海1块稠油化学驱可行性方案设计研究
发布时间：2021-03-30 06:39
海1块经过多年的注水开发,2002年已进入“双高”开发阶段,剩余油分布零散,受非均质性强、井况逐年变差的影响,依靠水驱开发挖掘层内层间剩余油潜力难度大,提高采收率空间小,应通过转换开发方式进一步提高采收率。本文通过应用油藏工程、数值模拟、动态分析等方法,开展水驱及深部调驱开发效果评价,分析剩余油分布规律,并进行化学驱可行性论证。依托数值模拟技术,结合调驱阶段生产状况,综合考虑油层分布、压力保持水平、油水井连通等因素,进行化学驱试验井组优选、注采参数设计,完成了海1块稠油化学驱可行性方案。最终方案设计先导试验井组4注9采,预计提高采收率10.5%。该方案的实施可以从根本上改善油藏开发效果,实现油藏的持续有效开发,为同类型油藏改善开发效果提供成功经验。
【文章来源】：东北石油大学黑龙江省
【文章页数】：76 页
【学位级别】：硕士
【部分图文】：
1典型井吸水指示曲线
图 3.2.1 典型井吸水指示曲线量评价油水粘度比有如下统计关系：RRpNmnln Wp —对应可采储量采出程度下的耗水量；油水粘度比；—统计常数。做出可采储量采出程度分别为 60%、80%、100%时的耗水版。将全区与 d2实际耗水量在可采储量采出程度为 80%的明实际耗水量明显低于理论值，说明注水利用较好，水驱。
中统计常数 A、B 值及其对应的某一注入倍数下的采出程度值，是开发系统、开采技术条件下某一注入倍数下采出程度的一般统计值前注水效果进行评价（见表 3-2-4）。在某一注入倍数条件下的采出，认为开发效果好；低于对比值时，则认为效果差。前全区与 d2实际注入体积倍数为 0.8 时，与标准图版上注入体积倍比，结果表明采出程度明显高于理论值，说明水驱开发效果好（见图表 3-2-4 采出程度与流度关系回归统计表孔隙倍数R=A+Bln(K/μo)A B 相关.2 8.5810 2.8145 0.9.5 13.0473 3.8859 0.9.0 16.7256 4.5708 0.9.5 22.7964 5.2831 0.8
本文编号：3109062
【文章来源】：东北石油大学黑龙江省
【文章页数】：76 页
【学位级别】：硕士
【部分图文】：
1典型井吸水指示曲线
图 3.2.1 典型井吸水指示曲线量评价油水粘度比有如下统计关系：RRpNmnln Wp —对应可采储量采出程度下的耗水量；油水粘度比；—统计常数。做出可采储量采出程度分别为 60%、80%、100%时的耗水版。将全区与 d2实际耗水量在可采储量采出程度为 80%的明实际耗水量明显低于理论值，说明注水利用较好，水驱。
中统计常数 A、B 值及其对应的某一注入倍数下的采出程度值，是开发系统、开采技术条件下某一注入倍数下采出程度的一般统计值前注水效果进行评价（见表 3-2-4）。在某一注入倍数条件下的采出，认为开发效果好；低于对比值时，则认为效果差。前全区与 d2实际注入体积倍数为 0.8 时，与标准图版上注入体积倍比，结果表明采出程度明显高于理论值，说明水驱开发效果好（见图表 3-2-4 采出程度与流度关系回归统计表孔隙倍数R=A+Bln(K/μo)A B 相关.2 8.5810 2.8145 0.9.5 13.0473 3.8859 0.9.0 16.7256 4.5708 0.9.5 22.7964 5.2831 0.8
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