1、水溶性自擴(kuò)散降粘體系水溶性自擴(kuò)散降粘體系提高水驅(qū)稠油開發(fā)效果技術(shù)提高水驅(qū)稠油開發(fā)效果技術(shù)匯報(bào)內(nèi)容匯報(bào)內(nèi)容二二. .室內(nèi)研究室內(nèi)研究三三. .現(xiàn)場應(yīng)用現(xiàn)場應(yīng)用四四. .結(jié)論與認(rèn)識結(jié)論與認(rèn)識一一. .前言前言 勝利油田勝利油田水驅(qū)普通稠油主要分布在陳家莊油田、孤島油田、水驅(qū)普通稠油主要分布在陳家莊油田、孤島油田、孤東油田、濱南油田、王孤東油田、濱南油田、王莊油田和羅家墾西地區(qū)等，目前已進(jìn)莊油田和羅家墾西地區(qū)等，目前已進(jìn)入高含水期，但采出程度較低僅為入高含水期，但采出程度較低僅為15.915.9。孤東孤東孤島孤島尚店尚店東辛復(fù)雜斷東辛復(fù)雜斷塊塊陳家莊陳家莊羅家墾羅家墾西西勝利主要水驅(qū)普通稠油油田位置

2、圖勝利主要水驅(qū)普通稠油油田位置圖一一. .前言前言探明各類稠油儲(chǔ)量探明各類稠油儲(chǔ)量14.8614.8610108 8t t熱采儲(chǔ)量熱采儲(chǔ)量5.265.2610108 8t t占占35.4% 35.4% 水驅(qū)開發(fā)水驅(qū)開發(fā)9.69.610108 8t t占占64.6%64.6%水驅(qū)稠油主要矛盾水驅(qū)稠油主要矛盾 研制出了具有降粘和調(diào)剖雙重作用的水溶性自擴(kuò)散降粘體系，形成了化研制出了具有降粘和調(diào)剖雙重作用的水溶性自擴(kuò)散降粘體系，形成了化學(xué)法強(qiáng)化水驅(qū)技術(shù)（學(xué)法強(qiáng)化水驅(qū)技術(shù)（CPECPE技術(shù)技術(shù)）。）。油井油井含水高含水高采出程度采出程度低低原油粘度高原油粘度高水油流度比大水油流度比大油層非均質(zhì)嚴(yán)重油層非

3、均質(zhì)嚴(yán)重水驅(qū)波及體積小水驅(qū)波及體積小水驅(qū)洗油效率低水驅(qū)洗油效率低一一. .前言前言綜合含水90.1%采出程度19.14%J a n -0 0S e p -0 2M a y -0 5J a n -0 8S e p -1 05 07 51 0 03 0 06 0 09 0 01 2 0 0含水%平均單井日產(chǎn)油t /d01 02 002 55 07 5平均單井日產(chǎn)液t /d動(dòng)液面m水驅(qū)含水90%轉(zhuǎn)熱采孤島中二中Ng5含水曲線采出程度18.8%匯報(bào)內(nèi)容匯報(bào)內(nèi)容二二. .室內(nèi)研究室內(nèi)研究三三. .現(xiàn)場應(yīng)用現(xiàn)場應(yīng)用四四. .結(jié)論與認(rèn)識結(jié)論與認(rèn)識一一. .前言前言濃度（濃度（mg/Lmg/L）體系體系空白空

4、白0.40.40.50.52002001.161.164004001.891.895005003.453.456006004.914.91100010006.346.341500150012.8112.812000200046.0046.002500250078.2378.233000300024324350005000587.1587.150時(shí)體系水溶液粘度（時(shí)體系水溶液粘度（mPas）溫度對溫度對600mg/L體系體系水溶液粘度的影響水溶液粘度的影響u600mg/L600mg/L時(shí)，體系水溶液粘度比空白時(shí)提高了時(shí)，體系水溶液粘度比空白時(shí)提高了5 51010倍倍 u當(dāng)溫度達(dá)到當(dāng)溫度達(dá)到909

5、0，體系粘度保持率為，體系粘度保持率為5050時(shí)的時(shí)的43%43%二二. .室內(nèi)研究室內(nèi)研究 以陳莊陳9-27井口產(chǎn)出液分離水配制不同濃度的自擴(kuò)散體系水溶液，用AntonPaar MCR101流變儀測定了其粘度。 水溶性自擴(kuò)散降粘體系濃度為水溶性自擴(kuò)散降粘體系濃度為400mg/L400mg/L時(shí)，可使粘度為時(shí)，可使粘度為9280928074240mPa74240mPas s的不同區(qū)塊原油降至為的不同區(qū)塊原油降至為176176290mPa290mPas s。2.2.體系降粘效果評價(jià)體系降粘效果評價(jià)體系濃度體系濃度mg/Lmg/L油樣粘度油樣粘度 /mPa/mPas sGD903-8GD903-8

6、GD15X0GD15X0單單56-9-1556-9-15陳陳3753750 092809280120001200062572625727424074240200200195195186186436436298298400400176176175175281281290290600600- -1721722642642402401000100016016016716724324323523512001200- -157157231231- -20002000- - -209209205205水溶性自擴(kuò)散降粘體系濃度對降粘效果的影響水溶性自擴(kuò)散降粘體系濃度對降粘效果的影響二二. .室內(nèi)研究室內(nèi)研究

7、油樣油樣礦化度礦化度mg/Lmg/L溫度溫度解聚體系濃度解聚體系濃度mg/Lmg/L油樣粘度，油樣粘度，mPamPas s降粘率降粘率% %加藥前加藥前加藥后加藥后GD903-8GD903-85749574950504004009280928017617698.1098.10陳陳375375812581255050600600742407424045245299.3999.39陳陳373-3373-3921792175050400400293122931220720799.2999.29營營8-X628-X62132001320050504004006747674717217297.4597.

8、45草草2727平平2 2632863285050600600743007430039839899.4699.46AD11AD112200002200006060800800820008200040240299.5199.51TK1056TK10561875001875005050800800980009800051651699.4799.47水相礦化度水相礦化度222210104 4mg/Lmg/L時(shí)，礦化度對降粘效果沒有影響。時(shí)，礦化度對降粘效果沒有影響。3.礦化度對降粘效果的影響礦化度對降粘效果的影響礦化度對降粘效果的影響礦化度對降粘效果的影響二二. .室內(nèi)研究室內(nèi)研究GD903-8驅(qū)油

9、效果（60）陳31-X73驅(qū)油效果（60）驅(qū)替方式陳31-X73（60）GD903-8（60）陳11-35 (70)水28.0221.0938.30600mg/L49.5031.3057.00600mg/L+N260.5452.94不同驅(qū)替方式的驅(qū)替效率體系可以提高驅(qū)替效率10%以上陳11-35驅(qū)油效果（70）600mg/L水溶性自擴(kuò)散體系驅(qū)+N2600mg/L水溶性自擴(kuò)散體系驅(qū)水驅(qū)二二. .室內(nèi)研究室內(nèi)研究3.體系對驅(qū)替效率的影響體系對驅(qū)替效率的影響600mg/L水溶性自擴(kuò)散體系驅(qū)+N2600mg/L水溶性自擴(kuò)散體系驅(qū)水驅(qū)體系水溶液體系水溶液AFMAFM分析分析DPIDPI技術(shù)分析技術(shù)分析動(dòng)

10、態(tài)顯微分析動(dòng)態(tài)顯微分析 水溶性自擴(kuò)散降粘體系與稠油接觸后，通過擴(kuò)散與滲透作用，水溶性自擴(kuò)散降粘體系與稠油接觸后，通過擴(kuò)散與滲透作用，藥劑分子吸附于原油表面，并有部分原油溶于體系當(dāng)中，藥劑分子吸附于原油表面，并有部分原油溶于體系當(dāng)中，使藥劑水溶使藥劑水溶液與稠油具有液與稠油具有“互溶特性互溶特性”，增加油水界面粘滯力。，增加油水界面粘滯力。0200400600800100001234567界面界面擴(kuò)張粘度擴(kuò)張粘度 d d /mN m /mN m-1 -1降粘劑濃度降粘劑濃度 / mg.L-1油：煤油/50%孤島稠油水：礦化度6000mg/L自擴(kuò)散降粘體系對界面擴(kuò)張粘度的影響自擴(kuò)散降粘體系對界面擴(kuò)

11、張粘度的影響 二二. .室內(nèi)研究室內(nèi)研究4.體系與原油具有良好的體系與原油具有良好的“互溶特性互溶特性” ” 6 min37 min44 min46 min0.5 minH2OH2O +SLCPE-0212 min陳莊稠油：陳莊稠油：35 時(shí)時(shí) 12400mPas二二. .室內(nèi)研究室內(nèi)研究4.體系與原油具有良好的體系與原油具有良好的“互溶特性互溶特性” ” v水溶性自擴(kuò)散降粘體系能夠改變巖心潤濕性，使巖心由水溶性自擴(kuò)散降粘體系能夠改變巖心潤濕性，使巖心由中性變?yōu)橛H水性。中性變?yōu)橛H水性。v隨著水溶性自擴(kuò)散降粘體系濃度的增大，潤濕指數(shù)增加，巖心親水性增強(qiáng)。隨著水溶性自擴(kuò)散降粘體系濃度的增大，潤濕指

12、數(shù)增加，巖心親水性增強(qiáng)。 孤島中孤島中23-23-斜檢斜檢535535井真實(shí)巖心井真實(shí)巖心自擴(kuò)散降粘系,mg/L毛管壓力曲線 不同濃度自擴(kuò)散降粘體系與潤濕指數(shù)的關(guān)系 二二. .室內(nèi)研究室內(nèi)研究5.體系對巖心潤濕性的影響體系對巖心潤濕性的影響空白實(shí)驗(yàn)空白實(shí)驗(yàn)應(yīng)用孤島中應(yīng)用孤島中23-23-斜檢斜檢535535井真實(shí)巖心進(jìn)行了相滲曲線測試，在含水井真實(shí)巖心進(jìn)行了相滲曲線測試，在含水飽和度飽和度68%68%的條件下：的條件下：n水相相對滲透率由水相相對滲透率由0.260.26降低到降低到0.070.07n殘余油飽和度由殘余油飽和度由31.5%31.5%降到降到26.8%26.8%水溶性自擴(kuò)散降粘體系

13、濃度水溶性自擴(kuò)散降粘體系濃度400mg/L400mg/L二二. .室內(nèi)研究室內(nèi)研究6.體系對油水相對滲透率的影響體系對油水相對滲透率的影響自擴(kuò)散降粘體系能夠提高驅(qū)替壓差，且注入濃度越大，驅(qū)替壓差越高；在水驅(qū)2PV后注入自擴(kuò)散降粘體系比在3PV后注入驅(qū)替效果好。自擴(kuò)散降粘體系對驅(qū)替壓差的影響試驗(yàn)自擴(kuò)散降粘體系對驅(qū)替壓差的影響試驗(yàn)CJC11-35CJC11-35及及CJC9-33CJC9-33油樣油樣 二二. .室內(nèi)研究室內(nèi)研究7.體系對驅(qū)替壓差的影響體系對驅(qū)替壓差的影響u大幅度降低原油粘度，提高流動(dòng)能力；u可提高水相粘度，降低水油流度比，提高波及體積；u由于“互溶特性”，原油隨著體系水溶液的流動(dòng)

14、進(jìn)入水相，形成“混合相”，由兩相流變成“單相流”，擴(kuò)大了波及體積。u使油藏巖石親水性增強(qiáng)，水相相對滲透率及殘余油飽和度降低。u能夠提高驅(qū)替壓差，調(diào)整注入水流動(dòng)剖面。二二. .室內(nèi)研究室內(nèi)研究水溶性自擴(kuò)散降粘體系驅(qū)油機(jī)理水溶性自擴(kuò)散降粘體系驅(qū)油機(jī)理匯報(bào)內(nèi)容匯報(bào)內(nèi)容二二. .室內(nèi)研究室內(nèi)研究三三. .現(xiàn)場應(yīng)用現(xiàn)場應(yīng)用四四. .結(jié)論與認(rèn)識結(jié)論與認(rèn)識一一. .前言前言CJC9-29井組井組CJC7-31井組井組陳陳2525塊塊薄互層稠油油藏薄互層稠油油藏坨坨2121塊塊深層高含水普通稠油油藏深層高含水普通稠油油藏ST3-12-185ST3-12X178濱濱3131塊塊低滲透普通稠油油藏低滲透普通稠油油

15、藏SDB31-11三三. .現(xiàn)場應(yīng)用現(xiàn)場應(yīng)用2010年在河口、勝采、濱南采油廠的三個(gè)區(qū)塊五個(gè)井組開展了化學(xué)強(qiáng)化水驅(qū)試驗(yàn)。地質(zhì)儲(chǔ)量：地質(zhì)儲(chǔ)量：1690169010104 4t t含油面積：含油面積：9.7Km9.7Km2 2可采儲(chǔ)量：可采儲(chǔ)量：37537510104 4t t標(biāo)定采收率：標(biāo)定采收率：21.3%21.3%油藏埋深：油藏埋深：1260m1260m1320m1320m油層厚度：油層厚度：12.9m12.9m單層有效厚度：單層有效厚度：2m2m5m 5m 孔隙度：孔隙度：29%29%31%31%滲透率：滲透率：171317131010-3-3umum2 2含油飽和度：含油飽和度：55%5

16、5%地面原油粘度：地面原油粘度：6990mPa.s6990mPa.s陳陳2525單元基本參數(shù)單元基本參數(shù)陳陳2525塊薄互層水驅(qū)稠油油藏，塊薄互層水驅(qū)稠油油藏，19931993年采用反九點(diǎn)法面積注水開發(fā)，年采用反九點(diǎn)法面積注水開發(fā)，19991999年改為排狀注水井網(wǎng)，至年改為排狀注水井網(wǎng)，至20102010年年4 4月，油井月，油井8787口，開井口，開井8383口，水井口，水井3333口，綜口，綜合含水合含水90.1%90.1%，采出程度只有，采出程度只有19.14%19.14%，20092009年單元自然遞減高達(dá)年單元自然遞減高達(dá)16.3%16.3%。陳陳2525塊基本概況塊基本概況-13

17、40-1345陳7-15陳7-斜19陳7-斜25陳3-27陳5-27陳5-29陳7-31陳9-31陳11-31陳13-33陳11-33陳5-33陳7-33陳9-33陳11-35陳13-35陳15-350100200300400 500m13501335134513401340133513351330133013251325132513101310131013101305130513151300130513001330313051305陳家莊油田Ng 頂面構(gòu)造圖下陳10陳10-11陳10-15陳101陳11-11陳11-13陳11-15陳11-17陳11-19陳11-21陳11-23陳11-25

18、陳11-27陳11-29陳11-3陳11-7陳11-9陳12-11陳12-15陳12-19陳13-11陳13-13陳13-15陳13-17陳13-19陳13-23陳13-25陳13-27陳13-29陳13-31陳13-7陳13-9陳14-19陳15-11陳15-13陳15-15陳15-17陳15-19陳15-21陳15-23陳15-25陳15-31陳15-33陳15-5陳15-7陳15-713陳15-9陳16-15陳16-19陳17-15陳17-17陳17-19陳17-23陳17-25陳17-29陳17-31陳17-33陳17-7陳17-719陳17-9陳19-11陳19-17陳19-19陳1

19、9-21陳19-25陳19-27陳19-29陳19-31陳19-33陳19-35陳19-9陳21-11陳21-13陳21-27陳21-31陳21-33陳21-35陳21-9陳23-29陳23-11陳23-23陳23-27陳23-31陳25陳25-11陳36陳38陳40陳40-1陳40-2陳5-11陳7陳7-03陳7-1陳7-11陳7-2陳7-27陳7-3陳7-9陳8陳9-11陳9-13陳9-15陳9-19陳9-21陳9-23陳9-27陳9-29陳9-3陳9-725陳9-9-陳25-X33陳23-33陳25-X31陳25-X35陳17-X27陳15-X27陳13-727陳13-X27陳19-X2

20、3陳17-X21+陳19-13陳17-X13陳17-X11陳19-G11陳18-X11陳19-15陳18-X15陳14-X15陳21-X29陳25-X29陳7-4陳25-X27河口采油廠地質(zhì)研究所二00九年九月編圖：樊素?zé)?繪圖：王輝 審核：陳國強(qiáng)陳9-17陳27-31陳陳2525塊塊Ng3Ng3頂面構(gòu)造圖頂面構(gòu)造圖三三. .現(xiàn)場應(yīng)用現(xiàn)場應(yīng)用1.1.陳陳2525塊塊三三. .現(xiàn)場應(yīng)用現(xiàn)場應(yīng)用注水層位注水層位原油粘度，原油粘度，mPamPas s綜合含水，綜合含水，% %CJC9-29CJC9-29CJC7-31CJC7-31Ng1Ng14 4、Ng3Ng3 730073002100021000

21、88.688.695.495.4試驗(yàn)前井組基本情況試驗(yàn)前井組基本情況1.1.陳陳2525塊塊CJC9-29CJC9-29、CJC7-31CJC7-31井組位圖井組位圖C10C101C10-11C10-15C11-11C11-13C11-15C11-17C11-19C11-21C11-25C11-27C11-29C11-3C11-31C11-33C11-35C11-7C11-9C12-11C12-15C12-19C13-11C13-13C13-15C13-17C13-19C13-7C13-9C14-19C14-X15C15-11C15-13C15-15C15-17C15-19C15-21C15-

22、23C15-5C15-7C15-713C15-9C16-15C16-19C17-15C17-17C17-19C17-23C17-7C17-719C17-9C17-X11C17-X13C17-X21C18-X11C18-X15C19-11C19-13C19-15C19-17C19-19C19-21C19-25C19-27C19-29C19-31C19-9C19-c29C19-G11C19-X23C21-11C21-13C21-15C21-27C21-31C21-33C21-35C21-9C21-X29C23-11C23-23C23-27C23-29C23-31C23-33C23-39C23-G3

23、1C24-X31C25C25-11C25-X27C25-X29C25-X31C25-X33C25-X35C27C27-2C27-23C27-31C3-27C36C38C40C40-1C40-2C5-11C5-27C5-29C5-33C5-35C7C7-03C7-1C7-11C7-13C7-15C7-27C7-3C7-31C7-33C7-35C7-4C7-9C7-X19C7-X25C8C9-11C9-13C9-15C9-21C9-27C9-29C9-3C9-31C9-33C9-35C9-725C9-90400CJC9-29CJC9-29、CJC7-31CJC7-31井組柵狀圖井組柵狀圖油井不上措

24、施油井不上措施水井配注量不變水井配注量不變連續(xù)伴注水溶性自擴(kuò)散降粘體系連續(xù)伴注水溶性自擴(kuò)散降粘體系實(shí)施原則實(shí)施原則井組井組實(shí)施時(shí)間實(shí)施時(shí)間藥劑注入時(shí)間藥劑注入時(shí)間d d井組注水速度井組注水速度m m3 3/d/d藥劑注入濃度藥劑注入濃度mg/Lmg/L藥劑日注量藥劑日注量kg/dkg/d藥劑注入總量藥劑注入總量t tCJC9-29CJC9-294.24-9.84.24-9.8138138150150600600909012.412.4CJC7-31CJC7-317.15-9.87.15-9.8555510010060060060603.33.3實(shí)施參數(shù)實(shí)施參數(shù)原油粘度高水油流度比大油層非均質(zhì)嚴(yán)

25、重化學(xué)強(qiáng)化水驅(qū)試驗(yàn)主要矛盾及技術(shù)對策主要矛盾及技術(shù)對策三三. .現(xiàn)場應(yīng)用現(xiàn)場應(yīng)用1.1.陳陳2525塊塊現(xiàn)場注入設(shè)備管線注入現(xiàn)場注入設(shè)備管線注入三三. .現(xiàn)場應(yīng)用現(xiàn)場應(yīng)用1.1.陳陳2525塊塊 試驗(yàn)前綜合含水試驗(yàn)前綜合含水88.688.6% %，日油，日油1515t t，試驗(yàn)后綜合含水最低降至，試驗(yàn)后綜合含水最低降至7979% %,日油最日油最高升到高升到25.625.6t t,目前綜合含水為目前綜合含水為8383% %，日油日油18.818.8t t。階段增油階段增油1120t1120t，繼續(xù)有效。，繼續(xù)有效。三三. .現(xiàn)場應(yīng)用現(xiàn)場應(yīng)用陳陳25單元單元CJC9-29井組綜合開發(fā)曲線（井組綜

26、合開發(fā)曲線（4口井）口井） 注 水 壓 力（ MPa ） 日 液 水 平(t/d) 日 油 水 平(t/d) 綜 合 含 水(%) 日 注 水 平(m3)4-14-94-174-255-35-115-195-276-46-126-206-287-67-147-227-308-78-158-238-319-89-169-2410-210-1010-1810-2611-311-1111-1911-2712-512-1312-2112-2950125200129 129137129135129146132123129110124135 136 1361311401371411371411351271

27、421331031451241331141059888961115152514.914.915.414.717.317.824.122.524.923.920.021.521.922.319.920.019.719.921.520.119.920.520.123.421.515.519.314.317.214.914.014.013.916.318.878849088.488.488.788.687.286.283.483.079.781.581.882.783.783.685.484.885.985.484.785.385.984.884.283.683.884.986.788.587.18

28、6.986.785.784.382.983.010015020047106.57.07.26.57.0 7.08.08.5 8.5 8.58.89.09.59.09.5 9.5 9.510.010.09.59.09.710.010.010.210.210.210.09.09.49.09.510.010.09.5141139137159142156138139147123159139140140140141144145147153146128143147149153131151158158147644360 61123128119136142生產(chǎn)效果生產(chǎn)效果1.1.陳陳2525塊塊 試驗(yàn)前綜合含

29、水試驗(yàn)前綜合含水95.495.4% %，日油，日油5.05.0t t；試驗(yàn)后綜合含水最低降至；試驗(yàn)后綜合含水最低降至9090%,%,日日油最高升到油最高升到11.911.9t t；目前綜合含水為；目前綜合含水為93.893.8% %，日油，日油6.36.3t t。階段增油。階段增油860860t t。目前兩個(gè)井組累增油目前兩個(gè)井組累增油19801980t t，噸劑增油噸劑增油126126t/tt/t。三三. .現(xiàn)場應(yīng)用現(xiàn)場應(yīng)用陳陳25單元單元CJC7-31井組綜合開發(fā)曲線（井組綜合開發(fā)曲線（3口井）口井） 日 液 水 平(t/d) 日 油 水 平(t/d) 綜 合 含 水(%) 日 注 水 平

30、(m3)7-17-57-97-137-177-217-257-298-28-68-108-148-188-228-268-309-39-79-119-159-199-239-2710-110-510-910-1310-1710-2110-2510-2911-211-611-1011-1411-1811-2211-2611-3012-412-812-1212-1612-2012-2412-2860100140118116107 108115120131134124110 109114117114119116120108114127122124 123121112115119112 1111069

31、889104889211510127126.2 6.14.9 5.05.9 5.87.1 7.2 7.37.18.08.49.19.8 9.89.210.29.89.09.310.110.49.911.310.69.311.010.09.88.67.76.77.67.37.58.76.390939694.894.795.495.494.995.294.694.694.193.592.792.792.291.491.792.091.590.992.192.791.791.692.090.690.591.990.891.191.291.992.192.592.791.791.992.593.830

32、8514069127.87.58.27.59.09.5 9.5 9.59.09.5 9.5 9.59.09.5 9.510.09.69.89.28.3 8.37.8 7.87.5 7.47.8 7.87.57.88.57.5 7.5 7.5 7.5 7.57.87.099861089710284958957436455768895639910996100 102879189959498 100 9911810110796100 10111395 注 入 壓 力(MPa)1.1.陳陳2525塊塊 試驗(yàn)前綜合含水試驗(yàn)前綜合含水90.190.1% %，日油，日油3.33.3t t，試驗(yàn)后，試驗(yàn)后綜合

33、含水最低降至綜合含水最低降至6969%,%,日油日油最高升到最高升到12.712.7t t；目前綜合含水為目前綜合含水為69.569.5% %，日油，日油7.57.5t t，繼續(xù)有效。，繼續(xù)有效。三三. .現(xiàn)場應(yīng)用現(xiàn)場應(yīng)用 日 液 水 平(t/d) 日 油 水 平(t/d) 綜 合 含 水(%)4-74-144-214-285-55-125-195-266-26-96-166-236-307-77-147-217-288-48-118-188-259-19-89-159-229-2910-610-1310-2010-2711-311-1011-1711-2412-112-812-1512-22

34、12-291-515304538.035.1 35.238.430.842.739.636.930.9 30.933.932.7 32.431.8 31.630.332.130.933.331.830.932.128.326.219.922.820.723.622.223.425.4 25.207143.6 3.73.03.33.64.49.910.99.98.28.57.78.6 8.47.4 7.27.57.87.0 7.0 6.97.9 7.98.68.17.16.24.45.6 5.56.15.65.37.37.965809589.7 90.2 90.789.988.684.370.0

35、78.074.0 74.376.375.473.575.4 75.0 74.977.2 77.077.774.075.173.974.675.877.3 77.676.474.173.071.769.5 69.53010017068106.57.07.26.57.0 7.08.08.5 8.5 8.58.89.09.59.09.5 9.5 9.510.010.09.59.09.710.010.010.210.210.210.09.09.49.09.510.010.09.5141 139143 144137140147144123164144137129142 14214516215815215

36、6133152 153 154 1521491581428560661261471411381217.5 日 注 水 平(m3) 油 壓(MPa)陳陳2525單元單元CJC9-27CJC9-27井綜合開發(fā)曲線井綜合開發(fā)曲線1.1.陳陳2525塊塊三三. .現(xiàn)場應(yīng)用現(xiàn)場應(yīng)用1.1.陳陳2525塊塊 日 液 水 平(t/d) 日 油 水 平(t/d) 綜 合 含 水(%)4-74-154-235-15-95-175-256-26-106-186-267-47-127-207-288-58-138-218-299-69-149-229-3010-810-1610-2411-111-911-1711-

37、2512-312-1112-1912-271-410305045.927.335.931.828.223.831.226.730.633.325.827.630.0 29.431.233.626.728.226.735.126.132.130.3 30.627.934.436.231.635.527.732.827.122.5 22.424.621.70484.82.63.32.92.72.53.34.06.54.83.74.13.94.03.74.53.33.63.44.23.94.94.95.04.03.94.32.74.53.03.23.43.63.64.44.175859589.690

38、.6 90.8 90.890.389.7 89.585.178.885.5 85.885.187.086.588.186.787.887.3 87.388.184.9 84.783.7 83.885.888.688.091.587.389.090.287.383.8 83.882.081.05011017069126.59.07.07.56.56.57.57.58.07.58.59.08.59.09.010.09.59.59.510.09.59.510.0 10.0 10.09.59.510.09.710.0 10.0 10.010.210.09.510.0 10.09.59.09.59.09

39、.59.510.510.09.59.5141125148141148139160147136145 145161130138144130153150 149142151 149157153145160 16075437958132127136152 油 壓(MPa) 日 注 水 平(m3)陳陳2525單元單元CJC9-31CJC9-31井綜合開發(fā)曲線井綜合開發(fā)曲線 試驗(yàn)前綜合含水試驗(yàn)前綜合含水90.890.8% %，日油，日油2.72.7t t；試驗(yàn)后；試驗(yàn)后綜合含水最低降至綜合含水最低降至7979%,%,日油日油最高升到最高升到8.68.6t t；目前綜合含水為目前綜合含水為8181% %，

40、日油，日油4.14.1t t，繼續(xù)有效。，繼續(xù)有效。濱濱3131塊塊Ng3Ng3頂面構(gòu)造圖頂面構(gòu)造圖2.2.濱濱3131塊塊實(shí)施參數(shù)井組井組實(shí)施時(shí)間實(shí)施時(shí)間設(shè)計(jì)注入時(shí)間設(shè)計(jì)注入時(shí)間d d井組注水速度井組注水速度m m3 3/d/d藥劑注入濃度藥劑注入濃度mg/Lmg/L藥劑日注量藥劑日注量kg/dkg/d藥劑注入總量藥劑注入總量t tB31-11B31-1111.2411.24180180404060060024244.324.32濱濱3131塊基本參數(shù)塊基本參數(shù)l地面原油粘度：地面原油粘度：2317mPa2317mPas sl滲透率：滲透率：251.673251.6731010-3-3mm2 2l孔隙度：孔隙度：31.428%31.428% l注水井：注水井：1 1口口l開油井：開油井：5 5口口l日液水平：日液水平：58.4t/d58.4t/dl日油水平：日油水平：16.1t/d16.1t/dl目前綜合含水：目前綜合含水：72.4%72.4%l累液：累液：10.9610.9610104 4t tl累油：累油：5