CN106296433B - 一种确定聚合物驱聚合物应用浓度的方法 - Google Patents
一种确定聚合物驱聚合物应用浓度的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN106296433B CN106296433B CN201610677184.4A CN201610677184A CN106296433B CN 106296433 B CN106296433 B CN 106296433B CN 201610677184 A CN201610677184 A CN 201610677184A CN 106296433 B CN106296433 B CN 106296433B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- polymer
- viscosity
- flooding
- oil
- concentration
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Active
Links
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 title claims abstract description 197
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 31
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 81
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims abstract description 81
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 29
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 claims abstract description 29
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 22
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 22
- 238000011084 recovery Methods 0.000 claims abstract description 18
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 12
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 8
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims abstract description 7
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims abstract description 4
- 238000013508 migration Methods 0.000 claims description 6
- 230000005012 migration Effects 0.000 claims description 6
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 5
- QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N atomic oxygen Chemical compound [O] QVGXLLKOCUKJST-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 4
- 229910052760 oxygen Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 239000001301 oxygen Substances 0.000 claims description 4
- 230000015556 catabolic process Effects 0.000 claims description 3
- 238000013329 compounding Methods 0.000 claims description 3
- 238000006731 degradation reaction Methods 0.000 claims description 3
- 238000000611 regression analysis Methods 0.000 claims description 3
- 238000010008 shearing Methods 0.000 claims description 3
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims 1
- 238000011161 development Methods 0.000 abstract description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 abstract description 3
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 4
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 4
- 238000011160 research Methods 0.000 description 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 2
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 2
- 238000011056 performance test Methods 0.000 description 2
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 239000002131 composite material Substances 0.000 description 1
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 1
- 230000001186 cumulative effect Effects 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 description 1
- 238000011545 laboratory measurement Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000003647 oxidation Effects 0.000 description 1
- 238000007254 oxidation reaction Methods 0.000 description 1
- 238000010525 oxidative degradation reaction Methods 0.000 description 1
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 description 1
- 230000001603 reducing effect Effects 0.000 description 1
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 1
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 1
- 239000009671 shengli Substances 0.000 description 1
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 1
Classifications
-
- G—PHYSICS
- G06—COMPUTING; CALCULATING OR COUNTING
- G06Q—INFORMATION AND COMMUNICATION TECHNOLOGY [ICT] SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES; SYSTEMS OR METHODS SPECIALLY ADAPTED FOR ADMINISTRATIVE, COMMERCIAL, FINANCIAL, MANAGERIAL OR SUPERVISORY PURPOSES, NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- G06Q50/00—Information and communication technology [ICT] specially adapted for implementation of business processes of specific business sectors, e.g. utilities or tourism
- G06Q50/02—Agriculture; Fishing; Forestry; Mining
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
- C09K8/588—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific polymers
-
- Y—GENERAL TAGGING OF NEW TECHNOLOGICAL DEVELOPMENTS; GENERAL TAGGING OF CROSS-SECTIONAL TECHNOLOGIES SPANNING OVER SEVERAL SECTIONS OF THE IPC; TECHNICAL SUBJECTS COVERED BY FORMER USPC CROSS-REFERENCE ART COLLECTIONS [XRACs] AND DIGESTS
- Y02—TECHNOLOGIES OR APPLICATIONS FOR MITIGATION OR ADAPTATION AGAINST CLIMATE CHANGE
- Y02A—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE
- Y02A10/00—TECHNOLOGIES FOR ADAPTATION TO CLIMATE CHANGE at coastal zones; at river basins
- Y02A10/40—Controlling or monitoring, e.g. of flood or hurricane; Forecasting, e.g. risk assessment or mapping
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Business, Economics & Management (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Human Resources & Organizations (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Agronomy & Crop Science (AREA)
- Animal Husbandry (AREA)
- Marine Sciences & Fisheries (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Economics (AREA)
- General Health & Medical Sciences (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Marketing (AREA)
- Primary Health Care (AREA)
- Strategic Management (AREA)
- Tourism & Hospitality (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Business, Economics & Management (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Investigation Of Foundation Soil And Reinforcement Of Foundation Soil By Compacting Or Drainage (AREA)
- Geophysics And Detection Of Objects (AREA)
Abstract
本发明公开了一种确定聚合物驱聚合物应用浓度的方法，属于油田开发三次采油技术领域。该方法具体包括如下步骤：1)根据具体油藏的地下原油粘度和油藏温度，系统做流度比与提高采收率的岩心驱油实验，由此确定该油藏条件下聚合物驱需要的流度比；确定聚合物溶液从地面配制注入到聚合物油井产出全过程的粘度保留率；2)根据岩心驱油实验确定的流度比和注入产出过程中聚合物溶液的粘度保留率，计算出该油藏条件下聚合物驱应用的粘度值，再根据聚合物溶液粘度与浓度的关系，确定聚合物驱聚合物应用浓度。该方法适用油藏温度范围40～80℃，油藏地下原油粘度范围2～1000mPa·s，聚合物浓度范围600～2500mg/L。
Description
技术领域
本发明涉及一种确定聚合物驱聚合物应用浓度的方法，属于油田开发三次采油技术领域。
背景技术
聚合物驱技术是提高水驱开发经济效益的有效途径。聚合物驱(HPAM)的主要机理是通过增加水相粘度(μw)改善水油流度比(M)，增大波及系数从而提高原油采收率。聚合物驱技术在大庆油田、胜利油田、河南油田均有大规模应用，并取得了明显的增油降水效果，但是在确定聚合物驱技术的核心参数-聚合物应用浓度时还存在以下问题：一是聚合物驱流度比(地下原油粘度与聚合物溶液粘度的比值，也即粘度比)的确定不准确。一般认为当M≤1时，即地下原油粘度μo小于等于聚合物溶液粘度μw，驱替为类活塞推进，驱油效果良好，然而现阶段研究结果表明，聚合物驱流度比的确定与地下原油粘度有关，并不一定是M≤1，当地下原油粘度差别较大时，要求的流度比也有所差异。二是聚合物在地下运移时溶液粘度的确定不准确。聚合物驱流度比是聚合物溶液在地下运移时的实际粘度决定的，而非实验室测定值。聚合物溶液从地面配制到炮眼剪切，再到油藏运移过程中的热氧降解，其粘度值已远远小于地面配制时的粘度，并且应用聚合物驱的油藏条件不同，聚合物溶液的粘度保留率也不同。
发明内容
本发明的目的是提供一种确定聚合物驱聚合物应用浓度的方法。
为了实现以上目的，本发明所采用的技术方案是：
一种确定聚合物驱聚合物应用浓度的方法，包括以下步骤：
1)测定油藏中地下原油的粘度(μo)和油藏温度，确定油藏条件下聚合物驱的流度比(M)及聚合物溶液的全程粘度保留率(n)；
2)根据下式1计算得到聚合物驱应用的聚合物粘度(μP)，并根据聚合物溶液粘度与浓度关系确定聚合物应用浓度；
式1：μP＝μo/(M·n)；
式中：μP为聚合物驱应用的聚合物粘度，mPa·s；μo为地下原油粘度，mPa·s；M为聚合物驱的流度比；n为聚合物溶液的全程粘度保留率，％。
步骤1)中确定聚合物驱的流度比可采用已公开发明专利文献(公布号CN104343429A，一种确定聚合物驱粘度比的方法)中的方法，也可采用如下方法：取油藏中地下原油，测定其粘度；配制系列浓度梯度的聚合物溶液，并于油藏温度下测定其粘度，同时计算地下原油对应不同浓度聚合物溶液的流度比(地下原油粘度与聚合物溶液粘度的比值，也即粘度比)；油藏条件下利用地下原油及配制的聚合物溶液进行岩心驱油实验(见SY-T6424-2000，复合驱油体系性能测试方法)，得到不同浓度聚合物溶液驱替时的提高采收率结果，绘制提高采收率与流度比的关系曲线，确定曲线的拐点值(可参考文献《数字曲线拐点的自动确定》，等)，即为聚合物驱的流度比(M)。
步骤1)中聚合物溶液的全程粘度保留率(n)由下式2计算得到；
式2：n＝n1·n2·n3；
式中：n为聚合物溶液的全程粘度保留率，％；n1为聚合物溶液从配制站到注入井口的粘度保留率，％；n2为聚合物溶液经注入井炮眼剪切后的粘度保留率，％；n3为聚合物溶液在地层中运移热氧降解后的粘度保留率，％。
式2中，n1、n2可分别取经验值85％、75％，n3与油藏温度有关，由下式3计算得到；
式3：n3＝(-0.005t+1.15)×100％；
式中：n3为聚合物溶液在地层中运移热氧降解后的粘度保留率，％；t为油藏温度，℃。
步骤2)中确定聚合物应用浓度的方法为：配制系列浓度梯度的聚合物溶液，并于油藏温度下测定其粘度，以聚合物溶液粘度对其浓度作回归分析，得到聚合物溶液粘度与浓度的关系曲线；将聚合物驱应用的聚合物粘度代入关系曲线，计算得到聚合物应用浓度。
所述聚合物可采用部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)、疏水缔合聚合物(如AP-P4、AT-420等)、耐温抗盐聚合物(如KYPAM、BHY、ZL-Ⅱ等)，等等。
本发明的有益效果：
本发明中确定不同油藏条件聚合物应用浓度的方法，具体步骤如下：1)根据具体油藏的地下原油粘度和油藏温度，系统做流度比与提高采收率的岩心驱油实验，由此确定该油藏条件下聚合物驱需要的流度比；确定聚合物溶液从地面配制注入到聚合物油井产出全过程的粘度保留率，这个注入产出过程包括聚合物配制、地面注入、炮眼剪切和油藏运移过程中的热氧降解；2)根据岩心驱油实验确定的流度比和注入产出过程中聚合物溶液的粘度保留率，计算出该油藏条件下聚合物驱应用的粘度值，再根据聚合物溶液粘度与浓度的关系，确定聚合物驱聚合物应用浓度。该方法适用油藏温度范围40～80℃，油藏地下原油粘度范围2～1000mPa·s，聚合物浓度范围600～2500mg/L。
附图说明
图1为实施例1中提高采收率与流度比的关系图；
图2为双河油田IV1-3层系聚合物驱动态曲线；
图3为下二门H2Ⅱ油组聚合物驱的动态曲线。
具体实施方式
下述实施例仅对本发明作进一步详细说明，但不构成对本发明的任何限制。
实施例1
以双河油田IV1-3层系聚合物驱为例。双河油田Ⅳ1-3层系地质储量795.91万吨，油层温度79.6℃，地下原油粘度6.5mPa·s，地层水总矿化度7530mg/L。
本实施例中确定聚合物驱聚合物应用浓度的方法包括以下步骤：
1)确定聚合物溶液粘度与浓度的关系
用现场注入污水配制系列浓度梯度的聚合物3630S(法国SNF公司产品)溶液，在油藏温度(80℃)条件下用美国生产的DV-ⅢBrookfield粘度计(零号转子，转速6r/min)测定不同浓度聚合物溶液的粘度(见表1)，以聚合物溶液粘度对其浓度作回归分析，得到聚合物溶液粘度(Y)与浓度(X)的关系曲线：Y＝2E-05X2-0.0008X+2.6798。
表1聚合物3630S溶液的粘浓关系(80℃，6r/min)
2)确定聚合物驱的流度比(M)
流度比为地下原油粘度与聚合物溶液粘度的比值，是聚合物驱大幅度提高采收率需要确定的基本参数，根据不同浓度聚合物溶液的粘度及地下原油粘度计算流度比(见下表2)。双河油田IV1-3层系油藏条件下，利用地下原油及配制的聚合物溶液进行系统的岩心驱油实验(见SY-T6424-2000，复合驱油体系性能测试方法)，得到不同浓度聚合物溶液驱替时的提高采收率结果(见表2)。绘制提高采收率与流度比的关系曲线(见图1)，拟合关系式为：y＝6.6572x-0.431，式中：y为提高采收率值(％)，x为流度比。确定曲线的拐点值为0.45，将该拐点值作为IV1-3层系聚合物驱流度比的上限值，也即双河油田IV1-3层系聚合物驱的流度比应控制在0.45以下。
表2流度比与提高采收率的关系
3)确定聚合物溶液的全程粘度保留率(n)
聚合物溶液从地面配制注入到聚合物油井产出，全过程共经历3个阶段，每个阶段聚合物溶液的粘度都有一定的损失，聚合物溶液的粘度和粘度保留率在不断下降。根据系统的研究结果，IV1-3层系聚合物驱不同阶段聚合物溶液的粘度保留率如下：
第一阶段：从配制站到注入井口聚合物溶液粘度保留率为85％，即n1；
第二阶段：经过注入井炮眼剪切聚合物溶液粘度保留率为75％，即n2；
第三阶段：聚合物溶液在地层中运移伴随着聚合物的热氧降解，其粘度保留率与油藏温度有关，双河油田IV1-3层系油藏温度为79.6℃，则IV1-3层系聚合物溶液的粘度保留率n3的计算见下式：
n3＝(-0.005×79.6+1.15)×100％＝75％。
聚合物溶液的全程粘度保留率是以上三个阶段粘度保留率的乘积，计算过程见下式：
n＝n1·n2·n3＝85％×75％×75％＝47.8％；
由结果可知，聚合物溶液在油藏中起到驱油作用的粘度是地面配制粘度的47.8％，这也是聚合物驱注入方案确定聚合物浓度时必须考虑的因素。
4)确定聚合物驱应用的聚合物粘度(μP)
IV1-3层系油藏条件下，聚合物驱应用的聚合物粘度的计算过程见下式：
μP＝μo/(M·n)＝6.5/(0.47×47.8％)＝30.2mPa·s；
5)确定聚合物驱聚合物应用浓度
根据步骤1)中聚合物溶液粘度与浓度的关系曲线(Y＝2E-05X2-0.0008X+2.6798)，计算得到粘度30.2时聚合物溶液的浓度为1193.2mg/L，也即IV1-3层系聚合物驱聚合物浓度应选择在1200mg/L以上。
现场应用实例
油藏条件不同，特别是地下原油粘度和油藏温度不同时，聚合物驱技术大幅度提高采收率所需要的流度比是不同的。河南油田每个油藏进行聚合物驱时，都要进行系统的室内研究，具体确定每个油藏聚合物驱应用的聚合物浓度值(方法同实施例1)。河南油田不同区块聚合物驱的流度比值和聚合物浓度值如下表3所示。
表3河南油田不同区块聚合物驱的流度比值和聚合物浓度值
实例1：双河油田IV1-3层系聚合物驱
双河油田Ⅳ1-3层系地质储量795.91万吨，注聚井49口，对应采油井79口，油层温度79.6℃，地下原油粘度6.5mPa·s，地层水总矿化度7530mg/L。2007年5月开始注聚，聚合物注入浓度1400mg/L，流度比为0.34；到2014年12月，注入孔隙体积0.67PV。从图2聚合物驱动态曲线看，聚合物驱日产油大幅度上升，日产油由144.2t上升到320.2t；含水大幅度下降，含水由97.1％下降到含水93.2％。双河油田IV1-3层系聚合物驱累计增油28.98万t，提高采收率4.20％。聚合物驱注入浓度1400mg/L，流度比控制在0.34，取得了较好的现场应用效果。
实例2：双河油田Ⅲ油组聚合物驱
双河油田Ⅲ油组地质储量353万t，注聚井18口，对应采油井30口。油层温度76.0℃，地下原油粘度6.5mPa·s。2006年7月开始注聚合物，注入浓度1400mg/L，流度比为0.33；到2014年12月，注入孔隙体积0.77PV。双河油田Ⅲ油组聚合物驱日产油由日产油88.6t上升到167.8t；含水由96.2％下降到含水90.7％。双河油田Ⅲ油组聚合物驱累计增油19.64万t，提高采收率5.82％。聚合物驱注入浓度1400mg/L，流度比控制在0.33，取得了较好的现场应用效果。
实例3：下二门油田H2Ⅱ油组聚合物驱
下二门H2Ⅱ油组地质储量259万t，注聚井10口，对应采油井26口。藏温度50℃，地下原油粘度72.6mPa·s，渗透率2.33μm2，渗透率变异系数0.92，综合含水93.2％，采出程度37.4％。2006年6月下二门H2Ⅱ油组进行聚合物驱，聚合物驱使用聚合物浓度1900mg/L，流度比为1.03。注入聚合物0.94PV，含水由93.2％下降到84.5％，日产油由44.9t上升到86.0t(见图3)，累计增油16.70万t，提高采收率10.1％。聚合物驱注入浓度1900mg/L，流度比控制在1.03，取得了较好的现场应用效果。
Claims (2)
1.一种确定聚合物驱聚合物应用浓度的方法，其特征在于：包括以下步骤：
1)A、确定聚合物溶液粘度与浓度的关系：配制系列浓度梯度的聚合物溶液，并于油藏温度下测定其粘度，以聚合物溶液粘度对其浓度作回归分析，得到聚合物溶液粘度与浓度的关系曲线；
B、确定聚合物驱的流度比M；确定聚合物溶液的全程粘度保留率n，即聚合物溶液从地面配制注入到聚合物油井产出，全过程共经历3个阶段，每个阶段聚合物溶液的粘度都有一定的损失，利用公式n＝n1·n2·n3确定聚合物溶液的全程粘度保留率，式中n为聚合物溶液的全程粘度保留率％；n1为聚合物溶液从配制站到注入井口的粘度保留率％；n2为聚合物溶液经注入井炮眼剪切后的粘度保留率％；n3为聚合物溶液在地层中运移热氧降解后的粘度保留率％；且n3＝(-0.005×79.6+1.15)×100％＝75％；
确定聚合物驱应用的聚合物粘度μP：根据公式μP＝μo/(M·n)计算得到聚合物驱应用的聚合物粘度，式中：μP为聚合物驱应用的聚合物粘度，mPa·s；μo为地下原油粘度，mPa·s；M为聚合物驱的流度比；n为聚合物溶液的全程粘度保留率％；
2)将所述聚合物驱应用的聚合物粘度代入所述聚合物溶液粘度与浓度的关系曲线，计算得到聚合物应用浓度。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：步骤1)中确定聚合物驱的流度比采用如下方法：取油藏中地下原油，测定其粘度；配制系列浓度梯度的聚合物溶液，并于油藏温度下测定其粘度，同时计算地下原油对应不同浓度聚合物溶液的流度比；油藏条件下利用地下原油及配制的聚合物溶液进行岩心驱油实验，得到不同浓度聚合物溶液驱替时的提高采收率结果，绘制提高采收率与流度比的关系曲线，确定曲线的拐点值，即为聚合物驱的流度比。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201610677184.4A CN106296433B (zh) | 2016-08-16 | 2016-08-16 | 一种确定聚合物驱聚合物应用浓度的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201610677184.4A CN106296433B (zh) | 2016-08-16 | 2016-08-16 | 一种确定聚合物驱聚合物应用浓度的方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN106296433A CN106296433A (zh) | 2017-01-04 |
| CN106296433B true CN106296433B (zh) | 2019-12-27 |
Family
ID=57678842
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201610677184.4A Active CN106296433B (zh) | 2016-08-16 | 2016-08-16 | 一种确定聚合物驱聚合物应用浓度的方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN106296433B (zh) |
Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104343429A (zh) * | 2013-07-23 | 2015-02-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种确定聚合物驱粘度比的方法 |
Family Cites Families (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US8510089B2 (en) * | 2010-08-31 | 2013-08-13 | Chevron U.S.A., Inc. | Computer-implemented systems and methods for forecasting performance of polymer flooding of an oil reservoir system |
-
2016
- 2016-08-16 CN CN201610677184.4A patent/CN106296433B/zh active Active
Patent Citations (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104343429A (zh) * | 2013-07-23 | 2015-02-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种确定聚合物驱粘度比的方法 |
Non-Patent Citations (2)
| Title |
|---|
| 《五点井网聚合物驱波及系数计算方法研究》;聂俊;《中国优秀硕士学位论文全文数据库工程科技I辑》;20100815;第12-54页 * |
| 《聚合物驱油过程中不同粘度比情况下波及系数计算方法》;王强 等;《石油与天然气地质》;20140831;第35卷(第4期);第551-555页 * |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN106296433A (zh) | 2017-01-04 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Yuncong et al. | Performance and gas breakthrough during CO2 immiscible flooding in ultra-low permeability reservoirs | |
| Wang et al. | Key aspects of project design for polymer flooding at the Daqing Oilfield | |
| CN105626006B (zh) | 低渗透油藏co2驱技术极限井距确定方法 | |
| CN106651610B (zh) | 一种浅层超低渗砂岩油藏注水开发动态分析方法 | |
| CN106837274B (zh) | 一种利用压裂将驱油剂注入油层提高采收率的方法 | |
| CN107630686B (zh) | 水平井段间交错驱替和渗吸驱油的致密油能量补充方法 | |
| CN101158280A (zh) | 油井高含水层堵压方法 | |
| CN106150463B (zh) | 一种砾岩油藏聚合物驱注入压力升幅确定方法 | |
| Wei | Advances in polymer flooding | |
| CN101915079B (zh) | 一种堵解一体化增产工艺 | |
| Moldabayeva et al. | The process of monitoring the current condition of oil recovery at the production fields in Western Kazakhstan | |
| CN104895538A (zh) | 一种提高强水敏稠油油藏采收率的方法 | |
| CN106285589A (zh) | 一种提高三元复合驱采收率的方法 | |
| Wang et al. | Applications of weak gel for in-depth profile modification and oil displacement | |
| Hou et al. | Effect of viscosity of alkaline/surfactant/polymer (ASP) solution on enhanced oil recovery in heterogeneous reservoirs | |
| CN109505570B (zh) | 一种改善多轮次层内自生co2调驱效果的方法 | |
| CN113673096A (zh) | 一种解堵增注剂处理半径的计算方法 | |
| CN106296433B (zh) | 一种确定聚合物驱聚合物应用浓度的方法 | |
| Zhao et al. | Using associated polymer gels to control conformance for high temperature and high salinity reservoirs | |
| RU2515675C1 (ru) | Способ изоляции водопритока в нефтедобывающую скважину | |
| CN101949282B (zh) | 一种渣油沥青乳状液驱油方法 | |
| CN107246257A (zh) | 非均质储层酸化改造方法 | |
| CN110617040B (zh) | 一种裂缝性油藏井组周期注水方法 | |
| Doll | An update of the polymer-augmented alkaline flood at the Isenhour Unit, Sublette County, Wyoming | |
| Zhang et al. | Conformance control of CSS and steam drive process with a carbamide surfactant |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |