中深层边底水稠油油藏热采开发模式研究

发布时间：2020-10-15 11:01

　　 我国许多稠油油藏边底水发育,在油田开发过程中容易发生边底水侵入,造成油井含水上升、产油量下降。由于稠油粘度大,油水流度比低,水侵较稀油油藏更为明显。采用蒸汽吞吐等热采技术强化采油时,由于采油速度快,水侵进一步加剧,蒸汽吞吐井的蒸汽吞吐开采效果因水侵程度不同而有明显差异。因此,边底水稠油油藏蒸汽吞吐时需要根据油水关系来优化注采参数并制定相应的开采策略。本文首先分析了孤岛油田和单家寺油田等中深层边底水稠油油藏的地质特征、水侵特征、生产动态及水侵对稠油油藏开发效果的影响。基于边底水稠油油藏的渗流特征计算,研究了边底水稠油的水侵特点及影响因素。进而,通过边底水稠油油藏蒸汽吞吐油藏数值模拟,研究了距边水距离、地层倾角、井距等因素对边底水稠油油藏蒸汽吞吐开发效果和水侵的影响规律,对比分析了蒸汽吞吐后进行蒸汽驱、氮气驱、油井转注等不同方式的开发效果,明确了中深层边底水稠油油藏热采的合理模式。研究结果表明,中深层边底水稠油油藏热采后边底水侵入加剧,应采用水平井开发,靠近边底水的一线井采用提高排液量和注氮等措施。油井部署时优化油井距边底水距离。油井开采时应控制合理的采液速度。基于实际油藏模型的数值模拟结果表明,采用水平井、一线井采用提高排液量和注氮及控制采液速度等措施的采收率较常规蒸汽吞吐可提高采收率5%~9%。
【学位单位】：中国石油大学(北京)
【学位级别】：硕士
【学位年份】：2018
【中图分类】：TE357.44
【部分图文】：

技术路线图

图 2.1 不同水侵强度周期内的产油量变化Fig2.1 Changes in oil production in different water penetration intensities水侵区的累产油曲线主要在中部形成峰值，并且峰值的幅度较大。该区域开采，地层压力下降迅速，尤其是井筒附近，当地层压力较小时，油井无水产油期急剧缩短[28]。水侵区的累产油曲线主要在初期形成峰值，峰值的幅度较低，此时产油量时期。初期，地层原油为牛顿流体，所以，当地层能量下降时，边底水侵井底温度迅速下降，地层压力梯度降低，此时地层流体主要为水相流体，恢复。延长了生产周期，同时含水率明显提升，产液量也随之提升。一个生产周期内，不同的边底水侵入程度有不同的生产特征，主要表现为： 初期排水阶段[29]。在初期，无水侵井、弱水侵井、强水侵井排水分别需4d、9d、16d。 产油量上升阶段[29]。无水侵井由于其含水率较低，其产量从 0t/d 到其最

但平均时长最长可达 2400d。强水侵在此期间下降幅度最大，平度为 30%，平均时间为 26d。2）水侵对周期间的影响水侵区的累产油曲线主要是在前期快速上升达到顶峰，然后持续较短时下降，整个曲线为不对称单峰曲线。地层能量匮乏，不能及时补充能量，采，造成压力降低幅度较大，达到 6Mpa 左右。第一周期为吞吐的预热期内，产油量较低，回采水率也较低，周期持续时间短。第二、三周期是的高产周期，在这两个周期内，通过第一周期的预热，提高了地层温度，也有下降，井底附近加热半径明显增大。这两个周期持续时间长，产油量一周期增产达 3801t，油汽比有所上升，达到 1.98，回采水率有所上升，5。第四至六周期[30]，井底周围地层含油有所降低，含水急剧上升，水相吸热量，加热半径不再扩大。导致无水生产周期变短，油汽比下降，原油含。如图 2.2。
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本文编号：2842085