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适于高温高盐油藏的聚合物性能指标评价 总被引：3，自引：0，他引：3
我国多数油田经过多年注水开发,综合含水已超过90%,而采出程度低于35%,如何提高油田采收率是高含水油田急需解决的难题。目前,聚合物驱油是工业化应用程度最高的一项提高采收率技术,但由于聚合物产品性能差异和油田现场对污水处理的需要,多数聚合物不适宜高温高盐油田的现场驱油试验。本文以胜坨高温高盐油藏的地质条件为依托,在对聚合物驱油效果影响因素分析的基础上,研究了适合于高温高盐油藏强化采油的聚合物性能指标,优选了具有梳形结构的KYPAM聚合物为胜坨油田的驱替剂。该性能指标的提出对国内外高温高盐油藏进行聚合物驱油具有重要的指导意义。 相似文献
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海上油田开发具有勘探投入大、采油平台使用寿命短、生产操作费用高和水驱采收率低等特点，如何提高采收率是油田开发面临的重大技术难题。从海上油田LD10—1开发实际需求出发，结合油藏地质特征和流体性质特点，利用理论分析和室内评价实验，开展了早期聚合物凝胶和聚合物驱增油效果及其影响因素实验研究。结果表明，早期实施聚合物驱不仅大大缩短油田开发时间、节省操作费用，而且最终采收率也比中后期实施时高。在化学药剂费用相同条件下，“聚合物凝胶＋聚合物”段塞组合驱的增油效果要好于单纯聚合物驱。A23井单井组聚合物驱矿场试验于2006年3月23日开始，矿场监测结果表明，注入压力大幅度提高，吸液剖面明显改善，部分油井已陆续见到“增油降水”效果。 相似文献
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海坨子油田属于特低渗透裂缝性油藏,其开发实践表明:微裂缝为流体渗流的主要通道,能否准确描述储层中裂缝分布形态,直接关系到油藏开发效果。本文以钻井取心资料、成像测井资料及铸体薄片分析资料为基础,对海坨子油田储层中微裂缝的形成机理、形态及产状特征进行了研究,得到了裂缝描述的详细参数,并形成了一套适用于该类型油藏微裂缝系统描述及有效识别的方法。以此为基础,利用随机建模的方法,建立了海坨子油田海21-4试验区微裂缝的分布DFN模型,预测了裂缝的分布密度、分布方位及裂缝大小,为油藏数值模拟双重介质模型的建立提供了基础。 相似文献
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“碱／表面活性剂／聚合物”三元复合驱油技术以其良好的增油效果而受到石油科技工作者的广泛重视，但驱油剂价格高和在油藏内损失量大一直制约着该项技术的大规模推广应用。为了解三元复合驱过程中驱油剂黏度和界面张力变化特征，以相似理论为指导，利用现代物理模拟技术和仪器检测方法，开展了三元复合驱过程中驱油剂黏度和界面张力变化及其影响因素研究。结果表明，随着注入量或PV数的增加，油藏内各处三元复合体系黏度增大、界面张力值降低。在注入PV数相同条件下，距注入井愈近，三元复合体系黏度愈大、界面张力愈低。因滞留和稀释作用的影响，三元复合体系在油藏内运移过程中黏度和界面张力分别呈现不断降低和升高趋势。 相似文献
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LD10—1油田具有高温、高矿化度、高原油黏度和非均质性严重等特点,水驱开发效果较差,应采取技术措施提高采收率。依据矿场实际需求,采用实验和理论分析方法,研究了抗盐聚合物及高分Cr3＋聚合物凝胶的黏度特性、分子结构形态、线团尺寸（Dh）、流动特性和驱油效果,并对两种调驱剂的调驱效果进行对比和机理分析。结果表明,在LD10～1油田注入水条件下,可以形成具有以分子内交联为主要结构特征的Cr3＋聚合物凝胶。与相同浓度聚合物溶液相比较,Cr3＋聚合物凝胶分子线团尺寸（Dh）变化不大,但阻力系数和残余阻力系数明显增加,且残余阻力系数大于阻力系数,表现出独特的渗流特性。在注入时机相同和药剂费用相近条件下,与抗盐聚合物溶液相比较,高分Cr3＋聚合物凝胶调驱增油效果较好,而且调驱剂用量愈大,注入时机愈早,调驱效果愈好。 相似文献
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F油田长6油藏是鄂尔多斯盆地内较早开发并具规模的超低渗油藏。为了提高开发效果,解决开发中的问题和矛盾,通过矿场开发实践,较为系统地总结了长6油藏开发中所应用的8项技术,并对各项技术的应用效果进行了评价。通过这些技术的矿场应用,油藏的开发达到了较为理想的开发效果。 相似文献
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冀东油田G104-5区块浅层油藏储层胶结疏松,边底水活跃,随着采液速度的提高,边水沿高渗透带突进,油井含水上升速度快,油藏的复杂性给调剖调驱工艺带来一定难度。针对冀东油田地质和开发情况,通过深入分析、研究,在大量室内物模的基础上筛选研制了一种适合冀东油田浅层油藏调驱的交联聚合物体系并应用到现场,取得了良好的降水增油效果,两年来累计增油4.4×104t,有效地控制了该区块边水推进速度,改善了开发效果,为冀东油田夺油上产提供了技术保障,同时为其它浅层油藏区块提高原油采收率提供技术方法和参考依据。 相似文献
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曲流点坝薄夹层构形对驱油效率及剩余油形成与分布的影响 总被引：3，自引：0，他引：3
陆相储层单砂体内的薄夹层是形成储层流体流动非均质的主要因素之一,单砂体内部薄夹层极薄、规模小、测井全部识别有一定困难,且位于层内。在油田开发初、中期作用不明显,而在高含水期、三采阶段,单砂体及其渗透率宏观分布已不能详尽揭示层内剩余油分布,层内薄夹层对注入剂驱油的影响及其重要性逐渐显现出来,与渗透率在储层内韵律性分布有同等重要的地位,也是储层精细表征的重要内容。以往只是着重从渗透率在储层内分布的不均衡的角度来研究储层中驱油效率问题,忽略了薄夹层的对储层驱油效率的影响。以大庆油田葡萄花油层组PⅠ2小层曲流河道砂体为例,对曲流河道砂体内部薄夹层构形对驱油效率及剩余油的形成与分布作了初步的分析和探讨。在排除开发因素差异的同井单砂体分析条件下,提出了“单砂体内部薄夹层空间构形 渗透率垂向序列 重力”三因素共同控制剩余油分布、驱油效率多段垂向序列模式。 相似文献
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聚合物驱油技术适用于非均质的中质和较重质油藏,与其他提高采收率技术比较起来相对简单,更符合海上油田安全环保要求。根据渤海锦州9-3油田油藏特性和聚合物结构性能,结合海上平台特点,研制出具有高效增黏、较好的抗剪切性、良好流动性和驱油效果的高抗盐聚合物3640D。该聚合物首次用于海上油田单井聚合物驱先导试验见到了显著的增油降水效果,正在进行中的井组聚合物驱试验也已初步显示出增产效果,表明聚合物3640D作为锦州9-3油田的驱油剂在技术上是可行的,在海上类似油田的聚合物驱技术中具有广阔的应用前景。 相似文献
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锦州油田无碱二元复合驱实验研究 总被引：1，自引：0，他引：1
针对锦州油田的条件及开采现状，进行了α烯烃磺酸盐类表面活性剂HDS及SNF聚合物组成的二元复合体系（SIP）提高采收率的室内研究。考查了HDS表面活性剂的界面张力特性以及吸附特征；进行了二元复合体系的界面张力、表观黏度及岩心驱替等实验。结果表明：HDS表面活性剂油水平衡界面张力可以降低到超低数量级（10mN／m），吸附损失小（0．2％浓度HDS≤2．0mg／g）；二元复合体系油水平衡界面张力也能达到超低；黏度保持率高（≥90％），配伍性好，相对水驱提高采收率20％以上。故HDS表面活性剂是性能优良的表面活性剂，HDS与SNF聚合物组成的无碱二元复合体系能大大提高锦州油田的采收率，无碱二元复合驱是适合锦州油田开发的新技术。 相似文献
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针对高30断块砂岩油藏，筛选和评价了表面活性剂／聚合物（S／P）二元复合驱油体系。结果表明，表面活性剂CDS-1在有效浓度（0．025％～0．300％）低而宽的范围内，体系与原油的界面张力可降到能大幅度提高驱油效率的10^-2mN／m数量级；当疏水缔合聚合物HNT201—3浓度为1250mg／L、CDS-1浓度为0．05％时，体系在地层条件下的表现黏度可达72．37mPa·s。在模拟油层渗透率及非均质变异系数的岩心上，注入0．30PV二元复合体系及0．10Pv聚合物保护段塞时，可比水驱提高采收率20．91％OOIP。 相似文献
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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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渤海BZ28-2S油田具有油藏厚度大、平均渗透率高、非均质性严重、溶剂水矿化度较高和原油黏度较低等特点,注水开发过程中水窜现象比较严重,进而影响水驱开发效果,亟待采取调剖技术措施来改善水驱开发效果.针对BZ28-2S油藏储层特征、流体性质和及其井网特点,以黏度、阻力系数、残余阻力系数和采收率为评价指标,开展了Cr^3＋聚合物凝胶配方优选和调驱注入参数优化实验研究.结果表明,在目标油藏储层和流体条件下,交联剂Cr^3＋与聚合物分子链间可以发生交联反应,形成具有“分子内”交联结构特征、独特渗流特性和与储层适应性良好的Cr^3＋聚合物凝胶体系.与聚合物溶液相比较,在段塞相同条件下,Cr^3＋聚合物凝胶调驱效果较好.从技术经济效果考虑,推荐Cr^3＋聚合物凝胶体系组成：Cp=1 200 ～1 600 mg/L,m（Pol）∶m（Cr^3＋）=180∶1～ 270∶1,段塞尺寸为0.075 ～ 0.125 PV,预计采收率增幅1.6％ ～ 2.5％.在室内研究基础上,2012年12月开始在渤海BZ28-2S油田进行了矿场试验.目前矿场调驱施工正在进行之中,截止到2013年5月,由于调驱时间较短,部分油井已经见效. 相似文献
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天然气水合物广泛分布于陆地冻土带和深海地层,资源潜力巨大,其中Ⅱ类水合物藏占有重要地位。为加强对Ⅱ类水合物藏开采规律的认识,结合实际水合物藏参数,使用数值模拟方法研究了热水驱替开采Ⅱ类水合物藏的动态规律,并与降压法的开采效果进行了对比分析。结果表明:①热水驱替开采Ⅱ类水合物藏时,产气速率和分解气速率首先快速上升,然后以较快速度下降至趋于相对稳定;累产气和累分解气上升较快;气体采出程度和水合物分解程度均处于较高水平(>60%)。②热水驱替对Ⅱ类水合藏的开采具有一定的适应性,与降压法开采相比,热水驱替方式下储层水合物的分解更彻底,气体采出程度、水合物分解程度也更优,但具有较低的累积气水比,产水量较大。 相似文献
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稠油油田注水开发过程中,受不利流度比和非均质性的影响,注入水沿高渗层突进,造成油井暴性水淹,严重影响水驱开发效果。针对海上稠油油田的开发特点和存在问题,对弱凝胶体系的适用性进行了分析,对影响凝胶体系调驱的关键参数进行了优化。结果表明,原油黏度影响弱凝胶调驱效果,随着黏度的增大调驱效果有变差趋势。在含水率40％以后,注入时机越晚,调驱效果越差。注入量越大,调驱效果越好,在实际生产过程中考虑注入能力和经济因素应采取合理的注入量。先导性弱凝胶试验的成功,为海上稠油油田的稳油控水工作指明了方向。 相似文献