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1、2006年12月胜利油田分公司河口采油厂飞雁滩油田影响注聚效果的因素分析2000年11月在飞雁滩油田开展了高含水后期（注聚前综合含水86.1%）聚合物驱矿场实验。历时2119天，到2006年9月转入后续水驱，累积注聚593PV.mg/l。飞雁滩油田注聚前具有采出程度低、剩余油饱和度高的优势，但同时具有层薄、河道窄、单向对应高、地层能量较低等不利因素。经过6年的注聚开发，注聚区综合含水降低14.5%，累增油86.9万吨,提高采收率6.04%，吨聚合物增油52.2t，降水增油效果显著。在这里,重点对影响飞
2、雁滩油田注聚效果的各种因素进行分析,以期对其它同类型油藏开展聚合物驱提供借鉴。前言飞雁滩注聚区开发曲线开油井数口日液水平t/d日油水平t/d综合含水%开水井数口日注水平m3/d注采比年产油万吨29.232.5汇报提纲一、注聚区基本情况二、注聚区见效特征三、影响注聚效果的因素分析四、结论及认识埕126块受益油井注聚井非受益油井注水井图例单元面积km2储量104t注聚井口受益油井口埕1182.12551018埕12610.311843586合计12.41439451041.地质概况一、注聚区基本情况一、基
3、本情况——1.地质概况Ng14.5Ng14.5Ng17Ng16Ng17油藏深度m1250-1350原始地层压力MPa12.86原始油层温度OC58-63孔隙度%34空气渗透率μm26.5原始含油饱和度%65渗透率变异系数0.716地层原油粘度mPa.s54.7地层水矿化度mg/l4900埕118块飞雁滩油田位于济阳坳陷埕东凸起的北部斜坡带,是受构造岩性双重因素控制的上第三系馆陶组构造岩性油藏飞雁滩注聚区井位图飞雁滩注聚区油藏剖面图埕126注聚区2000年11月投注(2119天);埕118注聚区2002
4、年10月投注(1434天),2006年9月5日两块同时转入后续水驱.注聚区注聚量完成情况2.注入情况一、注聚区基本情况3.注聚效果71.6%(-14.5)908t/d(+255)+6.2-2790.05PV开始见效,0.132-0.25为见效高峰;0.25PV以后含水回返.埕126注聚区见效曲线埕118注聚区见效曲线0.10PV开始见效,0.1-0.19为含水快速下降阶段,0.19-0286含水在低谷波动196t/d(+104)79.2%(-8.1)一、注聚区基本情况区块见效井数见效率%月增油t年增油
5、*104t累增油*104t提高采收率吨聚增油tC1266779.192358787778.50276.6355.9C1181583.32374257558.44603.3132.2合计8278.81160911363286.94876.0452.2飞雁滩注聚区增油柱状图注聚区增油数据表注入阶段完成73.0%119.03综合含水变化曲线注聚区综合含水降低14.5%,注入阶段提高采收率6.63%,与同类油藏对比,含水下降时间早提高采收率幅度大,属于一类典型见效单元。一类：孤岛中二南中Ng3-5二类：孤岛中
6、一区Ng4三类：孤东七区西Ng54-62-14.5%二、注聚区见效特征1.含水下降幅度大，注入阶段提高采收率幅度大埕126注聚区与其它区块提高采收率对比曲线6.632.单井见效差异大图例1.0万吨见效高峰井,11含水回返井,22未见效井,10图例1.0万吨见效高峰井,21含水回返井,23未见效井,14Ng14+5层增油柱状图Ng17层增油柱状图Ng14+5层单井增油464-29673t,平均12102t.Ng17层单井增油1471-39965t,平均10685t.二、注聚区见效特征三、影响注聚效果的因
7、素分析1.沉积相的影响沉积相影响水驱开发效果,即剩余油的分布,进而影响聚合物驱效果沉积微相总井数口见效井井数口见效率%见效井累增油单井增油t未见效井井数河道微相604778.34980681059713废弃河道微相10330.01835961207天然堤微相100.01点砂坝微相3133.3396639662河漫滩微相4125.0835783573决口扇微相6233.3916145814非河道沉积微相小计24729.239843569217合计845464.3537911996130沉积相与见效率关系
8、表2000年10月综合含水86.1%,采出程度19.53%,根据公式:EV=1-(A(1-fw))1/2EV:体积波及系数;fw:含水A:丙型曲线的截距.水驱阶段丙型曲线的截距为0.8831,计算出2000年10月的体积波及系数65.3%,驱油效率29.9%极限含水(98%)下的体积波及系数为86.7%.水驱末期体积波及系数及驱油效率都比较低,油井水驱效果差异很大,物性好的河道部位水驱效果好,其它部位井水驱效果差,导致注聚后见效差异大..注聚前每米累采液
