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稠油热复合开采后期,储层中存留的热复合流体对堵剂颗粒溶液流变性的影响还不明确,从而限制了颗粒溶液在该阶段的应用。为此,依据流变性理论和黏浓公式,结合颗粒溶液黏浓变化规律,优选出一个能够准确描述SiO2 +聚合物分散体系的黏浓关系;利用流变仪、Zeta 电位分析仪和扫描电镜仪,开展了不同因素对SiO2 +聚合物分散体系流变性的影响及机理认识的研究。结果表明,SiO2 +聚合物分散体系的黏浓关系符合Krieger 和Dougherty 黏浓模型;随着温度或矿化度的增加,体系黏度减小;随着颗粒浓度或pH值的增大,体系黏度增大;添加阴离子和非离子表面活性剂的SiO2+聚合物分散体系黏度相差不明显,而添加阳离子表面活性剂的SiO2 +聚合物分散体系黏度明显大于其余2 种溶液的黏度;随着pH值减小,添加不同类型表面活性剂的颗粒溶液黏度均减小。因此,选择合适的颗粒溶液,为SiO2 +聚合物分散体系在稠油热采开发后期提高采收率的应用提供了理论基础。 相似文献
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SAGD开发油砂过程中,储层内存在的高含水层极大影响了正常的蒸汽腔扩展特征和开发动态。采用三维物理模拟实验,开展了高含水层油砂SAGD的汽腔扩展动态及开发特征研究。首先基于Forchheimer定律约束,提出了相似理论设计中三维模型渗透率的校正方法,进而通过相似模型设计,开展了均质及高含水层油砂SAGD的三维物理模拟实验,对比分析了高含水层油砂SAGD的汽腔扩展模式,表征了高含水层对油砂SAGD生产动态的影响。其次,基于该物理模型参数,建立了实验室尺度的数值模拟模型,通过数值反演,分析了高含水层厚度及含水饱和度的影响。最后,提出了优质储层体积比和汽腔横向扩展比两个评价指标。在此基础上,评价分析了高含水层对SAGD开发的负面效应,建立了高含水层油砂SAGD开发的界限图版。结果显示,高含水层的存在会导致SAGD汽腔前缘的温度突降,汽腔体积缩小。相比均质油砂储层,高含水层油砂SAGD的汽腔发育包括上升期、水体影响期、二次上升期、横向扩展期及衰竭期5个阶段。高含水层厚度和含水饱和度对油砂SAGD的开发动态具有一定负面影响,所建立的SAGD界限图版可用于有效评价高含水层对油砂SAGD开发效果的影响。 相似文献
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受Weierstrass定理启发,找到一个判断各种水驱特征曲线优劣的标准,即以能避免绝对值很小的数做分母为优,按照此标准优选出马成国水驱特征曲线及其经验公式,并以此标定出孤东二元复合驱试验前采收率为30.68%。孤东油田自2003年9月开展国内首例聚合物/石油磺酸盐二元复合驱先导试验,截至2007年12月,累计增油13.1×104 t,处于见效高峰期,在孤东二元复合驱见效高峰期,应用修匀-递减方法、翁氏模型预测、年产油量重新排序法、含水再次达到最低点以后重新开始累计产液-累计产油曲线等4种方法标定孤东二元复合驱最终采收率为38.02%,比试验前采收率提高7.34个百分点。预测结果与3 a后的矿场生产数据一致,表明研究成果精确度较高,具有推广应用价值。 相似文献
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水平井沿程的不均匀见水主要是由地层非均质性和井筒压降所致。利用贝克莱—列维尔特方程和井筒压降方程,针对裸眼完井的水平井,建立了底水油藏水平井井筒变质量流与地层两相渗流的耦合模型,通过该模型可以求解地层中不同渗透率分布时水平井井口在不同时刻的含水率,通过对高渗透带的渗透率、宽度和位置进行敏感性分析,研究水平井见水的影响因素。根据塔河油田某井的实际资料建立地质模型,调节井筒沿程高渗透带位置,绘制了含水率随时间变化的图版,通过与实际含水率变化曲线相比,确定井筒沿程的高含水率位置。结果表明,高渗透带位置是影响水平井井口含水率变化的主要因素,通过井口含水率的变化曲线可以反求高渗透带的大致位置;封堵沿程高含水带,还可有效降低井筒跟端底水脊进程度,从而进一步降低井口含水率。 相似文献
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