扶余油田热采可行性研究与试验

发布时间：2017-06-10 07:09

  本文关键词：扶余油田热采可行性研究与试验，由笔耕文化传播整理发布。

【摘要】：稠油油藏热采的主要方法目前包括蒸汽吞吐、蒸汽驱、火烧油层、热水驱等,它们利用的主要原理是原油粘度对温度具有极高的敏感性。随着原油所在环境温度的升高,其粘度会极大地降低,且油相粘度越大,这种下降趋势越显著,原油流动性获得改善,使在地层中的稠油在现有技术条件下能够被采出。本课题主要利用水蒸汽的热力学原理,通过调研相关热力学研究人员的研究结果,比较和分析相关研究成果与扶余油田实际差异,根据室内物理模拟和数值模拟结果指导现场试验,结合室内实验和现场试验结果评价扶余油田热采可行性。本文分析了扶余油田探91区块油藏构造特征、储层特征、地层流体特征,并以此为基础,深入开展地层剩余油分布分析。在地质研究的基础上通过三维地质建模、等时地质模型、水驱生产动态历史拟合研究试验区的剩余油分布规律。从纵向来看,在常规水驱过程中,由于油水的密度差异形成的重力分异作用,使得注入水易于驱替油层中下部原油,从而使得在数值模拟历史拟合结束时刻,油藏中下部剩余油相对贫瘠,而上部的原油被动用量少;从横向来看,在井网控制程度相对较差的井间部位,剩余油相对富集;在井网控制程度相对较好的区域,剩余油相对较少。另外,在并网不完善的边部或断层附近,也是剩余油富集的地方。针对探91区块,在室内开展了油藏精细静态描述研究、剩余油分布定量化研究、油藏原油粘度特征再认识、注入水冷伤害研究、蒸汽吞吐伤害研究、储层热物性研究、岩石渗流物理特征研究、驱油效率实验。现场试验已实施289口蒸汽吞吐,提高了稠油区的整体开发水平,区块产油量、采油速度明显上升,含水大幅度下降,在试验期期间,累积产液:1150t--2000t;日产油:140t--500t;含水率:92%---75%;采油速度:0.5%---2.5%;在试验的基础上进一步开展了集团注气,结果显示,64口生产井的总注汽量76100方,平均单井注汽量1200方,注汽强度平均65方/米。按实际生产天数统计,54口抽油井累积实际生产3154天,累计产油6022吨,累计增产原油4027吨,平均单井增油74.6t,平均单井日产油1.9t,平均含水81.6%,取得了较好的效果。
【关键词】：蒸汽吞吐 类稠油 油藏描述 采收率 粘度
【学位授予单位】：东北石油大学
【学位级别】：硕士
【学位授予年份】：2016
【分类号】：TE357.44
【目录】：

• 摘要4-5
• ABSTRACT5-7
• 创新点摘要7-11
• 第一章 绪论11-16
• 1.1 研究目的与意义11-12
• 1.2 稠油技术发展现状12
• 1.3 注蒸汽开采技术12-13
• 1.4 生产管理指标13-14
• 1.4.1 经济效益指标13
• 1.4.2 评价指标相互关系分析13-14
• 1.5 开发评价指标分类14-15
• 1.5.1 开发技术指标14-15
• 1.5.2 开发评价指标筛选15
• 1.6 研究内容15
• 1.7 技术路线15-16
• 第二章 油田基本情况16-32
• 2.1 自然地理条件16
• 2.2 基本地质概况16-21
• 2.2.1 区域构造位置16-17
• 2.2.2 构造特征17-19
• 2.2.3 储层特征19-21
• 2.2.4 储量资源状况21
• 2.3 油田开发简况21-27
• 2.3.1 开发简况21-27
• 2.3.2 开发现状27
• 2.4 存在主要问题27-32
• 2.4.1 水井井况差的问题27
• 2.4.2 井网不适应的问题27-28
• 2.4.3 无效水循环的问题28-30
• 2.4.4“类稠油”开发效果差的问题30-32
• 第三章 前期技术准备及技术路线32-59
• 3.1 调整前存在主要问题32-35
• 3.1.1 井况差32-33
• 3.1.2 分注状况差33
• 3.1.3 注采井网不适应33-34
• 3.1.4 地面系统老化严重34-35
• 3.2 扶余油田二次开发前井网调整进展35
• 3.3 扶余油田二次开发总战略35
• 3.4 扶余油田二次开发阶段进展35-37
• 3.4.1 完成工作量35-36
• 3.4.2 取得主要成果36-37
• 3.5 精细油藏描述技术37-43
• 3.5.1 精细构造研究技术37-38
• 3.5.2 精细储层描述技术38-40
• 3.5.3 油品性质研究技术40-41
• 3.5.4 剩余油研究技术41-43
• 3.6 井网井况调整治理技术43-55
• 3.6.1 井网优化设计技术43-45
• 3.6.2 钻采工程配套技术45-51
• 3.6.3 井况治理技术51-55
• 3.7“类稠油”开发技术55-59
• 3.7.1 蒸汽吞吐55-57
• 3.7.2 蒸汽驱57-59
• 第四章 热采可行性研究与试验59-97
• 4.1 技术提出59
• 4.2 技术思路59-60
• 4.3 技术攻关60-73
• 4.3.1 油藏精细描述技术60-67
• 4.3.2 物理模拟技术67-70
• 4.3.3 数值模拟技术70-73
• 4.4 蒸汽吞吐热采试验73-85
• 4.4.1 区块概况73-75
• 4.4.2 单井试验75-76
• 4.4.3 井位部署76-77
• 4.4.4 试验效果77-78
• 4.4.5 蒸汽吞吐特征78
• 4.4.6 方案部署78-85
• 4.5 集团注汽施工85-97
• 4.5.1 2011年集团注汽的总结认识85-86
• 4.5.2 集团注汽方式确定86
• 4.5.3 选区86
• 4.5.4 总体部署及施工要求86
• 4.5.5 集团注汽效果分析与评价86-97
• 结论97-98
• 参考文献98-101
• 作者简介、发表文章及研究成果目录101-102
• 致谢102-103

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