【摘要】：大慶外圍致密油藏儲(chǔ)量十分豐富,但由于儲(chǔ)層巖石滲透率和孔隙度都極低,自身吸液或采出能力難以滿足正常開(kāi)發(fā)需求,致使原油資源不能高效開(kāi)發(fā)利用。近年來(lái),隨著縫網(wǎng)壓裂技術(shù)在致密油藏開(kāi)發(fā)中的應(yīng)用,致密油儲(chǔ)量動(dòng)用程度大幅度提高。隨壓裂井生產(chǎn)時(shí)間延長(zhǎng),地層能量消耗且無(wú)法得到有效補(bǔ)充,致使產(chǎn)量遞減較快、采出程度較低。由于致密油藏儲(chǔ)層巖石通常具有弱親水性,所以如何在保持地層壓力的同時(shí)將滲吸采油技術(shù)與縫網(wǎng)壓裂技術(shù)相結(jié)合來(lái)提高采收率受到了石油科技工作者高度重視。為了證實(shí)上述技術(shù)路線的可行性,本文以膠體表面化學(xué)、物理化學(xué)和油藏工程等為理論指導(dǎo),以化學(xué)分析、物理模擬和數(shù)值模擬等為技術(shù)手段,以大慶致密油藏(M8塊和P333塊)為研究對(duì)象,以界面張力、潤(rùn)濕性和采收率等為評(píng)價(jià)指標(biāo),開(kāi)展了弱親水人造巖心研制、滲吸液篩選以及其油藏適應(yīng)性評(píng)價(jià)、滲吸采油效果影響因素研究、注入工藝參數(shù)優(yōu)化設(shè)計(jì)和試驗(yàn)效果分析。實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明,(1)通過(guò)對(duì)環(huán)氧膠結(jié)物改性可改變?nèi)嗽鞄r心潤(rùn)濕性,調(diào)整改性環(huán)氧樹(shù)脂與環(huán)氧樹(shù)脂比例可改變?nèi)嗽鞄r心潤(rùn)濕性;(2)與單純水溶液相比,表面活性劑溶液可有效提高滲吸采收率。對(duì)于大慶油田M8區(qū)塊,污水配制“ZWB”表面活性劑(3000mg/L)時(shí)滲吸采油效果較好,清水配制“DWS”(2000mg/L)時(shí)滲吸采油效果較好。對(duì)于P333區(qū)塊,“CY”表面活性劑溶液(3000mg/L)滲吸采油效果較好,采收率增幅較高。(3)表面活性劑滲吸液具有改變巖心孔隙表面潤(rùn)濕性和降低油水界面張力雙重功效,在選擇滲吸采油用表面活性劑時(shí),應(yīng)在改變界面張力提高洗油效率的同時(shí)兼顧界面張力對(duì)滲吸動(dòng)力(毛管力)的影響,不必一味追求過(guò)低油水界面張力,否則滲吸過(guò)程中毛管力作用將減弱,滲吸強(qiáng)度降低,滲吸采收率降低。(4)與普通表面活性劑滲吸液相比較,由“表面活性劑+助排劑”所構(gòu)成助排型滲吸液具有降低原油黏度、補(bǔ)充儲(chǔ)層能量和滲吸驅(qū)替采油等多種功效,可以取得較好滲吸采油和舉升效果。(5)裂縫參數(shù)對(duì)縫網(wǎng)裂縫巖心滲吸效果存在影響,隨縫網(wǎng)巖心主縫長(zhǎng)度和分支縫條數(shù)增加,滲吸面積增大,滲吸液與巖心內(nèi)部原油“油水交滲”作用增強(qiáng),“滲吸劑+助排劑”滲吸采收率增加,但增幅逐漸減小。(6)采用CMG軟件開(kāi)展了滲吸采油效果及其影響因素?cái)?shù)值模擬研究,確定了不同區(qū)塊各井注入?yún)?shù)影響滲吸開(kāi)發(fā)效果主次順序?yàn)?(1)M38-S63井,注入量吞吐周期燜井時(shí)間注入速度;(2)MJ36-S631井,注入量注入速度吞吐周期燜井時(shí)間;(3)PF150-392井,注入量注入速度投產(chǎn)速度燜井時(shí)間;(4)PF154-372井,注入量燜井時(shí)間注入速度投產(chǎn)速度;(5)PF156-372井,燜井時(shí)間注入量投產(chǎn)速度注入速度;(6)PF158-372井,注入量注入速度燜井時(shí)間投產(chǎn)速度。利用數(shù)值模擬技術(shù)優(yōu)化了滲吸采油注入工藝參數(shù),當(dāng)原油價(jià)格按2800元/t時(shí),預(yù)計(jì)優(yōu)化滲吸采油工藝“產(chǎn)出/投入”大于3.0。(7)當(dāng)水井射開(kāi)油層有效厚度較大、物性較好、與周圍油井連通性較差時(shí),可將水井轉(zhuǎn)為滲吸采油井。對(duì)于具有上述儲(chǔ)層特征水井,例如肇166-38區(qū)塊中肇166-38和肇170-38井,注水前對(duì)其實(shí)施高壓水射流側(cè)鉆工藝改造,可以增加滲吸作用面積,提高滲吸采油效果。M8區(qū)塊3口井表面活性劑滲吸采油試驗(yàn)效果較差,主要影響因素包括關(guān)井后地層未形成有效憋壓、儲(chǔ)層巖石孔隙中流體可動(dòng)性減弱、生產(chǎn)壓差不能滿足實(shí)際需求和儲(chǔ)層孔隙內(nèi)含油飽和度較低。(8)滲吸采油是致密油藏開(kāi)發(fā)的有效技術(shù)手段,但由于儲(chǔ)層巖石物性、縫網(wǎng)壓裂施工技術(shù)、滲吸液油藏適應(yīng)性和注入工藝參數(shù)等方面因素影響,現(xiàn)有礦場(chǎng)試驗(yàn)效果與預(yù)期目標(biāo)相差甚遠(yuǎn),還必須加強(qiáng)縫網(wǎng)壓裂技術(shù)和滲吸采油機(jī)理研究。
【圖文】：

圖 2-2 不同主縫數(shù)量條件下仿真模型結(jié)構(gòu)示意圖Fig.2-2 Schematic diagram of simulation model under the different main crack number模型數(shù)量：3 塊；基質(zhì)滲透率：5×10-3μm2。②不同條數(shù)分支縫仿真模型環(huán)氧樹(shù)脂組成：改性環(huán)氧樹(shù)脂與環(huán)氧樹(shù)脂比例為 0.8:5；主縫：裂縫為垂直縫，長(zhǎng)度 15cm；分支縫條數(shù)：垂直縫，4 條、8 條、16 條，，在主裂縫兩端對(duì)稱布置，延主裂縫方向5cm 和 10cm 處布置，裂縫長(zhǎng)度依次減小，近井端分支縫長(zhǎng)度為 4cm、3cm 和 2cm，遠(yuǎn)井端分支縫長(zhǎng)度為 3cm、2cm 和 1cm，見(jiàn)圖 2-3；

圖 2-2 不同主縫數(shù)量條件下仿真模型結(jié)構(gòu)示意圖Fig.2-2 Schematic diagram of simulation model under the different main crack number模型數(shù)量：3 塊；基質(zhì)滲透率：5×10-3μm2。②不同條數(shù)分支縫仿真模型環(huán)氧樹(shù)脂組成：改性環(huán)氧樹(shù)脂與環(huán)氧樹(shù)脂比例為 0.8:5；主縫：裂縫為垂直縫，長(zhǎng)度 15cm；分支縫條數(shù)：垂直縫，4 條、8 條、16 條，在主裂縫兩端對(duì)稱布置，延主裂縫方向5cm 和 10cm 處布置，裂縫長(zhǎng)度依次減小，近井端分支縫長(zhǎng)度為 4cm、3cm 和 2cm，遠(yuǎn)井端分支縫長(zhǎng)度為 3cm、2cm 和 1cm，見(jiàn)圖 2-3；
【學(xué)位授予單位】：東北石油大學(xué)
【學(xué)位級(jí)別】：博士
【學(xué)位授予年份】：2018
【分類號(hào)】：TE357

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本文編號(hào)：2592450