本文選題：深部調(diào)驅(qū) + 弱凝膠��； 參考：《東北石油大學(xué)》2015年碩士論文

【摘要】：本文以N油田為研究目標(biāo)區(qū)塊,N油田具有天然裂縫,注水開發(fā)效果極差,存在注水沿著裂縫方向竄流,水驅(qū)動(dòng)用程度低、非均質(zhì)性嚴(yán)重、層間矛盾突出等問題,該油田曾采取過調(diào)剖措施,但是存在有效期短的問題,效果并不明顯。綜合分析N油田當(dāng)前存在的問題和儲(chǔ)層、流體等物性參數(shù)和開采情況后認(rèn)為,弱凝膠深部調(diào)驅(qū)技術(shù)是適用于N油田的穩(wěn)油控水技術(shù)。作者在查閱文獻(xiàn)的基礎(chǔ)上,總結(jié)了弱凝膠調(diào)驅(qū)作用機(jī)理和對(duì)比傳統(tǒng)聚合物驅(qū)的優(yōu)勢(shì),并模擬N油田溫度、礦化度、流體特征、儲(chǔ)層特征等油田條件,通過大量的室內(nèi)篩選實(shí)驗(yàn)和評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn),確定了適合于N油田的深部調(diào)驅(qū)體系由1900萬(wàn)分子量聚丙烯酰胺和有機(jī)鉻交聯(lián)劑JL-3組成,對(duì)體系進(jìn)行了穩(wěn)定性評(píng)價(jià)實(shí)驗(yàn),實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明該弱凝膠體系在N油田條件下具有較好熱穩(wěn)定性能。模擬N油田非均質(zhì)性進(jìn)行了三巖心并聯(lián)封堵實(shí)驗(yàn),揭示了凝膠體系的選擇性進(jìn)入高滲透層的特性。采用三巖心并聯(lián)模型和大型平板模型進(jìn)行調(diào)驅(qū)實(shí)驗(yàn),提高采收率值分別達(dá)到16.01%和18.29%,表明深部調(diào)驅(qū)技術(shù)能明顯提高采收率;進(jìn)行阻力系數(shù)和殘余阻力系數(shù)測(cè)定實(shí)驗(yàn),揭示了阻力系數(shù)隨著滲透率的增大而減小、殘余阻力系數(shù)隨著巖心滲透率的增大而增大的規(guī)律。調(diào)驅(qū)劑注入速度對(duì)調(diào)驅(qū)效果的影響實(shí)驗(yàn)得到了低速注入調(diào)驅(qū)劑時(shí)比高速注入調(diào)驅(qū)劑時(shí)提高采收率效果好的結(jié)論,從而指導(dǎo)現(xiàn)場(chǎng)調(diào)驅(qū)劑時(shí),要嚴(yán)格控制好注入速度。深部調(diào)驅(qū)動(dòng)態(tài)特征研究實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明深部調(diào)驅(qū)能使液流轉(zhuǎn)向,調(diào)驅(qū)劑能隨著后續(xù)注入流體在巖心中繼續(xù)向前移動(dòng),體現(xiàn)出“堵而不死”的特性。推薦調(diào)驅(qū)劑配方為:1900萬(wàn)分子量聚丙烯酰胺,Cp=1500mg/L~2400mg/L,聚交比為1:1.7,段塞大小為0.3PV。研究成果為弱凝膠調(diào)驅(qū)技術(shù)在N油田礦場(chǎng)應(yīng)用打下了堅(jiān)實(shí)的理論基礎(chǔ)。
[Abstract]:In this paper, with N oilfield as the target block, the oil field has natural fractures, the effect of water injection development is extremely poor, the water injection flows along the fracture direction, the degree of water driving is low, the heterogeneity is serious, and the contradiction between layers is prominent, and so on. The oilfield has adopted profile control measures, but there is a problem of short validity period, the effect is not obvious. Based on the comprehensive analysis of existing problems, reservoir, fluid and other physical parameters and production conditions in N oilfield, it is concluded that deep weak gel flooding technology is suitable for oil stabilization and water control in N oilfield. On the basis of literature review, the author summarizes the mechanism of weak gel modulation flooding and compares the advantages of conventional polymer flooding, and simulates the oil field conditions such as N oilfield temperature, salinity, fluid characteristics, reservoir characteristics, etc. Through a large number of laboratory screening experiments and evaluation experiments, it was determined that the deep modulation flooding system suitable for N oil field was composed of 19 million molecular weight polyacrylamide and organic chromium crosslinking agent JL-3, and the stability evaluation experiment was carried out on the system. The experimental results show that the weak gel system has good thermal stability in N oilfield. A parallel plugging experiment of three cores was carried out to simulate the heterogeneity of N oil field, which revealed the characteristics of selective entry of gel system into high permeability layer. By using three core parallel model and large plate model, the oil recovery is increased by 16.01% and 18.29, respectively. The results show that deep adjusting flooding technology can obviously improve oil recovery, and measure resistance coefficient and residual resistance coefficient. It is revealed that the resistance coefficient decreases with the increase of permeability, and the residual resistance coefficient increases with the increase of core permeability. The effect of injection rate of adjusting flooding agent on the effect of adjusting flooding has been tested. The conclusion that the oil recovery efficiency is better when low speed injection is injected is better than that in high speed injection, and the injection rate should be strictly controlled when guiding the field control of flooding agent. The experimental results show that deep control flooding can make the fluid flow turn and the flooding agent can continue to move forward along with the subsequent injection fluid in the core, which shows the characteristic of "plugging but not dying". The recommended formula is as follows: 19 million molecular weight polyacrylamide (CPN) 1500mg / L (2400mg / L), polymer ratio 1: 1.7and slug size 0.3PV. The research results lay a solid theoretical foundation for the application of weak gel flooding technology in N oil field.
【學(xué)位授予單位】：東北石油大學(xué)
【學(xué)位級(jí)別】：碩士
【學(xué)位授予年份】：2015
【分類號(hào)】：TE357

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