下二门油田非均质大孔道油藏聚合物驱油矿场试验

下二门油田H2 Ⅱ油组具有非均质性严重、大孔道发育、水油流度比高的油藏地质特点。注水开发时 ,油井见水早、含水上升快、水驱波及效率低 ,造成水驱开发效果差 ,水驱采出程度仅为 2 4 %。对此开发出高强度调剖剂进行油层深部调剖 ,整体封堵水窜 ;同时筛选适用于污水配制的超高分子量的聚合物(HPAM分子量 :2 0× 1 0 6～ 2 8× 1 0 6) ,增加驱替液黏度 ,改善油水流度比 ,提高波及体积和开发效果。该矿场试验把调剖和聚合物驱两项技术结合在一起 ,共设计 7口注聚井、1 8口生产井。注聚合物前 ,全部注入井实施整体深度调剖 ,平均调堵半径大于30m ,有效地遏止了大孔道窜流 ,使后续聚合物溶液能较均匀地进入油藏剖面 ,确保了聚驱效果。目前已注入聚合物段塞 0 .39PV ,累计增油 9.39× 1 0 4t,阶段提高采收率 6 .5% ,达到了矿场试验预测的开发指标 ,开发效果得到明显改善。图 2表 3参

微凝胶与聚合物组合驱复合效应研究及矿场应用

一维与三维岩心驱油实验结果表明,微凝胶段塞与聚合物段塞交替注入的组合驱技术具有良好的复合效应。微凝胶+聚合物的二段塞组合驱方式,可以封堵高渗透层,分流作用好,扩大波及体积的能力强。聚合物+微凝胶的二段塞组合驱方式,可以防止聚合物驱后续水驱的快速指进,延长聚合物段塞的有效期。聚合物段塞的作用是降低流度比和提高驱替能力。组合驱技术"调""驱"结合,效果优于单一的聚合物驱和微凝胶驱。将0.19 PV微凝胶+0.32 PV聚合物组合驱应用于双河油田437Ⅱ1-2油组,到2007年底,组合驱吨聚合物增油105t/t,提高采收率7.44%,采收率增幅比聚合物驱高3.14个百分点时,费用比聚合物驱低11.4%。

不同油藏温度条件下HPAM水解度与黏度变化规律

实验测定了法国SNF公司的AN913（M^-=1．72×10^7，HD=15．0％）、AN923（1．92×10^7，20．0％）、AN934（2．11×10^7，31．0％）3种聚合物在驱氧并化学稳定的浓度1．0g／L的污水溶液中，在180小时热老化过程中水解度和溶液黏度（30℃）的变化。55℃老化的溶液用矿化度2．23g／L、pH9．0的下二门油田污水配制，70℃和80℃老化的溶液用矿化度5．33g／L、pH9.1的双河油田污水配制。水解度～老化曲线表明油藏条件下HPAM的水解是典型的自阻滞反应，初期水解快速，后期减慢，最终趋于稳定；初始水解度越低则水解越快；温度越高则水解越快且不同水解度聚合物的水解曲线越接近；55℃时的水解仍很明显。溶液黏度～老化时间曲线相似但有所不同：老化初期黏度增加快，达到最高值后维持稳定（55℃和80℃）或缓慢减小（70℃）；达到最大黏度的老化时间，55℃下为100天，70℃下为60天，80℃下为30天；水解度越低则黏度增加越快；在70℃老化30天和在80℃老化5天后，AN913溶液的黏度超过AN923和AN934。以3种聚合物溶液黏度对水解度（15％～68％）作图，水解度达到～30％前黏度增大，以后大体稳定，水解度大于60％后略有下降；用HPAM水溶液结构和污水低钙镁含量（26.32mg／L）解释这一结果。讨论了HPAM水解度对油藏的适应性：在55℃的下二门油藏及70℃和80℃的双河油藏，聚合物驱中分别使用水解度25％～30％、20％～25％、15％～20％的HPAM。图7表1参14。

下二门油田深层系油水层测井解释方法研究与应用

结合下二门油田深层系最新的压裂试油资料,对该区岩性、物性、含油性和电性特征以及油水层识别方法重新进行了研究,制定出了适合该地区新的油、水、干层识别标准。在此基础上对下二门油田深层系全部47口钻遇井开展了老井复查,发现了一批潜力层,并有2口井进行压裂试油获得了工业油流,取得了较好的经济效益。

下二门油田剩余油分布状况及控制因素分析

下二门油田是典型的断块油田 ,经过长期高速开发 ,剩余油分布较为复杂。文章概述了下二门油田剩余油总体分布状况和沉积微相与剩余油分布的关系 ,并从沉积模式、地质因素和井网因素三大方面对核三段剩余油形成的控制因素进行了归纳总结 。

下二门油田注聚后地层残留聚合物再利用技术探索

河南下二门H2段Ⅲ组区块注完聚合物后,91.25%的聚合物留在地下,据数模计算,其浓度在100～200mg/L,恢复注水后油井含水率快速上升。针对这一问题进行了将地下滞留聚合物絮凝沉降,实现深部调剖,提高采收率的室内实验研究。用化学处理法制得的稳定化钠土YG340 1,其3%水分散液在20min内基本不沉降,3%和5%水分散液30℃、170s-1下的粘度分别为59.1和189.6mPa·s,可泵性良好。在55℃下HPAM(3630S)溶液与3%YG340 1水分散液按体积比4∶1混合,当HPAM浓度为100～200mg/L时,沉降时间短(<15min)而沉降体积较大;用岩心测得的残余阻力系数随HPAM浓度升高而增大,HPAM浓度为100和200mg/L时分别为15.1和18.7。在岩心驱油实验中,水驱油后注0.3PVHPAM,水驱至含水率分别为60.5%、70.2%、81.8%、98.0%,采收率分别为34.7%、39.8%、43.3%、46.2%,注入0.167PV用油田污水配制的3%YG340 1分散液,继续水驱,最终采收率分别为63.0%、61.6%、60.7%、58.8%。认为该区块注聚后用YG340 1絮凝沉降地下滞留的HPAM,可改善注聚后水驱效果。讨论了注絮凝剂的一些工艺参数。图1表4参2。

下二门油田中层系天然边水能量及应用效果

下二门油田中层系属于小型水驱开发单元，边水弹性能量异常充足，通过该层系利用边水弹性能量进行水驱开发典型实例解剖，摸索出边水弹性能量水驱开发模式，指导同类油田或单元的开发。

聚驱后油藏超高相对分子质量聚合物驱油技术

河南油田已实施聚驱的开发单元中,共有18个区块已经转入后续水驱,聚合物驱后油藏仍然具有一定的潜力,进一步提高聚驱后油藏采出程度具有重要意义。根据河南油田生产需求,通过室内实验筛选评价了多种聚合物产品,实验结果表明:超高相对分子质量聚合物的增黏性以及黏弹性明显优于普通聚合物,其在地下渗流过程中具备更高的流度调整能力及驱油效率,聚合物驱后注入超高相对分子质量聚合物,可再次提高采收率10.5百分点。通过油藏数值模拟方法优化设计出最佳聚合物驱注采参数,并在下二门油田进行了15口注入井、36口采油井的超高相对分子质量聚驱现场应用,现场效果表明:超高相对分子质量聚合物驱技术可以作为聚驱后油藏进一步提高采收率的接替技术进行推广应用。

下二门油田南部H2^3层序沉积体系类型分析及其演化特征

下二门油田位于南襄盆地泌阳凹陷东南边缘,H23层序是该区生油层段核桃园组二段的一个三级层序。据地震相特征、测井曲线形态、岩芯和露头精细描述、地球化学和有机岩石学特征,在研究区H23层序中共识别出3种主要的沉积体系:三角洲、扇三角洲和湖泊沉积体系。对H23层序不同位置的体系域单元所包含的沉积相类型进行识别,结合层序内部各体系域单元的砂岩等厚图所反映的空间展布特征,可分析研究区内部的沉积物的物源通道及主要的供给方向。综合不同时期的空间展布特征,可以进一步得到H23层序沉积体系的垂向演化特征,对该区油气的勘探与开发具有指导意义。

利用动态测试资料研究砂砾岩油层物性变化特征

目前中国东部许多砂砾岩油田相继进入高含水开采后期，由于水驱推进不均匀，矿物和胶结物组分的差异以及地下流体性质的不断变化，造成储集层物性变化复杂，纵、横向上非均质性更为严重，变化机理解释及其它相关研究难度加大。在对泌阳凹陷双河油田和下二门油田注水开发后期砂砾岩储集层物性特征的研究中，根据精选出来的连续测试多年（至少５ａ以上）的油层吸水及产液剖面，利用测井资料进行物性、岩性和相带解释，依据吸水及产液强度对油层物性变化趋势进行分类，并直接与孔隙结构研究技术相结合。该方法可在中国东部砂砾岩及其它油藏储集层评价中推广使用。照片２图１表４（郭海莉摘）