本文選題：杏2005井區(qū) + 儲層��； 參考：《西安石油大學(xué)》2015年碩士論文

【摘要】：本文以杏子川油田杏2005井區(qū)長4+5、長6儲層為研究對象,通過研究區(qū)地層劃分、構(gòu)造特征研究、砂體展布分析、儲層物性特征研究等油藏描述方法確定了該區(qū)油藏特征及類型。并通過該區(qū)儲層注水開發(fā)滲流特征研究,確定了影響注水開發(fā)效果的主要因素,利用注水開發(fā)技術(shù)政策相關(guān)技術(shù)手段對研究區(qū)進(jìn)行了注水優(yōu)化研究。研究表明,杏子川油田杏2005井區(qū)長4+5、長6儲層屬于低孔、特低滲透油藏,儲層孔隙類型為次生孔隙,以粒間溶孔為主,喉道類型主要為縮頸狀�？缀硖卣髦饕憩F(xiàn)為細(xì)小孔隙、微細(xì)喉道特征、喉道短而窄。該類儲層通過滲流特征研究結(jié)果顯示,該儲層油水兩相滲流區(qū)間較窄,偏親水,并存在啟動(dòng)壓力梯度及非線性滲流特征,通過應(yīng)力敏感性試驗(yàn)顯示,壓力的變化對儲層孔隙度影響不大,但是對儲層滲流率影響非常大,并且具有不可逆性。針對儲層壓敏問題建議油田開發(fā)中保持油井合理生產(chǎn)壓差,控制壓力降低速率。采用超前注水,建立有效驅(qū)替壓力使儲層物性改善后再投產(chǎn)。通過水鎖傷害試驗(yàn)研究顯示,低滲透儲層確實(shí)存在水鎖效應(yīng),儲層滲透率越低,水鎖傷害越嚴(yán)重。通過注入液與地層流體配伍性實(shí)驗(yàn)結(jié)果,該井區(qū)注入水與地層水存在不配伍性,注入不配伍水在地層將主要產(chǎn)生沉淀,建議在注入站加入主要針對沉淀物的防垢劑,以盡量減少不配伍結(jié)垢對地層造成傷害。通過各類試驗(yàn)結(jié)果,最終確定了影響注水開發(fā)的各類因素,建議該區(qū)采用超前注水結(jié)合表活劑驅(qū)油的方式投入開發(fā),通過注采井網(wǎng)優(yōu)化、注入壓力參數(shù)優(yōu)化等技術(shù)對該區(qū)注水開發(fā)進(jìn)行整體優(yōu)化并對杏2005井遠(yuǎn)期注水開發(fā)指標(biāo)進(jìn)行了預(yù)測。
[Abstract]:Taking Chang 45 and Chang 6 reservoirs of well Xing 2005 in Xingzichuan Oilfield as the research object, the reservoir characteristics and types in this area are determined by stratigraphic division of the study area, study on structural characteristics, distribution analysis of sand bodies and study on reservoir physical characteristics. Based on the study of seepage characteristics of reservoir water injection development, the main factors affecting the effect of water injection development are determined, and the water injection optimization research is carried out by using the relevant technical means of water injection development policy. The results show that reservoir Chang 45 and Chang 6 belong to low porosity and ultra-low permeability reservoir in Xinzichuan Oilfield, Xinzichuan Oilfield. The pore type of reservoir is secondary pore, mainly intergranular dissolved pore, and throat type is neck-like. Pore throat is characterized by small pore, fine throat, short and narrow throat. The results of percolation study show that the oil-water two-phase percolation zone is narrow and hydrophilic, and there are start-up pressure gradient and nonlinear percolation characteristics, which are shown by stress sensitivity test. The change of pressure has little effect on reservoir porosity, but has great influence on reservoir percolation rate and irreversibility. In view of the problem of reservoir pressure sensitivity, it is suggested to maintain reasonable production pressure difference and control the rate of pressure reduction in oilfield development. The effective displacement pressure is established to improve the physical properties of reservoir and then put into production. The experimental study of water lock damage shows that water lock effect does exist in low permeability reservoirs, and the lower the reservoir permeability is, the more serious the water lock damage is. According to the experimental results of compatibility between injection fluid and formation fluid, the injected water in this well area has incompatibility with formation water, and the injected unmixed water will mainly produce precipitate in the formation. It is suggested that the antifouling agent mainly aimed at sediment should be added at the injection station. To minimize the formation damage caused by incompatibility scaling. Through all kinds of test results, various factors affecting water injection development are finally determined. It is suggested that the way of leading water injection combined with surface active agent flooding be put into development, and the injection-production well pattern be optimized. The injection pressure parameter optimization is used to optimize the water injection development in this area and the long-term water injection development index of Xing 2005 well is forecasted.
【學(xué)位授予單位】：西安石油大學(xué)
【學(xué)位級別】：碩士
【學(xué)位授予年份】：2015
【分類號】：TE357.6

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本文編號：1989028