螺杆泵与离心泵及其他容积泵的优势

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1、技术创新63纯化油田纯17-1块剩余油挖潜技术研究◇胜利油田纯梁采油厂王家民纯17-1块为多薄层常规低渗透油藏老区，储层物性差异网、正方形+矩形4种井网形式。采用数值模拟方法对其进行了大，岩性复杂，注水开发以来仍具有较大调整挖潜的潜力。优化。结果表明纯3-5层系采用正方形+矩形井网时水驱采收率为此开展了两类油藏差异开发技术政策界限研究，形成纯最高。17-1低渗透油藏差异开发技术政策界限。在此基础上，开展2.3井距优化差异开发井网井距优化技术、Ⅰ类层特高温化学驱技术、Ⅱ油价为60$/bbl时，采用交汇法计算纯1-2层系、纯3-5层系类层差异储层改造技术研究，形成纯17-1低渗透油

2、藏差异开的经济极限井网密度为7.2ha/well、6.0ha/well，经济最佳井网密发关键技术，从而形成低渗透油藏差异开发提高采收率技度17.0ha/well、16.5ha/well，折合五点井网的经济极限注采井距为268m、折合矩形井网的经济极限注采井距为218m。术，改善油田的开发效果。根据胜利油田地质科学研究院研究成果，计算了该块纯3-纯17-1块经过长期的注水开发，主要存在以下两个方面的5层系各砂组技术极限控制半径：纯3砂组为130m；纯4砂组为问题。第一，试验区地质特征及开发状况差异明显：①储层岩113m；纯5砂组为70m。性复杂多样；②储层物性差异大；③单井液量差

3、异大；④吸水纯1-2层系采用数值模拟方法：353×500m井距水驱采收率能力差异大；⑤目前含水差异大。第二，试验区进一步提高采最高。按照5砂组技术极限井距140m设计了340×340m+340×收率技术难点：①Ⅰ类层（纯1-纯2）：高采出程度、高含水；280m的正方形+矩形井网。②Ⅱ类层（纯3-纯5）：物性差、差异大、隔层薄、注水压力2.4经济极限初产、累产高。为此，在试验区块地质特征、开采状况及剩余油分布深入油价为60$/bbl时，根据图版计算得到纯1-2层系实施化学驱研究及精细描述基础上，针对Ⅰ、Ⅱ类油藏不同特征，开展差油井经济极限初产为3.29t/d、经济极限累油为409

4、8t。纯3-5层异开发技术政策界限研究，最终形成低渗透油藏差异开发提高系实施差异储层改造油井经济极限初产为3.77t/d、经济极限累采收率技术，为今后的剩余油挖潜技术提供经验。油为4699t。1区块地质概况及开发简史2.5化学驱技术政策界限优化纯17-1块主力含油层系为下第三系沙河街组沙四上亚段，（1）调驱粘度技术界限。利用数模手段，计算了调驱粘度纵向上划分为5个砂层组（纯1-5），油藏埋深2350m，平均空技术界限。依据采收率增加幅度，合理粘度比应大于0.54，纯1-气渗透率47×10-3μm，含油面积1.8229km，油层有效厚度14.32地下原油粘度4.3mPa.s，对应

5、注入液粘度2.6mPa.s。考虑到经m，石油地质储量233×104t，油藏原始地层温度102℃，地层原济成本，50美元下极限提高采收率3.3%，对应粘度比0.8，驱替油粘度3.75mPa.s，地层水矿化度30000mg/L。该块于1965年5月液粘度为3.5mPa.s。因此，得到调驱合理粘度技术界限≥2.6投产，1974年1月开始注水，历经弹性开发阶段、试注开发阶mPa.s，经济政策界限≥3.5mPa.s。段、注水开发阶段以及注采调整阶段，至今已有46年多的开发（2）低渗透油藏注聚用渗透率范围界定。注入试验发现，-32历程，目前综合含水62.0%，累产油65.8×104t，采出

6、程度仅为在渗透率为50~100×10μm时，超高分子量聚合物（1500mg/L，24.7%，仍具有很大调整挖潜的潜力。粘度12.6mPa.s）都可正常注入。因此，界定低渗透油藏注聚用-322差异开发技术政策界限渗透率≥50×10μm，在纯17-1的纯1-2组进行聚合物驱是可2.1合理层系划分行的。纯17-1块纯1、纯2砂组渗透率较高，纯5渗透率较差，渗透（3）低渗油藏活性剂增注适用洗油率范围的界定。室内物率级差高达10.48，储层非均质严重，突进系数高达2.48，高渗模实验表明，活性剂的降压幅度与洗油率成正比，当洗油率≥层严重影响低渗层。为减少开发过程中的层间干扰，需对纯17-

7、40%时，压降≥30%，满足对活性剂增注降压的要求。一般来1块进行细分层系开发。按储层分布、渗透率级差、地质储量等讲，目前低渗增注用活性剂适用洗油率≥40%。因素对纯1-5合采、纯1-2+纯3-5两套层系、纯1-3+纯4-5两套3差异开发方案层系3种层系组合方式进行了优化。3.1纯1-2层系化学驱方案2.2井网形式优化对纯1-2层系实施化学驱后，15年末较水驱累增油6.76×纯1-2层系采用五点法井网采收率最高。对纯3-5层系的地104t，比水驱提高采收率5.4%。与目前井网相比，井网调整实