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为解决渤海油田堵塞问题,通过测量界面张力、洗油效率以及润湿反转等性能优选出性能较好的表面活性剂,通过测量萃取剂的洗油效率优选出性能好的萃取剂。将优选的表面活性剂与萃取剂复配成乳液型洗油剂,测试其配伍性、稳定性以及洗油效率,并分析其洗油机理。研究结果表明,单一表面活性剂对油砂洗油效率最高的是OP-10,为29.4%;较好的萃取剂为石油醚和二甲苯,对油砂的洗油效率可达80%,将表面活性剂与萃取剂进行复配之后,洗油效率可显著提升至95%,所研制的配方为2%二甲苯+8%石油醚+2%OP-10的乳液型洗油剂具有良好的配伍性和稳定性,具有较好的推广应用价值。图3表5参15 相似文献
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常规稳定分层注水通过地层原有孔隙、裂缝向地层回注大量的水,一定程度上解决了注水段间的均质差异问题,但容易出现因注入水水质不合格,导致堵塞地层,造成注入压力逐渐升高,为解决此问题,提出了脉动注水解堵增注技术,并开展了脉动解堵实验研究。从水力脉动对无机垢和有机垢的解堵方面开展相关实验研究分析,实验现象表明,水力脉动可产生低频、高幅压力和震动波使地层形成裂缝网和破碎堵塞物,可有效抑制无机垢的沉降,剥离有机垢,解除堵塞,增大渗流通道,减小流动阻力,进而增大渗透率,为油流提供有效通道,提高采收率,最终达到改善水驱开发效果的目的。 相似文献
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南堡35-2油田位于渤海中部,储层具有厚度大、平均渗透率高、非均质性强和原油黏度高等特点,水油流度比较大,水驱开发波及程度和采收率较低。以微生物学和油藏工程为理论指导,以仪器检测和物理模拟为技术手段,以南堡35-2油田为研究对象,开展微生物菌种筛选和提高采收率实验研究。结果表明,成功建立起适宜南堡35-2油藏和菌群的激活体系,通过实验评价发现该微生物驱油体系产生的气体以氮气与二氧化碳为主,降低油水界面张力50%左右,物理模拟岩心驱替实验表明微生物提高采收率可在常规水驱基础上再提高8.4%。 相似文献
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聚合物在地层孔隙中的吸附滞留会导致岩心渗透率下降甚至出现堵塞,本文针对渤海SZ 36-1油田聚合物驱井用的疏水缔合聚合物AP-P4,利用紫外分光光度计,在建立了聚合物溶液吸光度标准曲线基础上,探究了聚合物浓度、砂砾粒径、剂砂比以及温度对其静态吸附的影响规律;通过测试岩心损害率得到聚合物动态滞留规律。研究结果表明,疏水缔合聚合物AP-P4的静态吸附量随注入聚合物浓度的增加,砂砾粒径的减小及剂砂比的增大而增大,随温度的升高,吸附量逐渐减少;岩心损害率随岩心渗透率的减小而增大,随聚合物浓度的增大而增大,渗透率为161×10~(-3)μm~2的岩心经2000 mg/L的AP-P4溶液驱后损害率高达99.58%,说明疏水缔合聚合物AP-P4在岩心内发生了严重的吸附滞留,造成岩心渗透率明显下降。图7表4参15 相似文献
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渤海油田长期注入聚合物(注聚)导致注聚井堵塞,已严重影响了原油开采。为明确渤海油田X注聚井堵塞物组分及各组分的相互作用机理,利用同步热分析仪、扫描电子显微镜、马尔文粒度分析仪、电感耦合等离子质谱分析仪、流变仪等,对堵塞物组分及含量、微观形貌、油田水配伍性、无机垢或原油与聚合物的相互作用进行了研究。结果表明,该堵塞物主要为聚合物与无机垢、原油、黏土颗粒相互包裹形成的,聚合物是堵塞物的主要成分。渤海油田水质配伍性差,地层水、注入水混合易生成无机垢。无机垢晶会包裹聚合物链生长变大,导致聚合物胶束水力学直径增加。聚合物垢被原油包裹后形成难以被地层水溶胀的柔性物质,严重堵塞地层。图6表1参16 相似文献
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渤海油田主要采用注水开发模式,由于受特殊环境及紧迫时效的要求,部分注水井钻完井作业后不返排直接注水,往往造成注入压力高、严重欠注等问题。针对此问题,研究过程中立足于前期是否返排情况,从钻完井液的伤害类型及机理入手,深入剖析2种条件下产生伤害的差异性,开展钻完井液伤害实验对比,分析不同情况形成的伤害程度,同时进一步探求钻完井液伤害对后期注水产生的影响。研究结果表明,钻完井液伤害可分为滞留、吸附2种,滞留伤害可通过返排得到一定程度解除属于可逆过程,而吸附伤害为不可逆过程;对比实验表明,返排过程有利于大幅度降低钻完井液对储层渗透率的伤害;钻完井液形成的伤害并不是简单吸附滞留造成的储层渗透率降低,还与岩石表面性质发生改变有关,从而影响后期注水作业。 相似文献
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