导读:本文包含了高凝油论文开题报告文献综述、选题提纲参考文献及外文文献翻译，主要关键词:油藏,数值,浓度,收率,弱碱,参数,正交。
高凝油论文文献综述
汤文芝[1]（2019）在《沈84-安12块沙叁段高凝油油藏储层特征研究》一文中研究指出沈84-安12块沙叁段高凝油油藏具有储层认识不清、油藏开发动用难度大的问题,开展储层特征研究,对于该类油藏转驱开发、提高效益化具有重要意义。针对该类油藏的储层特点,从储层岩石学特征、储层储集空间类型、储层物性等方面,系统分析了该区块的储层发育特征,并对其进行分类评价分析储层主控因素,为下一步区块转换开发方式,提高油藏采收率奠定基础。(本文来源于《云南化工》期刊2019年10期）
许正恩,辛文明,刘誉,荣晓丹,管璐[2]（2019）在《高凝油油藏CO_2驱转水气交替驱动态及储层伤害特征》一文中研究指出CO_2驱及其水气交替驱(WAG)开发高凝油油藏导致蜡的沉积,是制约该类型油藏开发效果的关键因素之一。文中基于组合长岩心模型,开展了高凝油油藏连续CO_2驱转WAG混相驱及非混相驱的室内实验,研究了该开发方式提高采收率的潜力,分析了对储层沿程伤害特征的差异性,并揭示了其机理。研究表明:高凝油油藏采用CO_2驱转WAG混相驱可将采收率进一步提高19.30百分点,提升的采收率主要由前3个段塞贡献,且2#,3#段塞作用更显着,气油比及水油比的变化与注入相的对应上,大约滞后1个段塞周期;CO_2驱转WAG非混相驱对储层的伤害主要发生在储层中间段,最高渗透率伤害率为4.58%,而混相驱对储层的伤害则发生在储层中后段,最高渗透率伤害率为6.72%。(本文来源于《断块油气田》期刊2019年05期）
王伟伟[3]（2019）在《沈625区块高凝油减氧空气驱实验研究与应用》一文中研究指出针对目前辽河油田沈625区块潜山油藏在注水开发方式下,回采效果差及采收率低等问题,开展了不同浓度减氧空气驱的室内实验研究。不同O_2浓度ARC实验结果表明,随O_2浓度降低,原油累积热量时间变长且氧化反应剧烈程度有所下降,但监测到的反应温度不变,放热温度为165℃,氧化反应加剧时温度为195℃。说明沈625块油藏温度低于165℃时放热量很少,不能产生有效热效应,适合采用减氧空气驱。不同O_2浓度静态氧化与动态驱替实验表明,随O_2浓度增加,原油的氧化程度有所增加,但产出的尾气中剩余O_2含量较高;驱油效率贡献率有所增加,但驱油效率变化很小,说明O_2浓度对低温氧化影响较小。结合室内实验结果及氧含量的安全标准,采用氧含量为5%的减氧空气驱替原油,可以有效提高产油量,控制综合含水,既可以降低安全风险,又能够提高油藏采收率。(本文来源于《复杂油气藏》期刊2019年03期）
赵凡溪[4]（2019）在《高凝油叁元弱碱复合驱主段塞注入浓度数值模拟研究——以沈84-安12块为例》一文中研究指出沈84-安12块为高凝油油藏,油藏含蜡量达到35.6%,单纯的聚表复合二元驱不能有效降低界面张力,无法达到二元驱技术要求。经室内实验研究,证实采用叁段式弱碱叁元配方进行化学驱设计,可有效提高驱油效率。叁段式主段塞在化学驱降水增油中起到主要作用,文章在沈84块优选先导试验区6个井组,在注入速度(0.15pv/a)及段塞尺寸(主段塞0.8pv)相同的条件下,利用数值模拟手段对叁元配方中主段塞部分不同浓度的碱、表活剂和聚合物进行计算,结果表明,主段塞配方浓度为0.20%P+0.20%S+0.20%Na_2CO_3为最优方案,计算结果室内研究结论一致,为方案优化提供了理论依据,对高凝油的化学驱开发有重要指导意义。(本文来源于《化工管理》期刊2019年25期）
喻鹏,杨付林,刘遥,杨兴业[5]（2019）在《高凝油油藏水驱后CO_2驱注入参数优化及潜力评价》一文中研究指出合理的CO_2驱续驱参数设计对高含水高凝油油藏的调措至关重要。针对大民屯凹陷高凝油典型区断块长期水驱导致的开发矛盾突出,采出程度偏低的问题,评价水驱后转注CO_2驱续驱效果,寻找最优参数。模拟过程基于工区储层及典型流体特征,结合正交设计原理,以采出程度、CO_2滞留率、换油率及地层压力等为综合指标,对水气交替驱及连续注CO_2驱续驱过程中的段塞比、关井气油比、注气时间、周期及速度等5个因素进行主控评价及优化分析,并在此基础上对比了不同方案的EOR潜力。结果表明,水气交替驱续驱更适应区块开发环境,气油比、注气速度及水气交替段塞比是影响续驱进程的主因。设计最优交替驱续驱参数:注气年限20 a,注气周期8 mon,注气速度1. 5×104m3/d,段塞比2∶1,关井气油比1 500 m~3/m~3。(本文来源于《钻采工艺》期刊2019年03期）
魏紫暄[6]（2019）在《高凝油油田掺水集输流程管网工艺及参数优化研究》一文中研究指出高凝油的特性决定了其生产的高能耗、高成本开采的特点。尤其是油田开发进入高含水期以后,单井产量逐年下降,含水不断上升,开发矛盾凸显,天然气不能满足自用,能耗成为制约开发效益的主要因素之一。高凝油采油降能耗就是降成本,对地面系统进行优化改造不仅是节能问题,更关系到高凝油采油工艺的有效性和低成本战略的实施。通过分析高凝油油田集输现状及了解高凝油油田所存在能耗问题,选择具有代表性的沈阳油田高凝油区块为例,进行高凝油掺水集输流程优化工艺研究。沈阳油田目前除其生产结构问题外还有管线、设备使用年限长,加热炉炉效低等油田后期存在的相应问题。根据沈阳油田高凝油区块油样进行油品物性室内实验,测试得到脱水原油粘温曲线并测试不同含水率,不同温度下粘度、密度数据,拟合得到相应粘度、密度计算公式。从简化工艺流程,采用低能耗油气集输流程角度出发,制定相应改造方案。将叁级布站优化为一级布站,设置掺水集中加热点,优化双管掺水流程为单管环状集油流程。通过编制基于K-Means与蚁群算法的管网优化软件对该区块环状管网进行优化分析,通过PIPESIM软件建立集输模型,通过对回压及温降计算结果与现场实测进行对比,筛选出DE模型作为最优方案,计算得到其优化后掺水温度为85℃,掺水量为970m3/d。(本文来源于《东北石油大学》期刊2019-04-02）
冷彪[7]（2019）在《沈阳油田高凝油油泥调剖技术研究》一文中研究指出油泥调剖技术是一种油泥处理和利用并举的科学方法,它本着"来自地层,还于地层"的思路,由于含油污泥产于地层,与地层有良好的配伍性。结合沈阳油田高凝油油泥的独特性,开展了高凝油油泥调剖技术研究与改进,通过创新开展油泥组分研究、油泥调剖配方体系研究以及油泥调剖工艺研究,实现了高凝油油泥深部调剖,改善吸水剖面,提高注入水波及体积以及驱油效率,成功探索沈阳油田高凝油油泥调剖技术在潜山裂缝性油藏增产的可行性,实现了对高凝油油泥资源的再利用,减少环境污染,实现变"废"为"宝"。(本文来源于《化工管理》期刊2019年08期）
宋杰[8]（2019）在《多措并举精细管理解决高凝油生产难题》一文中研究指出随着常规油藏开采进入瓶颈期,非常规油藏的经济开采逐渐开始彰显其重要性。高凝油开采普遍采用热采技术,而注采1站通过长期生产经验积累和现场分析,制定了一套高凝油精细管理经验,在一定程度了解决了高凝油冷采的难题,并为高凝油的经济开采、原油稳升工作夯实了基础。(本文来源于《清洗世界》期刊2019年01期）
尚宝兵,李俊飞,吴华晓,牟媚,于法浩[9]（2018）在《海上高凝油油藏开发技术对策研究》一文中研究指出渤海K油田是典型的高凝油油藏,高效开发难度大。为此,对储层原油及储层敏感性进行了评价研究,并开展了相应的注采技术对策研究。注水工艺上,建立了注水井井筒温度场计算模型,优化了注水井的注水温度。采油工艺上,推荐油井采用隔热油管保温生产,通过提高产液温度防止井筒结蜡。研究结果表明,该油田储层水敏和酸敏较为严重;为防止注水引起的地层冷伤害,井口注水温度应不低于60℃;为达到防蜡目的,油井隔热油管下深为600～1 500 m。现场实施效果表明,油田投产后注水温度满足设计要求,注水水质稳定;油井井筒中未出现结蜡问题,生产稳定,充分发挥出了该油田的生产潜能,促进了海上油田的高效开发。(本文来源于《复杂油气藏》期刊2018年04期）
穆萨（MUSA,Salihu,Danlami）[10]（2018）在《注入水温度和岩石物性对高凝油采收率的影响》一文中研究指出沈84块位于辽河盆地大民屯凹陷东北部,地理位置属辽宁省新民市境内,构造面积2.2 km~2。研究区盆地构造演化具有幕式沉降特点,目的层沉积(S34段)为盆地初始沉降幕的构造相对稳定期。在平面上,研究区位于大民屯凹陷静安堡构造带的东北部,为一完整的断裂背斜构造,断块为北东走向:长轴约2.8km,短轴0.8km。区块内断层系统复杂,含有9条大断层。其中一条大的北东方向封闭断层把区块分为南北两个断块。S34油层属下第叁系沙河街组,油层埋深为1000-2800m左右,平均孔隙度为19%,平均渗透率为2.96×10-3μm~2。储层属河流-叁角洲沉积体系,砂体厚度薄、沉积结构复杂。研究区有12种沉积环境或沉积微相,其中的10中类型分别为:泛滥平原、湖相(湖相泥)、分流河道、天然堤、主河道(河流环境)、叁角洲平原、叁角洲前缘、泛滥盆地泥质沉积、决口扇和河口坝。储层地质分层厚度变化大,垂向和纵向连续性差。油藏无气顶和底水,边水能量不大,基本为淡地层水。沈84块S34段油层为高凝油,原油高含蜡量、高凝固点、高初馏点、原油密度为0.8435-0.8991 g/cm~3,原油粘度为3.83-9.67m Pa.s,凝固点为42-67℃,含蜡量为37.5%,胶质+沥青16-19.3%,初馏点127-132℃,在平面上原油性质变化不大,但随埋藏深度的增加,原油性质有变好的趋势,属世界少有原油类型。然而油藏温度只有67.5℃,只比凝固点上限温度高几度,属于死油油藏值。这些因素使得该区块原油开采困难。开采23年后,采收率分别只有11.27%和14.99%。低采收率的原因主要是与流体性质有关生产井和注水井近井带地层伤害和流体的非牛顿流体特性。地层伤害的原因是由于生产井温度下降导致气体膨胀,从而使石蜡结晶、析出和沉淀。低温水驱也会导致注入能力的下降。本研究的主要目标是研究油藏伤害的原因以及大多数油藏相对于高含水的过度注水。这是为了确定一个但在经济和技术的可能范围内合理的最佳开采策略。为了实现这一目标,采用分析和数值方法,并根据获得的有关案例研究的知识,采取了一些措施来处理这种情况。根据我们的研究结果,提出了一些建议。对于高凝油问题,首先要研究油藏温度和岩石渗透率对油流变性的影响。为此,采用实验方法研究了储层流体流变特征及温度、油粘度、岩性、压力和润湿流体对驱油效率的影响。结果表明,沉84-An12块的转变温度为61.2℃,低于该值时,油不能流动。在较低温度下,表观粘度是剪切依赖性的,但剪切时间不影响其值。因此,原油可以分类为具有剪切稀化特性的原油。岩石对酸化的渗透性具有高灵敏度(73-84%),并且渗透率的降低可能是由于溶解的矿物在遇到空气时再沉淀。低盐度下的渗透率也会下降,这是由于细小的颗粒聚集并向岩石的喉孔迁移,水驱的效率取决于原油的粘度和地层温度。此外,驱替效率也与储层岩性有关,非均质各向异性、小孔半径和高页岩含量是阻碍水驱替效率的另外因素。随着温度的升高,渗透率饱和曲线向右移动,两相区域扩大,等渗饱和点增加,束缚水增加,残余油饱和度显着降低。当温度低于蜡沉淀点时,渗透率饱和曲线随压力梯度增加向右移动,而二元相区域膨胀。虽然温度是主要的控制因素,但高压梯度也可以改善原油的流变性,从而提高采收效率。剩余石油分布在很大程度上不仅受到沉积微相的影响,而且还受到区块的非均质性、水驱模式和原油的高凝油性质的影响。沉积微相是影响剩余油分布的主要因素,注入水受沉积相控制。为此,基于上述分析表明温度和沉积微相是主要控制因素,建议使用蒸汽,特别是通过蒸汽辅助重力排水作为高产量的良好选择。储层内的流动受损(地层损害)是石蜡沉积以及其他因素的结果,这种推论是基于井水平进行的油藏增产模型。我们对两年前获得的结果进行了测试,结果发现油的平均分布偏差为11%(从54%到48%)。这可以作为我们模型准确性的证明,因为预计饱和度会随着时间的推移而下降。迄今为止尚未充分了解沥青质沉淀和沉积的机理。储层中的沥青质沉积是一个复杂的问题,不可能进行现场试验。实验室测试既昂贵又耗时。为了研究沥青质沉积的影响,有必要依赖于为沥青质吸附和沉积开发的不同模型。缺乏信息使得沥青质沉积的建模和模拟变得困难。在初级采油期间,没有令人满意的模型和模拟器可用于储层中的沥青质沉积。因此,有必要更好地研究该问题,并建立一个更好的模型来模拟原油和二次采油期间石油储层中沥青质的沉淀和沉积。对于如此高的凝固点和沥青质和石蜡含量,了解沥青质沉积发生的机理和控制因素是有意义的。这项工作研究了沥青质沉积机理,并确定了该过程的模型。这个简单的模型只需要油藏温度,该模型似乎很好地解释了前人的问题,准确率超过95%。还研究了沥青质沉积与其他储层性质之间的关系,即压力和深度,这两者都与沥青质沉积是压力和深度的函数一致,如文献中所确定的那样。取得的主要成果包括:(1)对于所研究的特殊油藏,处理原油的高凝固点需要特殊的方法,例如良好的采油所需的最佳温度范围,这项工作已经能够实现。(2)除了蜡外,在此期间水的侵蚀增加和管头压力的降低也是造成储层伤害坏的原因,这也导致了油藏的过度膨胀。(3)使用热控制而不是注入孔隙体积在技术上更可行。(4)HU与最高质量HU的岩性的合理比较,并且对于最低质量HU具有更高的准确度,其对应于R20,孔喉半径为20%累积汞饱和度。(5)基于井和整个油田的油藏性能的历史匹配分别为90%和80%,这是合理的和可接受的。6759区块累计产油量为984,600吨,采收率为22.53%。在块7161中,累计产油量为146,600吨,采收率为16.52%。6420块累计产油量为1320万吨,采收率为23.81%。最后,12号区块累计产油量为277,900吨,采率为23.17%。(6)在所涉及的四个区块中,剩余的石油分布推断为平均值48%。这已经更新了之前的研究结果,并表明该油藏仍然有开采潜力。(7)为Shen84-An12块提供了简单的沥青质沉积和吸附模型,该模型仅需要油藏温度来确定沥青质含量。总之,对于油藏温度和凝固温度而言,油藏原油的性质最初阻碍了原油的合理开采,这在蜡生成预防策略和生产井的修复以及不利的注入问题中都很明显。通过避免石蜡沉淀窗口到目前为止持续生产,注入水温度降低到地下温度合适水平,然而,考虑到含水率的快速增加,这项措施已经失败了。为了实现进一步的提高采收率,需要更高的加热,这不仅在经济上不明智而且在技术上也是困难的。关于储层温度开发了沥青质沉积模型,并且进一步用于推断储层深度和压力之间的相互作用与沥青质沉淀有关。结果表明,研究的原油蜜蜂中存在高(12-17%)沥青质。由于缺乏足够的数据,我们的研究结果可能需要通过实验数据进一步验证,而不是文献中提供的数据。就温度状况而言,在45℃下保持163m~3/天的注入速率已被证明足以进一步采油。这与井数据相关,两者结果都很好。(本文来源于《中国地质大学》期刊2018-12-01）
高凝油论文开题报告
（1）论文研究背景及目的
此处内容要求：
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
写法范例：
CO_2驱及其水气交替驱(WAG)开发高凝油油藏导致蜡的沉积,是制约该类型油藏开发效果的关键因素之一。文中基于组合长岩心模型,开展了高凝油油藏连续CO_2驱转WAG混相驱及非混相驱的室内实验,研究了该开发方式提高采收率的潜力,分析了对储层沿程伤害特征的差异性,并揭示了其机理。研究表明:高凝油油藏采用CO_2驱转WAG混相驱可将采收率进一步提高19.30百分点,提升的采收率主要由前3个段塞贡献,且2#,3#段塞作用更显着,气油比及水油比的变化与注入相的对应上,大约滞后1个段塞周期;CO_2驱转WAG非混相驱对储层的伤害主要发生在储层中间段,最高渗透率伤害率为4.58%,而混相驱对储层的伤害则发生在储层中后段,最高渗透率伤害率为6.72%。
（2）本文研究方法
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
高凝油论文参考文献
[1].汤文芝.沈84-安12块沙叁段高凝油油藏储层特征研究[J].云南化工.2019
[2].许正恩,辛文明,刘誉,荣晓丹,管璐.高凝油油藏CO_2驱转水气交替驱动态及储层伤害特征[J].断块油气田.2019
[3].王伟伟.沈625区块高凝油减氧空气驱实验研究与应用[J].复杂油气藏.2019
[4].赵凡溪.高凝油叁元弱碱复合驱主段塞注入浓度数值模拟研究——以沈84-安12块为例[J].化工管理.2019
[5].喻鹏,杨付林,刘遥,杨兴业.高凝油油藏水驱后CO_2驱注入参数优化及潜力评价[J].钻采工艺.2019
[6].魏紫暄.高凝油油田掺水集输流程管网工艺及参数优化研究[D].东北石油大学.2019
[7].冷彪.沈阳油田高凝油油泥调剖技术研究[J].化工管理.2019
[8].宋杰.多措并举精细管理解决高凝油生产难题[J].清洗世界.2019
[9].尚宝兵,李俊飞,吴华晓,牟媚,于法浩.海上高凝油油藏开发技术对策研究[J].复杂油气藏.2018
[10].穆萨（MUSA,Salihu,Danlami）.注入水温度和岩石物性对高凝油采收率的影响[D].中国地质大学.2018
论文知识图
