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31.
方法利用高温、高压反应釜模拟现场热采条件,结合X衍射、扫描电镜、能谱分析等手段,观察储层岩石在高温、高pH值条件下发生的变化。目的研究温度升高后,储层矿物发生的变化,为高凝油热伤害实验研究提供依据。结果曹台储层岩石在高温、高pH值条件下,储层矿物发生强烈溶解,随着温度和pH值的不断升高,产生新生矿物———方沸石和钠沸石,同时伴随有颗粒脱落及破碎,并产生大量的颗粒运移,在地层内部会产生坍塌现象。结论注汽温度、注入液的pH值和溶液介质是影响储层变化和造成储层伤害的主要因素,因此,保持高温,提高注汽干度,控制注入液的pH值以及选择有利的注入液介质是开采的关键 相似文献
32.
方法 根据达西定律 ,从高凝油油藏的矿场生产特点出发 ,首先建立油井生产压差与井筒产液量之间的数学关系模型 ,进而通过历史拟合方法 ,建立地层压力与井筒产液量和井底流压之间的定量关系式。目的 在不停抽情况下 ,根据高凝油油井地面生产资料随时定量分析地层压力变化情况 ,既起到加密求取地层压力资料作用 ,又不因长时间停井结蜡而影响产量。结果 以国内H油区S高凝油油田B单元 8口井共 49个测压点不停抽压力加密监测方法计算 ,其结果比较切合实际 ,平均相对误差仅 1 6 7% ,可以作为重点变化单元动态分析的定点测压的辅助手段。结论 定点测压井不停抽压力加密监测方法适用于高凝油油藏 ,并可作为一种油藏动态分析中压力变化趋势预测的重要辅助手段 ,在油田矿场单元动态分析及动态调配方面具有一定的参考价值。 相似文献
33.
针对高凝油注水开发效果差的问题,为了明确一种能与原油形成原位微乳液的高效表面活性剂IMS驱替
高凝油的适应性,开展了表面活性剂-高凝油相互作用和单一表面活性剂、二元复合驱体系及泡沫驱油实验。研
究结果表明,质量分数为0.1%的表面活性剂IMS可将界面张力降至0.6×10-3mN/m,所形成的微乳液优先増溶高
凝油中的轻质组分,难以显著改变高凝油的析蜡点和凝固点。质量分数为0.1%~2.0%、用量为0.25~0.5 PV的
表面活性剂IMS吞吐或驱替,原油采收率增幅在1.7%~12.3%,进一步焖井浸泡不能明显改善驱油效果。聚合
物或泡沫的引入能够增强表面活性剂驱油能力,对应二元复合驱体系(1.0%表面活性剂+0.2%聚合物,0.5 PV)采
收率增幅为18.4%,不同浓度表面活性剂泡沫驱(1.0%和0.3%,气液比2∶1,起泡液0.5 PV)采收率增幅分别为
17.3%和16.8%。但是二元复合驱的注入压力高,在低渗高凝油藏中存在堵塞风险,而泡沫体系驱的注入压力相
对低,是提高采收率的较好方法。 相似文献
34.
高凝油热采开发技术研究 总被引:1,自引:0,他引:1
为降低高凝油油藏在注冷水、热水(蒸汽)过程中对储层造成"冷伤害"和"热伤害"的程度,研究储层保护技术,分析热采的可行性,用数值模拟方法对高凝油热采开发进行初步计算,优选热采注入方案,结果表明,注热水开发高凝油比注冷水和注蒸汽效果都好,适当温度的热水可避免热伤害,并可改善高凝油的渗流情况,提高驱油效率。因此,在做好储层保护工作的前提下,高凝油油藏采用注热水的开发方式是切实可行的。 相似文献
35.
高凝油油藏冷伤害特征数值模拟 总被引:1,自引:0,他引:1
针对目前对高凝油油藏注水开发的冷伤害还认识不清的现状,建立了高凝油油藏孔隙中各相组成的物理模型,引入了高凝油析蜡控制方程,结合油水两相渗流数学模型和油藏温度场数学模型,构成了描述高凝油油藏注冷水开发过程中的多场耦合数学模型,并进行了数值求解。结果表明,注水30 h,距离注水井50 m油层内各处的注水后渗透率和原始渗透率的比值都接近0.85;从开始注水到注水30 h,注水井井壁处的注水后渗透率和原始渗透率的比值都恒为0.87;注水5 h到注水30 h,冷伤害范围从距注水井15 m延伸至距注水井93 m。高凝油油藏冷伤害特征的数值模拟结果,可为高凝油油藏的合理开发提供理论依据。 相似文献
36.
37.
38.
针对沈阳油田电热油管、热线伴热生产能耗高的问题,研制了油井井下双管掺水技术,应用油井井下双管掺水技术提高了油井产液量和油井井筒温度,降低了产出液的凝固点和粘度,达到了节能降耗目的。 相似文献
39.
40.
沈阳油田油品特点是高含蜡、高凝固点,开采过程需要伴热,生产能耗较高.随着油田进入中高含水开发阶段,油井含水上升、液面降低,具备冷采条件的油井也越来越多.通过室内和现场试验,分析了真空隔热油管的保温性能,证实了应用真空隔热油管实现高凝油冷采的可能性,对指导高凝油油田实现冷采提供了理论依据. 相似文献