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油层属下第三系沙河街组,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-三角洲沉积体系,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)、三角洲平原、三角洲前缘、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。