整体深部调驱技术现状及发展方向

胜利油田整体深部调驱技术现状及发展方向2010.09胜利油田采油工艺研究院三采所汇报提纲三、整体深部调驱下步工作思路二、整体深部调驱技术新进展一、实施整体深部调驱的必要性一、实施整体深部调驱的必要性1、胜利油田开发形势的需要个数占比例％储量亿吨占比例％万吨占比例％水驱开发104390.633.9278.7205674.1热力采油766.63.919.437413.5化学驱322.83.718.934412.4总计115110041.541002774100开发方式动用地质储量年产油单元水驱是胜利油田最主要的开发方式，地位举足轻重胜利油田不同开发方式油藏动用地质储量现状表(2008.12)水井调剖机理示意图一、实施整体深部调驱的必要性水流通道新流线水驱注入调剖剂调后水驱既可以调整层间矛盾又可以调整层内矛盾77.26％13.11％9.62％42.4％11.85％45.74％纵向上调整吸水剖面平面矛盾调整能力较弱2、堵水调剖发展趋势的需要堵水调剖理念的转变与开发形势密不可分单井油井堵水单井水井调剖区块整体堵调油、水井同时治理整体深部调驱20世纪70年代20世纪80年代20世纪90年代2000年-2006年2007年至今水洗程度越来越高；储层非均质性越来越强；剩余油分布越来越分散。开发形势：要实现采收率的大幅度提高，需要进一步更新理念。一、实施整体深部调驱的必要性永3-检1井水淹剖面图小层渗透率（md）1010000目前含油饱和度0100COND1000200RL0.55RN0.55综合评判结果353641425152见水水洗见水水洗强水洗强水洗水洗水洗水洗强水洗水洗强水洗永3-检1井水淹剖面图小层渗透率（md）1010000目前含油饱和度0100COND1000200RL0.55RN0.55综合评判结果61见水水洗见水水洗强水洗强水洗水洗水洗水洗强水洗水洗强水洗水洗强水洗水洗强水洗水洗强水洗永3-检1井水淹剖面图小层渗透率（md）1010000目前含油饱和度0100COND1000200RL0.55RN0.55综合评判结果6371727381水洗强水洗见水弱见水水洗见水见水弱见水弱见水见水见水水洗见水见水见水水洗见水见水～水洗水洗弱见水～见水见水见水～水洗水洗415152水洗6171727381水淹状况So39.637.037.326.747.448.547.238.0层位永3-检1水淹剖面图某油藏平面流线分布图（1）分层注水等技术的进步，使堵水调剖的重点由层间转向层内和平面一、目的意义及国内外技术现状主流线非主流线永3-检1井水淹剖面图小层渗透率（md）1010000目前含油饱和度0100COND1000200RL0.55RN0.55综合评判结果353641425152见水水洗见水水洗强水洗强水洗水洗水洗水洗强水洗水洗强水洗永3-检1井水淹剖面图小层渗透率（md）1010000目前含油饱和度0100COND1000200RL0.55RN0.55综合评判结果61见水水洗见水水洗强水洗强水洗水洗水洗水洗强水洗水洗强水洗水洗强水洗水洗强水洗水洗强水洗6152一、实施整体深部调驱的必要性（2）随着注水开发的深入，水井附近剩余油越来越少，近井浅调效果越来越差水驱含水90％水驱含水95％水驱含水90％水驱含水95％20-30m60-80m只有实施深部调驱才能更有效的扩大波及体积一、实施整体深部调驱的必要性胜二区14时间单元特高含水期含油饱和度等值图（3）要想达到提高采收率的目的，深部调驱还需整体实施0-3030-3090-G3041-1951-3001-G1551-X1382-1452-1882-2042-422-G1022-G1692-X1362-X812-X873-1073-1283-1343-1413-1523-1563-1583-1673-1703-1783-1873-1883-2123-2133-2273-2393-2533-8053-8073-X1813-X2673-X884-1684-2344-2514-2534-2634-5114-7114-7134-7144-724-9114-G264-X1084-X1384-X1914-X7124-X744-XG95-1555-1725-2135-2365-2785-565-725-945-G235-G2766-1346-1456-1726-1756-2956-556-G176-G56-G516-G96-X1297-1317-1327-1457-757-X1747-X450-3231-1981-2082-1012-1672-1723-1213-1774-1294-1414-1494-1594-2064-2374-384-5294-9195-596-596-666-9296-G3010203040506070800-3030-3090-G3041-1951-3001-G1551-X1382-1452-1882-2042-422-G1022-G1692-X1362-X812-X873-1073-1283-1343-1413-1523-1563-1583-1673-1703-1783-1873-1883-2123-2133-2273-2393-2533-8053-8073-X1813-X2673-X884-1684-2344-2514-2534-2634-5114-7114-7134-7144-724-9114-G264-X1084-X1384-X1914-X7124-X744-XG95-1555-1725-2135-2365-2785-565-725-945-G235-G2766-1346-1456-1726-1756-2956-556-G176-G56-G516-G96-X1297-1317-1327-1457-757-X1747-X450-3231-1981-2082-1012-1672-1723-1213-1774-1294-1414-1494-1594-2064-2374-384-5294-9195-596-596-666-9296-G301020304050607080受储层非均质影响，注入水窜流通道成条带状分布，单井调驱不能改善整体油藏的非均质。单井调驱易导致调驱剂沿高渗透条带窜进，影响调驱效果；只有在垂向上和平面上整体实施三维立体深部调驱才能达到整体扩大波及体积，提高水驱油藏采收率的目的。一、实施整体深部调驱的必要性一、实施整体深部调驱的必要性整体深部调驱的技术关键1、优势渗流通道的定量识别与表征是整体深部调驱取得良好效果的基础2、合适的调驱剂是整体深部调驱取得良好效果的关键3、调驱机理是整体深部调驱参数优化设计的基础汇报提纲三、整体深部调驱下步工作思路二、整体深部调驱技术新进展一、实施整体深部调驱的必要性1.1、探讨了储层大孔道定量识别与表征方法，初步建立了大孔道存在性判别、大孔道三维空间展布刻画、大孔道参数定量计算和大孔道演化规律定量描述方法。储层大孔道模糊识别判断大孔道是否存在油藏工程综合分析刻画大孔道三维空间展布大孔道渗流力学计算定量计算大孔道参数描述大孔道动态演化规律大孔道FeildCT动态反演为后续调驱剂优化设计和实施工艺优化奠定了油藏基础。二、整体深部调驱技术新进展1、优势渗流通道的定量识别与表征孤岛油田5N18井组大孔道识别成果示意图h：1.4m，V：0.7×104m3k:：12.43μm2r:18.1μm333532h：2.1m，V：1.5×104m3k:：6.67μm2r:12.8μmh：1.7m，V：1.3×104m3k:：9.75μm2r:16.2μm8-1227-1318-1017-1225N18333532333532333532Ng44fw=30%K=1650mdK=1130mdNg44fw=80%K=3620mdK=3370mdNg44fw=95%K=6140mdK=5840md孤岛西区Ng44小层大孔道渗透率演化规律示意图二、整体深部调驱技术新进展1.2、利用油藏数值模拟描述了不同非均质条件下及大孔道存在情况下地下压力场、流体场分布特征。沿第一主流线方向和大孔道方向压降变缓；随着含水率的增加压降变缓。891011121314050100150200250距离（m）压力（0.1Mpa）主流线非主流线主流线及非主流线对压力分布的影响0246810121416050100150200250距离(m)压力(MPa)fw=20%fw=40%fw=60%fw=80%fw=90%fw=95%fw=98%不同含水阶段对压力分布的影响0246810121416050100150200250距离（m）压力（Mpa）第一主流线第二主流线渗透率各向异性对压力分布的影响二、整体深部调驱技术新进展注采井间形成大孔道前后流线分布图1、优势渗流通道的定量识别与表征大孔道对流体场的影响00.0050.010.0150.020.0250.030.03575%80%85%90%95%100%含水率含水上升率l=2mk=4达西l=2mk=8达西l=2mk=12达西l=2mk=30达西大孔道对含水上升率的影响大孔道对采出程度的影响10.0%12.0%14.0%16.0%18.0%20.0%22.0%24.0%26.0%05101520253035大孔道渗透率（达西）采出程度fw=80%fw=85%fw=90%fw=95%0510152025303540455075%80%85%90%95%100%含水率强水淹半径（m）l=2mk=8达西X方向水淹半径l=2mk=8达西Y方向水淹半径l=2mk=30达西X方向水淹半径l=2mk=30达西X方向水淹半径大孔对强水淹半径的影响不同含水率下强水淹半径演化图大孔道会使采出程度迅速降低，强水淹半径迅速增大。Fw=80%Fw=98%Fw=95%二、整体深部调驱技术新进展聚合物微球是由丙烯酰胺、丙烯酸用微乳液聚合方法聚合而成，初始粒径为纳米-微米级。2.1、研制和应用了2种在线深部调驱体系（聚合物微球和乳液聚合物）。纳米级微米级聚合物微球二、整体深部调驱技术新进展2、合适的调驱剂聚合物微球特点聚合物微球技术堵得住能移动进得去深部调驱剂特征微球具有强度，膨胀后单个直接或多个架桥封堵孔喉粒径纳、微米级；水中稳定存在微球具有弹性、能突破运移；耐剪切，长寿命不受水质、温度影响，可以在线注入二、整体深部调驱技术新进展乳液聚合物凝胶体系是由乳液聚合物与乳液交联剂通过剪切破乳或机械破乳后，在地层深部反应，形成稳定的弱冻胶体系，通过微观、局部的驱替和宏观的液流改向，逐步地调整水驱剖面，提高波及系数和原油采收率。阴离子型反相聚丙烯酰胺乳液1600-10002400-15002200-15002200-12002000-12001800-1000乳液聚合物凝胶体系二、整体深部调驱技术新进展2、合适的调驱剂聚合物质量分数×102乳液交联剂质量分数×102突破压力/MPa突破压力梯度/(MPa·m-1)0.50.20.31.50.50.30.472.30.50.40.630.50.6150.511.470.60.20.351.750.60.30.632.10.60.40.840.60.61.15.50.611.78.50.70.22100.70.42.6130.70.6315封堵能力弹性特征010002000300040005000600070000246810时间/d弹性膜量/mPa多重乳液交联剂XL-2交联剂聚合物浓度3000mg/L，交联剂浓度1000mg/L，温度70℃具有粘弹性特征和较强的封堵能力。多重乳液缓交联体系性能评价二、整体深部调驱技术新进展两种交联剂交联性能曲线（聚合物浓度2000mg/L，交联剂浓度1000mg/L，70℃）热稳定性020406080100050100150200250300粘度，mPa.s时间，dXL-Ⅱ乳液交联剂90天后，交联体系粘度保留率＞70%0123050100150200250300350400X