本文關鍵詞：TH油田X區(qū)注氮氣提高采收率實驗評價　出處：《西南石油大學》2017年碩士論文　論文類型：學位論文

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【摘要】：TH油田X區(qū)塊儲層平均孔隙度12.4%,滲透率7.87mD,飽和壓力下原油粘度1.3367mPa·s,是典型的低滲透稀油油藏。經(jīng)過20多年的注水開發(fā),目前已進入水驅開發(fā)中后期階段,面臨含水率高、產量遞減快、注水壓力過高、波及效率較低等問題,為了進一步提高原油采收率亟需開展注氣可行性評價研究。本文以X區(qū)塊實際儲層巖心及流體樣品,通過一系列室內物理模擬實驗,分析油田注氣的可行性及合理的注氣開發(fā)方式,主要取得了以下結論與認識:(1)注氣膨脹實驗與固相沉積實驗結果表明:注入N2和烴類氣均能使原油膨脹、降低原油粘度、改善原油的物性參數(shù)增加其流動性;相比較于N2,烴類氣降粘效果及溶解原油的能力較好;注入氣主要抽提原油中的輕組分,導致原油密度越來越大,但注入兩種氣體后原油均不會產生固相沉積現(xiàn)象。(2)細管實驗表明:實際測試N2在地層破裂壓力條件下不能達到混相狀態(tài),烴類氣混相壓力為41.13MPa;在地層壓力29MPa條件下,兩種注入氣體驅油效率分別為36.9%、66.86%,因此在X區(qū)塊只能實現(xiàn)非混相驅的注氣方式(3)不同注入氣體長巖心實驗表明:水驅后注氣驅均能提高原油采收率;注C02提高幅度最大為23.36%,其次為注煙道氣提高幅度為13.16%、烴類氣提高幅度為8.76%、N2提高幅度為6.74%。(4)不同注入方式下氣水交替驅長巖心實驗表明:注N2及烴類氣時,0.05HCPV段塞驅替效果最好、0.1HCPV提高采收率幅度次之、0.15HCPV效果最差;氣水比為1:2時提高采收率幅度最大為16.71%、氣水比1:1提高幅度為10.88%、氣水比2:1提高幅度為 8.96%。
[Abstract]:TH X oil reservoir average porosity is 12.4%, the permeability of 7.87mD 1.3367mPa s, the viscosity of crude oil saturation pressure, is a typical low permeability oil reservoir. Water after 20 years of development, has entered the water flooding in the late stages of development, with high moisture content, rapid production decline, water injection pressure is too high, and the problem of efficiency low, in order to further improve the recovery rate of the urgent need to carry out research to evaluate the feasibility of gas injection in block X of crude oil. The actual reservoir core and fluid samples, through a series of physical simulation experiments, the feasibility analysis of oil gas injection and reasonable gas injection development way, has made the following main conclusions: (1) gas injection swelling experiment and solid deposition experiment results show that the injection of N2 and hydrocarbon gas can make oil swelling, reduce oil viscosity, improve the physical parameters of crude oil increases its liquidity; compared to the N2, viscosity reducing effect of hydrocarbon gas And the good ability to dissolve crude oil; gas extraction group injected light in crude oil, resulting in crude oil density increasing, but the two kinds of gas injection after crude oil will not have a solid deposition phenomenon. (2) experimental results show that the actual test tube in N2 formation fracture pressure under the condition of not miscible hydrocarbon gas mixed state. Pressure is 41.13MPa; the formation pressure under the condition of 29MPa, two kinds of gas injection displacement efficiency were 36.9%, 66.86%, so in the X block can only achieve non miscible gas injection method (3) different injection long core experiments show that gas: gas injection flooding after water flooding can enhance oil recovery injection; C02 increased the maximum rate of 23.36%, followed by injection of flue gas is increased by 13.16%, hydrocarbon gas is increased by 8.76%, N2 increased by 6.74%. (4) of different injection modes under water alternating gas flooding long core experiments show that injecting N2 and hydrocarbon gas, 0.05HCPV slug The best effect is 0.1HCPV, and the 0.15HCPV is the worst. When the ratio of gas to water is 1:2, the maximum recovery is 16.71%, the increase of 1:1 is 10.88%, and the ratio of gas to water is increased by 8.96%..

【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】：TE357.7

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本文編號：1367180