文摘

人造砂岩核心模型的大型水库群正有节奏的异构是设计和制造的模拟三元复合驱油实验中异构水库。井的注入和生产布局为核心的模型,来模拟聚合物preslugs不同粘度的影响在三元复合驱效果。实验结果表明,聚合物的注入能力preslug和缓解冲突的影响每一层的剩余的石油生产系统的粘度有关。异构的核心模型的变异系数0.65,相同数量的聚合物的约束下代理,三元复合驱效果的0.075 PV, 60 mPa·年代聚合物preslug比0.093 PV, 40 mPa·s和0.064 PV, 80 mPa·s preslugs聚合物。聚合物的粘度的变化preslug没有启用ASP系统有效利用低渗透性层。随着粘度的增加,注入和生产之间的压差增加;剩下的油可以有效利用底部的效果层和中等渗透率层以及注入中等渗透率层的结束。如果粘度太小,效果区域不能有效被注入化学剂,如果粘度太大,注入化学剂不能产生良好的弹性位移的关系,这将导致无效的化学剂流。因此,聚合物preslug三元复合驱油体系的粘度适中,与核心不同的异质性应该有一个合理的粘度匹配范围。

1。介绍

在中国作为一个主要的油田,大庆油田已进入高含水的三次采油阶段经过62年的开采(1- - - - - -3]。传统的均质效果的发展水库使用碱/表面活性剂/聚合物(以下简称ASP)三元化合物化学驱系统可以提高原油采收率20%以上为注水(4- - - - - -6]。近年来,由于化学药剂成本的增加和三元复合驱的应用在异构水库、multislug化学剂的注入模式组合或multislug交替注入化学药剂的不同粘度系统采用现场试验地区节约成本(7,8]。

与断裂的低渗透性储层开发,Algharaib et al。9]减少了碱剂和表面活性剂吸附在ASP系统的损失注入聚合物preslugs也证明了聚合物preslug可以调整位移概要文件,以便ASP系统可以进一步进入区域不受影响注水阶段。对高盐水库,需要大量的前置液蛞蝓化学驱之前减少化学药剂的损失高盐水的水库。因此,使用各种类型的蛞蝓之前主要剂注入可以提供保护的主要化学剂(10- - - - - -12]。汗等人进行了高粘度蛞蝓的交替注入方案和低粘度蛞蝓(13]。研究表明,交替multislug注入采油由2%以上single-slug注入和聚合物的消费减少了约15%。即multislug注入有利于提高原油采收率和储蓄化学药剂的使用。进行储层非均质性严重的地区发达(中异构性:0.5 - -0.7,非均质性强:> 0.7),输入化学洪水风险更大的成本14- - - - - -16]。因此,聚合物保护蛞蝓添加前后ASP主要和次要蛞蝓,确保ASP蛞蝓进入剩余石油资源丰富的地区,避免注水后主要通道(17,18]。侯等人定义了临界位移粘度比(驱替流体粘度比原油粘度)通过大量的实验和研究了异构水库之间的粘度匹配和ASP系统(19]。Shedid优化每个ASP蛞蝓的浓度和长度在低渗透性碳酸盐储层,并演示了三元复合驱油体系的有效性(低渗透性碳酸盐岩储层20.]。结果表明,储层的非均质程度越高,越高的最佳驱替液的粘度比所需的储层流体剖面调整(21- - - - - -23]。当聚合物体系的粘度比地下原油达到3.0以上,聚合物系统具有更强的能力,扩大波及体积,提高驱油效率(24- - - - - -26]。

本文通过ASP的聚合物preslug multislug洪水系统为主要研究目标,preslugs的影响与不同聚合物浓度对化学驱复苏主要是考虑在同样的代理成本(即相同数量的聚合物)。摘要聚合物preslugs不同粘度的影响三元复合驱采收率研究,尤其关注multislug三元复合驱在三层异构大规模集团由人造砂岩岩心不同渗透率。异构的最优聚合物preslug注入粘度油藏丰富的大庆油田剩余油研究和证明。同时,详细论述了制备人造砂岩的核心模型的大型集团和部分,成分比例,和制造技术在制备过程中,需要提高质量的核心处理,使核心制备流程和细节更科学。随着油田的发展,一些项目提出了压裂的方法挖掘更多潜在的三元复合驱后(27,28]。人造砂岩岩心驱替实验的模拟逐渐从简单的位移法研究位移法考虑复杂应力条件和断裂条件(29日- - - - - -31日]。

2。制备人造砂岩的核心模型的大型集团

大型的人造砂岩核心模型组胶结固化模型,这主要是由石英砂和环氧树脂混合比例和固化后由液压机压实。完成后的模型如图1。每一层的垂直异质性的核心模型主要是由石英砂粒径和环氧树脂的量。岩心的渗透率变异范围相同的成分可以控制在20 ~ 50 mD只有压实压力的大小和持续时间。

建立储层物理模型的目的是使模型中的含油饱和度分布符合地下实际情况,这是复杂的,受到许多因素的影响。一般来说,物理模型应该尽可能接近实际的油田在几何条件下,物理条件,边界条件和初始条件。其中的一些条件,比如模型长度,生产压差,油水粘度比,可以直接控制和选择。然而,它是相对难以控制的透气性人造砂岩核心模型,和核心渗透应该符合物理实验领域渗透。影响人造岩心的渗透率的主要因素是砂的粒度,粒间孔隙度,胶接剂的量。因此,在物理实验中,大量的人造砂岩渗透率测试的核心模型应以找到合适的砂直径比、压实压力和时间,和粘合剂的用量。结果大量的人造砂岩核心生产表明,在相同的压实压力和砂用量,增加砂的粒度和降低粘合剂的用量可以保持孔隙率不变,提高气体渗透率的核心。人造砂岩核心模型(如图1)使用相同的孔隙度随着油田原型,相同的聚合物溶液,碱、表面活性剂和相同原油和保持几何相似的大小。模型参数基于油田原型的物理模拟计算参数如表所示1。

3所示。人造砂岩型芯制造方法

人造砂岩核心模型的大型集团是长500毫米,宽500毫米,高45毫米。垂直三层非均匀布置,模型的效果层较低的层,中间层中等渗透率层,在上层和低渗透性层。电极监视点,铝监视点的压力,和注射/生产漏洞被安排在核心的上表面,监控内部电阻率的变化的核心(阻力值与不同含水率)核心是不同的,内部压力的变化的核心,核心洪水期间饱和实验,分别如图2。各种各样的注入和生产方法可以模拟注入的布局和生产漏洞。摘要井网是对角线布局,模拟一个注入和一个生产的发展模式。模型的垂直变异系数为0.65,而每一层的透气性,使过程如表所示2。

4所示。设计和制作压板模具及相关配件

按板模具是一个关键的技术制造的核心物理模型组和电极压力洞。压盘主要是分发液压机的下行压力,直接作用于巩固了砂体致密砂体。在前面的模型制作过程中,核心是第一个与平压压实板没有任何保留的洞,然后巩固了,钻监测孔的各种功能。改进的按板,孔位置为监测钻第一电阻器,收集孔的压力,和生产/注入液体,和一个圆柱管插入到核心保护区洞前核心压和巩固。因此,好位置,电极监视点和压力探测孔可以同步的过程中核心压实和胶结,以避免后钻与钻工具和扩展的链接核心压实和胶结,减少损害砂体压实和胶结后,并保持物理性质如孔隙度和渗透率在核心不变。位孔的模型相比,一步形成核心物理模型可以承受更大的化学位移的压力。

按板设计为长510毫米,宽510毫米,和30毫米厚。总共8注入/生产板孔设计,每个允许的注入和生产液体以及模拟涌水量、水撤退,岩心含油饱和度过程在最初阶段的实验。有41组电极监视点。每组电极监视点包括3对6电极,每对之间的间距为6毫米,这是,分别用于监测水的阻力变化引起的变化效果层,减少中等渗透率层和低渗透性层。有9组监视点的压力。每组的监视点包括3压孔直径4毫米,每个孔之间的间距15毫米,这是分别用于监控效果的压力变化层,中等渗透率层和低渗透性层。细节图所示3和4。

压力探头孔模具如图5。它是由上下两部分组成。低薄的是插入到核心预制孔,而上层厚熊的下行压力。上部轴承油缸直径15毫米,30毫米的高度,而低插入气缸直径3毫米,长度37.5毫米,52.5毫米,67.5毫米,分别。低薄的部分的长度不同测点的压力主要是配合按板模具,这样它就可以被准确地插入到不同的层在不同纵向深度的核心,准确地衡量每一层的流体压力。

注射/生产井筒模具由上下两部分组成(如图6)。它主要是用来形成一个圆柱形纵向流动通道的核心。上轴承油缸直径45毫米,30毫米的高度。较低的薄插入结束有一个直径3毫米和70毫米的长度。井筒模和压力探头孔模具有相同的上缸30 mm的一部分,这样的压力是在同一水平面一旦放在压板保持核心紧迫的表面能级。

监测电极导线的铜导线涂绝缘漆,暴露的铜线的监控终端监控内含水的变化引起电阻变化的核心。每个电极监测点了3双电极,每一个都是用来测试在一层含水变化。如果单个电极直接插入到核心,钢丝会弯曲,导致大错误的测量数据(11,16]。因此,一个完整的配件焊丝的设计和加工。因此,6可同时插入电极在不同深度的核心压和巩固。电极集成辅助设计为6毫米直径10毫米高度。6半圆形凹槽直径1.5毫米被均匀分布在圆周表面(如图7(一))。

凹槽是用来放置电极,电极系橡胶环,确保冲洗。电极不同长度的10厘米,8.5厘米,和7厘米可以插入指定的深度,10厘米的一对电极监测效果层,中等渗透率的8.5厘米两电极层,和低渗透性的7厘米电极两层。组装电极导线图所示7 (b)。

对应于不同渗透率的石英砂和环氧树脂均匀混合和扩散到模具先后从低渗透性高渗透率。然后,井筒模具、电极组装和压力探测孔模具插入(如图8(一个))。按使用的平板是低渗透性层,然后中等渗透率层,最后,效果层,确保砂体是1.5厘米厚,每一层压实。压实后,配件被干燥的核心和获得核心模型不是涂上环氧树脂(如图8 (b))。

5。实验方案

洪水方案在这个实验中:注水(含水出口稳定在98%)+聚合物preslug(固定聚合物用量)+ 0.3 PV ASP主段塞+ 0.2 PV ASP二级段塞+ 0.2 PV后续聚合物段塞+ 0.2 PV后续注水。目的在于拯救化学驱成本适度异构水库、采油因素在不同粘度聚合物preslugs调查,随后位移方案相同。实现一个特定的聚合物的粘度preslug通过改变聚合物的浓度preslug同时确保聚合物用于聚合物的总量preslug阶段是相同的。聚合物的粘度preslug设定在40 mPa·年代,60 mPa·s, 80 mPa·s根据最大字段喷射泵系统的操作条件。每个蛞蝓的注入量的三个实验方案设计通过维持相同数量的聚合物在聚合物preslug所有方案(如表所示3)。

聚合物preslug ASP系统的功能有很大的影响。它的主要功能是调节内部平面和纵向方向的核心使用聚合物的粘弹性,减少水库的异质性,主要保护ASP蛞蝓(32]。这有助于ASP主要蛞蝓进入石油富集区域不受注水,减少昂贵的化学药剂的吸附损失。ASP主要和次要蛞蝓可以减少产生的含水流体,增加石油产量。化学药剂的浓度在ASP二级蛞蝓是ASP低于主要蛞蝓(33]。在油田现场,相信受灾地区主段塞注入后靠近吸附饱和状态,和二级蛞蝓补充剂主要蛞蝓。ASP的注入阶段蛞蝓是一样的油田的现场操作。碱、表面活性剂和聚合物混合比例和注入的核心。注入化学剂具有较高的粘度和原油可以形成超低界面张力,可以扩大波及体积,提高驱油效率,提高洗油率(34]。ASP体系中,聚合物的粘度是增加系统和控制流动性,表面活性剂是降低油水界面张力,提高洗油率,和碱与原油的酸性成分反应原位生成表面活性剂(35]。随后的聚合物段塞的突破是防止注入水在后续水驱阶段影响驱油效率的ASP蛞蝓也保护ASP蛞蝓(1,2]。后续注水保持压力和位移减少代理使用和成本(3,5,7][2]。

没有明确的标准和监管驱油实验的大型人工核心板。实验是指中国小自然圆柱形核心测试标准GB / T 28912 - 2012试验方法对两相相对渗透率的岩石的推进速度,位移面前推荐标准调查采收率,压力,和其他参数。据《每日注水井的注入量,生产井之间的间距和生产井,生产井的产量,计算推力速度注水前的主线1 m / d。实验的目的是选择最优的粘度聚合物preslug相比之下。因此,实验主要集中在注射压力和恢复程度的变化趋势,不进行误差对比分析领域或其他人工核。本文的实验数据是算术平均值的平行实验。

具体实现步骤如下:(1)的核心物理模型模拟的大型集团是真空的,饱和水;(2)物理模型的核心是饱和油的含油饱和度超过65%;(3)注水进行模拟水0.3毫升/分钟的速度,直到出口的含水稳定在98%以上。注入聚合物preslug, ASP主要蛞蝓,ASP二级蛞蝓,和聚合物postslug;(4)进行后续注水,直到出口的含水稳定在98%以上;(5)电极和压力监控设备用于监视每一层的压力和剩余油的分布。

6。实验测定油、水、化学试剂、岩电关系

实验中使用的油是D4-1-22从大庆油田井口原油,原油的粘度是10 mPa在45°C·s。根据离子盐度油田提供的网站,模拟水被用于制备饱和水,水驱、聚合物preslug ASP主要蛞蝓,ASP二级蛞蝓,postslug,后续水驱阶段的核心模型的组。具体的盐度表所示4。

在实验中使用的化学驱剂,聚合物的分子量 ~ ,表面活性剂石油磺酸盐,碱是分析纯Na₂有限公司₃。

6.1。测定聚合物Viscosity-Concentration关系

测定聚合物preslug viscosity-concentration关系,ASP主要蛞蝓,ASP二级蛞蝓,聚合物postslug具有重要意义的精确制备体系粘度的实验项目。preslug聚合物和聚合物postslug有相同的成分和统称为聚合物段塞测试。

聚合物段塞、ASP主要蛞蝓和ASP二级蛞蝓不同浓度为500 mg / L ~ 3000 mg / L是准备用模拟水的聚合物母液。不同浓度的粘度是决定在45°C,和相应的粘度浓度关系曲线系统40 mPa·年代,60 mPa·s, 80 mPa·s终于确定。测定结果如图所示9。

6.2。建立岩石的含油饱和度与电阻率之间的关系

有两个阶段的油和水在孔隙介质的核心模型。盐的阴离子和阳离子可以电离物质在水相,离子将定向电场的作用下,产生电流,电流强度是相关内容在水中离子的阶段。假设其他物理性质保持不变的核心模型和电阻率仅仅是一个函数的油和水在毛孔;阻力值的标准曲线和含油饱和度(含水)可以成立。阿尔奇饱和度之间的关系的理论方法和应用岩性校正饱和度。因为其他组件的核心是绝缘的,含油饱和度的核心可以直接反映在不同的阻力值: 在哪里包含油是岩石的电阻率,Ωm;岩石的电阻率完全包含水,Ωm。

微电极的核心模型宽15毫米,高15毫米,长度为100毫米,如图10是用来进行注水的物理模拟实验。微电极的核心模型被用来确定核心的阻力值与不同渗透率在不同含油饱和度,然后,含油饱和度之间的关系的标准曲线,建立了岩石电阻率(如图11)。洪水实验的核心模型,阻力值在不同的测试点被阻力监测记录系统,每个测试点和含油饱和度值可以相对地根据标准曲线计算。因此,含油饱和度的分布的异构随时核心模型绘制。

7所示。实验结果

表5显示经济复苏程度的注水阶段和最后的总恢复程度的化学驱ASP preslug实验方案。得出mPa·60年代聚合物preslug方案有最好的位移效应,而最糟糕的位移效应被发现40 mPa·年代聚合物preslug方案。增加聚合物preslug粘度可以有效改善经济复苏程度在化学驱,这并不意味着粘度越高越好,例如,80 mPa·s聚合物preslug方案有较弱的驱油效果比mPa·60年代聚合物preslug方案。

以注水年底为监测起点,注入PV曲线之间的关系的化学剂和含水的核心渠道策划(如图12)。在初始阶段的化学驱(0 - 0.31 PV), 60 mPa·年代的含水聚合物preslug系统迅速下降,证明mPa·60年代在概要文件控制系统有更突出的优势通过化学驱,它允许早期注水效果的ASP主要蛞蝓。中间的化学驱阶段(0.31 - -0.51 PV)、含水回升缓慢,这证明了全面注水效果主要和次要的蛞蝓。在实验条件下,改进的化学驱60 mPa·s系统高于40 mPa·1.33%和0.6%和80 mPa·s系统,分别。

三个粘度的聚合物preslug化学驱方案系统有一个稳定的石油生产时间(如图13)。60 mPa·s系统显示良好的化学驱采油效果从最初的阶段,表明60 mPa·s系统有很好的匹配与水库变异系数为0.65。

7.1。压力变化

增加聚合物的粘度preslug可以增加注采压差。然而,系统将导致压力的高粘度浓度在注入井附近,和附近地区的油井压力损失大,传播距离短的压力,和小范围传播。在化学驱压力变化如图所示14。

高粘度聚合物将导致增加注入压力、注入的聚合物积累,由于严重的剪切粘度降低,导致严重的位移压力损失,展示一个小压力扫描区域的核心。根据监测数据的压力,压力场图的每一层在ASP主要蛞蝓的最后阶段是策划(如图15)。没有明显的驱替流体的压力波及范围上的差异与不同渗透率储层,每一层的压力和扫频范围是亲密(36,37]。然而,核心矩阵是明显不同的应力状态根据poroelasticity或thermo-poroelasticity理论(38,39]。计划下一阶段的项目,添加了额外的实验模块,它将能够检测压力的变化矩阵。

7.2。剩余油分布

在ASP主要蛞蝓的最后阶段,每个渗透率层的剩余油分布在核心的物理模型如图16。增加聚合物的粘度preslug有利于沿对角线ASP系统扩大主流线两侧效果层中的剩余的石油丰富,生产中等渗透率层度显著增加,和重要的生产效应出现在注入井的低渗透性层。如果聚合物preslug系统具有很高的粘度,概要文件控制系统将具有相似的纵向和横向发展效应的低粘度系统,和剩余的石油生产层之间的区别是非常重要的在ASP主要蛞蝓洪水。

根据电极测试电阻,含油饱和度分布的纵向剖面沿对角线方向的核心,也就是说,主流的方向,策划(如图17)。40 mPa·s聚合物preslug化学驱系统没有改善垂直位移概要文件。由于低粘度和小驱替压差增加,位移流体只提高了位移通道在注水效果层。由于大型注入压差为80 mPa·s聚合物preslug化学驱系统,驱替液不表现出良好的弹性位移与储层的关系。在中间区域的注入井和生产井,驱替液不上中等渗透率层和低渗透性层扩散,但飞到生产井的底部效果层的底部。这也表明,高粘度聚合物preslug更好的水井调剖效果接近对方。与聚合物注入压力高,将会受到严重的剪切和高粘度损失的水库,洪水和化学系统不能维持有效粘度。

不同的压力分布,含油饱和度场的分布完全不同在不同渗透率层,可以有效地确定生产程度的ASP化学驱。剩下的油效果层更充分利用,含油饱和度低至12%的主流线和含油饱和度平均约为27%。在中等渗透率层的底部,主流线贯穿注入和生产井,虽然没有明显的主要产地贯穿注入和生产井被发现在低渗透性层。这表明主要增加石油产量的ASP系统来自于横向剖面控制效果的层,和一小部分来自于近井区域注入井和主流线区域中等渗透率层的底部。低渗透性储层有一个非常有限的生产效果,聚合物preslug和粘度的变化有一个明显的中期和影响调驱效果层中等发达异构水库。因此,聚合物的注入能力preslug和缓解层间的冲突的影响是与化学驱油体系的粘度有关,所以聚合物的粘度preslug不得过高,与核心不同的异质性应该有一个合理的粘度匹配范围。

8。结论

摘要经济使用ASP。Preslug是有益的,以及聚合物的粘度Preslug不得过高。高粘度会导致注入压力增加,无效的聚合物和ASP化学驱系统的弹性位移,和快速注入驱替液的粘度损失,导致化学药剂的浪费。合理的聚合物粘度preslug 60 mPa·s在异构水库变异系数为0.65。

在同样的压力场、剩余油分布、复苏程度,和化学剂用量、粘度的聚合物preslug 60 mPa·年代和段塞大小0.075 PV更有利于扩展到nonmain流的压力线区域两侧和倾向于增加飞机的扫描区域。附近的纵向注入井、生产中期和效果层之间的冲突可以减轻,有效改善程度的生产效果和中等渗透率层的底部,以及注射中等渗透率层的结束。

剩下的油在低渗透性层不能有效地改变聚合物的粘度而流离失所的preslug ASP的化学驱体系。石油产量增加的主要领域在三元复合驱阶段效果层和中等渗透率层的底部。

核心物理模型的制作过程的大型集团是探索和改进,紧迫的模具及配件的设计和安排的含水监测电极进行优化。此外,钻井过程中压力孔和孔注入/生产核心胶结是避免,这确保核心胶结后的物理参数不受安装配件。它可以满足高压化学驱油实验,要求准确地探测含水和压力变化的核心。

三元复合驱后,厚储层大多是利用后续注水保持地层压力,但后续发展效应效果极差。目前,实验室和现场实验表明,低收入和中等渗透率的恢复程度三元复合驱后储层低,并进一步挖掘潜力巨大的剩余石油的低收入和中等渗透率储层压裂技术(40]。在实验中,这种大尺寸的核心可以完整剥离或不含水,可以捕获面积低收入和中等渗透率核心样本三轴压裂实验,可以用来研究采油压裂后的三元系统,也可以与矿样的三轴压裂后的低收入和中等渗透率储层注水调查洪水后的三进制的压裂效果(41,42]。

数据可用性

所有的数据都可以发现在我们的手稿。

的利益冲突

作者宣称没有利益冲突。

确认

这项研究是由黑龙江省自然科学基金的资助,格兰特LH2019E017数量。