高30高温中低渗油藏化学驱提高采收率技术研究PDF电子书下载

1 高30断块地质特征 1

1.1 基本概况 1

1.2 油藏地质特征 2

1.2.1 构造特征 2

1.2.2 储层特征 3

1.2.2.1 油藏砂体沉积微相特征 3

1.2.2.2 油层特征 3

1.2.2.3 储层物性特征 4

1.2.2.4 储层非均质特征 4

1.2.2.5 储集空间类型及孔喉分布特征 5

1.2.2.6 油藏温度、压力系统 5

1.2.2.7 流体特征 6

1.2.2.8 油藏类型 6

1.3 油藏描述 7

1.4 油藏开发与水淹特征 18

1.4.1 油藏开发特征 18

1.4.1.1 初期产量较高，地层能量下降快 18

1.4.1.2 油藏注水后，见效周期长，增油幅度低 18

1.4.1.3 油井注水见效后，含水上升快，稳产期短 19

1.4.1.4 油藏递减大，稳产主要靠新井的不断投入 19

1.4.1.5 高含水期前油藏采出程度低 20

1.4.2 油藏水淹特征 20

1.4.2.1 层间水淹特点 20

1.4.2.2 层内水淹特点 21

1.4.2.3 平面水淹特点 21

1.5 剩余油分析 21

1.5.1 油藏整体储量与油层动用状况 22

1.5.2 数值模拟剩余油研究 22

1.5.3 动态剩余油 23

1.5.3.1 各小层储量复算与动用状况 23

1.5.3.2 油藏剩余油分布状况 24

1.6 油藏工程评价 27

1.6.1 合理井网密度 27

1.6.2 注采井网适应性分析 27

1.6.3 油藏合理压力保持水平 28

1.6.4 油藏合理注采比 28

1.6.5 油藏注水压力 28

1.6.6 油藏历年措施适应性分析 29

1.6.6.1 注水井分注效果评价 29

1.6.6.2 油井卡堵水效果评价 30

1.6.6.3 油藏调水效果评价 30

1.6.6.4 油藏停注降压效果评价 31

1.6.6.5 油藏调驱效果评价 31

2 驱油体系及评价 49

2.1 低张力表面活性剂复合驱技术 50

2.1.1 活性水驱残余油的条件及影响因素 50

2.1.1.1 残余油启动所需界面张力的理论由来 51

2.1.1.2 活化残余油所需界面张力的理论计算 56

2.1.1.3 孔隙半径和油滴长度对活化残余油所需界面张力的影响 58

2.1.1.4 油层润湿性对活化原油所需界面张力的影响 60

2.1.1.5 油层非均质变异系数和韵律对采收率的影响 63

2.1.1.6 润湿性对采收率的影响 64

2.1.1.7 润湿性和渗透率与超低界面张力体系提高采收率的关系 65

2.1.2 室内实验 66

2.1.2.1 实验仪器 66

2.1.2.2 化学试剂及材料 68

2.1.2.3 实验方法及思路 72

2.1.3 高30油藏条件下，活化残余油的界面张力条件分析 72

2.1.3.1 已有的研究结果 72

2.1.3.2 压汞实验 73

2.1.3.3 接触角的测定 75

2.1.3.4 对适合于高30断块的活化残余油的界面张力分析 78

2.1.4 实验结果 78

2.1.4.1 碱水驱 78

2.1.4.2 低浓度表面活性剂活性水驱 80

2.1.4.3 表面活性剂／碱剂二元复合体系与原油动态界面张力性质 83

2.1.4.4 矿化度对表面活性剂／碱剂二元体系与原油的界面张力评价 85

2.1.4.5 复合体系中聚合物类型及浓度的确定 88

2.1.4.6 表面活性剂／聚合物二元复合体系化学剂的静态吸附 95

2.1.4.7 驱油体系对油层岩石润湿性的影响 102

2.1.4.8 阻力系数、残余阻力系数及表面活性剂最大饱和吸附量 104

2.1.4.9 岩心驱油效果 105

2.2 聚合物驱 109

2.2.1 不同聚合物浓度对聚合物溶液表观黏度的影响 109

2.2.2 聚合物溶液长期稳定性评价 110

2.3 聚合物交联及弱凝胶体系 111

2.3.1 化学剂及仪器 111

2.3.2 交联剂的配制 112

2.3.3 交联体系的配制 112

2.3.4 体系配方筛选标准以及方法 112

2.3.5 交联体系 113

2.3.5.1 产出水体系 113

2.3.5.2 清水体系 120

2.4 0.05％CDS-1体系驱油效果评价 130

2.4.1 0.05％CDS-1／酸液稠化剂B弱凝胶非均质岩心驱油效果 130

2.4.2 0.025％CDS-1／酸液稠化剂B弱凝胶非均质岩心驱油效果 131

2.4.3 酸液稠化剂B调剖＋0.3 0PV 0.05％CDS-1水溶液＋酸液稠化剂B弱凝胶非均质岩心驱油效果 132

3 高30断块水驱空白试验、注入速度及油水井配产配注 135

3.1 水驱空白试验的目的 135

3.2 配产配注原则 136

3.3 注采速度的确定 136

3.4 水驱空白试验方案及实施要求 140

3.4.1 强制性规定 140

3.4.2 管柱的要求 141

3.4.3 资料录取及要求 141

3.4.3.1 常规资料的录取： 141

3.4.3.2 特殊资料的录取 141

4 油藏数值模拟 144

4.1 地质模型的建立 144

4.2 数值模拟的思路和方法 145

4.3 地质储量的拟合 145

4.4 水驱历史拟合 153

4.5 水驱预测 189

4.5.1 现有工作制度不变时，水驱效果的预测结果 189

4.5.2 无因次等孔隙体积配产配注方案预测 189

4.6 化学驱方案优化设计及效果预测 191

4.6.1 调剖增油技术 191

4.6.1.1 交联体系及配方 191

4.6.1.2 主要参数 191

4.6.1.3 调剖半径对增油效果的影响 191

4.6.1.4 调剖主剂（酸液稠化剂B）浓度对调剖效果的影响 193

4.6.1.5 调剖配注工艺技术研究 194

4.6.1.6 经济效果初步分析 196

4.6.2 低浓度表面活性剂水溶液驱 197

4.6.2.1 低浓度表面活性剂水溶液驱 197

4.6.2.2 前置调剖／低浓度表面活性剂水溶液驱 199

4.6.2.3 多轮次调剖／低浓度表面活性剂水溶液交替注入 200

4.6.3 低浓度表面活性剂／弱凝胶复合驱 234

4.6.3.1 化学驱参数 234

4.6.3.2 无保护段塞时，复合体系主段塞大小对驱油效果的影响 235

4.6.3.3 保护段塞为0.1 0PV时，复合体系主段塞大小对驱油效果的影响 236

4.6.3.4 表面活性剂／弱凝胶复合驱配注工艺技术研究 239

4.6.3.5 表面活性剂／弱凝胶复合驱技术经济效果初步分析 244

4.6.4 推荐方案 245

参考文献 247