本文關(guān)鍵詞：扶余油田熱采可行性研究與試驗(yàn)，由筆耕文化傳播整理發(fā)布。

【摘要】：稠油油藏?zé)岵傻闹饕椒壳鞍ㄕ羝掏�、蒸汽�?qū)、火燒油層、熱水驅(qū)等,它們利用的主要原理是原油粘度對(duì)溫度具有極高的敏感性。隨著原油所在環(huán)境溫度的升高,其粘度會(huì)極大地降低,且油相粘度越大,這種下降趨勢(shì)越顯著,原油流動(dòng)性獲得改善,使在地層中的稠油在現(xiàn)有技術(shù)條件下能夠被采出。本課題主要利用水蒸汽的熱力學(xué)原理,通過調(diào)研相關(guān)熱力學(xué)研究人員的研究結(jié)果,比較和分析相關(guān)研究成果與扶余油田實(shí)際差異,根據(jù)室內(nèi)物理模擬和數(shù)值模擬結(jié)果指導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn),結(jié)合室內(nèi)實(shí)驗(yàn)和現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)結(jié)果評(píng)價(jià)扶余油田熱采可行性。本文分析了扶余油田探91區(qū)塊油藏構(gòu)造特征、儲(chǔ)層特征、地層流體特征,并以此為基礎(chǔ),深入開展地層剩余油分布分析。在地質(zhì)研究的基礎(chǔ)上通過三維地質(zhì)建模、等時(shí)地質(zhì)模型、水驅(qū)生產(chǎn)動(dòng)態(tài)歷史擬合研究試驗(yàn)區(qū)的剩余油分布規(guī)律。從縱向來看,在常規(guī)水驅(qū)過程中,由于油水的密度差異形成的重力分異作用,使得注入水易于驅(qū)替油層中下部原油,從而使得在數(shù)值模擬歷史擬合結(jié)束時(shí)刻,油藏中下部剩余油相對(duì)貧瘠,而上部的原油被動(dòng)用量少;從橫向來看,在井網(wǎng)控制程度相對(duì)較差的井間部位,剩余油相對(duì)富集;在井網(wǎng)控制程度相對(duì)較好的區(qū)域,剩余油相對(duì)較少。另外,在并網(wǎng)不完善的邊部或斷層附近,也是剩余油富集的地方。針對(duì)探91區(qū)塊,在室內(nèi)開展了油藏精細(xì)靜態(tài)描述研究、剩余油分布定量化研究、油藏原油粘度特征再認(rèn)識(shí)、注入水冷傷害研究、蒸汽吞吐傷害研究、儲(chǔ)層熱物性研究、巖石滲流物理特征研究、驅(qū)油效率實(shí)驗(yàn)�，F(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)已實(shí)施289口蒸汽吞吐,提高了稠油區(qū)的整體開發(fā)水平,區(qū)塊產(chǎn)油量、采油速度明顯上升,含水大幅度下降,在試驗(yàn)期期間,累積產(chǎn)液:1150t--2000t;日產(chǎn)油:140t--500t;含水率:92%---75%;采油速度:0.5%---2.5%;在試驗(yàn)的基礎(chǔ)上進(jìn)一步開展了集團(tuán)注氣,結(jié)果顯示,64口生產(chǎn)井的總注汽量76100方,平均單井注汽量1200方,注汽強(qiáng)度平均65方/米。按實(shí)際生產(chǎn)天數(shù)統(tǒng)計(jì),54口抽油井累積實(shí)際生產(chǎn)3154天,累計(jì)產(chǎn)油6022噸,累計(jì)增產(chǎn)原油4027噸,平均單井增油74.6t,平均單井日產(chǎn)油1.9t,平均含水81.6%,取得了較好的效果。
【關(guān)鍵詞】：蒸汽吞吐 類稠油 油藏描述 采收率 粘度
【學(xué)位授予單位】：東北石油大學(xué)
【學(xué)位級(jí)別】：碩士
【學(xué)位授予年份】：2016
【分類號(hào)】：TE357.44
【目錄】：

• 摘要4-5
• ABSTRACT5-7
• 創(chuàng)新點(diǎn)摘要7-11
• 第一章 緒論11-16
• 1.1 研究目的與意義11-12
• 1.2 稠油技術(shù)發(fā)展現(xiàn)狀12
• 1.3 注蒸汽開采技術(shù)12-13
• 1.4 生產(chǎn)管理指標(biāo)13-14
• 1.4.1 經(jīng)濟(jì)效益指標(biāo)13
• 1.4.2 評(píng)價(jià)指標(biāo)相互關(guān)系分析13-14
• 1.5 開發(fā)評(píng)價(jià)指標(biāo)分類14-15
• 1.5.1 開發(fā)技術(shù)指標(biāo)14-15
• 1.5.2 開發(fā)評(píng)價(jià)指標(biāo)篩選15
• 1.6 研究?jī)?nèi)容15
• 1.7 技術(shù)路線15-16
• 第二章 油田基本情況16-32
• 2.1 自然地理?xiàng)l件16
• 2.2 基本地質(zhì)概況16-21
• 2.2.1 區(qū)域構(gòu)造位置16-17
• 2.2.2 構(gòu)造特征17-19
• 2.2.3 儲(chǔ)層特征19-21
• 2.2.4 儲(chǔ)量資源狀況21
• 2.3 油田開發(fā)簡(jiǎn)況21-27
• 2.3.1 開發(fā)簡(jiǎn)況21-27
• 2.3.2 開發(fā)現(xiàn)狀27
• 2.4 存在主要問題27-32
• 2.4.1 水井井況差的問題27
• 2.4.2 井網(wǎng)不適應(yīng)的問題27-28
• 2.4.3 無效水循環(huán)的問題28-30
• 2.4.4“類稠油”開發(fā)效果差的問題30-32
• 第三章 前期技術(shù)準(zhǔn)備及技術(shù)路線32-59
• 3.1 調(diào)整前存在主要問題32-35
• 3.1.1 井況差32-33
• 3.1.2 分注狀況差33
• 3.1.3 注采井網(wǎng)不適應(yīng)33-34
• 3.1.4 地面系統(tǒng)老化嚴(yán)重34-35
• 3.2 扶余油田二次開發(fā)前井網(wǎng)調(diào)整進(jìn)展35
• 3.3 扶余油田二次開發(fā)總戰(zhàn)略35
• 3.4 扶余油田二次開發(fā)階段進(jìn)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 精細(xì)油藏描述技術(shù)37-43
• 3.5.1 精細(xì)構(gòu)造研究技術(shù)37-38
• 3.5.2 精細(xì)儲(chǔ)層描述技術(shù)38-40
• 3.5.3 油品性質(zhì)研究技術(shù)40-41
• 3.5.4 剩余油研究技術(shù)41-43
• 3.6 井網(wǎng)井況調(diào)整治理技術(shù)43-55
• 3.6.1 井網(wǎng)優(yōu)化設(shè)計(jì)技術(shù)43-45
• 3.6.2 鉆采工程配套技術(shù)45-51
• 3.6.3 井況治理技術(shù)51-55
• 3.7“類稠油”開發(fā)技術(shù)55-59
• 3.7.1 蒸汽吞吐55-57
• 3.7.2 蒸汽驅(qū)57-59
• 第四章 熱采可行性研究與試驗(yàn)59-97
• 4.1 技術(shù)提出59
• 4.2 技術(shù)思路59-60
• 4.3 技術(shù)攻關(guān)60-73
• 4.3.1 油藏精細(xì)描述技術(shù)60-67
• 4.3.2 物理模擬技術(shù)67-70
• 4.3.3 數(shù)值模擬技術(shù)70-73
• 4.4 蒸汽吞吐熱采試驗(yàn)73-85
• 4.4.1 區(qū)塊概況73-75
• 4.4.2 單井試驗(yàn)75-76
• 4.4.3 井位部署76-77
• 4.4.4 試驗(yàn)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 集團(tuán)注汽施工85-97
• 4.5.1 2011年集團(tuán)注汽的總結(jié)認(rèn)識(shí)85-86
• 4.5.2 集團(tuán)注汽方式確定86
• 4.5.3 選區(qū)86
• 4.5.4 總體部署及施工要求86
• 4.5.5 集團(tuán)注汽效果分析與評(píng)價(jià)86-97
• 結(jié)論97-98
• 參考文獻(xiàn)98-101
• 作者簡(jiǎn)介、發(fā)表文章及研究成果目錄101-102
• 致謝102-103

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