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101.
为提高江汉油田高盐中低渗油藏注水开发后期的原油采收率,用起泡剂和稳泡剂配制了泡沫体系,通过考察起泡剂类型、浓度及稳泡剂浓度对泡沫体系发泡体积和半衰期的影响优选了泡沫体系配方,研究了泡沫体系的耐油性、耐盐性及耐老化性,对泡沫驱注入参数进行了优化,通过对并联岩心的驱油实验考察了泡沫体系的封堵能力。研究结果表明,起泡剂和稳泡剂质量分数均为0.4%时,泡沫体系的发泡能力良好,发泡体积为110 mL,半衰期为427 min,泡沫体系与原油的界面张力较低(10~(-2)mN/m数量级);泡沫体系耐油性较好,在含油量为30%时的半衰期为40 min;耐盐性良好,在矿化度为300 g/L或钙镁离子为5 g/L时的半衰期大于350 min;耐老化性良好,在70℃下老化100 d的发泡体积和半衰期变化较小;低界面起泡剂氮气驱最佳注入参数为:气液比1.5∶1、注入段塞0.4 PV、注入速度1.2 mL/min,在此条件下泡沫体系可提高单管岩心采收率7.51%、并联岩心采收率10.04%,对王场油田高盐非均质油层具有良好的调驱效果。 相似文献
102.
针对河南双河油田Ⅵ油组90℃以上高温油藏条件,提出了由表面活性剂SH7与聚合物1630S组成的适合该油藏条件的SP二元复合驱油体系,研究了该二元驱油体系的界面性能、乳化性能、热稳定性能、抗吸附性能及驱油性能。结果表明,SP二元复合驱油体系(1630S浓度1500 mg/L)在SH7浓度高于500 mg/L时油水界面张力可达10~(-3)mN/m超低数量级,SH7浓度高于1000 mg/L后,界面张力可达10~(-4)mN/m数量级,且在30 min内即达到超低。组成为1500 mg/L 1630S+2000 mg/L SH7的SP二元复合体系的乳化性能良好,油水比为7∶3时乳状液黏度是SP二元复合体系的7倍以上。该SP二元复合体系的抗岩心吸附性能良好,在经历五次吸附后,油水界面张力仍可达8.82×10~(-4)mN/m。当体系中氧含量低于0.8 mg/L时,聚合物及SP二元复合体系的长期热稳定良好,95℃下老化180 d后的体系黏度仍高于初始值,油水界面张力可以保持在10~(-4)mN/m数量级。均质岩心驱油实验结果表明,水驱后注入0.606 PV的SP二元复合体系,在水驱(采收率42.26%)基础上可提高采收率22.16%,较同等条件下的聚合物驱高出6个百分点。三倍渗透率级差层内非均质岩心驱油实验结果表明,SP二元复合体系的最佳段塞尺寸为0.6 PV,在水驱基础上提高采收率16.23%。 相似文献
103.
104.
为提高无机凝胶的强度、避免在无机凝胶中加入聚合物后出现沉淀和析出的现象,采用低成本聚合硫酸铝铁、尿素、丙烯酰胺、引发剂过硫酸铵及交联剂N,N-亚甲基双丙烯酰胺合成了热响应复合凝胶转向剂,利用红外光谱、扫描电镜对其微观结构进行了表征,研究了复合凝胶转向剂的耐温性和耐冲刷性。研究结果表明,热响应复合凝胶转向剂适宜的合成条件为(以质量分数计):2.0%数3.0%丙烯酰胺、1.5%数2.5%聚合硫酸铝铁、0.4%数0.8%尿素、0.03%数0.05%过硫酸铵、0.02%数0.04%N,N-亚甲基双丙烯酰胺,成胶温度50数90℃。该转向剂成胶时间可控(5数36 h),凝胶强度大(3×10~4m Pa·s),克服了普通无机凝胶成胶快的缺陷;同时该转向剂具有良好的注入性及深部运移性能,成胶前溶液的表观黏度10 m Pa·s,可以实现大剂量注入并深部放置;复合凝胶的热稳定性良好,在90℃下老化120 d后的黏度保留率为87.4%;复合凝胶的封堵与耐冲刷能力好于普通无机凝胶及有机凝胶,其对岩心的封堵率大于98%,满足现场调驱施工的要求。 相似文献
105.
以十二烷基磺酸钠为例,考察了利用电位滴定方法分析ASP三元复合驱采出液中表面活性剂浓度时,pH值、盐度、聚合物含量、石油酸皂浓度等因素对分析结果的影响,研究出因石油酸皂和聚合物的存在导致结果偏高的消除方法,并对方法的检出限进行研究。该方法为ASP三元驱中十二烷基磺酸钠类阴离子表面活性剂浓度的分析提供了参考。 相似文献
106.
驱替过程中重力舌进特征的核磁共振可视化实验 总被引:1,自引:0,他引:1
重力舌进是一种岩心驱替实验中常见的由于重力作用导致驱替剂沿岩心上缘或下缘突进的现象,其直接影响驱替剂的应用效果。由于在驱替过程中无法对岩心内部进行直接观察,因此对重力舌进现象没有直观的认识。利用油藏数值模拟方法模拟了重力对水驱油过程中流体流动形态的影响,并利用基于核磁共振成像技术的岩心驱替可视化实验方法研究了重力舌进产生的条件及影响因素,同时提出了一种获得产生重力舌进特征临界密度差的新方法。研究结果表明,驱替流体与被驱替流体的密度差是产生重力舌进现象最直接的原因;当实际的密度差大于临界密度差时,则产生显著的重力舌进现象;驱替介质的黏度和驱替流量对重力舌进特征的影响并不明显;在实际生产过程中,可以根据地层流体性质优选驱替液的密度,减少重力舌进对驱替效果的影响。 相似文献
107.
针对长庆油田现用瓜胶压裂液摩阻高、破胶残渣多、回收处理难度大的问题,将超分子化学、胶体化学与油田化学相结合,研发出一种可替代瓜胶压裂液的高效驱油清洁压裂液体系,该压裂液由1.5% XYZC-6稠化剂、0.15% XYTJ-3调节剂组成。XYZC-6是一种以近肽链结构的黏弹性表面活性剂与多组分有机溶剂复合而成的材料,是一种可实时连续混配并能重复使用的增稠剂。XYTJ-3与返排液中的各项离子可形成溶于水的络合物,降低矿化度对压裂液的性能影响。实验表明,该压裂液耐温90℃,抗盐可达100 000 mg/L,具有良好的携砂、减阻性能,并且压裂液破胶彻底,破胶液残渣含量为2 mg/L,破胶液的界面张力可达0.01~0.001 mN/m。高效驱油压裂液在长庆油田靖安区块得以成功应用,产后单井产量是相邻井产量的2倍,返排液经分离沉降等简单处理后即可再配压裂液,末端返排液经处理可用于驱油,变废为宝,实现压裂液"零排放、零污染",大幅度降低了压裂液的环境污染,为压裂液"不落地"技术提供了保障。 相似文献
108.
《海洋石油》2017,(4):47-52
聚驱后油层剩余油分布高度零散,水洗程度严重且分布比例逐年增大,如何挖潜聚驱后强水洗油层剩余油对于聚驱后进一步提高采收率至关重要。此文通过统计聚驱前后密闭取心井和二类上返井水淹层解释资料,深化了聚驱后强水洗层剩余储量潜力认识及微观剩余油量化分布特征。利用现代物理模拟和激光共聚焦扫描显微分析等方法,在前期统计聚驱后剩余油饱和度数据为基础建立强水洗天然岩心模型,开展聚驱后不同驱油体系对微观剩余油的动用效果室内实验。结果表明:聚驱后强水洗层段自由态、束缚态微观剩余油比例相差不大,以颗粒吸附状、粒间吸附状、簇状、孔表薄膜状为主。中水洗层段自由态较强水洗层高3.7%;聚驱后强水洗岩心弱碱三元复合驱降低束缚态剩余油能力强于高浓度聚驱,多降低7.1%,降低孔表薄膜状剩余油效果明显,最终采收率增幅较高浓度聚合物驱多提高4.7%。 相似文献
109.
CO_2驱最小混相压力预测主要有细管驱替实验法和公式法两种,细管驱替实验法较为准确,但样品要求高、实验工作量较大;公式法具有简便、成本低的优势,但目前国内外研究成果无法满足苏北深层低渗油藏的要求。在充分研究吸收国内外前人研究成果的基础上,依据细管实验测定的几组具有代表性的最小混相压力,推导出了适合苏北低渗油藏埋藏深、地层温度高、油质重特点的理论计算公式,与实验结果验证,精度满足要求。 相似文献
110.
以大庆油田三元复合驱工业化区块为研究对象,应用矿场统计、数值模拟方法量化了三元复合驱中影响毛管准数的黏度和界面张力,分析了采出液化学剂、离子浓度变化规律。结果表明:三元复合驱技术能大幅度提高原油采收率19.58个百分点;油层中用于参与驱替的三元复合体系黏度只有初始黏度的30%~45%;化学剂运移30%的井距时,可保持较好的界面活性,运移至采出井处,三元复合驱体系界面张力大部分跃升至10-1 m N/m以上,对驱油效率的贡献减弱;三元复合驱化学剂见剂顺序为聚合物、碱、表面活性剂,见剂时间分别为注入孔隙体积倍数的0.12、0.45和0.56。 相似文献