螺杆泵与离心泵及其他容积泵的优势

636420146年第期技术创新纯17-1块为多薄层常规低渗透油藏老区，储层物性差异大，岩性复杂，注水开发以来仍具有较大调整挖潜的潜力。为此开展了两类油藏差异开发技术政策界限研究，形成纯17-1低渗透油藏差异开发技术政策界限。在此基础上，开展差异开发井网井距优化技术、Ⅰ类层特高温化学驱技术、Ⅱ类层差异储层改造技术研究，形成纯17-1低渗透油藏差异开发关键技术，从而形成低渗透油藏差异开发提高采收率技术，改善油田的开发效果。纯17-1块经过长期的注水开发，主要存在以下两个方面的问题。第一，试验区地质特征及开发状况差异明显：①储层岩性复杂多样；②储层物性差异大；③单井液量差异大；④吸水能力差异大；⑤目前含水差异大。第二，试验区进一步提高采收率技术难点：①Ⅰ类层（纯1-纯2）：高采出程度、高含水；②Ⅱ类层（纯3-纯5）：物性差、差异大、隔层薄、注水压力高。为此，在试验区块地质特征、开采状况及剩余油分布深入研究及精细描述基础上，针对Ⅰ、Ⅱ类油藏不同特征，开展差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采收率技术，为今后的剩余油挖潜技术提供经验。纯17-1块主力含油层系为下第三系沙河街组沙四上亚段，纵向上划分为5个砂层组（纯1-5），油藏埋深2350m，平均空气渗透率47×10μm，含油面积1.89km，油层有效厚度14.3m，石油地质储量233×10t，油藏原始地层温度102℃，地层原油粘度3.75mPa.s，地层水矿化度30000mg/L。该块于1965年5月投产，1974年1月开始注水，历经弹性开发阶段、试注开发阶段、注水开发阶段以及注采调整阶段，至今已有46年多的开发历程，目前综合含水62.0%，累产油65.8×10t，采出程度仅为24.7%，仍具有很大调整挖潜的潜力。纯17-1块纯1、纯2砂组渗透率较高，纯5渗透率较差，渗透率级差高达10.48，储层非均质严重，突进系数高达2.48，高渗层严重影响低渗层。为减少开发过程中的层间干扰，需对纯17-1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4-5两套层系3种层系组合方式进行了优化。纯1-2层系采用五点法井网采收率最高。对纯3-5层系的地质特点，分别设计了正方形井网、矩形井网、菱形反九点井网、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最高。油价为60$/bbl时，采用交汇法计算纯1-2层系、纯3-5层系的经济极限井网密度为7.2ha/well、6.0ha/well，经济最佳井网密度17.0ha/well、16.5ha/well，折合五点井网的经济极限注采井距为268m、折合矩形井网的经济极限注采井距为218m。根据胜利油田地质科学研究院研究成果，计算了该块纯3-5层系各砂组技术极限控制半径：纯3砂组为130m；纯4砂组为113m；纯5砂组为70m。纯1-2层系采用数值模拟方法：353×500m井距水驱采收率最高。按照5砂组技术极限井距140m设计了340×340m+340×280m的正方形+矩形井网。油价为60$/bbl时，根据图版计算得到纯1-2层系实施化学驱油井经济极限初产为3.29t/d、经济极限累油为4098t。纯3-5层系实施差异储层改造油井经济极限初产为3.77t/d、经济极限累油为4699t。（1）调驱粘度技术界限。利用数模手段，计算了调驱粘度技术界限。依据采收率增加幅度，合理粘度比应大于0.54，纯1-2地下原油粘度4.3mPa.s，对应注入液粘度2.6mPa.s。考虑到经济成本，50美元下极限提高采收率3.3%，对应粘度比0.8，驱替液粘度为3.5mPa.s。因此，得到调驱合理粘度技术界限≥2.6mPa.s，经济政策界限≥3.5mPa.s。（2）低渗透油藏注聚用渗透率范围界定。注入试验发现，在渗透率为50~100×10μm时，超高分子量聚合物（1500mg/L，粘度12.6mPa.s）都可正常注入。因此，界定低渗透油藏注聚用渗透率≥50×10μm，在纯17-1的纯1-2组进行聚合物驱是可行的。（3）低渗油藏活性剂增注适用洗油率范围的界定。室内物模实验表明，活性剂的降压幅度与洗油率成正比，当洗油率≥40%时，压降≥30%，满足对活性剂增注降压的要求。一般来讲，目前低渗增注用活性剂适用洗油率≥40%。对纯1-2层系实施化学驱后，15年末较水驱累增油6.76×104t，比水驱提高采收率5.4%。与目前井网相比，井网调整实施化学驱方案可提高采收率8.5%。1区块地质概况及开发简史2差异开发技术政策界限3差异开发方案-32244-32-322.1合理层系划分2.2井网形式优化2.3井距优化2.4经济极限初产、累产2.5化学驱技