排序方式: 共有52条查询结果,搜索用时 15 毫秒
1.
根据渤海旅大16-1深层特稠油油藏地质特点,建立了室内高温高压填砂模型,通过物理与数值模拟研究了多元热流体辅助重力泄油(MAGD)开采规律,结果表明:MAGD初期产能高,采油速度递减快,与蒸汽辅助重力泄油(SAGD)相比,其物理模拟采收率与累积油汽比分别提高了4.7%和0.196,与数值模拟结果(5.3%和0.066)较为一致;MAGD通过添加大量非凝析气扩大了泄油面积,此外非凝析气与原油间的物理化学作用,减少了蒸汽注入量,进一步提高了采收率。MAGD影响因素研究表明:随气水比增加,采收率先上升后下降,最佳气水比为20~50;增加CO2比例有助于提高开采效果;注汽温度越高,开采效果越好。 相似文献
2.
试井是指弱可压缩流体在多孔介质中的流动,而多孔介质的性质通常是由一类非线性的偏微分方程组来描述。方程组通常利用拉普拉斯变换或拉普拉斯变换的数值反演来求解,如Stehfest反演和Crump反演。然而并不是所有的试井问题都可以通过这些方法得到解决,一种新的变换方法如正交配置法和伽勒金法,可以更加有效、简便地对此类方程进行求解。但是,迄今为止,这些方法在实际应用上仍然受到限制。首要的任务是研究在理想的径向流系统中,正交配置法在弱可压缩流体的试井分析中应用的可行性。现在,不规则边界的非均质油藏的试井模拟技术得到了发展。由于主要关注的是正交配置模拟的可行性,所以没有必要研究更多的试井问题。然而,本文还是给出了一些典型实例的应用,并且将一些结果和数值反演所得到的结果进行了比较。给出了一种新的方法来数值模拟弱可压缩流体的流动,而且这种流动考虑了井筒储集和表皮效应的影响。同时,还表明了运用正交配置法进行试井模拟是切实可行的,并且在许多情况下,正交配置法得到的解要比拉普拉斯变换的数值反演所得到的解更加理想,但也有一定的不足之处。例如,压力导数的波动要是通过有限元的正交配置法来解决,那么就需要在编制程序时额外考虑到有限差分或者是拉普拉斯的数值反演。 相似文献
3.
针对海上稠油油井乳化堵塞问题,室内分析了胶质、沥青质含量对原油油包水乳状液的影响,通过静态实验,考察了防乳破乳体系对稠油的防乳、破乳性能和油溶性降黏体系的溶沥青质能力、降黏性能;通过动态驱油实验,考察了两种药剂的解堵降压效果和驱油效果。实验结果表明,原油中的胶质、沥青质是稠油形成油包水乳状液的天然乳化剂,且含量越多,乳液越稳定。浓度为0.5%防乳破乳体系的防乳率为83%,破乳率为89%,具有良好的防止和解除乳化堵塞的能力;浓度为5%的油溶性降黏体系的降黏率为90%,溶沥青质速率为3.20 mg/(m L·min),可快速溶解稠油中的沥青质,降低原油黏度。动态驱油实验表明,油溶性降黏体系与防乳破乳体系可降低注入压差0.8 MPa,约为原压差的30%,驱油效果表明,两种体系的加入可使其驱油效率提升5%。化学体系可有效解除稠油乳化堵塞的问题,同时还可进一步提高洗油效率,加快采收速度,提高采收率。 相似文献
4.
5.
为了提升油藏的生产潜力,以海上N油田为研究对象,开展了室内岩心水驱转气水交替驱实验研究.长岩心注气驱替实验比短岩心能准确反映流体流动参数,因此进行了长岩心水驱转气水交替驱提高采收率的对比.实验验证了气水交替驱可保持地层压力、增强原油流动性并减缓气窜.基于室内长岩心水驱转气水交替驱实验结果,应用岩心数值模拟方法拟合含水率与采收率曲线,确定气水交替驱数值模拟参数,进而得到可靠的岩心数值模拟模型.在此基础上分析注入速度、注入周期、转驱时机及渗透率对气水交替驱开发效果的影响.结果表明:增大注入速度、增加注入周期可有效降低含水率,延长开采时间. 相似文献
6.
7.
稠油油田存在汽窜、含水率上升、低产低效井等问题。针对存在问题,提出了低温热化学技术,利用自主研发的适应于海上稠油油田高效开发化学体系-磺酸盐类化学体系L⁃B,协同低温蒸汽的热作用,达到降本增效并提高驱油效率的目的。该体系的静态洗油效率达28.7%。在56 ℃与原油的界面张力为0.086 mN/m,相比于原油与地层水的界面张力降低了99.3%。120 ℃驱油效率可达65.00%,相比于同等温度蒸汽驱提高了8.50%,达到了200 ℃的驱油效果。该技术在渤海某油田应用后,单井最高日产油达32 m3,提高了52.4%,对海上稠油油田提高原油采收率研究具有一定的指导和借鉴意义。 相似文献
8.
9.
10.
筛选、复配出适用于渤海稠油热力吞吐用耐温抗盐化学体系,该体系由磺酸盐类甜菜碱两性表面活性剂LHSB、苯磺酸盐类阴离子表面活性剂ABS及抗盐辅剂A组成,体系各组成浓度为0.3%LHSB+0.2%ABS+0.05%抗盐辅剂A。室内实验表明,该体系可耐温200℃,耐NaCl容忍度30000mg/L、CaCl_2容忍度1000mg/L。经过200℃老化6h后,该体系50℃下与渤海稠油的界面张力为0.097mN/m,相对于原油与地层水的界面张力降低了99.2%。与煤油浸润后的模拟岩心之间润湿角为8°,可使岩石表面由油湿转变为水湿。在剪切速率16.2s~(-1)、实验温度50℃下考察不同油水比下的降黏率,随着含水率的增加,该体系可形成比较好的水包油乳状液,体系降黏率达到98%以上,低含水率下亦不发生反相乳化。弱动力下,原油与体系即会发生乳化,静置1h后分层脱水,说明体系乳化分散效果好。该体系静态洗油率达20%。200℃下驱替效率达61.3%,相对于水驱可提高11.5个百分点。 相似文献