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气水交替驱(WAG)是增加油田水驱后的波及体积和减弱气驱过程因油气黏度差异而产生的气体指进现象的有效方法。QK17-2油田为注水开发油田,目前油田综合含水率已超过80%,已经进入开发中后期的高含水时期。针对QK17-2油田水驱后面临高含水、产油量下降的问题,通过地层流体相态实验、注N2膨胀实验、细管实验、长岩心驱替实验,研究注水后再注N2-WAG可进一步提高采收率的可行性。结果表明,单纯注N2效果不佳,注N2-WAG采收率较单纯水驱采收率提高4.46%~6.24%,而长岩心驱替在带倾角条件下注N2-WAG采收率较单纯水驱提高11%~12.58%,可见由油藏高点注N2-WAG采收率将有明显提高。 相似文献
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建立了高效液相色谱法测定10%噻唑磷颗粒剂有效成分含量的方法。采用岛津CLC-ODS(150 mm×6.0 mm,5μm)色谱柱;柱温为30℃;流动相为V(甲醇)∶V(水)=65∶35;流速为1.0 mL/min;检测波长为220 nm;噻唑磷保留时间为7.0 min。结果表明标准样品溶液进样量在0.053 5~0.855 8 mg/mL时线性关系良好(r=0.999 9、n=5),平均回收率为99.12~99.96%,RSD为0.23%。该方法专属性强,重现性好,准确度高,可用于10%噻唑磷颗粒剂有效成分的含量测定。 相似文献
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利用PVT装置开展了不同CO2 含量下CO2 —烃—水体系在不同条件下气水互溶特性实验,研究气藏注CO2 封存过程中CO2 —烃—水体系互溶规律。结果表明,相同温度压力下,随CO2 的不断注入,气相中CO2 含量和水蒸汽含量不断增加,液相中CO2 在水中的溶解度越大,CH4 溶解度越小,地层条件下CO 含量为68%物质的量的气样比CO2 含量为23%物质的量的气样的CO2 溶解度增加1.116%物质的量,而CH4 的溶解度减小0.13% 物质的量。CO2 和CH4 在水中的溶解度均随压力升高而增大,随温度升高而减小;在CO2 临界点附近,CO2 在水中的溶解度变化显著,40℃下CO2 含量为23%物质的量的气样的CO2 溶解度6~9MPa增加了0.138% 物质的量,而9—12 MPa仅增加0.092% 物质的量,且压力越大增加量越小。高温低压时受水蒸发作用影响,气相中CO2 及CH4 含量随温度升高急剧降低,随压力升高缓慢上升,当压力高18MPa后,气相中CO2及CH4 含量基本保持不变。 相似文献
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气态水的存在对凝析气藏相态特征的影响不容忽视,常规的相态测试过程无法模拟含水凝析气田开发过程中近井带的非平衡压降过程的实际产液特征。利用PVT筒开展了含气态水凝析油气体系相态特征实验,研究了气态水对凝析气相态特征的影响,并通过缩短凝析气体系定容衰竭过程的平衡时间,模拟含水凝析气田开发过程近井带的非平衡压降衰竭过程,对比分析了非平衡压降过程含水凝析气体系中凝析油、水的抽提蒸发效应。结果表明,气态水的存在引起了凝析油气体系中重质含量的增加,导致露点压力升高,反凝析提前,最大反凝析压力提高,反凝析液量增加。含水凝析油气体系在非平衡压降衰竭过程中,由于气液相体系未达平衡,导致液相滞后析出并随气相运动一起被采出,造成凝析油采出程度和产水量提高,且非平衡压降速度越大,凝析油采出程度越高。因此,凝析气田近井带的非平衡压降有利于凝析油的开采并缓解液锁的发生。 相似文献
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通过开展并联双管长岩心实验,分析了水驱、氮气驱、气—水交替驱、氮气泡沫调驱、聚合物段塞+氮气泡沫调驱等方式的原油采出程度及含水率的变化程度,为QK17-2油田中—高含水期提高采收率研究提供了可靠依据.结果表明,聚合物段塞+氮气泡沫调驱的驱油效果最好,岩心驱替的采出程度比水驱的采出程度提高13.39%,调驱能够有效改善层间非均质性对原油采出程度的影响,提高原油采收率. 相似文献
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HH油田为典型的低孔特低渗油藏,部分地层伴有裂缝发育,现面临衰竭式开采后注水开采压力高的难题。通过基质单管岩心驱替实验,探究目标地层进行注气开发的可能性,明确何种注入气体及驱替方式具有较好提高采收率效果。通过基质+裂缝双管并联岩心驱替实验,确定目标地层中微裂缝对提高采收率效果影响。结果表明,CO2较减氧空气是更好的注入气体,CO2/水交替驱替是提高采收率优秀的驱替方式;裂缝的存在会严重影响采收率,裂缝+基质双管并联岩心CO2/水交替驱采收率较单管基质岩心降低27.09%。建议选择CO2为注入气体,对基质储层或采取改善非均质性措施的裂缝区域采用CO2/水交替开发,对裂缝性低渗油藏注气开采有一定参考意义。 相似文献
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红河油田油水混输管道出现了腐蚀,通过自制高温高压动态腐蚀评价装置,分别研究了CO2分压、管输流体含水率、Cl-含量、硫酸盐还原菌(SRB)含量以及温度等因素对混输管道材料20钢腐蚀速率的影响,并基于试验数据利用灰色关联分析确定了主要影响因素。结果表明:20钢的腐蚀速率随着温度和管输流体含水率的升高而呈幂指数增加,随着CO2分压和SRB含量的增加,先大幅度上升后以线性趋势缓慢增加,随着Cl-含量的增加呈线性上升趋势;腐蚀因素影响程度由大到小排序为含水率>温度> Cl-含量>CO2分压>SRB含量,其中含水率和温度是影响20钢腐蚀最显著的两个因素。 相似文献
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