【摘要】：魯克沁擴大試驗區(qū)位于TY區(qū)塊,自1998年開始進行水驅(qū)開發(fā),截止到2015年3月底,油井總數(shù)41口,水井13口,累積注水129.12×104m3,累積產(chǎn)油53.88×104t,綜合含水率74.7%,采出程度僅7.32%OOIP,油層中剩余大量原油未被采出,仍具有大幅度提高采收率的潛力。2015年4月先導(dǎo)試驗區(qū)開展了泡沫驅(qū)油試驗。其中先導(dǎo)試驗區(qū)共4口注水井,19口油井。開展泡沫驅(qū)后,大部分油井日產(chǎn)油量增加,綜合含水率大幅度下降;吸水剖面得到了明顯改善,其中TY203井、TY3-3井的Hall曲線斜率上升幅度較大。截止到2015年10月,先導(dǎo)試驗區(qū)累積增油0.9×104t3,綜合含水率下降10%,因此泡沫驅(qū)可能是提高中溫高鹽稠油油藏采收率的一種有效辦法。根據(jù)先導(dǎo)試驗區(qū)的生產(chǎn)動態(tài)分析發(fā)現(xiàn),仍有部分油井增產(chǎn)效果不明顯,僅僅起到了控水的作用,更有少數(shù)油井不僅產(chǎn)量沒有提高,綜合含水率依然居高不下。通過分析發(fā)現(xiàn),注采比例、泡沫段塞大小、氣/液比、交替周期及注采速度可能是影響泡沫驅(qū)提高采收率的關(guān)鍵。因此,為了能更好的將泡沫驅(qū)技術(shù)應(yīng)用于整個魯克沁油藏的開發(fā),需對擴大區(qū)方案設(shè)計進行優(yōu)化,進一步評價泡沫驅(qū)的驅(qū)油效果。在完成擴大試驗區(qū)地質(zhì)模型的建立及生產(chǎn)動態(tài)擬合的前提下,對水驅(qū)開發(fā)進行了預(yù)測,當(dāng)全區(qū)綜合含水上升到90%時,水驅(qū)采收率為15.26%,累積產(chǎn)油111.50×104t。目前確定使用的泡沫驅(qū)油體系為C DHY-4、有效濃度0.1%(1000mg/L),通過對泡沫驅(qū)注入程序、注入方式及段塞大小的優(yōu)化后,確定泡沫深部調(diào)驅(qū)和泡沫調(diào)驅(qū)2種方案。其中泡沫深部調(diào)驅(qū)最終參數(shù):主段塞為0.2PV、起泡劑CDHY-4濃度(有效)0.1%,前置段塞濃度為0.2%、段塞大小為0.003PV,氣/液比1.0/1.0,氣液交替周期為45d,注入速度為目前實際工作制度的1.5倍。泡沫調(diào)驅(qū)最終參數(shù):主段塞為0.45PV、起泡劑CDHY-4濃度(有效)0.1%,前置段塞濃度為0.2%、前置段塞大小為0.02PV,氣/液比1.0/1.0,交替周期為60d、注入速度為目前實際工作制度的2.0倍。
[Abstract]:The Lukeqin extension pilot area is located in TY block and has been developed by water flooding since 1998. By the end of March 2015, there were 41 wells and 13 wells. Cumulative water injection of 129.12 脳 10 ~ 4 m ~ 3, cumulative oil production of 53.88 脳 10 ~ (4) t, comprehensive water cut of 74.7%, recovery degree of only 7.32 OOIP.The remaining large amount of crude oil in the reservoir has not been produced, which still has the potential of greatly improving oil recovery. Foam flooding test was carried out in the pilot zone in April 2015. Among them, there are 4 water injection wells and 19 wells in pilot test area. After foam flooding, the daily oil production of most wells increased, the comprehensive water cut decreased significantly, and the water absorption profile was obviously improved, among which the slope of Hall curve of TY203 well TY3-3 was increased greatly. As of October 2015, the cumulative oil increase of 0.9 脳 10 ~ 4t ~ (3) and the decrease of water cut by 10% in the pilot test area, foam flooding may be an effective method to improve the recovery efficiency of heavy oil reservoirs with medium temperature and high salt. According to the analysis of the production performance in the pilot test area, it is found that some oil wells have no obvious effect on increasing production and only play the role of water control, and a few wells not only have no increase in production, but also have a high comprehensive water cut. It is found that the ratio of injection and production, the size of foam slug, the ratio of gas to liquid, the alternate period and the injection / production rate may be the key factors to improve the recovery efficiency of foam flooding. Therefore, in order to better apply foam flooding technology to the development of the whole Lukeqin reservoir, it is necessary to optimize the scheme design of the expanded area and further evaluate the flooding effect of foam flooding. On the premise of establishing the geological model of the expanded test area and fitting the production dynamics, the water drive development is predicted. When the comprehensive water cut in the whole area rises to 90, the water drive recovery is 15.26 and the cumulative oil production is 111.50 脳 10 ~ 4 t. At present, the foam flooding system is determined to be C DHY-4, effective concentration 0.1% (1000mg/L). Through the optimization of foam flooding procedure, injection mode and slug size, two schemes of deep foam flooding and foam flooding are determined. The final parameters of deep foam flooding are as follows: the main slug is 0.2 PVD, the foaming agent CDHY-4 concentration is 0.1, the former slug concentration is 0.2, the slug size is 0.003 PVR, the ratio of gas to liquid is 1.0 / 1.0, the gas-liquid alternate cycle is 45 days, and the injection rate is 1.5 times that of the current actual working system. The final parameters of foam flooding are as follows: the main slug is 0.45 PVD, the foaming agent CDHY-4 concentration is 0.1%, the pre-slug concentration is 0.2, the pre-slug size is 0.02 PVV, the ratio of gas to liquid is 1.0 / 1.0, the alternate cycle is 60 days, and the injection rate is 2.0 times that of the current actual working system.
【學(xué)位授予單位】：成都理工大學(xué)
【學(xué)位級別】：碩士
【學(xué)位授予年份】：2017
【分類號】：TE357.46

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本文編號：2211480