【摘要】：華北油田澤70高溫?cái)鄩K是一個(gè)受巖性因素影響的多層砂巖構(gòu)造油藏,原油黏度較大,地層溫度較高,隨著開(kāi)采的進(jìn)行,目前存在很多問(wèn)題。本文系統(tǒng)分析了澤70部分注水井歷年開(kāi)展過(guò)的調(diào)剖情況后發(fā)現(xiàn),存在調(diào)剖劑注入工藝不符合需要,堵劑與地層配伍性差,強(qiáng)度較低,耐溫性抗鹽性較差,易碎易流失等問(wèn)題。這些問(wèn)題使得措施后注水壓力下降較快,各輪次調(diào)剖后對(duì)應(yīng)采油井在短時(shí)間內(nèi)液量增加、油量增加,然后迅速回落;同時(shí)存在剖面改善效果差,油井出水嚴(yán)重,經(jīng)濟(jì)效益降低等問(wèn)題;針對(duì)以上存在的問(wèn)題,我們認(rèn)為目前的調(diào)剖劑和調(diào)剖工藝都不能滿(mǎn)足澤70斷塊現(xiàn)在的調(diào)剖需求。為此有必要改善現(xiàn)有的技術(shù)和思路,在剩余油分布研究的基礎(chǔ)上,開(kāi)展區(qū)塊綜合治理技術(shù),提出研制具有耐溫抗鹽性的新型聚合物凍膠,配合使用緩膨高強(qiáng)顆粒以及驅(qū)油表面活性劑,改進(jìn)原有的深部調(diào)剖工藝技術(shù),采用低壓小排量組合段塞式注入聚合物的方法等改善措施。最后,本文在澤70斷塊選擇一組存在問(wèn)題較嚴(yán)重的典型注水井組,該井組使用上述研制的調(diào)剖體系后,測(cè)得吸水剖面顯示:物性較好的上部層得到封堵,物性較差的下部層系得到了啟動(dòng);該水井對(duì)應(yīng)的油井井組含水由措施前的78.4%下降到目前的68.5%,日增油3.9t;措施后吸水指數(shù)和措施前相比降低了63.6%。表明該體系能夠很好地適應(yīng)澤70高溫?cái)鄩K的油藏特征,可以有效改善注水井的吸水剖面,層間矛盾得到了初步緩解;并且對(duì)應(yīng)的油井也取得了較好的增油降水效果。所以我們認(rèn)為該調(diào)剖體系能很好解決澤70斷塊多輪次調(diào)剖存在的問(wèn)題,并且對(duì)今后在該區(qū)塊進(jìn)行注水井調(diào)剖作業(yè)有著極其重要的指導(dǎo)意義。
[Abstract]:Ze 70 high temperature fault block in Huabei Oilfield is a multilayer sandstone structural reservoir affected by lithologic factors. The viscosity of crude oil is high and the formation temperature is high. With the development of exploitation, there are many problems at present. After systematically analyzing the profile control of some water injection wells in Ze 70 over the years, it is found that the profile control agent injection process does not meet the requirements, the compatibility of the plugging agent with the formation is poor, the strength is low, the temperature tolerance is poor, the salt resistance is poor, and the fracture is easy to be lost, and so on. These problems make the water injection pressure drop faster after the measures, and the oil quantity increases in a short period of time, and then drops down quickly. At the same time, there are some problems, such as poor profile improvement, serious well effluent and low economic benefit, etc. In view of the above problems, we think that the present profile control agent and profile control technology can not meet the profile control needs of Ze 70 fault block. Therefore, it is necessary to improve the existing technology and train of thought. On the basis of the research on the distribution of remaining oil, the comprehensive treatment technology of the block is carried out, and a new type of polymer gel with high temperature and salt resistance is proposed. With the use of slowly expanding high strength particles and oil displacement surfactants, the original deep profile control technology was improved, and the polymer injection method of low pressure and small displacement combined slug was adopted. Finally, this paper selects a group of typical injection wells with serious problems in Ze 70 fault block. After using the profile control system developed above, the water absorption profile shows that the upper layer with good physical properties is blocked. The lower layer with poor physical properties was started. The water cut of the well group corresponding to this well decreased from 78.4% before the measure to 68.5% at present, and the daily oil gain was 3.9 t, and the water absorption index decreased 63.6% after the measure compared with that before the measure. The results show that the system can adapt well to the reservoir characteristics of Ze 70 high temperature fault block, can effectively improve the water absorption profile of water injection wells, and the interlayer contradiction has been alleviated preliminarily, and the corresponding oil wells have also achieved better effect of increasing oil and reducing water. Therefore, we think that the profile control system can solve the problem of multiple rounds profile control in Ze 70 fault block, and it has an extremely important guiding significance for the profile control operation of water injection wells in this block in the future.
【學(xué)位授予單位】：西安石油大學(xué)
【學(xué)位級(jí)別】：碩士
【學(xué)位授予年份】：2016
【分類(lèi)號(hào)】：TE347

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本文編號(hào)：2429569