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渤海稠油油藏具有油层非均质性严重、渗透率高和原油黏度高等特点,常规注水开采时油井产能低,开发效果差,亟待采取强化措施来改善水驱开发效果。本文以油藏工程、物理化学和热力学为理论指导,以物理模拟和数值模拟等为技术手段,以渤海NB35-2油藏储层地质和流体为实验平台,开展了聚合物凝胶调驱、多元热流体吞吐(热采)和“调驱+热采”联合作业物理模拟和数值模拟研究,并在NB35-2油田南区的B6和B20m井组进行矿场试验。物理模拟研究表明,与采用向岩心内注入高温高压热流体或电加热实验方法相比较,采用在岩心中各个区域饱和不同黏度原油来模拟热采过程的方法,不仅能够比较客观地模拟热采过程中储层内原油黏度分布状况,而且实验可操作性好、成本低。与单独热采或调驱措施相比较,“调驱+热采”联合作业增油效果较好,采收率增幅大于二者之和,表现出独特协同效应。数值模拟研究表明,影响水井调驱效果的主要因素有:调驱段塞尺寸、聚合物浓度和调驱间隔时间等,影响油井多元热流体吞吐效果的主要因素有:多元热流体周期注入量、多元热流体吞吐周期、多元热流体温度、注多元热流体速度和焖井时间。从采收率增幅来看,“调驱+热采”联合作业采收率增幅大于单独调驱和热采采收率增幅之和。依据室内研究成果和矿场储层条件,推荐B6和B20m井组“调驱+热采”工艺参数为:多元热流体周期注入量、多元热流体吞吐周期、注汽温度、注汽速度、焖井时间、注聚浓度、段塞尺寸、注聚时间间隔和采注比分别为:3500t、18个月、275℃、150t/d、3d、2800mg/L、0.08PV、12个月和1.4;B20m井组为:3500t、18个月、275℃、140t/d、3d、3000mg/L、0.06PV、12个月和1.4。B6和B20m井组“调驱+热采”联合作业后,B6井注入压力由实施前3.23MPa上升到9.25MPa,B20m井由0.09MPa上升到9.30MPa。由于注入压力大幅度提高,中低渗透层吸液压差增大,吸液量增加。此外,油井注入多元热流体后储层原油黏度大幅度降低,渗流阻力减小。截止到目前为止,B6和B20m井组累计增油分别为3.10×104m3和1.20×104m3,取得了明显增油降水效果,为渤海稠油高效开发提供了有效途径。