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高温管式模型驱油效率实验结果 温度 °C 驱替方式 Soi,% ED,% Sor 驱替PV数 60 水驱 68.6 48.8 35.1 14.5 水+剂 68.4 54.7 31.0 14.5 水+剂+气 68.4 65.2 23.8 13.1 80 水驱 69.9 58.1 29.3 13.7 水+剂 69.6 61.5 26.8 13.7 水+剂+气 68.7 73.4 18.3 13.6 120 水驱 68.9 61.4 26.6 15.1 水+剂 68.2 64.2 24.4 15.1 水+剂+气 68.5 76.0 16.4 15.3 200 水驱 65.1 63.8 23.5 15.0 水+剂 64.8 66.1 21.9 14.9 水+剂+气 64.7 79.6 13.2 9.06 热水+ 氮气泡沫 段塞驱数模研究 注水速度 注水温度 井筒温度 泡沫驱替体积 泡沫驱替体积 泡沫驱段塞间隔 注入方式 CMG公司的STARS软件 冷43-46-556注水井组 热水+ 氮气泡沫 段塞驱 数模结果 对于冷43断块S32油层,与冷水驱相比,注热水及在热水中添加氮气泡沫能够进一步提高采收率。 热水驱时注水温度为80oC(井底)可获得最好的开采效果;注水速度为80t/d(注水强度1.2t/m.d)。井筒温度模拟计算结果表明:在此条件下对应的井口注水温度为110oC。 发泡剂最佳浓度为0.5%,气液比为1:1,累积注入0.1PV泡沫剂能够获得较好的开采效果。 段塞式注入比连续注入能够获得更好的经济效果,最优段塞大小为20d。 不同开采方案数值模拟对比 对冷43块S32油藏注水试验井组不同开采方案的数值模拟表明氮气泡沫段塞驱比水驱采收率有较大提高,推算氮气泡沫段塞驱最终采收率为24.5%,比冷水驱高8.5%。 冷43块S23油藏46-556井组不同开采方案对比表(0.1PV) 热水+ 氮气泡沫 段塞驱方案设计 注入顺序 注入物质 注入速度 浓度 注入压力 日注入量 注入时限 总注入量 1、第一段热水 热水 6.25m3/h ? 8~9MPa 150 m3 20d 3000 m3 2、第一段氮气 泡沫段塞 热水 6.25m3/h ? 8~9MPa 150 m3 20d 3000 m3 氮气 800m3/h ? ? 19200 m3 384000m3 发泡剂 0.094t/h 0.5% ? 2.25t 45t 3、第二段热水 热水 6.25m3/h ? 8~9MPa 150 m3 20d 3000 m3 4、第二段氮气 泡沫段塞 热水 6.25m3/h ? 8~9MPa 150 m3 60d 9000 m3 氮气 800m3/h ? ? 19200 m3 1152000m3 发泡剂 0.188t/h 1% ? 4.5t 270t 5、第三段热水 热水 6.25m3/h ? 8~9MPa 150 m3 30d 4500 m3 6、第三段氮气 泡沫段塞 热水 6.25m3/h ? 8~9MPa 150 m3 30d 4500 m3 氮气 800m3/h ? ? 19200 m3 576000m3 发泡剂 0.094t/h 0.5% ? 2.25t 67.5t 180d 211/382 热水+ 氮气泡沫 段塞驱工艺设计 热水和发泡剂在注水站混合,经地面保温管线输送到井口,热水+发泡剂从油管内注入,从环套管间注入氮气,氮气从泡沫发生器进入,带动泡沫发生器工作,形成均匀的泡沫一起注入地层。 热水+ 氮气泡沫 段塞驱效果预测 生产效果预测:冷43块原油储量为3464×104t,目前采出程度仅为7.04%。按原注水方式其原油采收率预计为12%左右,而在采用热水+氮气泡沫驱方案后,驱油效率可从38%增加到70%以上,预计其原油采收率可达20%以上,采收率提高约为10%,增加可采储量350×104t。预计该方案实施三年后其单井产量可增加1倍以上。 经济效果预测:在热水+氮气泡沫段塞驱开采方式下,其经济指标为:总投资9641.1万元,净现值为1960.2万元,投资回收期为1年。 ? 《热采稠油油藏开发模式》中提出的适于热水+氮气泡沫驱的适宜条件 a)油藏深度小于2000m; b)原油粘度(油层温度下脱气油)小于2000mPa·s; c)油层有效厚度大于10m,纯总厚度比不小于0.40; d)孔隙度不小于0.20,起始原油饱和度不小于0.45; e)渗透率大于200×10-3μm2; f)汽窜或普通注水效果不好。 冷43块S32油藏符合该开发方式的筛选标准 (二)氮气泡沫段塞驱试验 2001年在欢采127块进行了5口井试验,该区块目前地层压力仅
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