鲁克沁深层稠油油藏天然气吞吐开采方法研究及效果评价

【摘要】：鲁克沁构造带已发现三级储量1.54亿吨,油藏埋深2500米至3600米,属于不易开采的深层稠油油藏。由于井深,地层压力高,吸汽能力低,目前的蒸汽锅炉不能保证深层稠油井的有效注汽,注汽热采不适合此类油藏。而天然气是由石蜡族低分子饱和烃为主的烃类气体和少量非烃类气体组成的混合气体,经实验研究在适当的压力下天然气与原油多次接触能达到动态混相,具有较好的降粘效果。天然气中二氧化碳等酸性气体含量极少,与二氧化碳吞吐相比具有低腐蚀性,并且对生产的流体无污染性；在天然气储量丰富的西部油藏,天然气来源广,成本低,注入的天然气还可以回收利用,降低了开采成本,为深层稠油油藏注天然气吞吐开采提供了可能。 鲁克沁油田位于新疆鄯善县鲁克沁乡,油田构造位置处于吐哈盆地吐鲁番拗陷台南凹陷北部鲁克沁构造带,分为东区、中区和西区。1994年艾参1井三叠系克拉玛依组钻遇大套稠油油砂,完井试油见到了少量稠油。1995年11月6日玉东1井,获日产稠油15.0方的工业油流,发现了鲁克沁油田。截止2005年底,已累计上报新增探明含油面积17.46Km2,地质储量7839×104t,控制含油面积2.76Km2,地质储量617×104t,预测含油面积12.4Km2,地质储量3610×104t,三级储量共计12066×104t。其中西区探明石油地质储量3166×104t,预测石油地质储量267×104t,三级储量合计3433×104t。鲁克沁油田于1996年投入试采,累计动用石油地质储量1922×104t,建成原油生产能力14.5×104t。截止目前,油井总数76口,开井66口,单井平均日产油6.8t,采油速度0.65%,累计产油43.6×104t。水井3口,开井3口,日注水平182m3,累计注水5.22×104m3。 几年来,为了使深层稠油经济有效地投入开发,进行了油田地质、油藏工程及钻采工艺等方面的技术攻关,开展了大量的室内实验和矿场试验,已经基本解决了埋深在3000m以内的稠油油藏的经济开采。而西区油藏埋深在3300-3700m,储层物性较差、单井产量低,为此试验区选择西区玉西1块中部,目的是实现油田经济有效开发。本文全面地总结了近几年在鲁克沁油田进行的一系列现场试验的经验成果以及室内研究成果,深入论证了鲁克沁深层稠油油藏注天然气吞吐开发的可行性,并通过对前期注水、注氮气单井吞吐、注天然气单井吞吐试验的实施阶段认识,制定了试验区的主要开发技术路线和技术政策,确定了水平井+直井天然气吞吐采油、直井注水补充能量的开发方式,在构造较完整,储层分布、厚度、物性等均能代表油藏整体特征的玉西1块部署水平井+直井混合注采的开发试验区井网。希望通过该方案的实施,落实井型、井网、产能、开发技术政策等与鲁克沁深层稠油油藏整体开发密切相关的关键问题,进一步提高油田开发的经济效益。 本文针对吐哈鲁克沁油田中区的现场试验,将注天然气的物理技术和数值模拟技术相结合,对天然气吞吐开采机理和在鲁克沁深层稠油油田的可行性进行研究、对天然气吞吐参数进行了优化调整、对鲁克沁深层稠油油田天然气吞吐方式进行设计。通过实验数据拟合,确定了数值模拟中的流体状态参数；采用组分数值模拟技术研究了油藏特征参数中的油藏深度、温度及渗透率和注采参数中的生产周期、单轮次注气量、井口注气压力、注气速度、焖井时间、周期产油量等对天然气吞吐的影响及影响规律,根据影响因素的研究对吐哈鲁克沁油田典型区块进行了参数优化设计；在此基础上对注天然气吞吐开采进行了矿场实验和效果评 【关键词】：深层稠油 天然气吞吐 数值模拟 优化设计 效果评价
【学位授予单位】：长江大学
【学位级别】：硕士
【学位授予年份】：2012
【分类号】：TE377
【目录】：

• 摘要4-6
• Abstract6-8
• 目录8-10
• 第一章 绪论10-15
• 1.1 引言10-15
• 1.1.1 研究目的和意义10-11
• 1.1.2 国内外研究现状11-13
• 1.1.3 研究内容和技术路线13-15
• 第二章 鲁克沁油田天然气吞吐开采机理15-35
• 2.1 注气基本理论15-17
• 2.1.1 注气混相驱15-16
• 2.1.2 注气非混相驱16
• 2.1.3 重力驱替16-17
• 2.1.4 保持地层压力17
• 2.2 鲁克沁油田天然气吞吐开采机理17-24
• 2.2.1 饱和气降低原油粘度18
• 2.2.2 降低界面张力18-19
• 2.2.3 抽提原油中的轻质组分19-20
• 2.2.4 泡沫油分散降粘20-23
• 2.2.5 非平衡态粘度分布规律的测定结果23-24
• 2.3 稠油溶解气驱渗流数学模型24-35
• 2.3.1 状态方程的选择24-27
• 2.3.2 溶解气驱渗流数学模型27-35
• 第三章 鲁克沁油田天然气吞吐可行性分析35-76
• 3.1 、天然气吞吐降粘室内实验研究35-69
• 3.1.1 实验样品基本性质评价35-42
• 3.1.2 非多孔介质稠油与天然气混溶降粘实验及效果评价42-48
• 3.1.3 非多孔介质稠油与天然气混溶降粘效果对比分析48-49
• 3.1.4 多孔介质稠油与天然气混溶降粘实验及效果评价49-55
• 3.1.5 多孔介质稠油与天然气混溶降粘效果对比分析55-58
• 3.1.6 油藏储渗单元模型天然气多轮次吞吐模拟实验及效果评价58-69
• 3.2. 天然气吞吐仿真物理模拟69-72
• 3.2.1 单纯天然气吞吐仿真物理模拟实验69-71
• 3.2.2 从实验中总结天然气吞吐过程中的分区渗流模型71-72
• 3.3 鲁克沁油田天然气吞吐适应性评价72-76
• 第四章 天然气吞吐的影响因素及开发设计76-99
• 4.1 PVT拟合76-77
• 4.2 吞吐工程参数设计77-86
• 4.2.1 地质建模77
• 4.2.2 吞吐参数影响因素及注采参数优化研究77-86
• 4.3 天然气吞吐轮次86-88
• 4.4 开发方式研究88-92
• 4.5 补充能量设计92-95
• 4.5.1 注水温度92-93
• 4.5.2 注入能力93-94
• 4.5.3 压力保持水平及注水时机94-95
• 4.5.4 配注量95
• 4.6 水平井设计95-97
• 4.6.1 水平井长度及方向95-96
• 4.6.2 水平井位置96-97
• 4.7 井距97-99
• 第五章 应用及效果评价99-106
• 5.1 鲁克沁油田概况99-102
• 5.1.1 鲁克沁油田区域地质特征99-100
• 5.1.2 勘探开发概况100-102
• 5.2 单井天然气吞吐实验102-106
• 5.2.1 原油粘度大幅降低103-104
• 5.2.2 单井产量明显提高104-106
• 结论106-107
• 致谢107-108
• 参考文献108-111
• 个人简介111-112

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