中国石油天然气股份有限公司二次开发深部调驱方案编制规范
深部调驱生产和工艺技术改进与完善
深部调驱生产和工艺技术改进与完善根据大洼油田的油藏特点和水井吸水剖面情况，应用整体深部调驱技术来控制油井含水上升速度，提高二次开发试验区油层动用程度。
在特定参数条件下采用合理的施工工艺将调驱剂注入目的层中，利用化学剂在油层条件下发生反应形成堵塞物，从而在纵向上改善吸水剖面，有效地限制高渗透层吸水，提高注水压力，启动新层吸水，在平面上改变后续注入水的渗流方向，扩大波及体积，提高水驱效率。
通过现场生产和工艺技术改进与完善，提高调驱应用效果，通过效果分析，调驱对应油井含水稳定，油井液面降低，增油效果明显。
本方法能较好地解决大洼油田含水上升、水驱效率低、采出程度低的问题。
标签：深部调驱；工艺技术；改进与完善1 前言我国陆上油田80%以上是靠注水开发，长期注水开发引发油藏纵向和平面上的非均质性问题，从而降低了水驱波及体积和驱油效率。
凝胶深部调驱技术是近年发展起来的用于注水井深部处理以改善井组水驱开发效果的一项提高采收率新技术。
在复杂小断块油田实施凝胶调驱技术并将其作为三次采油的重大措施，可取得明显的增油降耗效果。
2 地质概况和方案部署2.1地质概况和开发现状洼清5块构造上位于辽河盆地中央凸起南部倾末带大洼断层西侧。
探明含油面积为 2.72km2，石油地质储量758.7×104t，可采储量195×104t，标定采收率25.7%。
主力含油层系为东营组。
2.2 存在问题2.2.1注水利用率低，提高注水波及体积难度大大部分注入水沿着高渗带推进，被油井采出，形成了注入水的大量无效循环，水驱效果变差，提高注水波及体积的难度很大。
2.2.2 主力层水淹严重平面上主要受沉积相影响，注入水沿分流河道的主流线快速推进，使得主流线部位的油井水淹严重。
纵向上d2I4水淹最严重，该段累积注入量达186×104m3。
强水淹面积占总面积的80%以上。
2.2.3 吸水状况不均衡统计断块所有注水井吸水剖面测试情况显示，d2I3射孔厚度113m，吸水厚度77.7m，吸水百分比为68.9%；d2I4射孔厚度241m，吸水厚度173m，吸水百分比为71.9%，所以，仅仅依靠分层注水改善吸水不均衡的状况难度很大。
DSGD02-M-CN-MD-003-A 调度管理程序
中国石油天然气集团公司大连—沈阳天然气管道工程工程调度管理程序A 2010/04/15 用于报审李增波高晓鹏秦兵王永志版次日期用途编制校对审核批准监理文件号DSGD02-M-CN-MD-003 辽河油田大沈管道EPC项目部版次 A 第 1 页共14 页部门：施工部工程调度管理程序第2 页共14 页版次：A目录1. 编制依据 (3)2. 编制目的 (3)3. 适用范围 (3)4. 定义 (3)5. 生产调度机构设置及职责 (3)5.1调度机构设置 (4)5.2调度机构管理模式 (4)5.3承包商、分包商调度机构职责 (5)6. 调度信息流程 (5)7. 报表制度 (6)7.1报表上报要求 (6)8. 会议制度 (7)8.1周生产例会 (7)8.2专项会议 (7)8.3巡回办公会议 (7)8.4每月计划会议 (7)9. 生产指挥 (7)9.1调度记录 (7)9.2调度令 (8)9.3奖惩 (8)9.4调度值班制度 (8)9.5突发事件的处理 (8)10. 物资调拨 (9)10.1物资调拨流程 (9)10.2物资调拨规定 (9)11. 附件 (10)部门：施工部工程调度管理程序第 3 页 共 14 页 版次：A1. 编制依据1) 大连—沈阳天然气管道工程EPC 项目部工程施工总体部署； 2) 大连—沈阳天然气管道工程EPC 项目部机构设置和部门职责； 3) 大连—沈阳天然气管道工程招标文件。
2. 编制目的为确保大连—沈阳天然气管道工程调度指挥的准确性、及时性、有效性，加强工程建设的管理和控制，积极开展工程协调和监督，保证工程建设的顺利进行，特制定本程序。
3. 适用范围本程序适用于大连—沈阳输气管道工程建设全过程，各EPC 相关部门以及各分包商在建设期间须遵照执行。
4. 定义1) 工程名称:中国石油天然气股份有限公司管道建设项目经理部大连-沈阳天然气管道工程，以下简称大沈天然气管道工程。
2)业主：管道建设项目经理部为决策主体，业主项目部和项目监理部组成联合项目管理团队按照职责分工实施项目管理。
油田开发调整方案编制技术要求
沿岸砂坝 微相
滩地砂 微相
泥质岩 微相
岩石剖面结构特征
岩性组合及电性特征
旋回类型
层理
厚层、薄层粉—细砂岩与
直斜线、小斜、
灰绿色、杂色泥质岩组合。
河道砂与下伏岩性呈突变
正旋回
微细斜层理、微 细交错层理。
或冲刷接触，自然电位呈钟
性，微电极呈箱状。薄层砂 与泥质岩互层，电测曲线为 锯齿状。
正旋回 复合旋回
三角洲外前缘相采用等厚对比的原则；对于三角洲内前缘
相席状砂采用等厚对比、分流河道砂不等厚对比原则；对
于三角洲分流平原相采取不等厚对比的方法，将宋芳屯油
田葡萄花油层原9个小层芳9细6-94--分芳96-为108井小1层2对比个横剖沉面图 积单元。
芳96-94井
芳96-94—96-108井小层对比横剖面图
宋芳屯油田北部 地区包括宋芳屯试验 区、祝三试验区、芳 707、芳17、芳6、 芳507等6个区块。 总体构造形态为北西 高南东低，西南低东 南高，断层较发育。
宋芳屯北部
2、沉积微相划分与组合
主要是根据开发井资料对油层进行细分与 对比，并在此基础上重新划分沉积微相（绘 制沉积微相图），并对各微相进行精细描述， 同时分析不同沉积相带储层的含油性及物性 差异。
gbt19492石油天然气资源储量分类dzt0217石油天然气储量计算规范syt5367石油可采储量计算方法syt5615石油天然气地质编图规范及图式syt6167油藏天然能量评价方法syt6193稠油注蒸汽开发可采储量标定方法syt6219油田开发水平分级3开发调整区块地质特征再认识3
油田开发调整方案编制技术要求
3、阐述油层岩石表面润湿性、孔隙结构、粘土矿物、胶 结状况、地层温度的变化情况。
小集油田官938、官979断块二次开发深部调驱技术的研究与应用
小集油田官938、官979断块二次开发深部调驱技术的研究与应用【摘要】针对“高采出、高含水”油藏在开发后期所面临的开发矛盾以及剩余油高度分散的现状，筛选与油藏配伍的调驱体系，实施深部调驱，有效缓解开发中的三大矛盾，扩大注水波及范围，有效挖掘剩余潜力。
矿场实践证明，实施深部调驱后，区块开发指标明显好转，经济效益显著，为处在开发后期的高含水油藏提供了宝贵经验。
【关键词】三高油藏；开发矛盾；优势通道；深部调驱二次开发深部调驱在高含水老油田提高采收率中的作用越来越受到广泛关注，成为提高水驱效果的重要技术路线之一。
小集油田历经30年注水开发，大部分区块进入了特高含水、高采出程度的“双高”开发阶段，剩余油分布较为分散，常规调驱调剖挖潜难度逐年增大。
1.油藏概况2.开发中面临问题小集油田经过30多年的注水开发，目前已进入特高含水高采出的开发后期，采出程度达40.82%，综合含水达96.97%，剩余油主要集中在主力油层，而主力油层水淹严重，剩余油分布高度分散，而且平面、层间层内矛盾突出，官938、官979断块表现的尤为严重，采用常规水驱方法提高采收率的难度加大，急需开发应用有效的扩大波及体积技术，进一步提高最终采收率。
3.治理对策历经多年的注水开发，官938、官979断块水流优势通道逐渐形成，整体上表现出注水压力较低，平均注水压力为16.0MPa，构造中心部位水淹严重，油井水窜频繁，构造边部次之。
根据井区生产动态上表现出的差异，利用经验法将不同地质和开发条件下油藏内优势渗流通道分为三种类型，无窜流、窜流发育区和窜流较严重区域。
利用专家系统模糊判别理论方法，对小集油田官979和官938断块的优势窜流通道存在性进行识别，红色区域代表窜流严重区域，黄色区域代表窜流发育区域，绿色区域代表无窜流区域。
针对不同区域采取相对应治理对策：窜流严重区代表目前油水井之间已经存在严重的窜流通道，需优选高强度堵剂先进行调剖堵水再进行深部调驱。
中石油工程技术文件编写格式规定(方案封面)
3.5.3正文绘图要求
绘图大小比例适中，笔迹清晰、整洁.图形名称标于图下方，居中，和图空一行，字体和正文相同，正文中有文字说明和具体所指时也可以不要绘图标题。同一份文件中的绘图要进行连续编号。
26.11
26.12
附图要按照国家制图标准绘制，至少应包括标题栏和技术要求等内容，并应满足本标准的规定。附图样式详见附录D：附图样式。
3。6.1图幅要求
图幅选用GB/T50001规定的标准尺寸，推荐优先采用A4、A3两种规格，使用A3时，横向放置。
3。6。2附图字体要求
图纸上所需书写的文字、数字或符号等，均应笔画清晰、字体端正、排列整齐；标点符号应清楚正确。
文字的字高,应从如下系列中选用：3.5、5、7、10、14、20mm。如需书写更大的字，其高度应按 的比值递增。
水印叠放次序为:置于底层文字下方。
版权声明单独占一页，位置居页面中心，字体、行距等格式各单位使用时按照附录B：版权页样式和水印图样式样直接引用。
考虑到知识产权和保密需要,对外申报的电子文档不得采用可以让对方能够直接引用的格式，推荐采用PDF格式文件.
26.7
26.8
样式详见附录C:目录页样式
文件目录采取Word软件自动生成，为两级目录，分别对应文件中的标题1和标题2。一级目录为宋体小四加粗,段前、段后0。5倍行距；二级目录为宋体五号，缩进2字符，1.5倍行距。
3。1.2版次
用大写英文字母/阿拉伯数字组合表示，版本用A、B、C、D……顺序编排，版次用1、2、3、4……编排，如A/1、C/2等。
一般规定文件无重大变更，修改范围小时只修订版次，如从A/1至A/2；文件有重大变更和体系有重大变更（如组织结构调整、标准换版、产品方向调整等）及/或版次修订到一定程度（如版次最多修订5次）后需更换版本。
深部调驱技术在砾岩油藏二次开发中的应用——以克拉玛依油田七中
术、 注采跟踪调整等核心配套技术。试验表明， 深部调驱技 术可以有效改善砾岩 油藏开发效果，
实现 提 高采收 率 ５ ％左右 的 目标 。 关键 词 ： 砾 岩 油藏 ； 二 次 开发 ； 深部调 驱 ； 采收 率
中图分类 号 ： Ｔ Ｅ ３ ５ ７
文献标 识码 ： Ａ
深部 调 驱 技术 由调 剖技 术 与 化 学 驱 技 术 发 展
１ 油藏 基本情 况
克拉 玛依 油 田七 中区克 下组 油 藏 ， 位 于准 噶尔 盆地 西北缘 克 一 乌断裂 下 盘 。该 区克下 组 属洪 积 相
而来 ， 针对 传 统 调 剖 技 术 在 处 理 半 径 和调 堵 方 式
深 部 调 驱 技 术 在 砾 岩 油 藏 二 次 开 发 中 的 应 用
— —
以克拉玛依 油 田七 中区克下组油藏深部调驱 试验 为例
袁述 武 ， 韩 甲胜 ， 萨如力 ・ 草克提 ， 袁 帅， 沙 荣
（ 中国石 油新 疆油 田分公 司采 油二 厂 ， 新 疆 克拉 玛依 ８ ３ ４ ０ ０ ０ ）
摘
要： 深部 调驱技 术是 以深部 调剖 为 主 ， 在“ 调” 的基础 上 又结合 了“ 驱” 的 效果 ， 并 具有 提 高波
及 系数和 驱 油效 率的双 重作 用。 克拉 玛依 砾 岩油 藏在 二 次 开发 的 过程 中 ， 局 部 区域 注入 水 沿 高 渗通 道 窜进 明显 。为 了进 一 步保 障水驱 开发效 果 ， ２ ０ １ ０年 开始 在 七 中 区克 下组砾 岩 油藏 开展 了
调剖调驱技术(中石油报告)
H2O
OH
H2O
OH
H2O
OH
H2O
Cr
H2O OH
Cr
H2O OH
Cr
H2O OH
Cr
H2O
11
二、调剖调驱化学剂体系
常用的木素冻胶调剖剂
序号 名 称 铬木素冻 胶调剖剂 1 基本组成，％（质量） 木钙：2.0～5.0 Na2Cr2O7：4.5 木钠：4.0～6.0； Na2Cr2O7：2.2～2.5 木质素磺 2 酸钙调剖 剂 木钙：3.0～6.0； PAM：0.7～1.1； CaCl2 ： 0.7 ～ 1.1 ； Na2Cr2O7：1.0～1.1。 木钠：4.0～5.0； PAM：1.0； CaCl2 ： 1.0 ～ 1.6 ； Na2Cr2O7：1.0～1.4。 木钠：3.0～4.0； PAM：0.4～0.6； CaCl2：0.5～0.6； Na2Cr2O7：0.5～0.6。 木钠：4.0～6.0； PAM：0.8～1.0； CaCl2：0.4～0.6； Na2Cr2O7：0.9～1.1。 主要性能与适用条件 适用于50℃～70℃的地层大剂量调剖。 适用于50℃～70℃的地层大剂量调剖。 1．木钙中的还原糖、羟基和醛基在一定条件下还原Cr6＋为Cr3＋。 2．Cr3＋交联木钙、PAM，木钙交联PAM，形成结构复杂的冻胶。 3．适用于终向渗透率级差大、油层厚度大的注水井调剖。 1．成胶前粘度低（0.10mPa· s～0.15mPa· s）、成胶时间可控、热稳定性好、可 酸化解堵。 2．适用于温度低于90℃的地层调剖。 1．成胶前粘度低（0.10mPa· s～0.15mPa· s）、成胶时间可控、热稳定性好、可 酸化解堵。 2．成胶时间长，适用于大剂量处理高渗透地层。 1．成胶前粘度低（0.10 15mPa· ～0.15mPa· s s）、成胶时间可控、热稳定性好、 可堵可解（酸解）。 2．适用于温度为90℃～120℃的地层调剖。
中国石油天然气股份有限公司二次开发深部调驱方案编制规范
附件中国石油天然气股份有限公司二次开发深部调驱方案编制规范第一条为规范中国石油天然气股份有限公司（以下简称股份公司）二次开发深部调驱方案编制工作，依据股份公司《油田开发管理纲要》和《二次开发管理办法》的有关要求，参照二次开发方案编制规范，特制定本规范。
第二条本规范适用于股份公司老油田二次开发深部调驱方案的编制，合资合作区块可参照执行。
第三条二次开发深部调驱是在老油田层系井网完善的基础上，通过注入与油藏条件相适应的调驱剂，以改变油层长期注水开发所形成的固有流场，提高注入水的波及体积和驱替效率，从而实现较大幅度提高水驱采收率的一项主体技术。
第四条二次开发深部调驱方案由总论、精细油藏地质研究、油藏开发特征与调驱必要性分析、调驱潜力研究及目标优选、水流优势通道研究、调驱体系优选与评价、方案优化设计及指标预测、地面工程、实施要求及监(检)测、健康安全环境(H S E)、项目组织及运行安排、经济评价等十二个部分组成。
第五条总论主要内容:总论主要是对方案各部分内容的结论性概括。
第六条精细油藏地质研究主要内容：1．地层特征及划分重点阐述油层的分布特征及油层精细单元划分对比。
2．构造形态及断裂系统利用最新资料进行精细构造及精细断层解释研究。
对于发育裂缝区块，需预测描述裂缝分布。
3．沉积微相与储层构型研究以沉积微相为基础，重点研究储层分布特征，尽可能细化到储层构型研究。
4．储层非均质精细表征研究储层平面、层间、层内的宏观非均质特征；表征不同储层孔隙结构类型微观非均质特征；建立储层孔隙度及乳喉半径地质模型。
5．油藏温度、压力系统及流体性质重点阐述油藏温度、压力系统、流体性质(除常规参数外，还应包括油层破裂压力、地层水矿化度、二价阳离子浓度等)。
6．地质储量核算精细油藏地质研究要体现精细化和定量化的特色。
发育裂缝的区块应详细描述裂缝展布，储层研究要尽可能细化到单砂体、内部构型，在资料允许的情况下，尽可能建立平均孔喉半径、最大孔喉半径分布等量化模型，为深部调驱化学剂优选提供依据。
油田开发调整方案编制规范 精品
填隙物
分选
磨圆
支撑方式
接触关系
胶结类型
××油田××储层粒度分析统计表
井号
层位
井段（m）
粒度中值
um
分选系数
分选性
泥质含量
%
岩性
2）沉积微相展布规律
①沉积微相垂向递变规律
综合岩性、电性等方面的特征，对取心井沉积微相在垂向上的变化规律进行分析总结。
附关键井的单井相综合分析图、多井沉积微相剖面图。
××油田××区块××井单井相分析图
1)沉积微相类型
在对取芯井进行岩芯观察的基础上，通过对分析化验、粒度分析等资料进行研究，对工区逐级划相（到沉积微相），并分析各微相的岩性特征、测井曲线特征。
附岩芯照片、概率累计曲线、C-M图、与工区有关的相模式图。
××油田××储层粒度概率累积曲线图
××油田××储层C-M图
××油田××区块××井岩芯照片
（2）做彩图应有色标图例；
（3）图名、图例、比例尺清晰。
2.2
2.2.1断裂系统
阐述构造样式、断层发育特征、断层空间组合特征、平面组合方式、断层要素等。
附断层要素表、主要断层断面图。
××油田××区块断层要素表
断层名称
断层类型
级别
穿过层位
走向
倾向
倾角
延伸长度（m）
断距（m）
钻遇井点
封堵性
××油田或区块主要断层断面图
x油田xx区块xx层砂体储层渗透率等值图通过分层系数隔层分布层间渗透率差异变异系数突进系数和级差反映储层层x油田xx区块xx井纵向各砂体渗透率大小分布图分析层内夹层分布层内纵向渗透率差异变异系数突进系数和级差反映储层层内x油田xx储层渗透率非均质参数表层位最大值10um最小值1023um平均值10um变异系x油田xx储层岩心毛管压力实验数据表层位深度10um平均半径um最大半径um变异50iij孔喉半径um地应力及裂缝研究低渗油藏1天然裂缝分布规律通过岩芯观察和电镜分析铸体薄片分析等手段定量确定井点不同层位储层裂缝的发育程度包描裂缝密度裂缝开度裂缝倾角及裂缝方位等并对全区裂缝发育状况进行描有条件的以露头岩芯裂缝观测动态监测资料等为依据主要利用构造应力场模拟法等裂缝网络的数学模拟研究技术预测研究区裂缝发育部位发育程度和延伸方向等
石油深部储层开采的一体化方案流程
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中国石油二次开发技术综述
中国石油二次开发技术综述
胡文瑞
【期刊名称】《特种油气藏》
【年(卷),期】2007(014)006
【摘要】通过对中国石油所面临的形势进行分析,指出目前中国石油产量的70%仍然来自老油田,其剩余可采储量仍相当可观.面时油田日益老化、潜力巨大、三次采油适用范围有限且成本相对较高的现实,老油田"二次开发"成了必然选择.明确了老油田二次开发的涵义与界定条件,论证了老油田二次开发的目标和技术路线,提出了老油田二次开发的初步规划与部署.老油田二次开发是一项艰巨复杂的系统工程,要按照"整体部署,分步实施,试点先行"的原则高效、有序进行,以降低经济技术风险和提高油田开发的效果与效益.中国石油老油田二次开发前景广阔,意义重大,将从根本上改变地下自然资源的利用和获取程度,最大限度地实现中国石油资源可持续发展.【总页数】5页(P1-4,16)
【作者】胡文瑞
【作者单位】中国石油天然气股份有限公司,北京,100011
【正文语种】中文
【中图分类】TE132.1
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高温高盐油藏二次开发深部调驱技术与矿场试验
高温高盐油藏二次开发深部调驱技术与矿场试验杨中建;贾锁刚;张立会;窦红梅;曾立军;朱秀雨;何佳;杨璐【摘要】以青海尕斯库勒油田E13油藏二次开发为背景，针对油藏开发后期开发矛盾凸显和剩余油高度分散的问题，开展高温高盐油藏深部调驱技术研究与矿场试验，在油藏精细化研究基础上，优选试验层位，以“15注30采”部署调驱井网，结合水流优势通道研究，建立“堵、调”相结合的深部调驱工艺技术路线。
通过丙型水驱特征曲线预测，实施调驱后试验区提高采收率2．1％，取得了较好的调驱效果，在试验过程中加强调驱机理认识和注入参数调整，通过调驱前后吸水剖面、产液剖面对比分析，试验区调后层间、层内矛盾得到改善，主力层驱油效率提高、次、非主力层得到动用，表明深部调驱是一项既有提高油藏驱油效率又能提高水驱储量动用程度的提高采收率技术，具有一定的推广应用前景，对处于开发后期的同类型油藏深部调驱技术运用具有较好的借鉴意义。
%In viewing the serious injection-production contradictions and highly-dispersed residual oil distribution in the late stage of development of E13 reservoir in Kuergasi oilfield in Qinhai Province, we performed deep profile correction technology laboratory study and pilot test in the high-temperature and high-salinity reservoirs.Based on detailed analyses of the reservoirs,a well pattern with 15 injectors and 30 producers were selected for the pilot test.A technological process with water-plugging and profile correction integrated is established based on identification of preferential water pathways. Flooding characteristic curve shows an incremental recovery factor of 2.1% was achieved during the pilot.During theprocess,mechanisms of profile correction were further explored andvarious combinations of injection parameters were paring the water-intake profiles and producing profiles before and after the pilot shows that the post-develop-ment syndrome was greatly improved by successfully tapping the producing potential of both major and minor oil produ-cing layers.The study indicates that the procedure works effectively in increasing flooding sweep efficiency and the ratio of total producing interval thickness to total perforated interval thickness of producers.For brown reservoirs who have suf-fered from the similar problem to the one concerned, the procedure may be applied to solve certain technological prob-lems.【期刊名称】《石油与天然气地质》【年(卷),期】2015(000)004【总页数】7页(P681-687)【关键词】二次开发;深部调驱;提高原油采收率;尕斯库勒油田【作者】杨中建;贾锁刚;张立会;窦红梅;曾立军;朱秀雨;何佳;杨璐【作者单位】中国石油青海油田分公司，甘肃敦煌736202;中国石油青海油田分公司，甘肃敦煌736202;中国石油青海油田分公司，甘肃敦煌736202;中国石油青海油田分公司，甘肃敦煌736202;中国石油青海油田分公司，甘肃敦煌736202;中国石油青海油田分公司，甘肃敦煌736202;中国石油青海油田分公司，甘肃敦煌736202;中国石油青海油田分公司，甘肃敦煌736202【正文语种】中文【中图分类】TE341二次开发深部调驱技术在高含水老油田提高采收率中的作用越来越受到广泛关注，成为提高水驱效果的重要技术路线之一[1]。
静安堡油田沈84-安12块二次开发深部调驱试验方案
静安堡油田沈84-安12块二次开发深部调驱试验方案深部调驱技术处于发展中,其主体技术已基本成形,部分油田通过近20年的现场实践已取得了成效。
工作方向是逐步实现从单纯的增油措施向提高采收率转变；从单井作业向区块整体深部调驱转变；从先导试验向规模实施转变,使其成为改善老油田开发效果、提高效率、夯实稳产基础和转换开发方式的重要辅助手段。
深部调驱的基本原则是以增加可采储量和提高采收率为目标,以稳定并提高单井产量为依托,以经济效益为中心,以点带面,示范先行,循序渐进,逐步形成配套技术、标准、规范和相关的经济政策,不断完善二次开发技术路线和内涵。
静安堡油田沈84-安12块经过五次综合调整,注采系统不断完善,地层压力逐渐恢复,但由于储层非均质性强,在现技术条件下,油藏“三大矛盾”依然突出。
通过广泛调研和评价研究,深部调驱是现阶段改善开发效果、提高采收率的有效途径,为此,本次优选潜力区块,编制了沈84-安12块二次开发深部调驱试验方案。
沈84-安12块二次开发深部调驱选择静67-59四级断块做为先导试验区,油藏工程方案中注采井网的设计采用两套井网：下层系调驱井网为井距150米的10注22采的五点法注采井网,上层系注水井网为9注12采的不规则点状注采井网。
动态监测包括压力监测、平面示踪监测、纵向吸水剖面监测、产液剖面和饱和度监测等,掌握调驱波及状况。
在调剖配方体系上,根据水井有高渗透层的吸水情况,采用交联聚合物凝胶携带预交联体膨颗粒注入,封堵高渗透优势通道。
在调驱体系上,优选粒径与储层孔喉匹配的SMG进行深部调驱,主段塞采用亚毫米级,后置段塞采用微米级,设计分三个段塞注入,尺寸设计为0.3PV,注入浓度和注入速度可根据实际注入过程中压力等参数的变化适时调整,充分发挥调和驱的协同配合作用,争取达到最佳效果。
SMG调驱可提高采收率5.23%,10年增油7.24×104t。
沈84-安12块二次开发深部调驱油藏方案研究
沈84-安12块二次开发深部调驱油藏方案研究
梁武全;杨霄霞;张亮
【期刊名称】《石油地质与工程》
【年(卷),期】2011()S1
【摘要】针对沈84-安12块储层非均质强、注水效率低、常规注水手段难以有效提高油藏的采收率的现状,通过"三分四重一大"的二次开发思路进行综合筛选和评价,优选静67-59块为二次开发试验区,并综合论证了深部调驱的可行性,在方案设计上,以精细研究为手段,针对油藏的地质特点,进行深部调驱方案优化设计,为同类油藏的开发提供了借鉴和指导。
【总页数】3页(P33-34)
【关键词】沈84;油藏;二次开发;深部调驱;方案设计
【作者】梁武全;杨霄霞;张亮
【作者单位】中国石油辽河油田公司
【正文语种】中文
【中图分类】TE
【相关文献】
1.深部调驱技术在砾岩油藏二次开发中的应用——以克拉玛依油田七中区克下组油藏深部调驱试验为例 [J], 袁述武;韩甲胜;萨如力·草克提;袁帅;沙荣
2.水驱砂岩油藏高含水期单井动态分析及提液时机研究——以沈84-安12块为例[J], 柳东
3.沈84-安12块调剖剂与驱油剂配伍性实验研究 [J], 王树霞;卢祥国;王荣键;李强;张吉昌
4.沈84-安12块高凝油油藏注水井大孔道深度调剖技术 [J], 陈怀满
5.沈84-安12块深部调驱技术研究与试验 [J], 陈鸿图
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中国石油天然气股份有限公司
二次开发深部调驱方案编制规范
第一条为规范中国石油天然气股份有限公司（以下简称股份公司）二次开发深部调驱方案编制工作，依据股份公司《油田开发管理纲要》和《二次开发管理办法》的有关要求，参照二次开发方案编制规范，特制定本规范。
第二条本规范适用于股份公司老油田二次开发深部调驱方案的编制，合资合作区块可参照执行。
第三条二次开发深部调驱是在老油田层系井网完善的基础上，通过注入与油藏条件相适应的调驱剂，以改变油层长期注水开发所形成的固有流场，提高注入水的波及体积和驱替效率，从而实现较大幅度提高水驱采收率的一项主体技术。
第四条二次开发深部调驱方案由总论、精细油藏地质研究、油藏开发特征与调驱必要性分析、调驱潜力研究及目标优选、水流优势通道研究、调驱体系优选与评价、方案优化设计及指标预测、地面工程、实施要求及监(检)测、健康安全环境(H S E)、项目组织及运行安排、经济评价等十二个部分组成。
第五条总论主要内容:
总论主要是对方案各部分内容的结论性概括。
第六条精细油藏地质研究主要内容：
1．地层特征及划分
重点阐述油层的分布特征及油层精细单元划分对比。
2．构造形态及断裂系统
利用最新资料进行精细构造及精细断层解释研究。
对于发育裂缝区块，需预测描述裂缝分布。
3．沉积微相与储层构型研究
以沉积微相为基础，重点研究储层分布特征，尽可能细化到储层构型研究。
4．储层非均质精细表征
研究储层平面、层间、层内的宏观非均质特征；表征不同储层孔隙结构类型微观非均质特征；建立储层孔隙度及乳喉半径地质模型。
5．油藏温度、压力系统及流体性质
重点阐述油藏温度、压力系统、流体性质(除常规参数外，还应包括油层破裂压力、地层水矿化度、二价阳离子浓度等)。
6．地质储量核算
精细油藏地质研究要体现精细化和定量化的特色。
发育裂缝的区块应详细描述裂缝展布，储层研究要尽可能细化到单砂体、内部构型，在资料允许的情况下，尽可能建立平均孔喉半径、最大孔喉半径分布等量化模型，为深部调驱化学剂优选提供依据。
第七条油藏开发特征与调驱必要性分析主要内容：
开发历程及现状
1.注水开发效果评价
2.面临的主要矛盾及调驱的必要性
油藏开发特征与调驱必要性分析要评价井网和层系的完善性，突出无效水循环量化研究，论证层系井网和分注技术不能解决的油藏平面、剖面矛盾，明确调驱的必要性。
第八条调驱潜力研究及目标优选主要内容：
1．剩余油分布及调驱潜力
研究剩余油宏观和微观分布特征，明确微观孔隙结构对驱油效率的影响，确定剩余油分布类型，分析调驱剩余油潜力及提高采收率潜力。
2．调驱目标优选
明确调驱范围和目的层，量化调驱动用的地质储量。
调驱潜力研究及目标优选要突出分井层落实剩余油潜力。
第九条水流优势通道研究主要内容：
1．水流优势通道识别及动态响应
确定水流优势通道的类型(如管流型、渗流型)和级别。
2．水流优势通道分布及规模
量化各级水流优势通道的分布及相关参数，包括：孔隙度、渗透率、孔喉半径、注水倍数、孔隙体积等。
水流优势通道研究要全面综合储层非均质、生产动态及动态监测等资料，突出量化研究。
第十条调驱体系优选与评价主要内容：
1.调驱技术思路与体系筛选原则
2.体系初选
按照油藏条件和水流优势通道量化研究成果，初选出调驱剂及其段塞组合。
3．性能评价与配方确定
对初选体系进行系统油藏适应性评价，比选提出最佳段塞组合及体系配方。
调驱体系优选要立足于成熟、高效，突出性价比。
第十一条方案优化设计及指标预测主要内容：
1．单井个性化分析和基础方案设计
定量评价井组的潜力及水窜程度，确定单井个性化的段塞组合、调驱用量、化学剂浓度、注入速度、注入时间、注入压力等参数，形成调驱的基础方案。
2．调驱参数优化设计
适当调整技术参数(调驱用量、化学剂浓度、注入速度、注入时间、注入压力等)，设计多套方案，模拟预测各个方案的实施效果，优化确定推荐方案。
3．方案效果预测
预测最终推荐方案的开发效果，对比空白水驱方案，确定调驱方案的累积增油量、采收率提高幅度、吨剂增油量。
4．注采工艺确定
根据优化设计结果，确定实施期间与施工后的注入方式、配注量、
举升方式及相关工艺参数。
方案优化设计要充分利用地质、油藏、工艺等方面的研究成果，充分体现单井个性化特点，确保基础方案设计合理、推荐方案效果最优。
第十二条地面工程主要内容：
1．已建设施现状和基础资料分析
为充分利用现有地面设施，方案编制时，要认真分析已建设施、工艺技术现状，评价油气集输、供水、污水处理、供电等系统是否满足深部调驱的要求。
分析项目建设环境、工程地质、原油物性、采出水物性、伴生气物性等基础数据，分析调驱方案优化设计和指标预测结果。
2．地面工程建设规模和总体布局
在认真分析已建设施现状和基础资料的基础上，遵照“高效、低耗、安全、环保”的原则，优先选用高效节能设备，优化确定各系统合理的建设规模和总体布局。
3．地面工程各系统建设方案
根据调驱方案优化设计和指标预测的结果，充分利用现有地面设施，优化确定油气集输工艺和主要工程量、调驱剂的配置注入流程和设备选择及主要工程量，同时编制供水系统、供电系统、防腐工程、组织机构与劳动定员等地面建设方案和投资。
主要方案要进行多方案比选。
第十三条实施要求及监(检)测主要内容：
方案实施前要编制实施方案(除常规实施方案要求外，还要包括实施前的层系归位、分注、井况修复、油层改造、工作制度调整等内容)和监(检)测方案，并取全、取准日常生产资料。
监测内容包括：吸水剖面、产液剖面、注水井压降曲线、注水井静压及流压测试、示踪剂测试、采油井调驱剂产出监测、采出液氯离子分析等。
检测内容包括：化学剂质量检测、调驱剂成胶检测等。
第十四条健康安全环境(HSE)主要内容：
1．自然、环境存在的风险
2．施工过程存在的风险
3．HSE风险削减措施及要求
健康安全环境(HSE)研究要针对调驱试验用物料、注剂系统、安全环境评价，编制风险预测方案、风险削减措施和要求，及时解决调驱过程中出现的问题。
第十五条项目组织及运行安排主要内容：
主要包括项目组织及保障措施，项目实施进度安排等。
第十六条经济评价主要内容：
1．投资估算
二次开发深部调驱项目总投资包括建设投资、建设期利息和流动资金。
根据深部调驱方案合理估算建设投资，一般由老井治理费用、地面工程费用、药剂费、调驱液注入费、监测费等构成。
2.财务评价
通过深部调驱方案和空白水驱方案进行对比，估算增量操作成本、增量总成本费用、增量营业收入和增量营业税金及附加，计算利润等指标进行获利能力分析，计算内部收益率等指标进行盈利能力分析。
3．不确定性分析
对投资、成本、增油量、油价等因素对财务内部收益率的影响进行敏感性分析，并以此为基础测算相关临界值。
4．经济评价结论
简述项目投资估算和效益评价的结果，对比股份公司颁布的投资基准收益率标准给出项目效益评价结论，并分析二次开发深部调驱项目带来的总体效益和综合效益。
经济评价要遵照《股份公司老油气田二次开发经济评价方法和技术规定》有关要求，遵循“有无对比”原则进行增量效益评价。