本文選題：低滲透　切入點：非均質(zhì)　出處：《西南石油大學(xué)》2017年碩士論文　論文類型：學(xué)位論文

【摘要】：新疆X油藏屬于低孔、低滲及強非均質(zhì)油藏,這類油藏在注水過程中層間矛盾顯著,儲層動用不均,注入水在高滲透層中竄流嚴(yán)重導(dǎo)致含水上升加快,低滲透層動用程度差,剩余油儲量大。針對X油藏開展了氮氣泡沫驅(qū)油實驗研究,通過氮氣泡沫的調(diào)驅(qū)作用進(jìn)一步提高采收率。本文研究形成了適合X油藏的氮氣泡沫驅(qū)油體系;分析了體系液相黏度、起泡劑吸附性能、壓力以及原油對泡沫穩(wěn)定性的影響;研究了氮氣泡沫在低滲均質(zhì)巖心、并聯(lián)非均質(zhì)巖心以及三并聯(lián)非均質(zhì)巖心中的驅(qū)油特性。取得的主要認(rèn)識如下:(1)0.25%Y1起泡劑體系在油藏條件下(溫度73℃、礦化度24818.5 mg/L)老化90d后起泡體積為554mL,析液半衰期為162s,仍具有良好的起泡性和穩(wěn)定性。聚合物P4可有效延長泡沫析液半衰期,泡沫析液半衰期隨聚合物濃度增加而增加且二者近似滿足線性關(guān)系。0.25%Y1+0.2%P4體系老化90d后,其泡沫析液半衰期為946s,具有良好的穩(wěn)定性。(2)對于強化起泡體系,影響泡沫穩(wěn)定性的主控因素在于黏度,而不在于界面張力和表面張力。高壓有利于提高泡沫的穩(wěn)定性。X油藏輕質(zhì)原油對普通泡沫和強化泡沫體系的起泡性能無顯著影響,起泡體系中加入聚合物有利于提高含油泡沫的相對穩(wěn)定性。(3)均質(zhì)單巖心普通氮氣驅(qū)油實驗表明,氣液比、氮氣泡沫注入速度、氮氣泡沫注入量以及泡沫注入時機均對泡沫驅(qū)油有影響:①氣液比和泡沫注入速度均存在一個合理值使得在注泡沫和后續(xù)注水過程中氮氣泡沫驅(qū)具有最佳的驅(qū)油效率;②氮氣泡沫驅(qū)提高驅(qū)油效率值隨泡沫注入量的增加而增加,當(dāng)泡沫注入量大于0.5PV后,驅(qū)油效率增加緩慢;③在實驗注入時機范圍內(nèi)(含水率為71.43%-98.32%),注入時機提前有利于提高驅(qū)油效率。(4)水驅(qū)和氮氣泡沫驅(qū)速度均為5.94m/d時,通過雙并聯(lián)非均質(zhì)巖心泡沫驅(qū)油實驗可得出:①水驅(qū)可啟動滲透率級差為5.22的低滲巖心,而無法啟動級差為7.20的低滲巖心;②普通氮氣泡沫能在滲透率級差為10.67的并聯(lián)巖心中建立良好的流度控制能力,降低高滲巖心分流率,增加低滲巖心分流率,能夠有效增加高滲巖心以及低滲巖心的驅(qū)油效率,而不能啟動滲透率級差為15.46的低滲巖心;③強化氮氣泡沫能有效啟動滲透率級差為15.68的低滲巖心;④隨著注入時機的提前,普通氮氣泡沫對滲透率級差為10左右的低滲巖心的動用程度逐漸減弱,泡沫注入時機為含水率76.69%時,低滲透巖心無法動用。(5)對于滲透率變異系數(shù)為0.28和0.72的三并聯(lián)非均質(zhì)巖心,水驅(qū)只能啟動前者的低滲巖心而不能啟動后者的低滲巖心,普通氮氣泡沫驅(qū)可有效動用后者的低滲巖心,且氮氣泡沫驅(qū)對滲透率變異系數(shù)大的三并聯(lián)非均質(zhì)巖心的驅(qū)油效果較差。本文在低滲透、強非均質(zhì)油藏注氮氣泡沫方面取得的認(rèn)識,將有利于豐富氮氣泡沫驅(qū)的應(yīng)用范圍;同時,對于氮氣泡沫提高采收率技術(shù)的礦場應(yīng)用也具有實際意義。
[Abstract]:Xinjiang X reservoir is low porosity, low permeability and strong heterogeneity reservoir, the reservoir in the water interlayer contradiction significant reservoir producing uneven water injection in high permeability layer resulted in serious channeling water rises up, the producing degree of low permeability reservoirs, the remaining oil reserves for X oil reservoir. The nitrogen foam flooding experiments, further enhance oil recovery by nitrogen foam flooding. This paper studies the formation of the oil displacement system for X reservoir of nitrogen foam; analysis of the system of liquid viscosity, foaming agent and oil absorption performance, pressure effect on foam stability; study of nitrogen foam in low permeability homogeneous the core, heterogeneous core and three parallel heterogeneous rock displacement characteristics in parallel. The main conclusions are as follows: (1) 0.25%Y1 foaming agent system under reservoir conditions (temperature of 73 DEG C, the mineralization degree of 24818.5 mg/L) after aging for 90d foaming volume is 5 54mL, the drainage half-life of 162s, still has good foamability and stability. Polymer P4 can effectively prolong the half-life of foam drainage, foam drainage half-life increases with the polymer concentration increases linearly and the two.0.25%Y1+0.2%P4 system after 90d aging, the foam drainage half-life of 946s, has good stability. (2) to strengthen the foaming system, main controlling factors affecting the stability of foam is not in viscosity, interfacial tension and surface tension. High pressure is beneficial to improve the stability of foam.X light crude oil reservoir on foaming property of common foam and strong foam system has no significant effect, adding polymer foaming system to improve the relative stability of the oil bubble. (3) homogeneous core common nitrogen flooding experiments, gas-liquid ratio, nitrogen foam injection rate, injection volume of nitrogen foam and foam injection timing on Foam flooding effect: gas-liquid ratio and foam injection rate has a reasonable value in the bubble and subsequent injection in the process of water flooding efficiency of nitrogen foam flooding is the best; the nitrogen foam flooding can increase the oil displacement efficiency with the increase of foam injection volume increases, when the bubble injection amount is greater than 0.5PV. A slow increase oil displacement efficiency; in the experiment of injection time range (moisture content 71.43%-98.32%), injection timing advance can improve the oil displacement efficiency. (4) water flooding and foam flooding velocity was 5.94m/d, the double parallel heterogeneous core foam flooding experiment showed: water flooding can be started permeability for low permeability core 5.22, did not start the reason for low permeability core 7.20; the general nitrogen foam can establish good mobility control ability for parallel cores in 10.67 lower permeability, high permeability core flow rate increased. Low permeability core flow rate, can effectively increase the high permeability core and low permeability core oil displacement efficiency, which can not start permeability for low permeability core 15.46; the enhancement of nitrogen foam can effectively initiate permeability for low permeability core 15.68; with the injection timing advance, ordinary nitrogen foam on the permeability ratio is about 10 the producing degree of low permeability cores is gradually weakened, foam injection time for moisture content is 76.69%, low permeability cores can be used. (5) the permeability variation coefficient is 0.28 and 0.72 of the three parallel heterogeneous cores, water flooding can only start the low permeability core and low permeability core which can not be started, ordinary nitrogen foam flooding can effectively use the low permeability core, and nitrogen foam flooding for three parallel permeability variation coefficient of the heterogeneous core flooding effect is poor. In this paper, low permeability, strong heterogeneous reservoir of nitrogen injection The understanding of bubble foam will help to enrich the application scope of nitrogen foam flooding, and at the same time, it has practical significance for the field application of nitrogen foam enhanced oil recovery technology.

【學(xué)位授予單位】：西南石油大學(xué)
【學(xué)位級別】：碩士
【學(xué)位授予年份】：2017
【分類號】：TE357.46

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