注聚后期，對(duì)完善程度低的含水高、采出液濃度高的采油井采取轉(zhuǎn)注措施，即可提高井組完善程度，又能有效地改變?cè)瓉?lái)的液流方向，可有效改善井組開(kāi)發(fā)效果。 1、完善注采關(guān)系是改善聚驅(qū)效果的有效途徑 （一）平面調(diào)整方法 轉(zhuǎn)轉(zhuǎn)注注后后注入壓力：注入壓力：日日 注：注：13.91506-1235井開(kāi)采曲線井開(kāi)采曲線6-126-12026-12156-P1316-13665-P1315-P163472m井位示意圖井位示意圖6-1235（mg/Lmg/L）（MPaMPa）流壓流壓產(chǎn)液產(chǎn)液產(chǎn)油產(chǎn)油濃度濃度含水含水（% %）（t t）（t

54、t）2000.091998.0993.786.876.48084.685.689.293.496.3 95.4 96.17080901005210211813918423028738648577604008006727141097824 2205010087119121105716160945852588801002009.29.269.26.654.351.021.371.151.762.321.61.3214710（mg/Lmg/L）（MPaMPa）流壓流壓日產(chǎn)液日產(chǎn)液日產(chǎn)油日產(chǎn)油濃度濃度含水含水（% %）（t t）（t t）6 - 1 2 0 26 - 1 2 0 2 井 開(kāi) 采 曲 線

55、井 開(kāi) 采 曲 線2002.102001.022000.0993.193.994.190.282.986.888.584.989.989.488.489.18894.9809010081410274754525068708583720501007556517131181012910 10 109111001020100969094918978746676788587799401002005.397.615.354.434.254.634.324.644.393.443.984.653.694.4114710172132202021132318222802550（mg/Lmg/L）（MPaMPa

56、）流壓流壓日產(chǎn)液日產(chǎn)液日產(chǎn)油日產(chǎn)油濃度濃度含水含水（% %）（t t）（t t）6 - 1 26 - 1 2 井 開(kāi) 采 曲 線井 開(kāi) 采 曲 線2002.032000.122000.0992.589.785.380.980.38279.276.483.794.793.894.770809010012119822202015132017105152516616915815613212110276866490501502505.763.14.385.114.242.972.915.072.953.523.2514710水驅(qū)井補(bǔ)孔代用，完善砂體注采關(guān)系 由喇南試驗(yàn)一區(qū)和北東塊實(shí)際資料看出，注采井的

57、連通厚度對(duì)聚驅(qū)效果影響較大，隨著一類連通厚度的增大，單井增油量也隨之增加，而當(dāng)二類連通厚度比例達(dá)70%以上時(shí)，聚驅(qū)效果變得很差。因此對(duì)注采井連通差的井區(qū)，采取補(bǔ)射附近與注入井連通好的水驅(qū)低產(chǎn)能油井，完善單砂體注采關(guān)系，可提高聚驅(qū)開(kāi)發(fā)效果。 措施前措施前措施后措施后差差 值值日產(chǎn)液日產(chǎn)液(t)日產(chǎn)油日產(chǎn)油(t)含含 水水(%)濃度濃度(mg/L)69241172939300444487.083.8-3.26-28156-P28156-P2725.0.36.912.912.96.90.517.9 13.58.38.316.810.15.912261212246-28126-P28156-P2725

58、.4.222.223.24.212.912.96.90.5 0.36.98.38.316.810.15.91226124612246-2812井位示意圖井位示意圖6-P27356-P27256-P28156-28156-28126-斜斜P(pán)2855 幾年來(lái)利用水驅(qū)井補(bǔ)孔幾年來(lái)利用水驅(qū)井補(bǔ)孔6868口，補(bǔ)孔后一類連通厚度達(dá)到口，補(bǔ)孔后一類連通厚度達(dá)到72.5%72.5%，措施初期單井，措施初期單井日增液日增液112t112t，日增油，日增油23t23t，綜合含水下降，綜合含水下降5.65.6個(gè)百分點(diǎn)，已累積增油個(gè)百分點(diǎn)，已累積增油7.67.610104 4t t。 2、注采跟蹤調(diào)整是改善聚驅(qū)效果的

59、重要保證 由于聚合物驅(qū)整體開(kāi)采時(shí)間短、變化快、井組間注采狀況差異大，相對(duì)水驅(qū)而言，更要注重勤分析、勤調(diào)整的工作思路，針對(duì)出現(xiàn)的問(wèn)題，在聚驅(qū)各階段都要及時(shí)進(jìn)行配注方案的跟蹤調(diào)整。 在注聚前期和低含水穩(wěn)定期，針對(duì)油井見(jiàn)效不均勻，效果差異較大，部分注入井壓力較低的問(wèn)題，調(diào)整的主要原則是：對(duì)注入壓力低的井適當(dāng)提高注入強(qiáng)度或注入濃度；對(duì)見(jiàn)效差的井區(qū)，適當(dāng)增加含油飽和度較高方向的注入量, 同時(shí)對(duì)長(zhǎng)期高流壓的井采取三換提液措施。 在含水上升初期，主要是控制含水上升速度，調(diào)整原則為：對(duì)含水大于全區(qū)平均含水、采出液濃度較高的井進(jìn)行控液，并對(duì)主要來(lái)聚方向進(jìn)行控注；對(duì)含水低于全區(qū)平均含水的井組，在含油飽和度較高方向

60、進(jìn)行增注。 在含水上升后期，調(diào)整原則為：含水小于90%的井組，若采聚濃度較高，對(duì)主要來(lái)聚方向進(jìn)行控注，若采聚濃度相對(duì)較低，則進(jìn)行增注；對(duì)含水大于92%的井組直接轉(zhuǎn)入后續(xù)水驅(qū)，并適當(dāng)降低配注，以減小對(duì)聚驅(qū)井的干擾；對(duì)于采聚濃度特別高，含水在90%左右的井組，可考慮轉(zhuǎn)入后續(xù)水驅(qū)。 1、注入剖面調(diào)整是改善聚驅(qū)效果的關(guān)鍵 波及體積的擴(kuò)大是聚合物驅(qū)油取得好效果的重要原因，而通過(guò)注入剖面的有效調(diào)整可在最大程度上擴(kuò)大波及體積。因此，注入剖面調(diào)整是改善聚驅(qū)效果的關(guān)鍵。通過(guò)幾年的開(kāi)發(fā)實(shí)踐認(rèn)識(shí)到，注入剖面調(diào)整的有效方法主要深度調(diào)剖和分層注聚。調(diào)剖主要是解決層內(nèi)矛盾，分層注聚則是解決層間矛盾 （二）剖面調(diào)整方法 （