發(fā)布時間：2018-05-06 07:29

  本文選題：低滲透油藏 + 氮氣泡沫調驅�。� 參考：《西南石油大學》2017年碩士論文

【摘要】：新疆莫北油田2井區(qū)J1s21油藏特點為中-低孔、低-特低滲,平均孔隙度13.57%、平均滲透率3.19mD,該油藏目前正處產(chǎn)量遞減階段,儲層非均質性引起了嚴重的水淹水竄現(xiàn)象,導致部分井組綜合含水率超過90%、生產(chǎn)井關井比例高、開發(fā)效果差,現(xiàn)階段水驅采出程度僅為12.8%,亟需開展提高原油采收率工藝技術的研究與應用。由于氮氣泡沫調驅技術具有既調又驅、對儲層傷害小等優(yōu)勢,能在該類油藏起到較好的控水增油效果,因此根據(jù)油藏特征,本文開展了氮氣泡沫調驅技術的相關研究,取得了以下認識:(1)開展了泡沫體系配方篩選及油藏適應性評價。篩選出適用于注入水配液的配方為:起泡劑FA-2濃度0.2%,起泡劑FA-3濃度0.4%,穩(wěn)泡劑FS-3濃度0.05%,起泡體積720mL,泡沫半衰期128min;適用于地層水配液的配方為:起泡劑FA-2濃度0.1%,起泡劑FA-3濃度0.5%,穩(wěn)泡劑FS-3或FS-4濃度0.03%～0.05%,起泡體積600mL,泡沫半衰期95min,該配方具有較好的耐溫性、耐鹽性、穩(wěn)定性和遇油消泡性能;(2)開展了泡沫體系等流度注入?yún)?shù)優(yōu)選研究。通過并聯(lián)高、低滲巖心建立三組滲透率級差(設定值分別為:3、6、9),在不同級差下分別優(yōu)選出具有最佳剖面改善效果的氣液比為:2:1、1:1、1:1,注入速度為:0.6mL/min、0.8mL/min、0.6mL/min,段塞尺寸為:0.2PV、0.3PV、0.3PV,注入方式為氣液同時注入;并通過制作可視化模型觀察到泡沫對非均質多孔介質吸水剖面的改善過程;(3)開展了泡沫體系驅油效果評價研究。泡沫對并聯(lián)巖心組合的剖面改善效果隨高、低滲巖心殘余油飽和度差異的增大而變好;水驅后在三組并聯(lián)巖心組合中采用泡沫調驅,原油采收率分別提高了 20.33%、25.48%、12.81%,提高幅度隨滲透率級差的增大呈現(xiàn)先增大后減小的趨勢;(4)對典型井組進行了施工方案設計與應用效果分析。礦場先導試驗井組取得了良好的控水增油效果:施工井組平均日產(chǎn)油量增加8.4t/d,平均單井產(chǎn)水率降低26.3%。本文基于2井區(qū)J1s21油藏開展的氮氣泡沫調驅技術相關研究對于莫北油田低滲透油藏提高原油采收率技術的研究與應用具有一定的借鑒意義。
[Abstract]:The J1s21 reservoir in the 2 well area of the Mobei oilfield of Xinjiang is characterized by medium low porosity, low ultra low permeability, average porosity of 13.57%, and average permeability of 3.19mD. The reservoir is currently in the stage of production decline. The reservoir heterogeneity causes serious water flooding phenomenon, resulting in the comprehensive water content of some well groups exceeding 90%, high proportion of well well in production wells, poor development effect and present order. The level of water flooding is only 12.8%, and it is urgent to develop the research and application of the technology of oil recovery. Because of the advantages of adjusting and driving, small damage to the reservoir, the nitrogen foam adjustment and drive technology can improve the effect of water control and increase the oil in this kind of reservoir. Therefore, according to the characteristics of the reservoir, this paper has carried out the correlation of nitrogen foam flooding technology. The following understanding has been obtained: (1) the formulation of the foam system formula and the evaluation of reservoir adaptability were carried out. The formula suitable for injection water distribution was selected: the concentration of foaming agent FA-2 0.2%, the concentration of the foaming agent FA-3 0.4%, the FS-3 concentration of the foam stabilizer 0.05%, the bubble volume 720mL, the half aging 128min of the foam, and the formulation of the formation water mixture as the foaming agent FA-2. The concentration is 0.1%, the concentration of the foaming agent FA-3 is 0.5%, the concentration of foam stabilizer FS-3 or FS-4 is 0.03% ~ 0.05%, the bubble volume 600mL, the half life of the foam 95min. The formula has good temperature resistance, salt resistance, stability and oil defoaming performance. (2) the optimization of the injection parameters of the foam system is studied. Three groups of permeability grades are established by parallel high and low permeability cores. The difference (set value is: 3,6,9), the gas and liquid ratio, which has the best profile improvement effect under the different gradation, is 2:1,1:1,1:1, the injection speed is 0.6mL/min, 0.8mL/min, 0.6mL/min, the size of the slug is 0.2PV, 0.3PV, 0.3PV, and the injection mode is the same time injection of gas and liquid, and the foam is observed by the visualization model. The improvement process of the water absorption section of the medium; (3) the evaluation of the oil displacement effect of the foam system was carried out. The improvement effect of the foam to the parallel core combination was improved with the increase of the difference of the residual oil saturation of the low permeability core. After water flooding, the foam flooding was adopted in the three groups of parallel cores, and the oil recovery rate increased by 20.33%, 25.48%, 12. respectively. 81%, the increasing amplitude increases with the increase of the permeability gradation and then decreases; (4) the construction scheme design and application effect of the typical well group are analyzed. The field pilot test well group has obtained good water control effect: the average daily oil production of the construction well group is increased by 8.4t /d, and the average water production rate of the single well is reduced by 26.3%. based on 2 well The study on the nitrogen foam flooding technology in the J1s21 reservoir in the area has a certain reference for the research and application of the low permeability reservoir in the Mobei oilfield to improve the oil recovery technology.

【學位授予單位】：西南石油大學
【學位級別】：碩士
【學位授予年份】：2017
【分類號】：TE357.46

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本文編號：1851368