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1、聚合物驱聚合物驱工业化试验效果评价工业化试验效果评价汇报内容汇报内容试验区基本情况试验区基本情况三次采油方案优选及设计三次采油方案优选及设计现场实施及效果现场实施及效果认识与建议认识与建议华北最大的整装砂岩油藏华北最大的整装砂岩油藏原油粘度低：原油粘度低：3.65mPas66）。）。岔河集油田概况岔河集油田概况一、岔一、岔39断块试验区基本情况断块试验区基本情况l试验区选择在岔试验区选择在岔3939断块主体部位断块主体部位的的9 9个井组，地质储量个井组，地质储量232232万吨。油井万吨。油井2626口，注入井口，注入井9 9口。采出程度口。采出程度35.0%35.0%，含水，含水90.2%
2、90.2%，累积注采比，累积注采比0.680.68。l连通率连通率66.766.7% %，水驱率，水驱率57.857.8% %，注，注水见效率水见效率79%79%。l原油粘度原油粘度3.43.4mPasmPas，l地层水矿化度地层水矿化度1847218472mg/Lmg/L，钙镁离，钙镁离子含量高，子含量高，170170974mg/L974mg/L。l地层温度地层温度7474。连通性好，注采反映明显；有代表性，能反映全局连通性好，注采反映明显；有代表性，能反映全局试验思路：试验思路：以聚合物驱为主以聚合物驱为主扩大中高渗厚层内的波及体积，扩大中高渗厚层内的波及体积，改善层内波及状况；前期采用可
3、改善层内波及状况；前期采用可动凝胶调驱，启动低渗薄差层，动凝胶调驱，启动低渗薄差层，改善层间动用状况；并采用渗析改善层间动用状况；并采用渗析剂加以疏导，提高驱油效率。剂加以疏导，提高驱油效率。开展了五种三次采油技术的室内实验研究和数值模拟研究，优化确定开展了五种三次采油技术的室内实验研究和数值模拟研究，优化确定了最终的三次采油现场试验思路。了最终的三次采油现场试验思路。二、三次采油方案优选及设计二、三次采油方案优选及设计 二、三次采油方案优选及设计二、三次采油方案优选及设计 注入体系注入体系: :凝胶凝胶4 4个月聚合物个月聚合物/ /渗析剂混注渗析剂混注1 1年聚合物年聚合物2 2年。年。总
4、注入总注入PVPV：0.150.15PVPV（0.015+0.045+0.090.015+0.045+0.09）总注入量：总注入量：61.261.2万立方米（万立方米（6.12+18.36+36.726.12+18.36+36.72）总注入时间：总注入时间：3 3年年4 4个月个月提高采收率提高采收率：5.695.69增油量增油量：13.213.2万吨，其中万吨，其中2019-20192019-2019年年增油增油3.83.8万吨。万吨。配方配方凝胶：凝胶：聚合物聚合物1200mg/L+A1200mg/L+A交联剂交联剂600mg/L+B600mg/L+B交联剂交联剂600mg/L600mg/
5、L聚合物浓度：聚合物浓度：800mg/L800mg/L渗析剂浓度：渗析剂浓度：500mg/L500mg/L三、现场实施及效果三、现场实施及效果 方案指标方案指标实际完成实际完成注入体系注入体系: :凝胶聚合物凝胶聚合物/ /渗析剂聚合物渗析剂聚合物总注入总注入PVPV：0.0680.068PVPV总注入量：总注入量：28.1328.13万立方米万立方米总注入时间：总注入时间：1 1年年1010个月个月提高采收率：提高采收率：0.160.16增油量：增油量：36653665吨（递减法增油吨（递减法增油56545654吨）。吨）。注入体系注入体系: :凝胶凝胶4 4个月聚合物个月聚合物/ /渗析剂
6、渗析剂混注混注1 1年聚合物年聚合物2 2年。年。总注入总注入PVPV：0.150.15PVPV总注入量：总注入量：61.261.2万立方米万立方米总注入时间：总注入时间：3 3年年4 4个月个月提高采收率提高采收率：5.695.69增油量增油量：13.213.2万吨，其中万吨，其中2019-20192019-2019年年增油增油3.83.8万吨。万吨。1、注入情况、注入情况第一阶段第一阶段一次注入一次注入候凝及流候凝及流程改造程改造第一阶段第一阶段二次注入二次注入第二阶段注入第二阶段注入聚合物、渗析剂合注聚合物、渗析剂合注分注分注渗析剂渗析剂聚合物聚合物段塞段塞试验区于试验区于2019年年1
7、月月9日日正式注入，截至到正式注入，截至到2019年年9月月30日日，累计注入可动凝胶段塞累计注入可动凝胶段塞9.0774104m3， “聚合物聚合物+渗析剂渗析剂”段塞段塞18.4342104m3，分别完成方案设计注入量的，分别完成方案设计注入量的148.3%、100.4%。压力抬升压力抬升7.0Mpa7.0Mpa2、试验区动态变化情况、试验区动态变化情况从从2019年年1月月-2019年年3月，试验区的生产形势逐渐好转，产量由月，试验区的生产形势逐渐好转，产量由递减递减稳定稳定提高，含水由上升提高，含水由上升稳定稳定下降。下降。 2019年年3月中旬后，井区的日产油量月中旬后，井区的日产油
8、量快速下降，由快速下降，由38吨下降到吨下降到23吨，含水吨，含水迅速上升，由迅速上升，由91.0%上升到上升到96.0% 20192019年年5 5月份以后月份以后1313口油井相继见效，累计增油口油井相继见效，累计增油36653665吨。递减法增油量吨。递减法增油量56545654吨。吨。2019年年5月月20日日9口油口油井关井。井关井。表面看见效井含水上升，个别井井况出现问表面看见效井含水上升，个别井井况出现问题，实际是二次注入过程中大部分注入井井筒造成堵塞，题，实际是二次注入过程中大部分注入井井筒造成堵塞，导致注入不连续、注入量低。导致注入不连续、注入量低。（1 1）、试验区初步进入
9、整体见效阶段，但增产效果差）、试验区初步进入整体见效阶段，但增产效果差）、试验区初步进入整体见效阶段，但增产效果差）、试验区初步进入整体见效阶段，但增产效果差3、效果评价、效果评价1313口油井见效，日产油由口油井见效，日产油由2121吨上升到吨上升到37.037.0吨，含水由吨，含水由90.0%90.0%下降到下降到85.0%85.0%，下降，下降5 5。见效井主要见效井主要分布在井区的北部和西南部。分布在井区的北部和西南部。累计增油累计增油36653665吨吨增油量大大增油量大大低于方案预测年增油低于方案预测年增油1.01.0万万吨的指标吨的指标 。（2 2）、水驱油效果好，连通率、水驱控
10、制程度低，剩余油分布极为复杂。）、水驱油效果好，连通率、水驱控制程度低，剩余油分布极为复杂。、油水粘度比较低，水驱油效果好、油水粘度比较低，水驱油效果好岔岔39断块油水粘度比为断块油水粘度比为7.7，利于水驱效率的提高。，利于水驱效率的提高。 样样号号解解释释层层号号深度深度孔隙度孔隙度渗透渗透率率mdmd束束缚缚水水饱饱和和度度驱驱油油效率效率残余残余油油饱饱和和度度驱驱替替倍数倍数全全192134.12-2134.2921.520144.362.820.730.2全全2122196.9-2197.0824.123345.564.119.632.1全全3162257.29-2257.9223
11、.120539.160.524.131.3全全417下下2276.77-2276.9422.995840.761.422.933.5全全517上上2271.56-2271.7324.845340.462.822.133.2平均平均23.341041.9862.3221.8832.06岔岔39-303井相对渗透率实验数据汇总井相对渗透率实验数据汇总 岔岔39-30339-303密闭取心驱油效率实验结果，驱油效密闭取心驱油效率实验结果，驱油效率在率在60.560.5-64.1-64.1之间，平均为之间，平均为6262。模型类型模型类型水测渗水测渗透率透率10103 3mm2 2含油饱和含油饱和度度
12、水驱采收水驱采收率率单管均质模型单管均质模型41241278.678.653.8853.88单管均质模型单管均质模型252575.875.852.1052.10单管层内非均质单管层内非均质模型模型47847873.173.145.645.6双管并联层间非双管并联层间非均质模型均质模型46046074.474.439.239.2双管并联层间非双管并联层间非均质模型均质模型29729773.973.934.934.9岔岔3939天然岩心天然岩心39539576.876.855.655.6岔岔3939天然岩心天然岩心18218275.675.654.554.5岔河集不同模型水驱效果对比（实验温度岔河
13、集不同模型水驱效果对比（实验温度7474） 采用岔采用岔3939天然岩心，水驱采收率可以达天然岩心，水驱采收率可以达到到55%55%左右。左右。3 3、效果评价、效果评价、连通率、水驱控制程度低，层间压力差异大、连通率、水驱控制程度低，层间压力差异大 试验区连通率试验区连通率67%67%，实际水驱率，实际水驱率58%58%。据岔据岔39-30339-303井井FMTFMT测试结果，测试测试结果，测试1111层，原始压力层，原始压力7 7层，低压层层，低压层3 3层，压力水平层，压力水平43.0%43.0%；高压层高压层1 1层，压力水层，压力水平平105.0%105.0%，层间压力水平差异很大
14、。，层间压力水平差异很大。在层间压力水平差异大、注入量没有达到一定程度、储层亏空的情况下，三次采油的效果很难显示出来。在层间压力水平差异大、注入量没有达到一定程度、储层亏空的情况下，三次采油的效果很难显示出来。、连通率、水驱控制程度低，层间压力差异大、连通率、水驱控制程度低，层间压力差异大20192019年年5 5月对月对9 9口油井关井。口油井关井。关井前，平均动液面关井前，平均动液面12001200米；米；关井初期，平均静液面关井初期，平均静液面597597米；米；目前目前7 7口井恢复到井口。口井恢复到井口。开井的开井的1717口油井，平均动液面口油井，平均动液面14501450米左右米
15、左右 。、连通率、水驱控制程度低，层间压力差异大、连通率、水驱控制程度低，层间压力差异大岔岔39-12639-126井井13.0Mpa13.0Mpa岔岔39-13839-138井井7.6Mpa7.6Mpa岔岔39-11939-119井井16.2Mpa16.2Mpa试验区油井关井恢复试验区油井关井恢复7070小时，测得压力在小时，测得压力在7.6-16.27.6-16.2MpaMpa之间之间（3 3）、体系的稳定性）、体系的稳定性凝胶段塞凝胶段塞聚合物聚合物+ +渗析剂混注渗析剂混注渗析剂渗析剂聚合物聚合物扩扩大大波波及及体体积积，提提高高驱驱油效率。油效率。（3 3）、体系的稳定性）、体系的稳
16、定性、凝胶段塞在地下起到一定的封堵作用，但作用时间和扩大程度有限。、凝胶段塞在地下起到一定的封堵作用，但作用时间和扩大程度有限。三口井在凝胶注入结束时，井筒取样不成胶。三口井在凝胶注入结束时，井筒取样不成胶。除除3 3口井外，多数井产出液聚合物浓度变化不大，口井外，多数井产出液聚合物浓度变化不大，20192019年以后逐步增高；单注渗析剂浓度降低；单注聚合物浓度增高年以后逐步增高；单注渗析剂浓度降低；单注聚合物浓度增高 。产出液矿化度看，除产出液矿化度看，除39-124-135-12739-124-135-127井高矿化度持续时间较长外（井高矿化度持续时间较长外（3-43-4个月左右），大部分
17、井矿化度基本稳定。个月左右），大部分井矿化度基本稳定。凝胶段塞凝胶段塞聚合物与渗析剂混注聚合物与渗析剂混注渗析剂渗析剂聚合物聚合物产出液矿化度检测结果图产出液矿化度检测结果图 3 3、 效果评价效果评价、凝胶段塞在地下起到一定的封堵作用，但作用时间和扩大程度有限。、凝胶段塞在地下起到一定的封堵作用，但作用时间和扩大程度有限。从凝胶后的剖面看，主要产液层没有改变从凝胶后的剖面看，主要产液层没有改变岔岔39-12639-126井分层产液剖面变化图井分层产液剖面变化图一次凝胶中一次凝胶中一次凝胶后一次凝胶后聚合物聚合物+ +渗析剂中渗析剂中、凝胶段塞注入不连续，、凝胶段塞注入不连续，对试验效果有一定
18、的影响。对试验效果有一定的影响。取出的垢状物取出的垢状物在第一段塞的二次注入中，由于交联剂的型号发生了改变，致使在二次注入过程在第一段塞的二次注入中，由于交联剂的型号发生了改变，致使在二次注入过程中，有多口注入井出现了井筒堵塞或注不进，给第二段塞的注入带来了很大困难。导致注中，有多口注入井出现了井筒堵塞或注不进，给第二段塞的注入带来了很大困难。导致注入量只有入量只有330330立方米，完成方案日配注立方米，完成方案日配注510510立方米的立方米的65.0%65.0%，严重影响了油井的见效增油。，严重影响了油井的见效增油。第一阶段第一阶段一次注入一次注入候凝及流候凝及流程改造程改造第一阶段第一
19、阶段二次注入二次注入第二阶段注入第二阶段注入聚合物、渗析剂合注聚合物、渗析剂合注分注分注渗析剂渗析剂聚合物聚合物段塞段塞2019.2.162019.9.22019.2.1有效厚度有效厚度渗透率渗透率、“聚合物聚合物+ +渗析剂渗析剂”段塞混合注入对薄差层的启动不明显段塞混合注入对薄差层的启动不明显凝胶中凝胶中一次凝胶后一次凝胶后二次凝胶中二次凝胶中聚合物聚合物+ +渗析剂中渗析剂中岔岔39-30339-303井分层产液剖面变化图井分层产液剖面变化图从剖面看，聚合物从剖面看，聚合物+ +渗析剂渗析剂”段塞混合注入对薄差层的启动不明显。段塞混合注入对薄差层的启动不明显。2019.6.5、单独注入渗
20、析剂，油井剖面发生变化、单独注入渗析剂，油井剖面发生变化岔岔39-13839-138井产液剖面变化图井产液剖面变化图二次凝胶中二次凝胶中聚合物聚合物+ +渗析剂中渗析剂中渗析剂渗析剂从剖面看，单独从剖面看，单独注入渗析剂，主要产液层产液量降低，剖面发生变化。注入渗析剂，主要产液层产液量降低，剖面发生变化。相对产液量相对产液量% %分层产油量分层产油量( (吨吨) )4 4、扩大区注入情况及效果、扩大区注入情况及效果 在在3939试验区北、西部扩大井组试验区北、西部扩大井组6 6个，油个，油井井1717口，其中原试验区油井口，其中原试验区油井5 5口。口。 采用渗析剂和柔性微凝胶交替注入的采用渗
21、析剂和柔性微凝胶交替注入的方式，注入时间方式，注入时间340340天，总注入量天，总注入量11.411.4万万立方米。渗析剂立方米。渗析剂180180天，天，6.66.6万立方米；柔万立方米；柔性微凝胶性微凝胶160160天，天，4.84.8万立方米。万立方米。 2019 2019年年8 8月月15-915-9月月2525日，注日，注浓度浓度600mg/L600mg/L渗析剂渗析剂62886288立方米，立方米，完成完成104.8%104.8%。 2019 2019年年9 9月月2525日起注入柔性日起注入柔性凝胶，截至到凝胶，截至到9 9月底，共注入月底，共注入14901490立方米。立方米
22、。渗析剂渗析剂600mg/L600mg/L柔性凝胶柔性凝胶4、扩大区注入情况及效果、扩大区注入情况及效果整体效果不明显，观察整体效果不明显，观察压力抬升压力抬升3.5Mpa3.5Mpa四、认识与建议四、认识与建议（4 4 4 4）、鉴于连通性较差对三次采油试验的不利影响，建议筛选岔河集油）、鉴于连通性较差对三次采油试验的不利影响，建议筛选岔河集油）、鉴于连通性较差对三次采油试验的不利影响，建议筛选岔河集油）、鉴于连通性较差对三次采油试验的不利影响，建议筛选岔河集油田有利区域，结合二次加密开发，继续开展三次采油试验。田有利区域，结合二次加密开发，继续开展三次采油试验。田有利区域，结合二次加密开发
23、，继续开展三次采油试验。田有利区域，结合二次加密开发，继续开展三次采油试验。（2 2）、）、导致试验效果没有达到预期的主要因素是多方面的，既有客观地质导致试验效果没有达到预期的主要因素是多方面的，既有客观地质导致试验效果没有达到预期的主要因素是多方面的，既有客观地质导致试验效果没有达到预期的主要因素是多方面的，既有客观地质开发条件的限制，也有注入体系问题的影响，同时也有现场经验的不足。开发条件的限制，也有注入体系问题的影响，同时也有现场经验的不足。开发条件的限制，也有注入体系问题的影响，同时也有现场经验的不足。开发条件的限制，也有注入体系问题的影响，同时也有现场经验的不足。（3 3 3 3）、
24、继续对重大试验区及扩大区生产动态进行跟踪分析，客观评价试）、继续对重大试验区及扩大区生产动态进行跟踪分析，客观评价试）、继续对重大试验区及扩大区生产动态进行跟踪分析，客观评价试）、继续对重大试验区及扩大区生产动态进行跟踪分析，客观评价试验效果。建议提高试验区的注入量，恢复油藏的压力水平。对扩大区加验效果。建议提高试验区的注入量，恢复油藏的压力水平。对扩大区加验效果。建议提高试验区的注入量，恢复油藏的压力水平。对扩大区加验效果。建议提高试验区的注入量，恢复油藏的压力水平。对扩大区加大柔性凝胶小球的直径。大柔性凝胶小球的直径。大柔性凝胶小球的直径。大柔性凝胶小球的直径。（1 1 1 1）、岔）、岔）、岔）、岔39393939断块聚合物驱工业化试验，在现场试验过程中经过多次优化断块聚合物驱工业化试验，在现场试验过程中经过多次优化断块聚合物驱工业化试验，在现场试验过程中经过多次优化断块聚合物驱工业化试验，在现场试验过程中经过多次优化调整，出现过比较好的见效显示，说明在岔河集油田实施三次采油技术在调整，出现过比较好的见效显示，说明在岔河集油田实施三次采油技术在调整，出现过比较好的见效显示，说明在岔河集油田实施三次采油技术在调整，出现过比较好的见效显示，说明在岔河集油田实施三次采油技术在一定程度上是可行的。一定程度上是可行的。一定程度上是可行的。一定程度上是可行的。谢谢谢谢
