1、孤東采油廠孤東采油廠二一五年二月二一五年二月化學(xué)驅(qū)提質(zhì)提效的主要做法化學(xué)驅(qū)提質(zhì)提效的主要做法孤東采油廠孤東采油廠二、油藏差異管理，實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)二、油藏差異管理，實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)一、基本概況一、基本概況三、地面全程保粘，提高注入質(zhì)量三、地面全程保粘，提高注入質(zhì)量目目 錄錄四、結(jié)論與認(rèn)識(shí)四、結(jié)論與認(rèn)識(shí)孤東采油廠孤東采油廠化學(xué)驅(qū)投注儲(chǔ)量分類柱狀圖化學(xué)驅(qū)投注儲(chǔ)量分類柱狀圖“九五九五”10791946“十五十五”3849一類油藏一類油藏 二類油藏二類油藏二類油藏二類油藏二類油藏二類油藏“十一五十一五”1824單位：萬噸單位：萬噸適合化學(xué)驅(qū)一二類儲(chǔ)量餅狀圖適合化學(xué)驅(qū)一二類儲(chǔ)量餅狀圖一類：一類：全部動(dòng)用全部動(dòng)用

2、；二類：動(dòng)用；二類：動(dòng)用79137913萬噸，動(dòng)用率萬噸，動(dòng)用率85%85%。總共動(dòng)用一二類儲(chǔ)量總共動(dòng)用一二類儲(chǔ)量89928992萬萬噸噸一、基本概況一、基本概況孤東采油廠孤東采油廠“十一五十一五”初期適合化學(xué)驅(qū)的剩余儲(chǔ)量主要集中在初期適合化學(xué)驅(qū)的剩余儲(chǔ)量主要集中在“儲(chǔ)層差，調(diào)整難儲(chǔ)層差，調(diào)整難”的的三類油藏三類油藏一、基本概況一、基本概況孤東油田整裝油藏分類表孤東油田整裝油藏分類表( (按儲(chǔ)層分類）按儲(chǔ)層分類）孤東采油廠孤東采油廠一二類油藏實(shí)施化學(xué)驅(qū)基本不需調(diào)整一二類油藏實(shí)施化學(xué)驅(qū)基本不需調(diào)整一類油藏：一類油藏：主力層僅有主力層僅有1 1個(gè)個(gè)，儲(chǔ)層連片且發(fā)育好，厚度在，儲(chǔ)層連片且發(fā)育好，厚度

3、在10-2010-20米，井網(wǎng)完善且對(duì)應(yīng)好；米，井網(wǎng)完善且對(duì)應(yīng)好；二類油藏：二類油藏：主力層主力層2-32-3個(gè)個(gè)，儲(chǔ)層連片且發(fā)育較好，厚度在，儲(chǔ)層連片且發(fā)育較好，厚度在7-127-12米，井網(wǎng)完善且對(duì)應(yīng)較好。米，井網(wǎng)完善且對(duì)應(yīng)較好。一類油藏七區(qū)西一類油藏七區(qū)西5 52+32+3主力小層平面圖主力小層平面圖二類油藏七區(qū)中主力小層平面圖二類油藏七區(qū)中主力小層平面圖圖例：生產(chǎn)油井注 水 井七區(qū)西七區(qū)西5 52+32+3北部注聚區(qū)北部注聚區(qū)七區(qū)西七區(qū)西5 52+32+3南部注聚區(qū)南部注聚區(qū)厚度厚度:14.5m面積面積:3.2Km2厚度厚度:8.9m面積面積:3.0Km2一、基本概況一、基本概況孤東采

4、油廠孤東采油廠u主力小層多，平面展布多呈條帶或土豆?fàn)钌绑w主力小層多，平面展布多呈條帶或土豆?fàn)钌绑w三類油藏特點(diǎn)：三類油藏特點(diǎn)： 儲(chǔ)層條件差儲(chǔ)層條件差424445六區(qū)六區(qū)3-53-5主力小層小層平面圖主力小層小層平面圖厚度厚度:2.4m面積面積:3.2Km2厚度厚度:4.0m面積面積:1.7Km2厚度厚度:3.6m面積面積:2.0Km2厚度厚度:4.5m面積面積:2.3Km2厚度厚度:2.5m面積面積:5.6Km2厚度厚度:1.8m面積面積:3.2Km2一、基本概況一、基本概況孤東采油廠孤東采油廠u儲(chǔ)層薄：儲(chǔ)層薄：?jiǎn)螌雍穸葐螌雍穸?6m,26m,平均厚度平均厚度3.6m3.6mu滲透率低：滲透率低

5、：滲透率滲透率0.31.50.31.5mm2 2平均滲透率平均滲透率1.051.05mm2 2七區(qū)西七區(qū)西4 41 1-5-51 1各主力層有效厚度等值圖各主力層有效厚度等值圖42厚度:2.6m面積:1.5Km244厚度:4.1m面積:3.2Km243厚度:2.5m面積:2.7Km245厚度:5.5m面積:2.9Km2u非均質(zhì)強(qiáng)：非均質(zhì)強(qiáng)：平面滲透率變異系數(shù)平面滲透率變異系數(shù)0.67-0.770.67-0.77層間滲透率級(jí)差層間滲透率級(jí)差2.5-4.22.5-4.2一、基本概況一、基本概況孤東采油廠孤東采油廠井網(wǎng)控制程度差井網(wǎng)控制程度差 主力小層兩向以上對(duì)應(yīng)率平均僅為主力小層兩向以上對(duì)應(yīng)率平均

6、僅為52.552.5% %，與一二類油藏（，與一二類油藏（87.1%87.1%）及注聚要）及注聚要求（求（75%75%）差別較大。）差別較大。孤東油田三類與一二類油藏調(diào)整前注采對(duì)應(yīng)狀況對(duì)比孤東油田三類與一二類油藏調(diào)整前注采對(duì)應(yīng)狀況對(duì)比42三類油藏六區(qū)三類油藏六區(qū)3-53-5主力小層調(diào)前井網(wǎng)情況主力小層調(diào)前井網(wǎng)情況二類油藏六區(qū)二類油藏六區(qū)5-65-6主力小層調(diào)前井網(wǎng)情況主力小層調(diào)前井網(wǎng)情況25-250326-155533-243536-244354一、基本概況一、基本概況孤東采油廠孤東采油廠主力砂體由主力砂體由不規(guī)則點(diǎn)狀轉(zhuǎn)行列井網(wǎng)不規(guī)則點(diǎn)狀轉(zhuǎn)行列井網(wǎng)條帶狀及土豆?fàn)钚∩绑w采用條帶狀及土豆?fàn)钚∩绑w采

7、用分砂體部署矢量井網(wǎng)分砂體部署矢量井網(wǎng) 面對(duì)面對(duì)儲(chǔ)量?jī)?chǔ)量接替不足接替不足的的困境，困境，深化三類油藏研究深化三類油藏研究，突破，突破“儲(chǔ)層差，調(diào)儲(chǔ)層差，調(diào)整難整難”禁區(qū)，通過禁區(qū)，通過井網(wǎng)重組調(diào)流場(chǎng)井網(wǎng)重組調(diào)流場(chǎng)，達(dá)到了化學(xué)驅(qū)選區(qū)投注條件。，達(dá)到了化學(xué)驅(qū)選區(qū)投注條件。一、基本概況一、基本概況孤東采油廠孤東采油廠六區(qū)六區(qū)3-53-5單元單元3 31 1層調(diào)前井網(wǎng)圖層調(diào)前井網(wǎng)圖六區(qū)六區(qū)3-53-5單元單元3 31 1層調(diào)后井網(wǎng)圖層調(diào)后井網(wǎng)圖u大幅大幅提高兩向以上注采對(duì)應(yīng)率提高兩向以上注采對(duì)應(yīng)率，平均提高，平均提高28.2%；u大幅大幅提高流場(chǎng)轉(zhuǎn)變井區(qū)比例提高流場(chǎng)轉(zhuǎn)變井區(qū)比例，比一二類油藏增加，比一

8、二類油藏增加45.6%。一、基本概況一、基本概況主力砂體由不規(guī)則點(diǎn)狀轉(zhuǎn)行列井網(wǎng)主力砂體由不規(guī)則點(diǎn)狀轉(zhuǎn)行列井網(wǎng)孤東采油廠孤東采油廠 采取不同的技術(shù)對(duì)策實(shí)施采取不同的技術(shù)對(duì)策實(shí)施分砂體差異調(diào)整分砂體差異調(diào)整，并將其深化到，并將其深化到分井區(qū)分井區(qū)及及層內(nèi)韻律段層內(nèi)韻律段上，上，化學(xué)驅(qū)重點(diǎn)針對(duì)化學(xué)驅(qū)重點(diǎn)針對(duì)中、高速砂體中、高速砂體實(shí)施調(diào)整，提高兩向以上對(duì)應(yīng)率實(shí)施調(diào)整，提高兩向以上對(duì)應(yīng)率20.6%20.6%。油砂體分類標(biāo)準(zhǔn)油砂體分類標(biāo)準(zhǔn)“高速高速”油砂體油砂體完善注采關(guān)系，轉(zhuǎn)變流場(chǎng)，提高多向?qū)?yīng)率完善注采關(guān)系，轉(zhuǎn)變流場(chǎng)，提高多向?qū)?yīng)率 “中速中速”油砂體油砂體建立矢量井網(wǎng)建立矢量井網(wǎng)，盡可能增加兩向注

9、采對(duì)應(yīng)率。盡可能增加兩向注采對(duì)應(yīng)率。一、基本概況一、基本概況條帶狀及土豆?fàn)钚∩绑w采用分砂體部署矢量井網(wǎng)條帶狀及土豆?fàn)钚∩绑w采用分砂體部署矢量井網(wǎng)對(duì)策對(duì)策對(duì)策對(duì)策孤東采油廠孤東采油廠 通過前期精細(xì)描述開展井網(wǎng)調(diào)整實(shí)現(xiàn)流場(chǎng)通過前期精細(xì)描述開展井網(wǎng)調(diào)整實(shí)現(xiàn)流場(chǎng)轉(zhuǎn)變，成功投注轉(zhuǎn)變，成功投注4個(gè)三類油藏化學(xué)驅(qū)，儲(chǔ)量個(gè)三類油藏化學(xué)驅(qū)，儲(chǔ)量2985萬噸，但由于油藏品位差，二元成本高，必須萬噸，但由于油藏品位差，二元成本高，必須精細(xì)管理才能確保效益和質(zhì)量。精細(xì)管理才能確保效益和質(zhì)量。 一、基本概況一、基本概況孤東采油廠孤東采油廠二、油藏差異管理，實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)二、油藏差異管理，實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)一、基本概況一、基本概

10、況三、地面全程保粘，提高注入質(zhì)量三、地面全程保粘，提高注入質(zhì)量目目 錄錄四、結(jié)論與認(rèn)識(shí)四、結(jié)論與認(rèn)識(shí)孤東采油廠孤東采油廠二、油藏差異管理，實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)二、油藏差異管理，實(shí)現(xiàn)效益開發(fā) 以以動(dòng)態(tài)分析例會(huì)動(dòng)態(tài)分析例會(huì)為抓手，采油廠以為抓手，采油廠以月度例會(huì)月度例會(huì)形式，管理局以形式，管理局以季度例會(huì)季度例會(huì)形式，形式，強(qiáng)強(qiáng)化差異管理化差異管理，狠抓工作落實(shí)狠抓工作落實(shí)，確保三采項(xiàng)目高效運(yùn)行。確保三采項(xiàng)目高效運(yùn)行。采油廠三采月度工作會(huì)采油廠三采月度工作會(huì)局三采季度工作會(huì)局三采季度工作會(huì)一是上月一是上月/ /上季度安排工作量完成情況及效果分析評(píng)價(jià)；上季度安排工作量完成情況及效果分析評(píng)價(jià)；二是單元目前存在

11、的問題、原因分析、治理對(duì)策及分批安排意見；二是單元目前存在的問題、原因分析、治理對(duì)策及分批安排意見；三是采油廠每月措施工作量三是采油廠每月措施工作量1/31/3在三采單元實(shí)施，從而保證了極端井的治理。在三采單元實(shí)施，從而保證了極端井的治理。三采三采例會(huì)例會(huì)議程議程孤東采油廠孤東采油廠注聚初期注聚初期強(qiáng)化段塞強(qiáng)化段塞，夯實(shí)見效基礎(chǔ)，夯實(shí)見效基礎(chǔ)注聚中期注聚中期引效促效引效促效，擴(kuò)大見效規(guī)模，擴(kuò)大見效規(guī)模注聚末期注聚末期優(yōu)化延長(zhǎng)優(yōu)化延長(zhǎng)，實(shí)現(xiàn)效益最大，實(shí)現(xiàn)效益最大二、油藏差異管理，實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)二、油藏差異管理，實(shí)現(xiàn)效益開發(fā)孤東采油廠孤東采油廠注聚初期強(qiáng)化段塞，夯實(shí)見效基礎(chǔ)注聚初期強(qiáng)化段塞，夯實(shí)見效

12、基礎(chǔ)注入濃度差異調(diào)整，優(yōu)化井組注入注入濃度差異調(diào)整，優(yōu)化井組注入優(yōu)化改進(jìn)優(yōu)化改進(jìn)調(diào)剖工藝，改善調(diào)剖工藝，改善驅(qū)替驅(qū)替剖面剖面平面層間均衡注采平面層間均衡注采，保障段塞均衡推進(jìn)，保障段塞均衡推進(jìn)孤東采油廠孤東采油廠油壓小于油壓小于8MPa8MPa，壓力不，壓力不上升上升油壓油壓8-10MPa8-10MPa，壓力上升緩慢壓力上升緩慢油壓分級(jí)油壓分級(jí)調(diào)整對(duì)策調(diào)整對(duì)策調(diào)剖調(diào)剖 按方案設(shè)計(jì)濃度上調(diào)按方案設(shè)計(jì)濃度上調(diào)5-10%5-10%分類分類油壓油壓12-13MPa12-13MPa，壓力持續(xù)高位壓力持續(xù)高位按方案設(shè)計(jì)濃度下調(diào)按方案設(shè)計(jì)濃度下調(diào)5-10%5-10%油壓油壓13MPa13MPa以上，儲(chǔ)層滲以

13、上，儲(chǔ)層滲透率低透率低注入濃度調(diào)到注入濃度調(diào)到1800mg/L1800mg/L 針對(duì)注聚初期針對(duì)注聚初期平面注入壓力不均衡平面注入壓力不均衡的問題，在井組儲(chǔ)層發(fā)育、能量及注采對(duì)應(yīng)的問題，在井組儲(chǔ)層發(fā)育、能量及注采對(duì)應(yīng)狀況深入分析的基礎(chǔ)上，結(jié)合多年化學(xué)驅(qū)礦場(chǎng)實(shí)踐及數(shù)模優(yōu)化結(jié)果，創(chuàng)建了狀況深入分析的基礎(chǔ)上，結(jié)合多年化學(xué)驅(qū)礦場(chǎng)實(shí)踐及數(shù)模優(yōu)化結(jié)果，創(chuàng)建了“井組井組注入濃度差異調(diào)整模式注入濃度差異調(diào)整模式”。低低 壓壓 井井高高 壓壓 井井高壓井高壓井“注得進(jìn)注得進(jìn)”目標(biāo)目標(biāo)低壓井低壓井 “上得來上得來”孤東采油廠孤東采油廠阻力系數(shù)阻力系數(shù)1.60 1.60 七區(qū)西七區(qū)西4 41 1-5-51 1二元驅(qū)

14、霍爾曲線二元驅(qū)霍爾曲線八區(qū)八區(qū)3-43-4二元驅(qū)霍爾曲線二元驅(qū)霍爾曲線y = 0.0707x - 15.526y = 0.0707x - 15.526y = 0.1129x - 28.072y = 0.1129x - 28.072y = 0.1394x - 36.928y = 0.1394x - 36.92802468101214200250300350400累累計(jì)計(jì)油油壓壓* *時(shí)時(shí)間間累注累注阻力系數(shù)阻力系數(shù)2.0 第第二二段段塞塞阻力系數(shù)阻力系數(shù)1.5 第第一一段段塞塞阻力系數(shù)阻力系數(shù)1.67 1.67 GO8-31-10GO8-31-10井霍爾曲線井霍爾曲線八區(qū)八區(qū)33-1033-10

15、井區(qū)小層平面圖井區(qū)小層平面圖9.1MPa0.4MPa2400 250011.1MPa2.2MPa13.5MPa0.8MPa8.5MPa0.1MPa10.2MPa1.9MPa2400 26002400 1800油壓油壓油壓上升油壓上升幅度幅度孤東采油廠孤東采油廠根據(jù)研究確定了不同滲透率下與之匹配的堵劑顆粒粒徑的模板。根據(jù)研究確定了不同滲透率下與之匹配的堵劑顆粒粒徑的模板。深化堵劑粒徑與儲(chǔ)層孔喉匹配性研究深化堵劑粒徑與儲(chǔ)層孔喉匹配性研究滲透率，滲透率，mDmD100030005000100002000040000適合封堵的顆粒粒適合封堵的顆粒粒徑徑d d，mmmm0.1d0.1250.1d0.12

16、50.1d0.1250.1d0.150.125d0.150.15備注備注在此范圍內(nèi)，優(yōu)在此范圍內(nèi)，優(yōu)先選用粒徑小的先選用粒徑小的顆粒顆粒在此范圍內(nèi)，優(yōu)在此范圍內(nèi)，優(yōu)先選用中等粒徑先選用中等粒徑顆粒顆粒在此范圍內(nèi)，優(yōu)在此范圍內(nèi)，優(yōu)先選用大粒徑顆先選用大粒徑顆粒粒在此范圍內(nèi)，優(yōu)在此范圍內(nèi)，優(yōu)先選用大粒徑顆先選用大粒徑顆粒粒在此范圍內(nèi)，優(yōu)在此范圍內(nèi)，優(yōu)先選用大粒徑顆先選用大粒徑顆粒粒選用更大粒徑顆選用更大粒徑顆粒粒孤東采油廠孤東采油廠 20092009年開始研制年開始研制油泥砂工業(yè)處理流程，實(shí)油泥砂工業(yè)處理流程，實(shí)現(xiàn)了油泥砂經(jīng)濟(jì)調(diào)剖現(xiàn)了油泥砂經(jīng)濟(jì)調(diào)剖，目前已經(jīng)實(shí)現(xiàn)規(guī)模化生，目前已經(jīng)實(shí)現(xiàn)規(guī)模化生產(chǎn)，產(chǎn)

17、，年生產(chǎn)油泥砂調(diào)剖劑年生產(chǎn)油泥砂調(diào)剖劑800800噸，廉價(jià)的調(diào)剖噸，廉價(jià)的調(diào)剖堵劑單井節(jié)約成本堵劑單井節(jié)約成本3 3萬萬元。元。實(shí)施廢棄油泥砂改質(zhì)再利用，降低堵劑成本實(shí)施廢棄油泥砂改質(zhì)再利用，降低堵劑成本球磨后球磨后球磨前球磨前孤東采油廠孤東采油廠時(shí)間時(shí)間井?dāng)?shù)井?dāng)?shù)措施前措施前措施后措施后累計(jì)增油累計(jì)增油 平均井平均井組增油組增油 油壓油壓日注日注油壓油壓日注日注2011159.211810.51103582275201217179.29.2979710.110.1949425682568285285201319199.49.4606011.211.28080486848683043042014

18、27279.69.6858511.411.4999980628062298298合計(jì)合計(jì)78789.49.4808010.910.991912325123251298298研制在線調(diào)剖工藝，擴(kuò)大堵調(diào)規(guī)模研制在線調(diào)剖工藝，擴(kuò)大堵調(diào)規(guī)模 針對(duì)分注和卡封、套管有問題的井，利用在線注入設(shè)備實(shí)現(xiàn)了孔道封堵。針對(duì)分注和卡封、套管有問題的井，利用在線注入設(shè)備實(shí)現(xiàn)了孔道封堵。0.5%0.5%交聯(lián)劑交聯(lián)劑木纖維填充材料木纖維填充材料 在室內(nèi)評(píng)價(jià)的基礎(chǔ)上在室內(nèi)評(píng)價(jià)的基礎(chǔ)上, ,現(xiàn)場(chǎng)采用（現(xiàn)場(chǎng)采用（0.35-0.5%0.35-0.5%）聚合物溶液）聚合物溶液+ +（0.5-0.8%0.5-0.8%）交聯(lián)劑，成膠強(qiáng)度

19、在）交聯(lián)劑，成膠強(qiáng)度在D D、E E級(jí)左右。注入級(jí)左右。注入設(shè)備采用注聚站加藥裝置設(shè)備采用注聚站加藥裝置, ,在注母液的同時(shí)將配制好的交聯(lián)劑加入到正向井內(nèi)注入的聚合物母液中后一起注入。在注母液的同時(shí)將配制好的交聯(lián)劑加入到正向井內(nèi)注入的聚合物母液中后一起注入。孤東采油廠孤東采油廠 利用利用堵劑定位投放的快速一體化堵劑定位投放的快速一體化，優(yōu)選可控交聯(lián)體系和柔性顆粒相組合，優(yōu)選可控交聯(lián)體系和柔性顆粒相組合，實(shí)現(xiàn)小劑量、深部多段塞實(shí)現(xiàn)小劑量、深部多段塞“定位封堵定位封堵”，現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)5 5口井，平均井組增油口井，平均井組增油298.3298.3噸，與常噸，與常規(guī)調(diào)剖用量相比節(jié)省規(guī)調(diào)剖用量相比節(jié)

20、省30%30%左右，減少了堵劑用量和重疊。左右，減少了堵劑用量和重疊。 探索小劑量多段塞深部探索小劑量多段塞深部“定位調(diào)剖定位調(diào)剖”，降低施工成本，降低施工成本孤東采油廠孤東采油廠 2007-2014 2007-2014年期間，共實(shí)施調(diào)剖年期間，共實(shí)施調(diào)剖459459口口，平均單井注入堵劑，平均單井注入堵劑18171817m m3 3，累增油，累增油14.2714.2710104 4噸。由于規(guī)模化利用廉價(jià)堵劑平均單井調(diào)剖費(fèi)用由噸。由于規(guī)模化利用廉價(jià)堵劑平均單井調(diào)剖費(fèi)用由20112011年的年的28.628.6萬萬元降至元降至20142014年的年的22.122.1萬，調(diào)剖井次增加，進(jìn)一步滿足了

21、開發(fā)需求。萬，調(diào)剖井次增加，進(jìn)一步滿足了開發(fā)需求。20072007以來孤東采油廠調(diào)剖效果統(tǒng)計(jì)表以來孤東采油廠調(diào)剖效果統(tǒng)計(jì)表孤東采油廠孤東采油廠一是針對(duì)新發(fā)現(xiàn)的報(bào)廢及問題油水井，及時(shí)更新與治理，一是針對(duì)新發(fā)現(xiàn)的報(bào)廢及問題油水井，及時(shí)更新與治理，保持注采井網(wǎng)完整性保持注采井網(wǎng)完整性。4 44 4層井區(qū)平面部署圖層井區(qū)平面部署圖4 42 2層井區(qū)平面部署圖層井區(qū)平面部署圖4430XN134633N38633-239642油井水井水平井油井扶停水井扶停圖例圖例水井更新每個(gè)項(xiàng)目注聚頭兩年以更新為主井網(wǎng)完善工作量平均每個(gè)項(xiàng)目注聚頭兩年以更新為主井網(wǎng)完善工作量平均1414口口孤東采油廠孤東采油廠二是開展分井

22、組平面層間注采調(diào)整，二是開展分井組平面層間注采調(diào)整，保證均衡驅(qū)替保證均衡驅(qū)替。25.5高低液油井比例高低液油井比例（%）33.2-7.7調(diào)前調(diào)前調(diào)后調(diào)后7.6高低壓水井比例高低壓水井比例（%）11.8-4.2調(diào)前調(diào)前調(diào)后調(diào)后水井注入水井注入注入強(qiáng)度注入強(qiáng)度注入質(zhì)量注入質(zhì)量地層能量地層能量油井采出油井采出采液強(qiáng)度采液強(qiáng)度見聚濃度見聚濃度見效情況見效情況水井配注水井配注油井配液油井配液矢矢量量調(diào)調(diào)整整聯(lián)聯(lián)動(dòng)動(dòng)分分析析均均衡衡注注采采孤東采油廠孤東采油廠注聚初期強(qiáng)化段塞，夯實(shí)見效基礎(chǔ)注聚初期強(qiáng)化段塞，夯實(shí)見效基礎(chǔ) 2014 2014年新投的七區(qū)西年新投的七區(qū)西4 41 1-5-51 1單元，實(shí)施井組

23、注入濃度差異調(diào)整單元，實(shí)施井組注入濃度差異調(diào)整3838井次，井網(wǎng)完善井次，井網(wǎng)完善1010井井次，調(diào)剖次，調(diào)剖2020井次，均衡注采井次，均衡注采1616井次，目前見效態(tài)勢(shì)良好。井次，目前見效態(tài)勢(shì)良好。目前目前0.158，96.8%七區(qū)西七區(qū)西4 41 1-5-51 1二元驅(qū)實(shí)際含水變化曲線二元驅(qū)實(shí)際含水變化曲線七區(qū)西七區(qū)西4 41 1-5-51 1二元主要開發(fā)指標(biāo)柱狀圖二元主要開發(fā)指標(biāo)柱狀圖日油水平日油水平8686噸噸138138噸噸96.8%96.8%綜合含水綜合含水98.3%98.3%52521.5%1.5%2013.122013.122014.122014.122013.122013.

24、122014.122014.12注入壓力注入壓力2013.122013.122014.122014.128.0MPa8.0MPa11.0MPa11.0MPa3.03.0孤東采油廠孤東采油廠注聚中期引效促效，擴(kuò)大見效規(guī)模注聚中期引效促效，擴(kuò)大見效規(guī)模與同類單元與同類單元對(duì)比對(duì)比與方案設(shè)計(jì)與方案設(shè)計(jì)對(duì)比對(duì)比單元同井區(qū)單元同井區(qū)對(duì)比對(duì)比找出見效差找出見效差及不見效井組及不見效井組對(duì)比方法對(duì)比方法目標(biāo)目標(biāo)本單元井組本單元井組對(duì)比對(duì)比四四個(gè)個(gè)對(duì)對(duì)標(biāo)標(biāo)孤東采油廠孤東采油廠開展井組開展井組注采流線注采流線分析，找差異，明潛力分析，找差異，明潛力 注采流線更能注采流線更能體現(xiàn)體現(xiàn)動(dòng)態(tài)滲流動(dòng)態(tài)滲流特征，特征，主

25、流線的形成主要主流線的形成主要受儲(chǔ)層沉積相帶及受儲(chǔ)層沉積相帶及累采累注的影響，累采累注的影響，位于位于主流線上的油主流線上的油井見效時(shí)間早見效井見效時(shí)間早見效幅度大幅度大。八區(qū)八區(qū)3-43-4見效井與流線分析見效井與流線分析24-1828-14136-12616-716X817-618-1018-818-919-200819-200919-201019-719-919XNB1120-1020-100620-820N100720N1620NB1221-16321-201021-621-721P1022-101222-200822-20822-301622N1523-18323-310123C82

26、4-16324-825-1025N726-1427-1228-1228-1428-1529-201029N1030-200830P201232-101132-1233-1034-1034-935C1035P737-100837-638-08138N839-621C20322XN320631-10117N818N819-10620-201220N1020X10921-921N822-822N201422NB1123-101023-624-1024-20825-201225-825XN1626-11127-1027-1428-1029-13229C1230-201032-1033-1133XN83

27、4C101135NB937-100737-737N839NB8主流線主流線次流線次流線孤東采油廠孤東采油廠開展井組開展井組注聚用量注聚用量分析，找差異，明潛力分析，找差異，明潛力 從注入量與增油量疊合圖可以看出：從注入量與增油量疊合圖可以看出：注入量大的區(qū)域增油量大，注入量小的區(qū)域增油量小。注入量大的區(qū)域增油量大，注入量小的區(qū)域增油量小。大于大于700700PVPPmPVPPm有有3 3個(gè)井組，對(duì)應(yīng)油井個(gè)井組，對(duì)應(yīng)油井8 8口，見效口，見效7 7口，口，見效率為見效率為8 87.57.5，平均單井增油，平均單井增油2944t2944t；小于小于4 40000PVPPmPVPPm的井組共有的井組

28、共有5 5個(gè)，對(duì)應(yīng)油井個(gè)，對(duì)應(yīng)油井1515口，見效口，見效5 5口，見效率為口，見效率為33.333.3，平均單井增油，平均單井增油86t86t。700700PVPV* *mg/lmg/l 4 40000PVPV* *mg/lmg/l500-600500-600600-700600-7004 400-00-5 50000孤東八區(qū)孤東八區(qū)3-43-4單元單井增油柱狀圖單元單井增油柱狀圖GO8-21-924-1828-14136-12616-716X817-618-1018-818-919-200819-200919-201019-719-919XNB1120-1020-100620-820N10

29、0720N1620NB1221-16321-201021-621-721P1022-101222-200822-20822-301622N1523-18323-310123C824-16324-825-1025N726-1427-1228-1228-1428-1529-201029N1030-200830P201232-101132-1233-1034-1034-935C1035P737-100837-638-08138N839-621C20322XN320631-10117N818N819-10620-201220N1020X10921-921N822-822N201422NB1123-10

30、1023-624-1024-20825-201225-825XN1626-11127-1027-1428-1029-13229C1230-201032-1033-1133XN834C101135NB937-100737-737N839NB83356364294169910547420081189173312525230911644152297120514913917711627127148457351497185100134706592861303165756447253525319317110孤東采油廠孤東采油廠對(duì)標(biāo)分析，查找差異，及時(shí)調(diào)整，全面見效。對(duì)標(biāo)分析，查找差異，及時(shí)調(diào)整，全面見效。

31、差差 異異 引引 效效 促促 效效井網(wǎng)不完善單向突進(jìn)井網(wǎng)不完善單向突進(jìn)控制注入控制注入增加注采井點(diǎn)增加注采井點(diǎn)防砂解堵防砂解堵提限液結(jié)合提限液結(jié)合增加用量增加用量采液強(qiáng)度不均衡采液強(qiáng)度不均衡注聚用量少注聚用量少影響因素影響因素調(diào)整對(duì)策調(diào)整對(duì)策注入速度快注入速度快儲(chǔ)層堵塞儲(chǔ)層堵塞孤東采油廠孤東采油廠 例如例如GO8-28-14GO8-28-14井區(qū)井區(qū)：中心油水井動(dòng)態(tài)注采對(duì)應(yīng)率較好，但未見效油井采液強(qiáng)度小，：中心油水井動(dòng)態(tài)注采對(duì)應(yīng)率較好，但未見效油井采液強(qiáng)度小，形不成主流線，影響注聚效果。形不成主流線，影響注聚效果。28-1428-14井區(qū)產(chǎn)液量柱狀圖井區(qū)產(chǎn)液量柱狀圖3 32 2層見效井層見效井

32、主流線主流線次流線次流線28-1428-1229N1029-201029-13229C1230-201028-1027-10GO8-28-14GO8-28-14單井生產(chǎn)曲線單井生產(chǎn)曲線單井效果單井效果調(diào)參提液引效調(diào)參提液引效孤東采油廠孤東采油廠 20142014年注聚中期單元實(shí)施引效促效年注聚中期單元實(shí)施引效促效8888井次，調(diào)整后新增見效井井次，調(diào)整后新增見效井4949口，口，見效差井提效見效差井提效2525口，單元見效率達(dá)到口，單元見效率達(dá)到90%90%以上。以上。93.8%93.8%70.2%70.2%見效率見效率23.6%23.6%195195口口146146口口見效井?dāng)?shù)見效井?dāng)?shù)494

33、9口口注聚中期單元引效促效情況注聚中期單元引效促效情況見效井提效井?dāng)?shù)見效井提效井?dāng)?shù)2525口口孤東采油廠孤東采油廠優(yōu)化工藝配套，分類治理低液井，提高見效幅度。優(yōu)化工藝配套，分類治理低液井，提高見效幅度。提提液液技技術(shù)術(shù)邊灘低液井邊灘低液井主河道堵塞低液井主河道堵塞低液井類型類型層薄、泥質(zhì)含量高層薄、泥質(zhì)含量高連通性差連通性差層厚、泥質(zhì)含量低層厚、泥質(zhì)含量低連通性好連通性好擴(kuò)射、儲(chǔ)層改造擴(kuò)射、儲(chǔ)層改造優(yōu)化防砂方式優(yōu)化防砂方式技術(shù)對(duì)策技術(shù)對(duì)策動(dòng)用低滲區(qū)段動(dòng)用低滲區(qū)段提高單井液量提高單井液量目的目的孤東采油廠孤東采油廠河道邊緣提液工作量效果統(tǒng)計(jì)河道邊緣提液工作量效果統(tǒng)計(jì) 共實(shí)施共實(shí)施復(fù)擴(kuò)射復(fù)擴(kuò)射及及

34、壓裂混排壓裂混排為主的儲(chǔ)層改造為主的儲(chǔ)層改造2626口口井，平均單井日液增加井，平均單井日液增加15.615.6噸噸，平均單井日油增加，平均單井日油增加3.33.3噸，含水下降噸，含水下降4.44.4% %。孤東采油廠孤東采油廠 通過對(duì)儲(chǔ)層發(fā)育較差的河通過對(duì)儲(chǔ)層發(fā)育較差的河道邊灘油井實(shí)施道邊灘油井實(shí)施擴(kuò)射擴(kuò)射，適當(dāng)提，適當(dāng)提液進(jìn)行引效。實(shí)施后油井見到液進(jìn)行引效。實(shí)施后油井見到明顯效果。明顯效果。 20NB18C 20NB18C井測(cè)井曲線圖井測(cè)井曲線圖2014.1.8擴(kuò)射擴(kuò)射20NB18C20NB18C井區(qū)小層井區(qū)小層平面圖平面圖GO8-20NB18CGO8-20NB18C月度生產(chǎn)曲線月度生產(chǎn)曲

35、線3 6 -1 2 62 8 -1 4 12 8 -1 5 12 4 -1 82 3 -1 8 12 5 -N 1 60 2 4 -N B 1 42 0 -80 0 G /3 .1H Y /1 .11 /4 .4G /1 .5G /1 .90 1 .4 /3 .21 .6 /1 .83 .8 /4 .61 /1 .70 .6 /71 .0 /2 .2S Y /3 .31 .2 /0 .93 .3 /3 .43 /3 .6G /0 .90 .8 /11 .6 /2 .20 G /0 .91 .8 4 /2 .32 /21 .6 /2 .2G /1 .9G /1 .20 G /2 .40 0 0

36、1 .2 /1 .5S Y /6 .30 .8 /0 .92 .9 /33 .2 /5 .30 2 /2S Y /2 .7G /1 .62 /30 S Y /1 .31 .2 /1 .7H Y /0 .9H Y /1 .40 S /1 .52 .1 /2 .11 .4 /1 .40 2 .2 /2 .30 T C /1 .8G /1G /1 .6G /0 .8H Y /2 .42 3 -92 3 -N 1 02 3 -N 1 0 1 02 3 -N 1 22 3 -N 1 42 3 -N 62 3 -N 72 3 -N 82 3 -N 92 3 -N B 62 4 -1 02 4 -1 0 0

37、 82 4 -1 0 12 4 -1 1 12 4 -1 22 4 -1 2 12 4 -1 42 4 -1 4 12 4 -1 62 4 -1 6 32 4 -2 0 0 12 4 -2 0 0 42 4 -2 0 0 52 4 -2 0 0 62 4 -2 0 12 4 -2 0 1 22 4 -2 0 1 42 4 -2 0 82 4 -82 4 -N 1 42 4 -N 2 0 0 42 4 -N 82 5 -0 6 12 5 -0 8 12 5 -0 9 12 5 -1 02 5 -1 0 12 5 -1 0 62 5 -1 1 02 5 -1 1 12 5 -1 22 5 -1 3

38、 12 5 -1 42 5 -1 4 32 5 -1 62 5 -2 0 0 12 5 -2 0 1 02 5 -2 0 1 22 5 -2 0 1 42 5 -2 0 1 62 5 -3 1 0 12 5 -3 1 1 12 5 -62 5 -72 5 -82 5 -92 5 -N 72 5 -N 82 5 -N 92 6 -0 4 12 6 -1 02 6 -1 0 12 6 -1 0 62 6 -1 1 12 6 -1 22 6 -1 2 12 6 -1 2 62 6 -1 32 6 -1 3 12 6 -1 42 6 -1 62 6 -2 0 0 82 6 -2 1 12 6 -82

39、6 J92 6 -N 1 02 6 -N 82 7 -0 6 12 7 -1 02 7 -1 0 12 7 -1 0 1 42 7 -1 12 7 -1 22 7 -1 2 62 7 -1 32 7 -1 42 7 -1 52 7 -2 0 0 82 7 -72 7 -82 7 -92 7 -N 1 02 7 -N 1 0 1 42 7 -N 1 22 7 -N 92 7 -X 1 42 8 -1 02 8 -1 22 8 -1 32 8 -1 42 8 -1 52 8 -1 62 8 -2 0 1 02 8 -2 0 1 22 8 -2 0 1 52 8 -N 1 42 9 -1 02 9

40、-1 12 9 -1 22 9 -1 32 9 -1 3 22 9 -2 0 1 02 9 -72 9 -82 9 -92 9 -N 1 02 9 -N 1 12 9 -N 1 22 9 -N 82 9 -X B 83 0 -1 03 0 -1 0 1 13 0 -1 0 1 23 0 -1 23 0 -1 43 0 -2 0 0 83 0 -2 0 1 03 0 -2 0 1 23 0 -83 0 -N 1 0 1 13 0 -N 2 0 0 83 0 -N 83 1 -0 4 13 1 -0 6 13 1 -0 8 13 1 -1 03 1 -1 13 1 -1 23 1 -93 1 -N

41、 93 2 -1 03 2 -1 0 1 13 2 -1 23 2 -2 0 1 03 2 -2 0 1 23 2 -83 2 -N 1 03 2 -N 1 23 3 -1 03 3 -1 0 1 03 3 -1 13 3 -1 23 3 -2 0 1 03 3 -73 3 -83 3 -93 4 -1 03 4 -1 0 1 13 4 -83 4 -93 4 -N 1 03 5 -1 03 5 -73 5 -83 5 -93 5 -C 1 03 5 -N 73 5 -N 83 5 -N 93 6 -1 03 7 -1 0 0 73 7 -1 0 0 83 7 -63 7 -73 7 -83

42、7 -93 7 -N 93 8 -0 8 13 8 -83 9 -63 9 -83 9 -N 84 0 -7G /1 .42 .4 2 /3 .2G /2 .23 .7 /41 .7 6 /21 .2 8 /3 .70 2 .6 /33 .6 /4 .3Y /20 0 S /1 .8S /40 Y /1 .90 0 3 .2 /4 .54 .7 /4 .74 /4S /1 .4Q S /2 .81 .6 /2 .50 2 .1 /3 .7S /1 .40 0 .8 /5 .52 .7 2 /4G /1 .41 .6 /6 .50 G /0 .70 G /0 .5G /0 .52 .6 /3 .

43、18 .6 /1 0 .32 .2 /3 .6G /0 .81 7 -1 21 7 -1 31 7 -1 41 8 -1 0 1 91 8 -1 1 71 9 -1 82 0 -1 0 2 12 0 -2 21 9 -2 1 12 0 -1 7 12 1 -1 6 12 1 -1 9 12 1 -2 0 62 1 -2 22 1 -2 2 62 2 -1 9 52 2 -2 0 62 2 -3 2 0 62 3 -1 4 12 3 -1 6 12 3 -1 82 3 -1 8 62 3 -1 9 42 3 -5 1 8 12 3 -5 1 8 62 3 -N 5 1 8 62 4 -1 6 1

44、2 4 -2 0 62 4 -5 1 9 52 5 -1 4 12 5 -1 7 42 5 -1 8 12 5 -5 1 8 62 5 -N 1 8 62 6 -1 8 62 6 -1 9 52 6 -5 1 9 52 7 -1 4 12 7 -1 6 12 7 -1 7 42 8 -1 7 52 8 -1 8 62 8 -5 1 8 62 9 -1 5 42 9 -1 62 9 -2 1 6 63 0 -1 4 63 0 -1 5 53 0 -1 6 63 0 -1 7 53 1 -1 2 53 1 -1 3 43 2 -1 3 53 3 -1 2 63 3 -1 3 43 5 -1 2 6

45、3 6 -1 3 43 6 -1 3 53 7 -1 1 1 43 8 -1 1 53 8 -1 2 63 8 -1 3 53 9 -1 0 63 9 -1 1 53 9 -1 1 61 6 -71 6 -81 6 -C 81 6 -X 91 7 -61 7 -71 7 -81 7 -N 61 7 -N 71 7 -N 81 8 -1 01 8 -61 8 -81 8 -91 8 -N 81 8 -N B 1 01 8 -X 1 01 8 -X 61 9 -1 01 9 -1 0 61 9 -1 11 9 -1 21 9 -1 31 9 -2 0 0 81 9 -2 0 0 91 9 -2 0

46、 1 01 9 -2 0 1 21 9 -2 0 1 31 9 -2 0 1 41 9 -2 0 1 61 9 -3 0 1 71 9 -61 9 -71 9 -81 9 -91 9 -C 81 9 -N 1 01 9 -N 1 11 9 -N 1 21 9 -N 61 9 -X B 1 12 0 -1 02 0 -1 0 0 62 0 -1 0 0 72 0 -1 0 0 82 0 -1 0 92 0 -1 22 0 -1 42 0 -1 62 0 -1 6 12 0 -1 82 0 -2 0 0 42 0 -2 0 0 62 0 -2 0 0 72 0 -2 0 0 82 0 -2 0 1

47、 22 0 -2 0 1 42 0 -2 0 1 62 0 -2 0 1 92 0 -62 0 -N 1 02 0 -N 1 0 0 72 0 -N 1 22 0 -N 1 62 0 -N 2 0 0 82 0 -N 62 0 -X 1 42 0 -X 3 0 2 02 0 -X 62 1 -1 0 0 72 1 -1 12 1 -1 22 1 -1 3 12 1 -1 42 1 -1 62 1 -1 6 32 1 -1 82 1 -2 0 1 02 1 -2 0 1 42 1 -2 0 1 62 1 -2 0 1 82 1 -2 0 2 02 1 -2 0 32 1 -62 1 -72 1

48、-82 1 -92 1 -C 1 62 1 -N 1 12 1 -N 82 1 -N 92 1 -X 1 22 2 -1 02 2 -1 0 0 72 2 -1 0 1 22 2 -1 0 1 52 2 -1 12 2 -1 22 2 -1 52 2 -1 62 2 -2 0 0 62 2 -2 0 0 82 2 -2 0 1 42 2 -2 0 82 2 -82 2 -N 2 0 1 42 2 -N 2 0 1 62 3 -0 8 12 3 -1 0 0 72 3 -1 0 12 3 -1 0 1 02 3 -1 1 12 3 -1 22 3 -1 2 12 3 -1 3 12 3 -1 4

49、2 3 -1 62 3 -1 8 32 3 -2 0 0 22 3 -2 0 0 42 3 -2 0 1 32 3 -2 0 1 62 3 -3 1 0 1 C2 3 -3 1 1 12 3 -3 1 2 12 3 -62 3 -72 3 -80孤 東 油 田 八 區(qū) 小 層 平 面 圖3N g 上 4000000000021C20320NB18C原射孔：原射孔：1256.5-1258.51256.5-1258.5擴(kuò)復(fù)射：擴(kuò)復(fù)射：1256-1261.51256-1261.5典型井例典型井例- GO8-20NB18C- GO8-20NB18C井井孤東采油廠孤東采油廠 通過對(duì)油井近井地帶返排出堵塞

50、物分通過對(duì)油井近井地帶返排出堵塞物分析，析，主要主要為為FeFe3+3+交聯(lián)聚合物和粉細(xì)砂交聯(lián)聚合物和粉細(xì)砂，交聯(lián)聚合物將石英砂，交聯(lián)聚合物將石英砂及無機(jī)垢包裹成團(tuán)狀物堵塞礫石充填層或繞絲，引及無機(jī)垢包裹成團(tuán)狀物堵塞礫石充填層或繞絲，引起供液能力下降。起供液能力下降。油井低液機(jī)理分析油井低液機(jī)理分析孤東采油廠孤東采油廠由固砂控砂的由固砂控砂的精細(xì)防砂精細(xì)防砂向防排結(jié)合的向防排結(jié)合的適度防砂適度防砂轉(zhuǎn)變轉(zhuǎn)變防防砂砂優(yōu)優(yōu)化化解除近井地帶堵塞解除近井地帶堵塞降低附加阻力降低附加阻力改改善善供供液液能能力力近井地帶充分解堵近井地帶充分解堵建立高導(dǎo)流能力充填層建立高導(dǎo)流能力充填層優(yōu)化充填施工參數(shù)優(yōu)化充填

51、施工參數(shù)研制低成本攜砂液研制低成本攜砂液增大滲流面積增大滲流面積防排結(jié)合適度防砂防排結(jié)合適度防砂增大繞絲縫隙寬度增大繞絲縫隙寬度增大充填礫石直徑增大充填礫石直徑研制高滲濾砂管研制高滲濾砂管增大繞絲直徑增大繞絲直徑孤東采油廠孤東采油廠 依據(jù)孤東油田平均地層壓力依據(jù)孤東油田平均地層壓力13.0MPa，平均井底流壓，平均井底流壓7.4MPa，優(yōu)化出了氮?dú)馀菽┕?shù)：注液流量，優(yōu)化出了氮?dú)馀菽┕?shù)：注液流量48m3/h，注氮，注氮?dú)饬髁繗饬髁?60Nm3/h，需選擇，需選擇900Nm3/h注氮車組和注氮車組和2臺(tái)臺(tái)400型水泥車型水泥車。氮?dú)庥昧?Nm3采用氮?dú)馀菽瓘?fù)合解堵工藝解除近井地帶堵塞采

52、用氮?dú)馀菽瓘?fù)合解堵工藝解除近井地帶堵塞孤東采油廠孤東采油廠采用高飽和充填防砂解除近井地帶堵塞采用高飽和充填防砂解除近井地帶堵塞排量排量m m3 3/min/min加砂強(qiáng)度加砂強(qiáng)度m m3 3/m/m改造半徑改造半徑m m鋪砂濃度鋪砂濃度kg/mkg/m導(dǎo)流能力導(dǎo)流能力mDmDm1.51.51 18.73718.73717.17477.1747775.7775.71.51.52 29.1249.1248.0098.009842.93842.931.51.53 32.02.01 110.06510.0656.54646.5464665.57665.572.02.02 210.2310.239.14

53、479.1447929.75929.752.02.03 310.72910.72911.44511.4451230.91230.92.52.51 111.66111.6616.05776.0577611.16611.162.52.52 212.23512.2358.57558.5755855.39855.392.52.53 313.9313.938.58438.5843850.66850.663.03.01 112.48912.4896.37726.3772651.26651.263.03.02 213.18613.1867.95257.9525798.33798.333.03.03 314.

54、94914.9498.97818.9781892.76892.76孤東油田孤東油田7-18-2637-18-263井施工參數(shù)優(yōu)化井施工參數(shù)優(yōu)化 依據(jù)現(xiàn)有的低成本低粘攜砂液，分別對(duì)依據(jù)現(xiàn)有的低成本低粘攜砂液，分別對(duì)排量排量和和加加砂強(qiáng)度砂強(qiáng)度，排量，排量2.02.0m m3 3/min/min，加砂強(qiáng)度，加砂強(qiáng)度3 3m m3 3/m/m。層位層位井段井段m層數(shù)層數(shù)厚度厚度m電測(cè)解釋電測(cè)解釋54+51398.9-1413.4114.5強(qiáng)水淹強(qiáng)水淹孤東油田孤東油田 7-18-263 7-18-263 井參數(shù)井參數(shù) 隨加砂排量的提高，改造半徑逐漸增大，隨加砂排量的提高，改造半徑逐漸增大，同排量下加砂

55、強(qiáng)度提高，改造半徑增大，鋪砂同排量下加砂強(qiáng)度提高，改造半徑增大，鋪砂濃度和導(dǎo)流能力則受排量、強(qiáng)度、改造半徑的濃度和導(dǎo)流能力則受排量、強(qiáng)度、改造半徑的綜合影響。綜合影響。孤東采油廠孤東采油廠高滲濾砂管能夠大大降低井筒內(nèi)附加壓降，當(dāng)日產(chǎn)液量高滲濾砂管能夠大大降低井筒內(nèi)附加壓降，當(dāng)日產(chǎn)液量6 60m0m3 3/d/d時(shí)，高滲濾砂管時(shí)，高滲濾砂管附加附加壓降為壓降為0.01MPa0.01MPa，繞絲篩管附加壓降為，繞絲篩管附加壓降為0.08MPa0.08MPa。采用高滲濾砂管降低井筒附加壓降采用高滲濾砂管降低井筒附加壓降繞絲篩管參數(shù)：繞絲篩管參數(shù)：繞絲內(nèi)徑：繞絲內(nèi)徑：62mm62mm套管內(nèi)徑：套管內(nèi)徑

56、：159mm159mm有效層高度：有效層高度：46mm46mm液體粘度：液體粘度：27.2mPas27.2mPas高滲濾砂管參數(shù)：高滲濾砂管參數(shù)：篩管外徑：篩管外徑：126mm126mm篩管內(nèi)徑：篩管內(nèi)徑：62mm62mm有效層高度：有效層高度：46mm46mm液體粘度：液體粘度：6.2mPas6.2mPas1 12 23 34 45 5壓力曲線壓力曲線0.110.110.120.120.130.130.140.140.150.151 12 23 34 45 5壓力曲線壓力曲線0.070.070.080.08不同膠結(jié)劑性能不同膠結(jié)劑性能聚硅氧烷類聚硅氧烷類改性聚氨酯類改性聚氨酯類環(huán)氧類環(huán)氧類丙

57、烯酸酯類丙烯酸酯類拉伸強(qiáng)度拉伸強(qiáng)度/MPa/MPa1313161616162020剪切強(qiáng)度剪切強(qiáng)度/MPa/MPa2222363624244141固化溫度固化溫度/2828252530303030價(jià)格價(jià)格/ /元元.t.t-1-12100021000180001800031000310001650016500 不同膠結(jié)劑性能比較不同膠結(jié)劑性能比較濾砂器材料配比與強(qiáng)度及滲透率的關(guān)系濾砂器材料配比與強(qiáng)度及滲透率的關(guān)系 孤東采油廠孤東采油廠分防砂方式效果統(tǒng)計(jì)表分防砂方式效果統(tǒng)計(jì)表 實(shí)施防砂優(yōu)化實(shí)施防砂優(yōu)化131131口，單井日液口，單井日液提高提高24.724.7噸，采液強(qiáng)度提高噸，采液強(qiáng)度提高5.

58、45.4t/dmt/dm，提液幅，提液幅度度83.0%83.0%，單井日增加利潤(rùn)，單井日增加利潤(rùn)52835283元。元。5754元元單井日利潤(rùn)單井日利潤(rùn)單井日產(chǎn)值單井日產(chǎn)值2458元元7741元元29.8噸噸54.5噸噸平均單井日產(chǎn)液量平均單井日產(chǎn)液量平均單井日產(chǎn)油量平均單井日產(chǎn)油量1.4噸噸2.8噸噸11508元元提液前提液前提液后提液后提液前提液前提液后提液后提液前提液前提液后提液后提液前提液前提液后提液后孤東采油廠孤東采油廠u籠統(tǒng)注高滲層的相對(duì)吸入量遠(yuǎn)高于中低滲透層，層間差異大；籠統(tǒng)注高滲層的相對(duì)吸入量遠(yuǎn)高于中低滲透層，層間差異大；u籠統(tǒng)注層間滲透率級(jí)差越大，聚合物的開采效果越差。籠統(tǒng)注

59、層間滲透率級(jí)差越大，聚合物的開采效果越差。不同滲透率級(jí)差對(duì)聚合物驅(qū)含水變化的影響不同滲透率級(jí)差對(duì)聚合物驅(qū)含水變化的影響GO7-30-375GO7-30-375示蹤注聚剖面解釋成果圖示蹤注聚剖面解釋成果圖K K* *h=6.3h=6.3* *1089=6860 1089=6860 K K* *h=1.9h=1.9* *784=1490784=1490K K* *h=8.6h=8.6* *1704=14654 1704=14654 孤東采油廠孤東采油廠注聚單元的選擇：注聚單元的選擇： 多層合注；多層合注； 初見效；初見效； 滲透率級(jí)差達(dá)到滲透率級(jí)差達(dá)到2 2倍以上。倍以上。分層注聚單井的選擇：分層

60、注聚單井的選擇： 靜態(tài)上同單元選擇條件基本一致，隔夾層厚度必須大于靜態(tài)上同單元選擇條件基本一致，隔夾層厚度必須大于2 2米；米； 動(dòng)態(tài)上由注聚剖面驗(yàn)證層間動(dòng)態(tài)注入差異大動(dòng)態(tài)上由注聚剖面驗(yàn)證層間動(dòng)態(tài)注入差異大, ,且注入段塞大于且注入段塞大于0.15PV0.15PV的井；的井； 套管完好，能保證下井工具順利通過；套管完好，能保證下井工具順利通過； 層間壓差在層間壓差在5MPa 5MPa 以內(nèi)，超過這一范圍，必須進(jìn)行前期壓力調(diào)整。以內(nèi)，超過這一范圍，必須進(jìn)行前期壓力調(diào)整。孤東采油廠孤東采油廠同心雙管分層注聚工藝同心雙管分層注聚工藝 無需井下測(cè)試，井口可視調(diào)配，依靠管柱沿?zé)o需井下測(cè)試，井口可視調(diào)配，