化学驱提高采收率主要影响因素.ppt

第三阶段：低含水稳定阶段，在注入化学剂0.20～0.40PV 时，处于低含水稳定阶段。此阶段产油量达到峰值，含水达到最低点，生产井产液量下降、产剂浓度开始上升，注入压力上升速度减缓，吸水剖面开始发生返转，低渗透油层吸液量开始下降。此阶段累积产油量最高，占整个阶段 39％左右。注剂区块含水下降幅度的大小主要受河道砂比例、渗透率变异系数、采出程度、注剂初含水、边角井比例、合采井比例和深度调剖比例等因素的影响。 第四阶段：含水回升阶段，注入化学剂溶液 0.40PV 至注剂结束，该阶段含水回升，产油量下降，此时产剂浓度和注入压力在高水平上稳定。此阶段累积产油占整个阶段 33％左右。注剂区块经过低值期后含水开始回升，而含水开始回升的时间与油层厚度、河道砂比例及油层的非均质性等有关。油层厚度大，河道砂比例大，有接替层，低值期时间长，含水开始回升的晚，否则含水开始回升早。 第五阶段：后续水驱阶段，此阶段含水继续回升，注入压力下降，注入水从高渗透层突破，采剂浓度急剧下降，产液能力有所回升。该阶段累积产油占整个阶段11％左右。 6、化学驱试验综合调整 6、化学驱试验综合调整 初步统计大庆油田试验区各阶段产油占整个化学驱的比例，含水下降阶段占15.86-18.40%，平均16.86；低含水稳定阶段占34.97-42.38%，平均38.84%；含水回升阶段占29.39-37.29%，平均32.67%；后续水驱阶段占 10.23-14.7%，平均11.63%。 6、化学驱试验综合调整 辽河油田锦16块二元驱阶段划分 含水缓慢下降 含水快速下降 含水稳定 含水上升 注采平衡 异常井及时处理 措施井实施 地层压力平衡 综合调整 生产制度调整 6、化学驱试验综合调整 　　为了降低化学剂采出浓度、促进见效，化学驱过程中需要进行分区域、分井组个性化调整： 分层：对具备分注条件，层间矛盾突出的注入井实施分注 调剖：注入层单一，底部突进严重的井组实施调剖 增注：对注入困难的实施压裂、解堵 调速：为平衡注采关系进行调整方案 提浓：对存在高渗层、注入压力低井区上提浓度 注入井 油井 压裂：为扩大试验效果，对低值期采油井压裂 堵水：对层间差异大的采油井堵压结合 调参：放大生产压差上调参，控制合理沉没度调参 6、化学驱试验综合调整 综 合 含 水 （%） 三元驱中心井含水变化曲线 PV数 不同开发阶段综合措施调整对策表 开发阶段 前置聚驱 (0-0.05PV) 含水下降期(0.05-0.20PV) 含水稳定期(0.20-0.40PV) 含水回升期 (0.40PV- ) 针对问题 1、层内差异大2、压力及注采不均衡 1、注采不平衡2、剖面不均匀 3、注采能力下降 1、注采困难 2、平面矛盾加大 1、采聚浓度高2、井间提高采收率差异大3、部分井见效程度低 、含水回升快 主要调整措施 1、调整注入参数2、高浓度聚合物调剖 1、注采参数调整2、注入井分层 3、注采井解堵 1、注采井压裂 2、方案调整及分注 1、深度调剖及注入参数调整2、分层调整 3、采出井调小参数或堵水 目标 调整剖面动用改善压力场 改善剖面动用 促进见效 提高产液水平 延长低含水稳定期 防止剖面反转 、控制低效循环 提高技术经济效果 12.76 /0.1PV 稳定 0.414PV 7.94 /0.1PV 0.48PV 0.27PV 0.19PV 0.1PV 快速下降 快速上升 缓慢回升 6、化学驱试验综合调整 渗透率变化图 注水初期 注水中期 注水后期 （1）针对水流优势通道发育、注入水推进速度快，注入压力低等问题，及时开展了整体深部调驱。 调驱前 调驱后 单井注入压力由2.6提高到6.5MPa 井间差异由8MPa降至2.2MPa 吸水厚度比例由62%提高到78% 平均推进速度由12.5m/d降到7.6m/d 控制聚合物的产出 6、化学驱试验综合调整 （2）适时调整聚合物浓度，控制采出液中聚合物浓度 通过对井组实施增浓，平均注入浓度由1600ppm上升至2200ppm左右，使采出液聚合物浓度得到了有效控制。 6、化学驱试验综合调整 实施增注增浓、解堵、分注等调控措施，有效改善了注采状况 14口井见到明显效果，日产油由48.3吨上升至89.2吨，上升了40.9吨。含水从93.6%降到92.3%，下降1.3%。 实施液量调整、补层、侧钻等措施26井次，保证了油井生产能力 边部井实施提液引效10口，有效8口，日产液从451方提高到703方，日产油从28.9吨上升到43.1吨，上升了14.2吨。 451 日产液 703 28.9 43.1 日产油 93.6 含水 92.3 48.3 89.2 日产油 （3）及时动态调控，