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通过流变性、界面张力、吸附、老化、驱油等实验研究了适合胜利油区海上油田条件下的二元复合驱体系的性能,结果表明该体系具有良好的抗温、抗盐、抗剪切性及老化稳定性,表面活性剂在较大浓度范围内使油水界面张力达到10-3 mN/m.物理模拟研究表明,二元复合驱体系在多孔介质中具有良好的注入性能,在1 152.3×10-3μm的孔隙介质中具有较高的阻力系数和残余阻力系数,分别为504.2和102.7,大幅度降低了水测渗透率,且有效地扩大了波及体积.驱油实验结果表明该体系具有良好的驱油能力,能使胜利油区海上原油采收率提高24%以上. 相似文献
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针对胜利油田油藏温度高、地层水矿化度高、钙镁离子质量浓度高、地层原油黏度高等实际问题,设计具有较强耐温抗盐和抗钙镁能力的新型耐温抗盐聚合物驱油体系,以满足胜利油田Ⅲ类高温高盐普通稠油油藏聚合物驱流度控制需求。在常规聚合物性能评价的基础上完善新型耐温抗盐聚合物驱油性能评价体系,并总结新型耐温抗盐聚合物在岩心中的渗流规律。以油藏数值模拟为手段,开展聚合物驱油流度控制模拟。室内物理模拟实验结果表明,新型聚合物抗钙镁离子能力超过800 mg/L,室内提高采收率15.0%以上;在合理流度比界限下,数值模拟预测提高采收率7.0%。在胜坨油田二区东三4单元开展Ⅲ类高温高盐普通稠油油藏聚合物驱先导试验,综合含水率由96.5%下降到88.4%,日产油量从86 t/d增加到273 t/d,矿场降水增油效果显著。 相似文献
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为了有效处理含固体颗粒的聚合物/表面活性剂二元复合驱原油乳状液油水分离困难的问题,采用界面张力仪和全功能稳定性分析仪考察了硅藻土、破乳剂、部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)和石油磺酸盐表面活性剂对胜利海上原油二元复合驱采出液稳定性和油水界面性质的影响。结果表明,非离子破乳剂ECY-05和有机硅破乳剂589按质量比4∶1组成的复配破乳剂FP的破乳效果良好,随着FP加量增大,乳状液稳定性降低,油水界面张力减小,脱水率增加,FP加量为200 mg/L时,含固原油乳状液60 min脱水率为88%;随着HPAM、表面活性剂和硅藻土含量的增加,乳状液稳定性增加,脱水率降低;油水界面张力随着硅藻土加量的增大而增大,随表面活性剂浓度的增大而减小,HPAM对油水界面张力影响较小,三者的协同作用使得脱水率降低。 相似文献
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在聚合物/降黏剂复合驱过程中,由于注入的化学剂溶液黏度较高、渗流阻力大,相较于水驱阶段,注入化学剂后生产井的产液指数普遍下降,甚至难以达到预设的配产要求。目前尚没有一种明确的方法可以预测聚合物/降黏剂复合驱的产液能力,严重制约了稠油油藏化学驱技术在胜利油田的推广应用。基于数理统计原理和油藏数值模拟,首先以孤岛油田东区Ng3—4区块为例建立数值模拟模型,然后进行无因次产液指数影响因素研究,最后基于模拟结果建立无因次产液指数定量表征模型,形成了一套聚合物/降黏剂复合驱产液能力的动态预测方法。研究结果表明,所建立的无因次产液指数定量表征模型的数学形式简洁,模型中待定系数含义明确,提出的动态预测方法可以较好地拟合矿场实际动态数据。 相似文献
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通过柱状岩心模型,实验研究了乳状液的微观驱油特性。乳状液在不同渗透率岩心中的驱替实验结果显示,乳状液提高驱油效率的幅度与渗透率有关,乳状液的粒径范围与岩心孔径范围越接近,其驱油效率越高;乳状液中液滴对提高驱油效率发挥主要作用,而乳化剂对驱油效率的贡献相对很小。对于中高渗透率岩心,黏度相同的聚合物溶液与乳状液提高驱油效率值相近。 相似文献
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海上油田二元复合驱提高采收率关键技术——以埕岛油田埕北1区西部Ng4—5砂层组为例 总被引:1,自引:0,他引:1
化学驱是在平台有限期内提高海上油田采收率的有效手段,相比单一聚合物驱,二元复合驱具有更为快速和更大幅度提高采收率的特点。针对埕岛油田埕北1区西部Ng4—5砂层组,设计了二元复合驱油藏工程优化方案;针对海上平台配注水水质差,离子成分复杂,研制了速溶高效抗盐二元复合驱油体系;针对平台空间狭窄,简化了二元复合驱配注流程,研制了高效小型化设备,不但提高了自动化程度,减少了平台操作,还降低了安全环保风险,形成了高效集约化海上配注工艺;针对先导试验区储层出砂严重,层间矛盾突出,研制了低剪切注聚防砂管,形成了低剪切分层防砂分层注入工艺技术,整套管柱粘度保留率高,分层配注准确,可满足海上安全环保要求;形成了海上油田大幅度提高采收率关键技术,并首次在埕北1区示范工程区开展了二元复合驱先导试验。 相似文献