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1 高30断块地质特征1

1.1 基本概况1

1.2 油藏地质特征2

1.2.1 构造特征2

1.2.2 储层特征3

1.2.2.1 油藏砂体沉积微相特征3

1.2.2.2 油层特征3

1.2.2.3 储层物性特征4

1.2.2.4 储层非均质特征4

1.2.2.5 储集空间类型及孔喉分布特征5

1.2.2.6 油藏温度、压力系统5

1.2.2.7 流体特征6

1.2.2.8 油藏类型6

1.3 油藏描述7

1.4 油藏开发与水淹特征18

1.4.1 油藏开发特征18

1.4.1.1 初期产量较高，地层能量下降快18

1.4.1.2 油藏注水后，见效周期长，增油幅度低18

1.4.1.3 油井注水见效后，含水上升快，稳产期短19

1.4.1.4 油藏递减大，稳产主要靠新井的不断投入19

1.4.1.5 高含水期前油藏采出程度低20

1.4.2 油藏水淹特征20

1.4.2.1 层间水淹特点20

1.4.2.2 层内水淹特点21

1.4.2.3 平面水淹特点21

1.5 剩余油分析21

1.5.1 油藏整体储量与油层动用状况22

1.5.2 数值模拟剩余油研究22

1.5.3 动态剩余油23

1.5.3.1 各小层储量复算与动用状况23

1.5.3.2 油藏剩余油分布状况24

1.6 油藏工程评价27

1.6.1 合理井网密度27

1.6.2 注采井网适应性分析27

1.6.3 油藏合理压力保持水平28

1.6.4 油藏合理注采比28

1.6.5 油藏注水压力28

1.6.6 油藏历年措施适应性分析29

1.6.6.1 注水井分注效果评价29

1.6.6.2 油井卡堵水效果评价30

1.6.6.3 油藏调水效果评价30

1.6.6.4 油藏停注降压效果评价31

1.6.6.5 油藏调驱效果评价31

2 驱油体系及评价49

2.1 低张力表面活性剂复合驱技术50

2.1.1 活性水驱残余油的条件及影响因素50

2.1.1.1 残余油启动所需界面张力的理论由来51

2.1.1.2 活化残余油所需界面张力的理论计算56

2.1.1.3 孔隙半径和油滴长度对活化残余油所需界面张力的影响58

2.1.1.4 油层润湿性对活化原油所需界面张力的影响60

2.1.1.5 油层非均质变异系数和韵律对采收率的影响63

2.1.1.6 润湿性对采收率的影响64

2.1.1.7 润湿性和渗透率与超低界面张力体系提高采收率的关系65

2.1.2 室内实验66

2.1.2.1 实验仪器66

2.1.2.2 化学试剂及材料68

2.1.2.3 实验方法及思路72

2.1.3 高30油藏条件下，活化残余油的界面张力条件分析72

2.1.3.1 已有的研究结果72

2.1.3.2 压汞实验73

2.1.3.3 接触角的测定75

2.1.3.4 对适合于高30断块的活化残余油的界面张力分析78

2.1.4 实验结果78

2.1.4.1 碱水驱78

2.1.4.2 低浓度表面活性剂活性水驱80

2.1.4.3 表面活性剂／碱剂二元复合体系与原油动态界面张力性质83

2.1.4.4 矿化度对表面活性剂／碱剂二元体系与原油的界面张力评价85

2.1.4.5 复合体系中聚合物类型及浓度的确定88

2.1.4.6 表面活性剂／聚合物二元复合体系化学剂的静态吸附95

2.1.4.7 驱油体系对油层岩石润湿性的影响102

2.1.4.8 阻力系数、残余阻力系数及表面活性剂最大饱和吸附量104

2.1.4.9 岩心驱油效果105

2.2 聚合物驱109

2.2.1 不同聚合物浓度对聚合物溶液表观黏度的影响109

2.2.2 聚合物溶液长期稳定性评价110

2.3 聚合物交联及弱凝胶体系111

2.3.1 化学剂及仪器111

2.3.2 交联剂的配制112

2.3.3 交联体系的配制112

2.3.4 体系配方筛选标准以及方法112

2.3.5 交联体系113

2.3.5.1 产出水体系113

2.3.5.2 清水体系120

2.4 0.05％CDS-1体系驱油效果评价130

2.4.1 0.05％CDS-1／酸液稠化剂B弱凝胶非均质岩心驱油效果130

2.4.2 0.025％CDS-1／酸液稠化剂B弱凝胶非均质岩心驱油效果131

2.4.3 酸液稠化剂B调剖＋0.3 0PV 0.05％CDS-1水溶液＋酸液稠化剂B弱凝胶非均质岩心驱油效果132

3 高30断块水驱空白试验、注入速度及油水井配产配注135

3.1 水驱空白试验的目的135

3.2 配产配注原则136

3.3 注采速度的确定136

3.4 水驱空白试验方案及实施要求140

3.4.1 强制性规定140

3.4.2 管柱的要求141

3.4.3 资料录取及要求141

3.4.3.1 常规资料的录取：141

3.4.3.2 特殊资料的录取141

4 油藏数值模拟144

4.1 地质模型的建立144

4.2 数值模拟的思路和方法145

4.3 地质储量的拟合145

4.4 水驱历史拟合153

4.5 水驱预测189

4.5.1 现有工作制度不变时，水驱效果的预测结果189

4.5.2 无因次等孔隙体积配产配注方案预测189

4.6 化学驱方案优化设计及效果预测191

4.6.1 调剖增油技术191

4.6.1.1 交联体系及配方191

4.6.1.2 主要参数191

4.6.1.3 调剖半径对增油效果的影响191

4.6.1.4 调剖主剂（酸液稠化剂B）浓度对调剖效果的影响193

4.6.1.5 调剖配注工艺技术研究194

4.6.1.6 经济效果初步分析196

4.6.2 低浓度表面活性剂水溶液驱197

4.6.2.1 低浓度表面活性剂水溶液驱197

4.6.2.2 前置调剖／低浓度表面活性剂水溶液驱199

4.6.2.3 多轮次调剖／低浓度表面活性剂水溶液交替注入200

4.6.3 低浓度表面活性剂／弱凝胶复合驱234

4.6.3.1 化学驱参数234

4.6.3.2 无保护段塞时，复合体系主段塞大小对驱油效果的影响235

4.6.3.3 保护段塞为0.1 0PV时，复合体系主段塞大小对驱油效果的影响236

4.6.3.4 表面活性剂／弱凝胶复合驱配注工艺技术研究239

4.6.3.5 表面活性剂／弱凝胶复合驱技术经济效果初步分析244

4.6.4 推荐方案245

参考文献247