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目的为改善渤海X油田注水开发效果,对该油田进行了驱油用超低界面张力表面活性剂研究。方法在分析油田原油饱和分和芳香分碳原子数分布基础上,结合“相似相溶”原理和疏水端空间位置互补效应,对表面活性剂进行优选和复配。结果从5种表面活性剂中优选出了十六烷基二甲基甜菜碱和烷基糖苷APG1214两种表面活性剂,二者按最佳质量比1∶2复配后可获得超低界面张力表面活性剂。该表面活性剂在岩心中滞留损失率小,仅为11.2%;在质量分数为0.1%~0.3%时,原油的乳化和破乳率均高于90%;当质量分数为0.20%时,可在水驱基础上提高原油采收率9.4%。结论复配表面活性剂降水增油效果明显,可用于实现油田水驱后“挖潜提采”的目的。 相似文献
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毛管数实验曲线再研究 总被引:4,自引:2,他引:2
在深入研究复合驱油技术过程中发现复合驱油过程中存在两种不同驱动状况:随着毛管数的增大驱油效果改善,而当毛管数达到一极限值后再继续增大,出现水相流速加快驱油效果变差情况,从经典毛管数与残余油饱和度关系实验曲线出发是不能解释的,由此提出对毛管数实验曲线的重新研究.通过驱油实验得到了新的"毛管数与残余油关系实验曲线QL",并测得了残余油不再降低的极限毛管数、驱动状况转化的极限毛管数和对应于"第一类"驱动状况下的最低残余油饱和度值;同时通过类似的驱油实验进行了考核,结果表明实验所得的毛管数曲线正确地反映了复合驱油过程中毛管数与残余油饱和度之间的对应关系.因此,新的"毛管数与残余油关系实验曲线QL"将为今后复合驱技术研究和应用提供参考和依据. 相似文献
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针对渤海A 油田水驱含水率上升过快的问题,开展了先导试验井组聚合物驱提高采收率研究。应用正交设计方法对聚合物段塞大小和浓度进行设计,运用多元回归方法得到累计增油量和净现值及其影响因素间的函数模型,利用蒙特卡洛方法对函数模型进行分析预测,得到累计增油量的大小与概率(累计增油量为40 2×104m3 时发生概率为90%,累计增油量为53 2×104m3 时发生概率为10%)。研究得到影响因素由大到小依次为第2 段塞体积、浓度和第1 段塞体积,而后续保护段塞大小及第1 段塞浓度对累计增油量影响相对较小;在最优段塞区间精细加密后,进一步得到推荐段塞结果:第1 段塞体积为02 倍注入孔隙体积,浓度为1 400 mg/ L,第2 段塞体积为0 4 倍注入孔隙体积,浓度为900 mg/ L,后续水驱体积为0 8 倍注入孔隙体积。研究结果为先导井组的聚驱方案提供依据。 相似文献
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旅大10-1油田早期注聚可行性研究 总被引:1,自引:0,他引:1
目前渤海油田已投产的部分油田存在含水率上升快、采出程度低的突出问题,而受平台的寿命限制,一个海上油田的开发只有20年左右的时间。如何在平台寿命的有效期内,尽快地采出更多的油,是渤海油田需解决的技术难题。通过对旅大10-1油田的地质油藏分析,完成地质模型拟合,从而进行段塞浓度、注聚时间、注液速度和注聚时机的优化研究,给出了推荐方案。研究结果表明,在旅大10-1油田进行早期注聚是可行的,但要保证注入压力不要超过现场管线所能承受的压力极限。 相似文献
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为了解决天然裂缝发育类油藏注水开发过程中水线推进速度快、易出现水窜、水驱效果差等问题,红河油田先后开展了冻胶封堵、“冻胶+颗粒”封堵调剖技术研究及现场试验,但由于冻胶体系自身材料力学性能的影响,整体效果不理想。优选了一套单体聚合类高强度封堵剂体系,该体系具有黏度大、成胶时间短、强度高、触变性能好的特点,65 ℃条件下成胶时间为15 h,在长度为0.5 m、直径为3 mm的管线中突破压力梯度达7.0 MPa/m。红河油田进行先导试验4井5轮次,有效封堵率100%,能够在裂缝中形成高强度封堵,有效提高了直通型裂缝缝内堵剂的封堵强度; 调剖后平均油压提升6.7 MPa,累计注水5 643 m3,累计增油2 723.1 t,有效解决了该地区天然裂缝发育类油藏注水开发过程中水窜过快的问题。 相似文献
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复合驱驱油过程中存在两种不同驱动状况 总被引:2,自引:2,他引:0
油藏数值模拟研究发现,驱油过程中,随着毛管数增大,驱油效果改善,但当毛管数超过一定范围,出现驱油效果相对变差变化.通过对不同毛管数条件下驱油过程的细致分析研究发现,在毛管数超过一极限后,出现水相流速相对加大变化,即发生驱动状况变化.这一研究结果已经得到了驱油实验的验证,而且在现场试验中也找到了证据.详细介绍了证实复合驱油过程中存在两种不同驱动状况的驱油实验研究过程和结果以及现场驱油试验存在两种不同驱动状况的证据. 相似文献