论文部分内容阅读
我国稠油资源辽阔，稠油油藏类型较多，但稠油密度大，粘度高，油藏埋藏较深，深层稠油区块原油流动性差，采出程度和动用程度较低的特点，给油田开发和原油的输送带来了很大困难。长期以来，国内外专家学者对稠油的开发方式和输送方式进行了大量研究，针对稠油的开发方式国际和国内主力油田主要采用热力采油技术。如目前较为常用并且比较成熟的蒸汽吞吐，蒸汽驱技术，正在试验探索阶段的蒸汽辅助重力驱油(SAGD)技术，以及长久以来饱受争议的火烧油层技术等;近年来中原油田在内蒙探区发现了一定规模的稠油地质储量，随着内蒙探区勘探不断深入，预计未来新发现稠油储量规模将不断增大，因此稠油开发取得突破迫在眉睫，有效开发动用这些稠油储量，对中原油田的稳定和发展具有非常重要的现实意义。多年来，虽然在内蒙探区开展了多次热采试验，2010年以来在多次赴胜利、河南、辽河油田调研学习的基础上，经反复论证，按先突破、再优化的工作思路，先后引进胜利油田水平井热采技术、河南油田薄互层直井热采技术和超临界锅炉等热采配套设备，针对不同类型稠油油藏，开展多种复合工艺热采试验，热采技术攻关取得阶段进展，并取得了一定成果和认识，但一方面受制于油藏条件,一方面受制于机理研究及参数优化技术尚不完善，稠油蒸汽复合吞吐试验经济效益亟待提高。主要存在两个问题:一是稠油蒸汽复合驱机理研究及实验研究积累不够;二是稠油蒸汽复合吞吐参数的优化，尤其是稠油降粘剂、CO7、N2的混合注入量优化尚不完善。为了进一步提高内蒙稠油开发效果，开展本项目研究，主要针对中原内蒙稠油油藏特点，开展蒸汽复合吞吐室内实验研究，进一步优化目标区块蒸汽复合吞吐注入方案，优化注入参数、进行矿场实际生产指标预测，确定最佳降粘剂注入量、最优注入方式以及最优段塞组合注入量，最终形成有效的开发技术政策，提高目标区块蒸汽复合吞吐的经济效益。
本论文以中原油田内蒙探区查干凹陷毛8块稠油蒸汽复合吞吐项目为研究背景，开展实验室热采研究，仔细分析油田矿厂实际资料，对原油物理性质进行分析，深入研究各项介质的不同驱油机理并以此为指导，广泛调研国内外针对稠油开发的论文及专著，并针对油田生产实际过程中遇到的问题，如原油粘度高、流动性差，地层非均质性差，地层渗透率较低，降粘剂混住比例使用量不确定，CO2、N7混合注入量优化及数值模拟优化研究等问题展开研究，通过设计实验室内水平井模型进行不同介质混注复合热采的实验研究，通过研究分析了不同注入介质、不同注入量对该区块稠油在实验室内水平井模型中的热采效果影响，分析了不同段塞组合方式的优缺点，优选了最佳方式下的混注比例，并结合矿场实际进行了实际生产参数的转化，对指导油田生产，提高油藏最终采收率具有参考意义。
论文研究内容及研究成果主要包括如下几个方面:1)广泛查阅文献，对N2，CO2驱油机理，油、水溶性降粘剂降粘机理进行调研，合理进行理论分析，对在实验过程中出现的实验现象进行了合理科学的解释;2)对稠油油藏蒸汽吞吐的开发条件进行介绍与筛选，分析了稠油油藏蒸汽吞吐开发效果的影响因素如原油粘度和密度、油层深度和有效厚度、油层压力、原始含油饱和度、储层岩性及渗透率等因素对开发效果的影响，并对蒸汽吞吐开采的增产机理进行分析;3)根据矿区生产的实际情况，结合毛8块第六周期注汽地质设计资料，根据水平井油层套管段长度、矿场实际蒸汽注入速度、矿场实际水平井吞吐扩散半径、实际地层参数、岩心渗透率、岩心孔隙度、地层原油原始含油饱和度及地层水物性等资料，进行室内水平井物理模拟模型实验设计;4)针对中原油田内蒙探区稠油特点及降粘剂样品，进行了稠油物理性质分析和油、水溶性降粘剂评价实验;并进行了混合热采开发方式研究;设计了单独注蒸汽(S)，蒸汽+降粘剂混合注入(DS)，蒸汽+二氧化碳混合注入(CS)，蒸汽+氮气混合注入(NS)，蒸汽+氮气+二氧化碳混合注入(CNS)，蒸汽+降粘剂+二氧化碳混合注入(DCS)，蒸汽十降粘剂+二氧化碳+氮气混合注入(DCNS)等不同开发方式，分析了不同开发方式及不同介质注入量对实验室内水平井模型生产效果的影响，分析了不同注入方式下的最优注入量，并优选了最佳实验方案。实验说明，混合注入效果好于单一介质注入效果，蒸汽+二氧化碳混注效果好于蒸汽+氮气混注，降粘剂高温热稳定性较差，降粘剂混注降粘效果不明显，蒸汽+二氧化碳+氮气混注效果好于蒸汽+二氧化碳混注;蒸汽+降粘剂+二氧化碳+氮气混注效果不明显，水平井开采效果欠佳;5)对实验中的实验结果进行实际生产参数的转化，并结合数值模拟结果进行拟合，为制定合理的开发方案及生产技术指标提供了数据参考。
关键技术及主要创新点:1)原油物性分析及油、水溶性降粘剂实验室评价方法分析;2)稠油DC/NS蒸汽复合吞吐物理模型实验设计;3)不同注入方式不同段塞组合及注入参数优化。
本论文以中原油田内蒙探区查干凹陷毛8块稠油蒸汽复合吞吐项目为研究背景，开展实验室热采研究，仔细分析油田矿厂实际资料，对原油物理性质进行分析，深入研究各项介质的不同驱油机理并以此为指导，广泛调研国内外针对稠油开发的论文及专著，并针对油田生产实际过程中遇到的问题，如原油粘度高、流动性差，地层非均质性差，地层渗透率较低，降粘剂混住比例使用量不确定，CO2、N7混合注入量优化及数值模拟优化研究等问题展开研究，通过设计实验室内水平井模型进行不同介质混注复合热采的实验研究，通过研究分析了不同注入介质、不同注入量对该区块稠油在实验室内水平井模型中的热采效果影响，分析了不同段塞组合方式的优缺点，优选了最佳方式下的混注比例，并结合矿场实际进行了实际生产参数的转化，对指导油田生产，提高油藏最终采收率具有参考意义。
论文研究内容及研究成果主要包括如下几个方面:1)广泛查阅文献，对N2，CO2驱油机理，油、水溶性降粘剂降粘机理进行调研，合理进行理论分析，对在实验过程中出现的实验现象进行了合理科学的解释;2)对稠油油藏蒸汽吞吐的开发条件进行介绍与筛选，分析了稠油油藏蒸汽吞吐开发效果的影响因素如原油粘度和密度、油层深度和有效厚度、油层压力、原始含油饱和度、储层岩性及渗透率等因素对开发效果的影响，并对蒸汽吞吐开采的增产机理进行分析;3)根据矿区生产的实际情况，结合毛8块第六周期注汽地质设计资料，根据水平井油层套管段长度、矿场实际蒸汽注入速度、矿场实际水平井吞吐扩散半径、实际地层参数、岩心渗透率、岩心孔隙度、地层原油原始含油饱和度及地层水物性等资料，进行室内水平井物理模拟模型实验设计;4)针对中原油田内蒙探区稠油特点及降粘剂样品，进行了稠油物理性质分析和油、水溶性降粘剂评价实验;并进行了混合热采开发方式研究;设计了单独注蒸汽(S)，蒸汽+降粘剂混合注入(DS)，蒸汽+二氧化碳混合注入(CS)，蒸汽+氮气混合注入(NS)，蒸汽+氮气+二氧化碳混合注入(CNS)，蒸汽+降粘剂+二氧化碳混合注入(DCS)，蒸汽十降粘剂+二氧化碳+氮气混合注入(DCNS)等不同开发方式，分析了不同开发方式及不同介质注入量对实验室内水平井模型生产效果的影响，分析了不同注入方式下的最优注入量，并优选了最佳实验方案。实验说明，混合注入效果好于单一介质注入效果，蒸汽+二氧化碳混注效果好于蒸汽+氮气混注，降粘剂高温热稳定性较差，降粘剂混注降粘效果不明显，蒸汽+二氧化碳+氮气混注效果好于蒸汽+二氧化碳混注;蒸汽+降粘剂+二氧化碳+氮气混注效果不明显，水平井开采效果欠佳;5)对实验中的实验结果进行实际生产参数的转化，并结合数值模拟结果进行拟合，为制定合理的开发方案及生产技术指标提供了数据参考。
关键技术及主要创新点:1)原油物性分析及油、水溶性降粘剂实验室评价方法分析;2)稠油DC/NS蒸汽复合吞吐物理模型实验设计;3)不同注入方式不同段塞组合及注入参数优化。