二类B油层采聚浓度与含水变化特点研究
喇嘛甸油田二类油层聚合物驱指标变化规律
表１ 注 聚 合 物 区 块 基 本 参数
２． １ 注 入 压 力
进 一 步 研 究 注 入 压 力 变 化 规 律 ．发 现 注 入 压 力 与 累计 注 聚孔 隙体积 倍数 之 间呈对数 关 系 ：
ｐ ｉ ｎ － ＡＩ ｎ 只＋ Ｂ （ ３ ）
注入 压力 上升 是 聚合 物驱 过程 中最早 显现 的一个 特 征 。对 所选 ３ 个 区块 注 入 压 力 的 变 化 规 律 进 行 研 究
分 析 ，得 到实 际注 入压 力 与 累计注 聚孔 隙体 积 倍数 之
间的关 系 曲线 （ 见图 １ ） 。
式 中： Ｐ 为注入压力 ， ＭＰ ａ ； 为 累计 注 聚 孔 隙体 积倍
数； Ａ为 曲线斜率 ， 与储 层及 聚合物性 质有关 ； 为常数。
对 简 单 ， 只 能 用 来 计 算 短 期 增 油 量 或 者 预 测 聚 合 物 驱 结 束 后 的 产 量 和 采 收 率 ：归 一 化 法 要 求 给 出 合 理 的 水
替 特征 曲线 来预 测含 水率 。
驱 递减 产量 ． 在 编制 开 发方 案 时应用 较 多 ； 聚合 物驱 流
达 到一 定程 度后 ，累计 产 油量 与累计 产液 量 的对 数之
间 存 在 着 良好 的 线 性 关 系 ， 其 理 论 方 程 可 以 表 示 为 １ ｇ Ｌ 。 （ ｔ ） ＝ ａ ＋ ｂ Ｎ ｐ （ ） （ １ ）
聚合 物 驱油 技术 渐趋 成 熟 ， 但 在 开发 过程 中 ， 二类 油 层 聚合 物 驱开 发指 标 的预测 ， 一 直 困扰 着油 田技 术 人员 ； 因此 ．开展 二类 油层 聚合 物 驱开 发指 标 变化 规律 及 预
预测模 型 ：
高含水后期二类油层剩余油分布特征研究
高含水后期二类油层剩余油分布特征研究【摘要】本文从精细地质研究的角度出发，研究了某区块二类油层的沉积特点和剩余油分布特征，认为二类油层剩余油仍主要分布在河道砂中，其次分布在有效厚度小于1.0m的砂体中，主要分为厚层顶部剩余油、层间干扰型剩余油和注采不完善型剩余油，并提出了不同类型剩余油进行聚合物驱的调整挖潜方法。
【关键字】二类油层；剩余油；聚合物驱随着主力油层注聚潜力的减少，大庆油田某开发区近年来开始进行二类油层聚合物驱。
与主力油层对比，二类油层厚度相对较小，渗透率较低，平面上发育规模变小，非均质性明显增强，投产初期含水就达93%左右。
进一步认识这类油层沉积特点，掌握剩余油分布规律，是提高该区二类油层注聚开发水平的基础。
本文利用密闭取芯井及新钻井测井资料，从精细地质研究的角度出发，详尽研究了该区块二类油层的沉积特点和剩余油分布特征，为该区的二类油层聚合物驱的调整挖潜提供了依据。
一、二类油层地质特征大庆油田某区块二类油层属于三角洲内、外前缘相砂体沉积，细分为3种沉积类型，10个沉积单元。
纵向上内、外前缘相油层交互沉积，单元间油层发育状况差异大；平面上，河道砂、河间砂、表外储层、尖灭区交互分布，油层非均质性严重。
根据砂体发育形态及发育状况分为以下三种沉积类型：其中9号，10号二个单元属于三角洲内前缘相枝—坨过渡状砂体沉积；1号、2号、3号、6号、7号、8号六个沉积单元属于三角洲内前缘相坨状砂体沉积，是该二类油层发育的主要沉积类型；4号、5号二个单元属于三角洲外前缘相砂体沉积。
与主力油层相比，二类油层具有油层层数多、井段长、砂体厚度薄，渗透率低、河道砂宽度相对狭窄、砂体连续性差、非均质性强的地质特点。
（一）纵向及平面非均质性决定二类油层厚度薄，渗透率低。
二类油层平均单井砂岩厚度12.27m，有效厚度7.32m，渗透率432×10-3μm2，纵向上及平面上油层发育状况差异明显，渗透率级差大。
（二）二类油层层系组合对象交互分布，河道砂发育规模小。
二类油层注聚见效特征及认识
二类油层注聚见效特征及认识作者：盛淑娟来源：《管理观察》2009年第32期摘要:根据二类油层注聚试验区动态变化情况,结合油层发育状况、沉积特点、注采井连通状况,分析萨南地区二类油层注聚见效特征,并提出了二类油层注聚的初步认识,为二类油层聚驱推广提供借鉴。
结果表明,二类油层注聚各采出井见聚情况及见聚时间存在较大的差异性。
关键词:萨南地区二类油层注聚见效特征一、试验区(1)基本概况。
二类油层注聚试验区位于某区中块,共有油水井19口,其中注入井7口,采出井12口,单采井7口,合采井5口,中心采出井3口,构成平均注采井距175 m的五点法面积井网。
试验目的层为萨Ⅱ7～14层,平均砂岩厚度17.1m,有效厚度9.1m,有效渗透率405×10-3μm2,含水饱和度为44.6%。
试验区控制面积0.4km2,孔隙体积91.77×104m3,地质储量50.3×104t。
中心井区平均砂岩厚度16.7m,有效厚度9.3m,有效渗透率532×10-3μm2,含水饱和度为45.7%。
中心井区控制面积0.15km2,孔隙体积34.76×104m3,地质储量19.37×104t。
(2)动态变化情况。
2005年7月1日开始注聚。
经过10井次注入浓度调整,平均注入浓度由1000 mg/L调整到1329 mg/L;2次注入量调整,全区日配注由350 m3上调到555 m3,注入速度由0.14 PV/a提高到0.22PV/a。
截止到2006年11月10日,累积注入聚合物溶液20.91×104m3,注入油层孔隙体积0.228PV。
①注入动态。
目前,试验区平均注入压力10.64MPa,日注入量549m3,平均聚合物注入浓度1340mg/L,注入粘度80.4mPa·s,注入速度0.218PV/a,油层视吸水指数0.76m3/d.m.MPa。
与注聚前对比,平均注入压力上升4.14MPa,日注入量上升198m3,视吸水指数下降0.04 m3/d.m.MPa。
二类油层含水回升后期调剖效果分析
含水 回升 后期 ， 从 动态 生产资 料上 看 ， 部分 井组 开采 矛盾仍 较突 出 ， 井组 间的
注入状 况 、 油层动用 状 况存在 较大差 异 ， 井组 间 高低采 聚浓度 井数 比例 高 。 针 对 以上 问题 ， 为 了进一 步控制 含水 回升速 度我 们对 注入压 力 较低 的部分 注入
顶替 。 ３ ． １ 深度调 剖有效改 善 了注入状 况 １ ０ １ ２ １ 调剖 井调剖 后注入压 力 由１ ０ ． ５ １ ＭＰ ａ 上 升到调 剖后 １ １ ． １ ３ ＭＰ ａ ， 上 升０ ． ６ ２ Ｍｐ ａ ， 注入 浓度 由１ ８ ９ １ ｍｇ ／ １ 上升 到 ２ ０ ７ ９ ｍｇ ／ １ ， 注 入粘 度 由５ ８ ｍＰ ａ ・ ｓ ａ ｃ 升 到 ７ ０ ｍＰ ａ ・ Ｓ 。 对 比调 剖前 后吸入剖 面表 明 ， 渗透率小 于３ ０ ０ ×１ ０ ＿ ＿ ３ ¨ ｍ２ 的油 层吸 入厚度 比例 增加 ｌ ９ ． ２ 个百分 点 ， 渗透率 ３ ０ ０ －５ ０ ０ ×１ ０ － 啊 ３ ｍ２ 的油层 吸入 厚度 比例增 加 ｌ ４． ９ 个百 分点 ， 渗透 率５ ０ ０ －８ ０ ０ ×１ ０ － ３ ｕ ｍ２ 的 油层吸入 厚度 比例 增
根据上 述选 井原则 ， 在该 区块选 取 １ ０ ２ １ １ 注人 井进行 复合 离子深 度调 剖 。 调 剖 井组 １ ０ １ ￣ １ 注入 井 ， 注 入压 力为 １ Ｏ ． ５ １ ＭＰ ａ， 较 全 区低１ ． ２ ＭＰ ａ， 视 吸
得到 了有 效的控 制。 统计 调剖井 区２ ５ １ Ｕ 油井， 调 剖后含水 呈下降趋势 。 与调 剖前
加 了１ ３ ． ６ ４ ＂ 百 分点 ， 渗透 率＞８ ０ ０ Ｘ １ ０ — ３ ｍ ２ 的 油层相 对 吸人量 则减 少 了３ ． ８ 个百分 点 ， 全井平 均单井 吸入 厚度 比例 增加 １ ３ ． ４ 百分 点（ 表１ ） 。 注入压 力上升 ， 高渗透 层相 对吸 入量 降低 ， 注入状 况得 到 明显改 善 。
(完整版)B2油藏动态分析毕业论文
毕业设计（论文）B2 油藏动态分析B2 油藏动态分析摘要本设计所研究的B2油藏，油层厚度大，渗透率高，地饱压差大，用容积法计算的地质储量是819万吨。
该油藏1990年上半年投入试采，下半年全面投入开发，通过初期试采证明油藏的边水能量不大。
因此，在1991年底开始注水，初期注采比为0.48。
设计主要对该油藏进行动态分析，其分析内容有：确定该油藏的地质储量和驱动类型，并预测油藏的天然水侵量；对该油藏进行水驱规律分析，落实油藏的可采储量及采收率；预测未来期间该油藏在不同条件下的生产状况和开发效果；对油藏的下一步开发提出可行性建议。
设计通过分析，判断该油藏为未饱和油藏，驱动类型为天然水驱和人工注水的弹性水压驱动。
由此可以建立该油藏的物质平衡方程式，并作出线性关系，预测油藏的原始地质储量及天然水侵情况。
在注水开发油田中，对水驱规律的分析，不但可以预测水驱油田的有关开发指标，而且可以预测当油田开发的含水率或水油比达到经济极限条件时的可采储量和采收率，并能对水驱油田的可动油储量和原始地质储量作出有效的预测和判断。
本设计采用甲型水驱曲线和新型水驱曲线进行对比，结果相差不大，证明新型曲线可以运用到水驱规律分析中。
另外，由预测结果知，该油藏采收率不高，需采取其它增产措施提高采收率。
关键词：物资平衡方程；水侵量；可采储量；采收率目录引言 (i)第一部分油藏概况 (1)一、油藏地质简况 (1)二、油藏开采简况 (1)第二部分物质平衡方程的建立 (3)一、理论基础 (3)二、油藏类型的判断 (3)三、物质平衡方程式的推导 (4)四、物质平衡线性方程 (5)五、线性物质方程的应用 (5)第三部分弹性产率计水侵量的计算 (7)一、弹性产率的计算 (7)二、水侵量的计算 (7)第四部分压降的预测 (9)一、理论公式的推导 (9)二、预测2004年各季度的压降 (10)第五部分水驱特征曲线 (11)一、甲型水驱规律 (11)二、新型水驱曲线 (14)第六部分相关参数及其准确性的论证 (17)一、已知参数的选取及其准确性的论证 (17)二、所求参数的选取及其准确性的论证 (17)第七部分总结及建议 (19)一、成果总结 (19)二、建议 (19)参考文献 (20)附表 (21)附图 (32)引言为了使学生在毕业后能较快、较好地适应现场的需要，学生必须首先能应用所学的知识，去解决一些实际问题。
喇嘛甸油田二类油层聚合物驱指标变化规律
喇嘛甸油田二类油层聚合物驱指标变化规律周志军;张国芳;陈建康;王福平【期刊名称】《断块油气田》【年(卷),期】2015(022)005【摘要】二类油层与一类油层地质特征的差异,决定了它们的聚合物驱动态特征有着很大的不同.为了研究二类油层聚合物驱的动态特征,基于二类油层地质特征和聚合物驱开采的特点,利用油藏工程方法,对大庆喇嘛甸油田3个二类油层注聚合物区块的动态开发指标进行分析研究.结果表明:注入压力与累计注聚孔隙体积倍数呈对数关系;注采压差与注入压力呈线性关系;含水率与累计注聚孔隙体积倍数呈多项式关系;在开采一定时间后,累计产液量的对数与累计产油量呈线性关系.在此基础上建立了二类油层聚合物驱开发指标变化规律的数学模型,经过现场实际数据验证,各数学模型的计算精度能满足生产需要,均可实现对二类油层聚合物驱开发指标的有效预测.【总页数】5页(P614-618)【作者】周志军;张国芳;陈建康;王福平【作者单位】东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室,黑龙江大庆163318;东北石油大学非常规油气成藏与开发省部共建国家重点实验室培育基地,黑龙江大庆163318;东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室,黑龙江大庆163318;哈尔滨石油学院油气田开发教研室,黑龙江哈尔滨150028;中国石油渤海钻探工程有限公司,天津300457;哈尔滨石油学院油气田开发教研室,黑龙江哈尔滨150028【正文语种】中文【中图分类】TE357.46【相关文献】1.喇嘛甸油田南中东二区二类油层上(下)返层系开发方式 [J], 方艳君;王福林;姜祥成;赵云飞;王天智;赵玉双2.大庆油田一、二类油层聚合物驱注采指标变化规律 [J], 周丛丛3.二类油层聚合物驱开发指标影响因素分析 [J], 陈凯4.喇嘛甸油田二类油层强碱三元复合驱试验效果研究 [J], 姚远5.喇嘛甸油田二类油层高浓度聚合物驱提高采收率实验研究 [J], 高明;宋考平;叶银珠;姚再学;刘连福因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
大庆油田二类油层聚合物驱油井含水率变化特征
第 ６期
油
气
地
质
与
采
收
率
Ｖｏ ． ５．Ｎｏ． １１ ６ ＮＯ Ｖ．２０ ８ ０
２０ ０ ８年 １ 月 １
Ｐｅｒ ｌｕｍ ｏ ｏ ｙ ａ ｄ Ｒｅ ｏ ｅ ｙ Ｅｆｉｉｎｃ ｔｏ ｅ Ｇｅ ｌｇ ｎ ｃ ｖ ｒ ｆｃ ｅ ｙ
大庆 油 田二类油层聚合物驱油 井含水 率变化特征
许的条件下 ， 尽可能减小层系厚度 ， 以求获得较高的
二类 油 层 主要 聚 合物 注入 对 象应 是河 道砂 和有
ｌ ｝ ０ ８—０ ｌ ≈ 鲫２ ０ ５ （ ９一Ｉ ； ｌ ！ ０ ８一１ ｌ 改 ｎ ｔ２ ０ Ｉ Ｊ Ｊ ０—１ ４ 作 介 ： ｝ ， ，９ ０年 牛 、 Ｉ赶庆 石 油 ： 尔 戈尔 ｌ９ ＃院采 油 Ｉ 々 、 ， 事 油 【 开 发 ｌ怍 ： ｌ从 ｌ ， ¨
效厚度大于 １ 渗透率 高于 １０Ｘ ０ ｍ 的非河 ｍ、 ０ ～ １
道砂 。为 完善 注采 关 系 ， 道 砂 内部 和边 部厚 度 虽 河
小于 １ 但有效 渗透率 大于 １０× ０ ｍ 的薄层 ｍ， ０ １～ 也 作 为 聚合 物驱 对 象 Ｊ 把 单 层 有 效 厚 度 下 限定 。
证 层 系 间有 良好 的隔层 ； 以注入 井 为 中心 ， ③ 凡钻 遇 河 道砂 和有效 厚 度大 于 ｌ 的 非河 道 砂 均 可作 为 聚 ｍ
改善聚合物驱效果 ， 弄清 聚合物相对分子质量与油 层 渗透 率 的匹配 关 系 。
１ １ 聚 合物 驱对 象 的确定 ．
合物驱对象 ， 组合到相应的层系中； ④在经济条件允
套层 系 的厚度 越小 越好 ， 是层 系划 分过 细 ， 但 又会 降 低 经 济效 益 ， 因此在 进行 层 系组合 时 ， 了考虑 油层 除 性质 、 渗透 率级 差 和层 系 间隔层外 ， 须确 定一 个较 还 为合 理 的层系 厚度 。 制定 层系 组合 原 则 如 下 Ｊ① 一 套 层 系 内 的聚 ： 合 物 驱单 元 要相 对 集 中 ， 系 内油层 地 质 条件 应 尽 层 量 相 近 ， 目前 分层 工艺 条件 下 ， 间平 均 渗透率 级 在 层
油田采出水特性研究
油田采出水特性研究未了了解胜利油田采出水的特性，中国石油大学（北京）承担了胜利油田设计咨询有限责任公司的课题“油田采出水特性研究”，该课题研究有助于对胜利油田水驱采出水的特性做全面细致的了解。
该课题就采出水水质及采出水中固体颗粒组成、悬浮液形态及润湿性、悬浮液稳定性及水处理剂对悬浮液稳定性的影响进行了系统深入的研究。
结果表明，采出水和原油中的固体颗粒的主要成分为：石英、钾长石、斜长石、方解石以及粘土矿物，各成分含量差别较大，说明固体颗粒组成对O/W和W/O乳状液稳定性的影响各异。
采出水中粒度分布范围较宽（0.211～590 µm），其中4.472~27.904 µm占75.1％。
采出水中主要含有Mg2+、Ca2+、Na+、K+、Cl-、HCO3-离子，矿化度为16860 mgL-1。
水对固体颗粒的润湿性好于原油模拟油对固体颗粒的润湿性。
固体颗粒的表面能=40.47 mN m-1 ，极性力=22.04 mN m-1，非极性力=18.43 mN m-1，说明固体颗粒的极性稍强于非极性。
油－水－固体颗粒体系中存在多种形态：固体颗粒粘附在油珠表面、油滴附着在固体颗粒表面、固体颗粒的聚集体以及单独的油珠，且原油中含有微生物。
固体颗粒浓度增加，体系的固含量增加，油含量降低；体系的油水界面张力、界面剪切黏度增加；当固体颗粒粒径<300μm时，水相中的固含量随颗粒粒度的减小而增加。
剪切时间、剪切速率增加，悬浮液的固含量和油含量增大，悬浮体的Zeta电位绝对值增加，稳定性增强。
矿化度在0～16000 mg L-1之间，矿化度升高，悬浮液的固含量及Zeta电位绝对值增大，悬浮液稳定性增强；但油含量及油水界面张力随矿化度升高而降低。
在强酸性、中性和强碱性条件下，中性条件时水中的油含量和固含量较大，表明强酸性或强碱性条件不利于原油O/W型悬浮液的稳定。
采出水中加入固体颗粒和原油后，体系的Zeta电位的绝对值由小到大的顺序为：Zeta（采出水）< Zeta （采出水+颗粒）< Zeta （采出水+原油）< Zeta （采出水+颗粒+原油）。
大庆油田二类油层聚表剂驱阶段性认识
２１ ０ １年 １月 １ ９日收 到
第一作者简介 ： 王屹岭（ ９ １ ） 河北深州人 ， 理工程师 ， 究方 １８ 一 ， 助 研
向 ： 藏工程 。 油
科
学
技
术
与
丁
程 表 ３ 聚 表剂 驱 二 、 类 油层 见 效 统 计 表 三
１ 卷 １
１３ 改注聚表 剂后 油层动 用程度 下降 ．
・
ｄ・ ａ 清配 清稀 站 为 ０ ８ ／ ・ ＭＰ ， ． ９ｔｍ ｄ・ ａ而 清 ＭＰ
配 污稀站采 液指数 为 ０ ９ ｍ ・ ＭＰ ， 水下 降 ．２ｔ ／ ｄ・ ａ 含 幅度 与其它 二类油层 区块 相 比 ， 下降幅度 较小 。
⑥
２ １ Ｓ ｉ ｅｈ Ｅ ｇｇ ０ ｃ Ｔ ｃ ． ｎｎ ． １ ．
大 庆 油 田二 类 油 层 聚表 剂 驱 阶 段 性 认 识
王 屹岭 石 磊
（ 大庆油 田有 限责任公司第一采油厂 ， 大庆 １３ ０ ６ ００）
摘
要
为 了探 索 二 类 油 层 大 幅度 提 高 采 收 率 的 有 效 方 法 ， 二 类 油层 ２ ０ 某 ０ ９年 ２月 改注 聚 表 剂 驱 ， 过研 究 区块 改 注 聚表 剂 通
其 它 区块 ， 注 入压 力 水平 高 于 其它 区块 。２ ０ 但 ０ ９年 ９月视 吸水 指 数 ０ ６ ｎ／ Ｉ ＭＰ ， 北 一 区 断 ． ３ｉ ｄ・ｎ・ ａ 与 东西块 二类 差 异不 大 。改 注 聚表 剂 以来 ， 注人 状 况 得到 明 显 改 善 ， 人 压 力 下 降 、 吸 水 指 数 有 所 注 视
二类油层聚驱产液量下降幅度及影响因素分析
二类油层聚驱产液量下降幅度及影响因素分析作者：赵亚杰来源：《中国科技博览》2014年第01期[摘要]在聚驱开发过程中，在单井及区块见到聚驱效果时，产液量都会有不同程度的下降，但各个区块及单井产液量下降幅度差异很大，导致增油效果、低含水期持续时间差异较大。
通过与一类油层聚驱对比及统计二类油层高浓度聚合物驱注采状况，分析认为，二类油层聚驱产液量下降幅度的大小与累积注采比、油层注入体系、油层渗透率等因素密切相关。
[关键词]高浓度聚合物驱产液量下降注采比聚合物溶液浓度中图分类号：TE357.46 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2014）01-0299-01二类油层投入聚驱开发5年来，取得了较好的开发效果，但从含水回升期的北北块一区及低含水稳定期的北东块一区开发效果来看，见效后部分井产液量下降幅度过大。
从与一类油层对比来看，一类油层葡Ⅰ1-2油层采用普通中分聚合物，平均注入浓度在1200mg/L左右，见效后产液量下降幅度为26.7%，而二类油层采用2500万分子量聚合物，平均注入浓度在1800mg/L左右，二类油层全面推广高浓度聚合物驱，见效后产液量下降幅度较大，达到了40.2%，远高于一类油层，严重影响了增油效果及低含水持续时间。
通过对二类油层聚驱井组统计分析，找到聚驱见效阶段产液量下降变化规律及影响因素，为二类油层聚驱注入参数的调整及油井措施的制定提供一定的指导和借鉴意义。
1、产液量下降幅度与累积注采比的关系注采平衡是保证聚驱开发效果的前提，比较合理的开采模式是要采取以注定采的原则，因此，区块确定一个合理的注入速度或者注采比对于区块整体的开发效果是非常重要的。
注采比大于1的区块注采压差大，为形成有效驱动提供了所需的压力系统。
投产之后注采比一直保持在1.13左右的气顶注聚障试验区和南中东一区注采压差在17.5MPa左右，而北北块一区和北东块一区由于注入困难井多、进入含水下降期对部分井采取提液措施，使得注采比一直小于1，注采大压差在15.0MPa左右，比气顶注聚障试验区和南中东一区低2.5MPa左右，区块驱动压差小。
二、三类油层高含水期综合调整效果认识
2014年第2期内蒙古石油化工41二、三类油层高含水期综合调整效果认识于水(大庆油田有限责任公司第一采油厂，黑龙江大庆163111)摘要：二、三类油层利用化学驱井网进行水驱剩余油挖潜取得了较好的投产效果，但由于二类油层顶部剩余油挖潜效果差和前期茏统注水影响，含水上升较快。
通过对注水井分层注水，油层动用状况得到明显改善，含水上升速度得到有效控制，通过周期注水改善“三高”井区开发效果，进一步控制含水上升速度，年含水上升速度控制在0．5％以内的较好水平，为今后二、三类油层水驱综合调整提供借鉴意义。
关键词：二、三类油层；剩余油；挖潜中图分类号：TE32十7文献标识码：A文章编号：1006--7981(2014)02—0041一021剩余油挖潜思路二类油层剩余油多存在于厚油层顶部和河道砂体变差部位，影响开发效果的主要因素是注采大孔道低效循环。
通过精细堵水、堵压结合，注水井通过细分调整、周期注水(高低渗透层间油的互换)，改善油层动用状况，通过深度调剖技术实现层内剩余油挖潜。
三类油层剩余油类型为层间干扰、注采不完善和滞留区型，影响开发效果的主要因素是薄差层动用水平低。
通过细分提高薄差层动用、通过水力割缝和分层酸化技术改善低产液井开发效果，通过细分与浅调剖结合提高厚油层内低水淹层动用。
2剩余油挖潜做法及效果2．1注水井方案调整是剩余油挖潜的基础2．1．1分层注水原则实践证明，段内小层数、油层厚度和层问非均质性是层段合理分级的重要参数，在“7788”细分注水研究成果的基础上确立了二、三类油层细分标准：①隔层有良好的延伸性和稳定性，一般情况下厚度在1．5m 以上；②二类油层渗透率高及单层厚度大的强吸水层尽量细分单卡，控制注水，小层数控制在3个以内，层段内突进系数小于1．5，层段间渗透率变异系数小于0．6；③三类油层层段内小层数控制在6个以内，薄差层、表外层尽量单独划分在同一段内，加强注水；层段内砂岩厚度不小于2．O m 。
大庆油田一、二类油层聚合物驱注采指标变化规律
类油层 匹配较好 ， 具 有较 高 的产液 能力 ， 产液 指 数 明显 高 于二类 油层 （ 见图３ ） 。二 类 油层 在 含水 下 降期 产 液 指数递 减率 较大 ， 含水 低 值期产 液 指数递 减 率变 小 ， 含 水 回升期 产液指 数递 减率 趋 于平缓 阻 ｏ －
２ ． ４ 采 出 液 聚 合 物 质 量 浓 度
堡瓣繁如如始
第 ２ ２卷 第 ５期
周丛丛． 大 庆油 田 一 、 二类 油 层 聚合 物驱 注 采 指 标 变 化 规 律
６ １ １
１ 聚 合 物 驱 阶段 划 分
根 据聚合 物 驱综 合含 水 曲线 的变 化特 点 ，将 聚 合
物 驱 划 分 为 ５个 阶 段 （ 见图 １ ） 。 这 ５个 阶 段 除 了 含 水
后 续水 驱 阶段 。
聚合物用量／ （ ｍ ｇ － Ｌ ・ Ｐ Ｖ）
图 ２ 聚 合 物 驱 视 吸水 指 数 变 化 曲线
２ 聚 合 物 驱 过 程 注 采 指 标 变 化 特 征
２ ． １ 注 入 压 力
２ ． ３ 产 液 指 数
计 算 了一 、二类 油 层 聚合 物驱 不 同 阶段 单位 用 量 下 的产 液指 数递 减率 （ 见表 ３ ） ， 一、 二 类油 层 聚合 物 驱
不 同 阶 段 产 液 指 数 递 减 率 差 异 较 大 。 聚 合 物 溶 液 与 一
当聚合 物溶 液 开始 进入 中低 渗 层 时 ，中低 渗层 得
到 动用 ， 含 水率 下 降 。一 、 二类 油层 在含 水下 降 期 由于
驱 替液 黏 度增 大 ， 注入 压力 上 升速度 快 ． 中后 期 注 入 压 力 上 升 的速 度 下 降 或 基 本 稳 定 ［ １ １ － １ ２ ］ 。表 １ 统 计 了一 、 二
二类油层清污水混配后含水变化规律
二类油层清污水混配后含水变化规律摘要：根据清污水混配后单井含水变化趋势，将含水归纳为4种类型，分析每种类型特点及产生原因，并按着不同类型井存在的问题，采取相应的调整措施，控制含水回升速度，提高了二类油层的聚驱效果，同时为其它注聚区块的调整挖潜提供了一定指导作用。
关键词：清水污水混合稀释二类油层注入粘度一、基本生产情况（1）注入状况。
2009年北二西西块二类油层注入井全部转为清污水混配，清污水混配初期污水清水配比为5:3，矿化度由544mg/L上升到2273mg/L。
平均单井日配注由76m3下降到74m3，母液清水配比由1:3.0调整到1:2.4，平均单井注入浓度由1186mg/L调整到1470mg/L，注入粘度由51mPa·s下降到32mPa·s。
调整后注入压力由11.8MPa下降到11.3MPa。
（2）采出状况。
从清污水混合稀释后采出井的含水变化情况来看，清污水混配初期含水回升速度较快，目前含水回升速度稳定。
与清污水混配前相比，日产液下降3.0t，日产油下降1.7t，综合含水上升1.8个百分点，月含水回升速度稳定。
二、二类油层清水污水混合稀释后含水变化特点北二西西块二类油层清污水混合稀释注入初期整体上表现为含水上升速度加快，但不同单井动态反应不同，根据含水变化情况分为4种类型，含水回升速度加快型、含水回升速度稳定型、含水下降型和低值期缩短型。
见图1。
图1 含水变化类型曲线（1）含水回升速度加快型。
该类型井数28口，占对比含水回升井井数比例30.8%。
这类井的生产特点是：见效时含水下降速度慢、幅度小，含水低值稳定期短，含水回升速度快，注入井配比上调后含水下降，清污水混配后，含水回升速度加快。
这种类型井平均单井注聚4个月后开始见效，见效10个月后达到含水最低值，最低值时日产液41.3t，日产油7.3t，综合含水82.3%，与见效前相比日降液22.4t，日增油0.9t，含水下降7.6个百分点，低于全区2.6个百分点，月含水下降0.6个百分点，与全区水平持平。
油田含水变化规律
实际工作中为了便于应用，将油水相对渗透率的比值表示为含水饱和度的函数。
从而含水率可进一步表示为：
用含水率对含水饱和度微分得：
含水率对含水饱和度微分结果表示的实际意义：当含水饱和度增加1%时，含水率变化的幅度，也就是说采出程度增加1%时含水率变化的幅度，即含水上升率。应用能代表油藏的相渗曲线，根据含水上升率的理论表达式，就可以计算油藏的理论含水率变化曲线。
4、含水上升规律变化模型特征分析3-7-6.7
新区或开采时间不长的单元来说，一般应用理论含水特征即相渗理论分析今后含水变化，而对于跃1块含水已经达到90%，应该可以应用实际生产数据分析含水变化。
一般来说，实际分析含水变化的公式很多，上述的含水上升规律模型也是经常应用的方法之一。但是现场应用时一般含水率变化大，回归计算波动较大，另外一般开始时也很难知道含水上升规律是三种模式即凸型、S型和凹型其中的哪一种（图10-27）。或者有的文章加上过渡曲线即所谓的五种变化规律。往往对分析含水变化规律产生较大的误差，甚至错误。本文推荐一种常用的应用累计产油与累计产水的关系，即张金庆水驱特征曲线的应用，一方面避免了含水率的波动，另一方面这种方法出现的直线段时间早，便于早期的预测分析，在现场应用取得较好的效果。
NP—累积产油量，104t；
NR—可采储量，104t；
R*—可采储量采出程度，%；
a、b、c—计算参数。
计算步骤：
（1）由式（1）回归计算得某一时间直线段的a、b值；
（2）由式（2）、（3）计算NR和c值；
（3）由式(2)（4）计算今后已知NP或R*的f值。
计算结果，跃地1块2002年10月出现直线段，即含水87.9%。b=812074.47，a=5.5322，相关系数=0.99849，C=1.467373，NR=55.34万吨，采收率R=30.05%。与下面曲线对比，因为a大于1，从可采储量采出程度于含水率关系曲线（图10-28、10-29）可以看出，含水上升规律属于凸型。
二类油层注聚后期周期停层不停井控含水方法
二类油层注聚后期周期停层不停井控含水方法付兰清【摘要】为有效控制注聚后期含水上升速度,通过室内实验研究二类油层注聚后期多层合注合采条件下,只注薄注薄采及薄注厚采层段可再提高薄差层采收率4个百分点以上.2013年在大庆油田萨中开发区北一区断西东块开展现场试验,停注高渗层,加强薄差层注入,部分油井呈现含水下降趋势,区块可多提高采收率0.87％.建立了一套二类油层注聚后期停层不停井增油降水方法,对二类油层注聚区块开发具有指导意义.【期刊名称】《内蒙古石油化工》【年(卷),期】2015(000)019【总页数】3页(P154-156)【关键词】二类油层;注聚后期;提效挖潜;驱替效果【作者】付兰清【作者单位】大庆油田有限责任公司勘探开发研究院,黑龙江大庆163712【正文语种】中文【中图分类】TE32+3二类油层125m小井距聚驱区块由于层间非均质性明显，注聚后期呈现剖面动用差异大、含水回升快等现象，常规分层测调难以挖潜聚驱后期剩余油，本文依据室内研究成果，提出二类油层注聚后期周期停层不停井方法并在北一区断西东二类注聚区块实施现场试验，给出二类油层注聚后期剩余油挖潜方法，对其它二类油层区块注聚开发具有指导意义。
1 停层不停井可行性室内研究采用厚注薄采、厚注厚采、薄注厚采、薄注薄采四种注采模型并联方式进行聚驱非均质油层室内模拟实验，实验结果表明：2.1 并联注采条件下薄差油层动用程度低，提高采收率幅度小，剩余油丰富并联注采条件下，笼统注入且无窜层影响，注入过程表现出：厚油层分流量大，注聚1.0PV时，厚注厚采分流量是薄注薄采的12倍（图1，表1），厚注厚采层见效最快，提高采收率幅度大，含水回升快存在低效循环，薄注薄采层提高采收率幅度很小，仍有较大潜力（图2）。
2.2 停注厚油层只注薄差层，可大幅度提高薄差油层采收率分两个阶段进行停层实验，注入1.0PV后，停注厚注厚采层，再注1.0PV，停注厚注薄采层，两个阶段薄差油层采收率都有进一步提高，相比笼统注入，薄注薄采层多提高采收率23.27个百分点（表2）。
大庆油田二类油层聚表剂驱阶段性认识
大庆油田二类油层聚表剂驱阶段性认识王屹岭;石磊【期刊名称】《科学技术与工程》【年(卷),期】2011(011)011【摘要】为了探索二类油层大幅度提高采收率的有效方法,某二类油层2009年2月改注聚表剂驱,通过研究区块改注聚表剂驱后,注入井注入参数及采出井生产参数的变化,得出注入、采出能力、油层动用状况及采出井含水变化的特征.通过分析采出井油层发育状况及井组注采关系看出:二次见效及改后见效井,聚合物阶段,井组聚合物用量较少,采出程度较低,剩余油饱和度较高.针对这部分采出井,加大注入井措施力度的同时,提高注入井配注及注入浓度,加强聚表剂注入;针对采出井采液指数下降、供液不足及沉没度低的井增多的情况,及时调整机采参数,对采出井薄差油层压裂改造,提高注聚效果.截止到2009年9月,区块阶段提高采收率4.9%,预计最终提高采收率13.1%.%In order to explore effective methods to enhance oil recovery for the sub layers, it changed to inject polysurfactant in east block of duandong in February, 2009. Based on researching the change injection indexs and other production parameters , the characteristics of capacity of injection and production, swept condition of reservoir and water-cut behavior of production wells were drew. By analyzing the development condition of oil-layers and injection - production relation of well array, it can be concluded that during polymer injection period, polymer usage of well array is small, recovery degree is less, remaining oil satruation is high for polysurfactant flooding wells and wells that has been taken effectsecondarily. In view of those production wells, the measures of injection wells are increased , meanwhile injection allocation and input concentration should be adjusted to enhance injection vloume of polysurfactant. The fluid productivity index of wells declined, the feeding liquid are insufficient and the submergence depth were increasing and these wells are increasing. For these condition, machine production parameters of wells should be adjusted timely and thin and poor reservoirs should be fractured for production wells to raise effect of polysurfactant flooding. The interval recovery of block is enhanced by 4.9 until September, 2009, and the ultimate recovery rate are expected to enhance by 13. 1.【总页数】3页(P2585-2587)【作者】王屹岭;石磊【作者单位】大庆油田有限责任公司第一采油厂,大庆,163000;大庆油田有限责任公司第一采油厂,大庆,163000【正文语种】中文【中图分类】TE357.46【相关文献】1.大庆油田二类油层聚水同驱可行性研究 [J], 关文婷2.过渡带地区聚表剂驱阶段性认识及见效差异性研究 [J], 李梅3.A块二类油层聚表剂驱阶段性认识 [J], 王萍4.大庆油田首个聚表剂驱油技术先导性试验出彩试验区中心井比水驱提高采收率27．5％ [J],5.大庆油田聚表剂驱分注技术增油1485吨 [J],因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
改善杏南开发区二类油层聚合物驱效果的几点认识
改善杏南开发区二类油层聚合物驱效果的几点认识p按照研究院的油层分类标准对杏南开发区的储层进行了初步分类，根据萨葡油层各单元有效厚度及钻遇率等数据，杏南开发区只有葡12-3层属于二类油层。
葡12-3层以三角洲分流平原沉积和三角洲内前缘沉积为主。
不论在纵向上还是在平面上，二类油层的沉积环境变化都较大，与油田北部地区以泛滥平原河流相沉积为主的主力油层相比，二类油层总体上呈现河道砂发育规模小，小层数多，单层厚度薄、渗透率变低、平面及纵向非均质严重的特点。
通过对杏南开发区已开展的注聚试验区的开发状况分析，得出二类油层在聚驱开发过程中存在问题有以下几点。
1.1二类油层聚驱注入压力高，吸水能力差由于二类油层连通性及油层物性较差，聚合物溶液流动阻力增加，油层吸液能力受到限制。
注聚后压力上升快，单位厚度视吸水指数下降较大，由于受破裂压力限制，不断下调各项注入参数，区块整体注入压力更接近破裂压力。
1.2二类油层含水下降幅度小，且含水低值期相对较短对比杏南开发区开展的两个二类油层聚合物驱含水变化规律，二类油层聚驱含水下降幅度比一类油层小，含水下降及回升速度均较快，与主力油层比较，含水低值期较短。
分析主要原因有：一是二类油层聚驱控制程度低，导致区块整体动用状况变差。
聚驱控制程度的高低对提高采收率有着直接的影响，研究结果表明聚驱控制程度大于80％时，聚驱效果对聚驱控制程度的敏感性降低。
如果聚驱控制程度相对较低，聚合物溶液在油层中的波及体积受到影响，聚驱效果变差。
二是杏南开发区二类油层在注聚前水驱采收率较高，为聚驱留下的潜力相对较小。
1.3二类油层较低的产液能力，导致增油效果较差杏南开发区已开展的三个聚驱试验的平均产液强度为 5.0t／d.m，由于油层发育厚度相对较比，因此试验的产液能力相对比较低。
试验受效高峰期的产液量与注聚初期对比，产液量下降幅度达到50％左右，严重影响了聚驱增油的能力。
分析认为主要是受注入能力下降，由于注入端吸液能力的下降，使试验区的供液受到影响；其次是受到油层发育状况的影响，由于油层发育薄夹层，使薄夹层上下的油层渗透率变化大，聚合物溶液改善吸液剖面程度受到限制，在聚合物溶液对高渗透层位封堵后，接替吸液层位厚度小，吸液能力进一步受到影响。
- 1、下载文档前请自行甄别文档内容的完整性，平台不提供额外的编辑、内容补充、找答案等附加服务。
- 2、"仅部分预览"的文档,不可在线预览部分如存在完整性等问题,可反馈申请退款(可完整预览的文档不适用该条件!)。
- 3、如文档侵犯您的权益，请联系客服反馈,我们会尽快为您处理(人工客服工作时间：9:00-18:30)。
二类B油层采聚浓度与含水变化特点研
究
摘要二类B油层投入聚驱开发以来，采聚浓度升幅一直处于较低水平，
同时从井组上来看，井组采聚浓度变化存在较大的差异。
为此，亟需明确二类B
油层采聚浓度与含水变化特点。
本文结合井组动静态资料，逐井组解剖分析，搞
清不同类型井组采聚浓度变化的特点。
采聚浓度上升幅度受油层性质、动用程度、吸水状况等因素影响，油层发育及连通好、推进速度快的井组，采出端反映为采
聚浓度上升快，含水下降幅度较大，推进速度慢、见效差的井组采聚浓度升幅小。
主题词二类B油层聚驱采聚浓度含水
根据二类A油层聚驱见效规律，含水下降期先见效再见聚，含水下降一定幅度后，聚合
物段塞形成油墙大规模推进到采出端，采聚浓度快速上升，区块含水大幅度下降并进入到低
含水稳定期。
但二类B油层投入聚驱开发以来，采聚浓度升幅一直处于较低水平，同时从井
组上来看，井组采聚浓度变化存在较大的差异。
为此，本文综合分析井组动静态资料，逐井
组解剖对比，搞清不同类型井组采聚浓度变化差异的原因，明确二类B油层采聚浓度变化的
特点，为开发调整提供一定的参考。
1不同类型井组采聚浓度变化特点及原因分析
选取开采不同层系的两个二类B区块进行数据分析。
从井组上来看，采聚浓度变化存在较大的差异。
根据采聚浓度上升幅度（采聚浓度上升
值＞250mg/L，150～250mg/L，＜150mg/L），将井组分为高升幅、中升幅、低升幅三类。
通过数据对比，开采不同层系的二类B油层采聚浓度升幅与含水降幅关系具有相同的特点。
以其中一个区块为例，分析采聚浓度上升幅度差异的原因。
统计分析静态资料，结果表明采聚浓度上升幅度与油层发育及连通、吸水厚度比例等具
有较为明显的相关性。
其中，高升幅井组油层发育及连通状况最好，注采能力强，吸水厚度
比例最高，聚合物推进速度快，含水下降幅度最大。
低升幅井组油层发育及连通、吸水状况、注采能力最差，含水下降幅度最小。
1.1高升幅井组
高升幅井组有33个，采聚浓度上升幅度大，含水下降明显，分析对比之后，主要分为
以下三种类型。
见效效果好的井组有17个，主要位于基础井网油井排，剩余油富集，注采能力强。
油层动用变差，导致含水回升的井组有9个，油层发育及连通较好。
注聚初期见效效果
较好，采聚浓度上升较快，由于吸水变差，厚层底部出现突进，吸水厚度比例仅为72.3%，
导致含水回升。
薄注薄采，席状砂发育为主的井组有7个，发育薄差层，连通较好，聚合物推进速度快，主要位于老井排或注采主流线上，含水下降幅度小。
这类井油层发育席状砂为主，层薄但一
类连通率较高，剩余油相对较少，聚合物推进速度快，采聚浓度易突破。
1.2中升幅井组
中升幅井组有49个，油层发育及连通状况、吸水厚度比例、井组注入参数、含油饱和
度等主要数据均低于高升幅井组，但仍高于全区平均水平。
通过逐井组解剖分析，主要有以
下两种类型。
位于基础井网水井排或主流线上，水驱动用程度高的井组有28个，剩余油较少，含水
下降幅度很小，未见到聚驱效果。
见效效果相对较好，含水有进一步下降趋势的井组有21个，位于基础井网油井排或分
流线上，剩余油相对富集，采聚浓度有进一步上升的趋势，聚合物推进速度相对较快。
1.3低升幅井组
低升幅井组有47个，三类井组中低升幅井组采聚浓度上升幅度最小，含水下降幅度最小。
通过分析对比，低升幅井组主要有以下三种类型。
连通差，注采能力低的井组有28个。
油层发育及连通差，含油饱和度相对较高，井组
无法得到有效驱替，未见到明显聚驱效果。
注采关系完善，注入参数偏低的井组有11个，以厚注采发育为主，位于河道中部位置，聚驱效果差。
连通方向少，位于断层边部的井组8个井组，油井主要位于注水井北部，根据地质特征认识及示踪剂结果，北向运移速度最慢，采聚浓度上升缓慢。
2不同类型井组调整做法建议
2.1高升幅井组
见效效果好的井组这种类型井组采聚浓度水平较高，根据二类A油层采聚浓度和含水变化规律，目前已处于低含水稳定期，下步存在含水回升的可能性比较大，应紧盯该井组动态变化，尤其是吸水变化情况，及时调整，最大限度延长低含水期。
油层动用变差，导致含水回升的井组，这类井应及时加强吸水剖面调整，提高薄差油层动用程度。
2.2中升幅井组
位于基础井网水井排或主流线上，水驱动用程度高的这类井水驱采出程度高，应适当提高注聚浓度，提高驱油效率，促进含水下降。
见效效果相对较好，含水有进一步下降趋势的井组，这类含水下降井，紧盯含水及产液变化，及时压裂引效，进一步提高见效程度。
2.3低升幅井组
连通差，注采能力低的井组，这类井应采取油水井对应压裂，着重改造渗流能力，匹配合理注聚参数，提高注采能力。
注采关系完善，注入参数偏低的井组，这类井应在注入压力有余地的前提下，上调注聚参数，发挥聚合物调驱作用，促进油井见效。
连通方向少，位于断层边部的井组，这类井应提高有效连通层段注入量，提高累注孔隙体积，促进含水进一步下降，具有较大的开发调整潜力。
3结论
3.1两套层系采聚浓度与含水变化关系具有相同的规律，采聚浓度升幅大的井组，含水降幅最大。
3.2二类B油层不同类型井组采聚浓度上升幅度存在较大差异，受油层性质、动用程度、吸水状况、平面分布方位等因素影响。
3.3油层发育及连通好、推进速度快的井组，采出端反映为采聚浓度上升快，含水下降
幅度较大；推进速度慢、见效差的井组采聚浓度升幅小。
参考文献
[1] 王启民、冀宝发、隋军等.大庆油田三次采油的实践与认识[J]. 大庆
石油地质与开发, 2001,20(2),1-6.
[2]于明等.2017. 喇嘛甸油田北北块一区葡Ⅱ7～高Ⅰ4+5油层聚合物驱油方案.。