本文選題：上返時機 + 井網(wǎng)優(yōu)化　； 參考：《東北石油大學》2017年碩士論文

【摘要】：北三西東南塊二類油層聚驅(qū)開發(fā)目前已進入高含水期,綜合含水率為93.45%,采出程度為46.82%,其中SⅡ1-9層段含水率為92.57%,采出程度為36.67%,SⅡ10-SⅢ10層段含水率為94.07%,采出程度為53.5%。為保證區(qū)塊可持續(xù)開采,實現(xiàn)產(chǎn)量平穩(wěn)銜接,需要對SⅡ1-9層段進行上返注聚,因此,確定合理的上返時機和上返方式對于保證該區(qū)塊整體開發(fā)效果十分重要。本文對上返層段和SⅡ10-SⅢ10層段進行了井網(wǎng)優(yōu)化,設計出利用原井網(wǎng)、SⅡ1-9層段和SⅡ10-SⅢ10層段井網(wǎng)互換及新老井結(jié)合上返開采三個方案,其中新老井結(jié)合井網(wǎng)為:SⅡ1-9層段利用原二類油層井及二次加密井縮小井距,二次加密油井排轉(zhuǎn)注,形成不規(guī)則五點法井網(wǎng),進行注聚開發(fā),SⅡ10-SⅢ10層段利用250m×125m行列井網(wǎng)進行后續(xù)水驅(qū)開發(fā)。數(shù)值模擬計算表明,利用新老結(jié)合井網(wǎng)進行開發(fā),階段采出程度達到9.17%,分別較原井網(wǎng)開發(fā)、SⅡ1-9層段和SⅡ10-SⅢ10層段井網(wǎng)互換開發(fā)提高0.03%及0.3%。針對SⅡ1-9上返注聚層段,設計了兩種單段塞注聚方案:注入5000mg/L聚合物溶液0.18PV,階段采出程度為8.37%;注入1500mg/L聚合物溶液0.6PV,階段采出程度為12.96%。設計了三種多段塞注聚方案:依次注入0.06PV、5000mg/L,0.1PV、3000mg/L和0.2PV、1500mg/L聚合物溶液,階段采出程度為15.21%,最終采收率達到51.88%,開發(fā)效果最好。階段采出程度較依次注入0.1PV、3000mg/L,0.06PV、5000mg/L和0.2PV、1500mg/L聚合物溶液提高5.64%,較依次注入0.2PV、1500mg/L聚合物溶液0.1PV、3000mg/L和0.06PV、5000mg/L聚合物溶液提高3.59%。
[Abstract]:At present, the development of the second class oil reservoir in the southeastern block of the north Sanxi area has entered a high water-cut stage, with a comprehensive water cut of 93.45 and a recovery degree of 46.82, in which the water cut of the S 鈪，

本文編號：2102949