本文關(guān)鍵詞：丘德爾油田提高采收率技術(shù)的可行性實驗研究　出處：《東北石油大學(xué)》2015年碩士論文　論文類型：學(xué)位論文

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【摘要】：丘德爾-杰恩果樸油田經(jīng)過水驅(qū)開發(fā),已經(jīng)進入高含水期,產(chǎn)液含水率已經(jīng)達到92%。為了達到油田高含水期穩(wěn)油控水的效果,本文研究了針對該區(qū)塊水驅(qū)后的提高采收率技術(shù),并優(yōu)選了最適合該區(qū)塊的方法。為了研究該區(qū)塊聚合物驅(qū)的可行性,本文評價了幾種常見抗鹽聚合物的增粘能力、耐溫能力、熱穩(wěn)定性、吸附特性、注入能力以及驅(qū)油效果。結(jié)果表明,在實際油藏條件下,北京華鼎聚合物的各項性能均優(yōu)于其他抗鹽聚合物,并與地層有良好的配伍性;聚合物驅(qū)油能在水驅(qū)基礎(chǔ)上提高5.1%-12.8%左右,室內(nèi)驅(qū)油實驗效果較好;綜合考慮聚合物用量和采收率提高幅度,濃度為2000mg/L、段塞為0.6PV為最佳方案。為了研究該區(qū)塊表面活性劑驅(qū)的可行性,本文評價了幾種常見表面活性劑的改善油水界面張力能力、吸附特性以及驅(qū)油效果。結(jié)果表明,在實際油藏條件下,表面活性劑HDS改善油水界面張力特性較好,但在油藏中的吸附量較大;表面活性劑能在水驅(qū)基礎(chǔ)上提高1.6%-6.6%,從采收率提高的幅度來考慮,表面活性劑質(zhì)量分數(shù)為0.2%、段塞為0.3PV為最佳方案。為了研究該區(qū)塊聚/表二元復(fù)合驅(qū)的可行性,本文評價了由北京華鼎聚合物與表面活性劑HDS復(fù)配二元復(fù)合體系的增粘性、改善油水界面張力特性以及驅(qū)油效果。結(jié)果表明,在實際油藏條件下,復(fù)配二元復(fù)合體系的各項性能均能達到要求,二元復(fù)合驅(qū)油的室內(nèi)實驗效果較好,能在水驅(qū)基礎(chǔ)上提高10%-15%;段塞大小0.4PV、聚合物濃度2500mg/L+表面活性劑質(zhì)量分數(shù)0.2%為最佳方案。為了研究該區(qū)塊硫酸驅(qū)的可行性,本文測定了該區(qū)塊天然巖心中碳酸鹽的含量,分析了硫酸與水的放熱作用,并測定了硫酸對巖心滲透率的增加幅度,最后,通過室內(nèi)驅(qū)油試驗,評價了硫酸的驅(qū)油效果,優(yōu)選了硫酸的注入量。結(jié)果表明,碳酸鹽巖天然砂中碳酸鹽的含量在83.08%-90.49%左右,平均含量為86.96%�？梢妼嶋H油藏的碳酸鹽含量較高,在85%以上;硫酸注入量從0.1PV增加到0.2PV時,硫酸驅(qū)增油效果較明顯,提高的采收率從8.95%增加到10.73%;而當注入量達到0.3PV時,過量的硫酸與碳酸鹽反應(yīng)生成大量石膏,對巖心造成較嚴重的傷害,致使注入壓力快速升高,但出口端卻不產(chǎn)液;硫酸驅(qū)提高采收率效果較好,能在水驅(qū)基礎(chǔ)上增加7-10%;最佳的硫酸注入量為0.2PV。
[Abstract]:Chudel Jane fruit Park oilfield after water flooding development, has entered the high water cut stage, water production rate has reached 92%. in order to achieve high watercut stage oil stabilization and water control effect is studied in this paper according to the block after water flooding EOR technology, and selected the most suitable method in this area in order to block. The feasibility study of the block of polymer flooding, this paper evaluates several common salt resistant polymer thickening ability, temperature resistance, thermal stability, adsorption properties, injection ability and oil displacement effect. The results showed that in the actual conditions of the reservoir, the performance of Beijing Hua Dingju complexes are better than that of other salt resistant polymer, and compatibility well with the formation; oil can improve the 5.1%-12.8% on the basis of water flooding or polymer flooding, indoor effect for oil displacement experiments; considering the amount of polymer and the recovery rate increase, the concentration of 2000mg/L, 0.6PV for Slug The best scheme. In order to study the feasibility of the block of surfactant flooding, this paper evaluates several common surfactants to improve the interfacial tension, adsorption characteristics and oil displacement effect. The results showed that in the actual conditions of the reservoir, surfactant HDS improved the interfacial tension of oil-water well, but the adsorption capacity of the reservoir is large; surfactant can improve 1.6%-6.6% on the basis of water flooding recovery from increase to consider, the surfactant mass fraction is 0.2%, 0.3PV is the best scheme for slug. In order to study the feasibility of table two yuan / block polymer composite flooding, this paper evaluates the viscosity increase by two yuan compound system in Beijing Ting polymer and surfactant HDS compound, improve the interfacial tension of oil-water and oil displacement effect. The results showed that in the actual conditions of the reservoir, the performance of the two element composite compound system can reach to the For better indoor experiment effect of two components flooding oil, can improve the 10%-15% on the basis of water flooding; slug size 0.4PV, 2500mg/L+ concentration of polymer surfactant mass fraction of 0.2% is the best scheme. In order to study the feasibility of the block sulfate flooding, the content of natural rock block carbonate were measured in this paper analyzed the heat and water effect of sulfuric acid, sulfuric acid increase on core permeability was determined finally, through laboratory oil displacement test, evaluation of sulfuric acid flooding effect, injection volume of optimized sulfuric acid. The results showed that the carbonate content of carbonate in natural sand in about 83.08%-90.49%, the average content of carbonate content visible 86.96%. the actual reservoir is high, above 85%; sulfate injection volume increased from 0.1PV to 0.2PV, sulfuric acid flooding effect were improved, the recovery rate increased from 8.95% to 10.73%; and when the injection rate reached 0.3 PV, sulfate and carbonate reaction generates large amounts of excess gypsum, causing serious damage to the core, the injection pressure increases rapidly, but the export side but not producing liquid sulfuric acid; EOR effect is good, can increase the 7-10% on the basis of water flooding; the best sulfate injection volume was 0.2PV.

【學(xué)位授予單位】：東北石油大學(xué)
【學(xué)位級別】：碩士
【學(xué)位授予年份】：2015
【分類號】：TE357.4

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本文編號：1429260