CN108533239B - 利用重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进方法及装置 - Google Patents
利用重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进方法及装置 Download PDFInfo
- Publication number
- CN108533239B CN108533239B CN201810485002.2A CN201810485002A CN108533239B CN 108533239 B CN108533239 B CN 108533239B CN 201810485002 A CN201810485002 A CN 201810485002A CN 108533239 B CN108533239 B CN 108533239B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- physical model
- sand
- surfactant
- gravitational effect
- microemulsion
- 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
- 239000004094 surface-active agent Substances 0.000 title claims abstract description 132
- 230000000694 effects Effects 0.000 title claims abstract description 77
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 42
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract description 89
- 239000004530 micro-emulsion Substances 0.000 claims abstract description 74
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 51
- 238000005325 percolation Methods 0.000 claims abstract description 36
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims abstract description 29
- 238000013461 design Methods 0.000 claims abstract description 13
- 230000000704 physical effect Effects 0.000 claims abstract description 12
- 239000012190 activator Substances 0.000 claims abstract description 9
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 93
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 67
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 38
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 38
- 230000035699 permeability Effects 0.000 claims description 38
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 37
- 239000003638 chemical reducing agent Substances 0.000 claims description 34
- 230000005484 gravity Effects 0.000 claims description 25
- 238000005070 sampling Methods 0.000 claims description 22
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 15
- 230000008859 change Effects 0.000 claims description 13
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 11
- 238000010899 nucleation Methods 0.000 claims description 9
- FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M Sodium chloride Chemical compound [Na+].[Cl-] FAPWRFPIFSIZLT-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 7
- 238000004945 emulsification Methods 0.000 claims description 7
- 239000011780 sodium chloride Substances 0.000 claims description 7
- 238000003466 welding Methods 0.000 claims description 7
- 230000001133 acceleration Effects 0.000 claims description 6
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 6
- 230000001737 promoting effect Effects 0.000 claims description 6
- 238000013459 approach Methods 0.000 claims description 5
- 238000012360 testing method Methods 0.000 claims description 5
- 230000003542 behavioural effect Effects 0.000 claims description 4
- 230000008595 infiltration Effects 0.000 claims description 4
- 238000001764 infiltration Methods 0.000 claims description 4
- 230000005012 migration Effects 0.000 claims description 4
- 238000013508 migration Methods 0.000 claims description 4
- 230000009467 reduction Effects 0.000 claims description 3
- 239000000741 silica gel Substances 0.000 claims description 3
- 229910002027 silica gel Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 229910001220 stainless steel Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000010935 stainless steel Substances 0.000 claims description 3
- 230000001360 synchronised effect Effects 0.000 claims description 3
- 241000237858 Gastropoda Species 0.000 claims description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 claims 1
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 abstract description 17
- 238000011084 recovery Methods 0.000 abstract description 8
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 abstract description 7
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 abstract description 5
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 abstract description 3
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 74
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 6
- 238000011161 development Methods 0.000 description 5
- 230000008569 process Effects 0.000 description 5
- 230000009291 secondary effect Effects 0.000 description 5
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 4
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 4
- 230000003213 activating effect Effects 0.000 description 3
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 3
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 3
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 2
- 210000004534 cecum Anatomy 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000004069 differentiation Effects 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 2
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 2
- 241000894007 species Species 0.000 description 2
- 241000208340 Araliaceae Species 0.000 description 1
- 235000005035 Panax pseudoginseng ssp. pseudoginseng Nutrition 0.000 description 1
- 235000003140 Panax quinquefolius Nutrition 0.000 description 1
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 1
- 239000003513 alkali Substances 0.000 description 1
- 238000005336 cracking Methods 0.000 description 1
- 230000007423 decrease Effects 0.000 description 1
- 238000005553 drilling Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 238000009472 formulation Methods 0.000 description 1
- 235000008434 ginseng Nutrition 0.000 description 1
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 230000010354 integration Effects 0.000 description 1
- 239000010977 jade Substances 0.000 description 1
- 239000006210 lotion Substances 0.000 description 1
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 1
- 230000010534 mechanism of action Effects 0.000 description 1
- 238000003032 molecular docking Methods 0.000 description 1
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 1
- 230000010355 oscillation Effects 0.000 description 1
- 238000003825 pressing Methods 0.000 description 1
- 239000010453 quartz Substances 0.000 description 1
- 238000011160 research Methods 0.000 description 1
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 1
- 238000006467 substitution reaction Methods 0.000 description 1
- 230000002195 synergetic effect Effects 0.000 description 1
- 239000010729 system oil Substances 0.000 description 1
- 239000011206 ternary composite Substances 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B47/00—Survey of boreholes or wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Geophysics (AREA)
- Feedback Control In General (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
本发明涉及的是利用重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进方法及装置，其中利用重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进方法依次为注采渗流倾角可调式填砂物理模型设计、重力效应下表面活性剂溶液驱替相与形成微乳液段塞界面区域的渗流速度关联、重力效应下形成微乳液段塞与推进“油墙”界面区域的渗流速度关联、物理模型一元表面活性剂驱前缘及渗流物性参数获取、重力效应稳定驱替前缘去含油饱和度。本发明解决了在现有表面活性剂驱油中，为了有效避免粘性指进，往往需向体系引入聚合物类流度控制剂而进一步增加了采油成本、并复杂化了地面注采工艺的问题；能够为三次采油中更全面地描述一元表面活性剂驱渗流特征及驱油机理，提供手段和依据。
Description
一、技术领域：
本发明涉及的是表面活性剂驱油中，解决流度控制剂缺失时，如何利用重力辅助效应来稳定驱替前缘、控制粘性指进行为，以及对重力辅助效应下表面活性剂采油井网部署方式如何进行优化的技术难题，具体涉及的是利用重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进方法及装置。
二、背景技术：
化学驱技术已在我国提高原油采收率方法应用所覆盖的储量中占到70％以上，尽管这其中以粘弹性聚合物驱的应用最为广泛，但随着聚合物驱提效极限的不断来临及复杂类型油藏的勘探开发，在油田储量、产量的良性循环及有序接替需求背景下，以能够降低油水界面张力、增加毛管数、启动残余油的表面活性剂作为一种化学驱油剂已经成为解决油田后期开发减缓、产量递减的主要应对措施(Wang Yefei(王业飞)，Li Jiyong(李继勇)，Zhao Fulin(赵福麟)，Petroleum Geology&Recovery Efficiency(油气地质与采收率)，2001，8(1)：67～69；Wang Gang(王刚)，Wang Demin(王德民)，Xia Huifen(夏慧芬)，JuYe(鞠野)，Liu Chunde(刘春德)，Acta Petrolei Sinica(石油学报)，2007，28(4)：86～90；Jun Lu，Ali Goudarzi，Peila Chen，Do Hoon Kim，Mojdeh Delshad，Kishore K.Mohanty，Kamy Sepehrnoori，Upali P.Weerasooriya，Gary A.Pope，Journal of PetroleumScience and Engineering，2014，124:122-131)。除了辅以聚合物或碱来发挥流度控制与提高界面活性的协同作用外，一元表面活性剂驱油在近年来也与二元复合驱及三元复合驱一样吸引了三次采油领域的广泛关注和研究应用。该驱油技术在能够实现去含油饱和度的同时，具有大大简化地面工程注入系统和采出系统，节约复合驱中额外用剂成本，使采出液地面处理难度也相对减小的诸多优势。特别地，对于中、高渗透率油藏，在水驱或聚驱后挖潜盲端类残余油主要仍在于克服毛细管力、促进增溶、乳化与携带(Chen Hailing(陈海玲)，Zheng Xiaoyu(郑晓宇)，Jiang Qingzhe(蒋庆哲)，Modern Chemical Industry(现代化工)，2013，33(3)：12～16；Zhou Yazhou(周亚洲)，Yin Daiyin(殷代印)，Cao Rui(曹睿)，Oilfield Chemistry(油田化学)，2016，33(2)：285～290)，因此，成熟的一元表面活性剂驱油技术依然是提高不可再生资源利用率、保障油田可持续发展、维护国家能源安全的三次采油核心技术之一。
然而，一元表面活性剂驱油由于缺失了以聚合物为代表的流度控制剂，自身水溶液粘度又很低，在非均质油藏中的粘性指进行为将非常突出，进而造成多孔介质多相渗流过程中驱替前缘推进不稳定、直接影响其驱油效率的问题。尽管水平井技术的大规模高速发展及应用为重力辅助采油提供了方便和优越条件，在表面活性剂参与的复合驱方法中也有相关探索性研究(Si Le Van，Bo Hyun Chon，Energies，2016，9(4)：244)，但对于表面活性剂驱油，如何发挥重力辅助效应来控制粘性指进、重力辅助效应发挥过程中的渗流参数界限如何确定、以及油藏地质条件变化下相应重力效应取代流度控制剂的采油井网部署方式如何优化仍是一项空白，也是一元表面活性剂驱油技术推广应用的一项难题和亟待应对的问题。而与此同时，一方面，由于超低界面张力表面活性剂驱油过程中在降低粘附功、剥离残余油形成“油墙”推进的同时，超低界面张力表面活性剂体系与残余油的乳化必然会形成在一定程度上隔离驱替相与前端“油墙”的微乳液段塞，另一方面，能够减少油田地面投资、方便油田地面管理、适合于在老油井中侧钻而进行滚动开采的斜井技术已日趋成熟，这均为突破直井、水平井采油在渗流参数界限调整方面存在的局限、充分考虑微乳液段塞而借助重力效应来稳定表面活性剂驱油中的多相渗流特征、并形成其粘性指进行为的科学化控制方法提供了可能和工业应用的可行性。为此，发明一种利用重力效应来控制表面活性剂驱油中粘性指进行为的方法，并发明对此方法优化的试验装置，对于一元表面活性剂采油中钻井工程的设计、驱油方案的制定具有重要意义和参考价值，同时有益于促进高含水期油田一元表面活性剂驱降低残余油饱和度的工业化推广工作。
三、发明内容：
本发明的一个目的是提供利用重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进方法，本发明的另一个目的是提供利用重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进方法使用的装置，它用于解决在现有表面活性剂驱油中，为了有效避免粘性指进，往往需向体系引入聚合物类流度控制剂而进一步增加了采油成本、并复杂化了地面注采工艺的问题，尤其是解决水平井、斜井开发技术在利用重力效应稳定表面活性剂驱多相渗流的探索应用中，对重力稳定效应的发挥及其控制粘性指进行为缺少定量关联和描述的问题。
本发明解决其技术问题所采用的技术方案是：这种利用重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进方法：
(一)注采渗流倾角可调式填砂物理模型设计：建立根据孔、渗参数要求选择石英砂目数和混合比例所压实填砂物理模型的原始束缚水状态，水驱至残余油饱和度，并获取填砂物理模型的水相相对渗透率和油相相对渗透率，完成构建残余油饱和度的填砂物理模型，再将所述填砂物理模型通过卡瓦置于翻转轴上，翻转轴一端连接可旋转轴承座，另一端相接于单头涡轮蜗杆减速机，旋转轴承座安装在支撑架上，角位移变送器通过输入法兰螺栓连接于单头涡轮蜗杆减速机上，利用具有高精度码盘的伺服电机驱动单头涡轮蜗杆减速机获得动力输出，填砂物理模型倾斜设置，填砂物理模型注入端在下、填砂物理模型采出端在上，对填砂物理模型进行不同程度旋转，实现填砂物理模型两端倾角的改变，借助连接于单头涡轮蜗杆减速机的角位移变送器来测量、控制注采渗流倾角，并由单头涡轮蜗杆减速机实现对目标调节倾角的自锁；同时，为了获取驱替前缘运移中流体的物性参数，填砂物理模型自注入端至采出端沿程布置采样点；完成注采渗流倾角可调式填砂物理模型的设计；
(二)重力效应下表面活性剂溶液驱替相与形成微乳液段塞界面区域的渗流速度关联：考虑一元表面活性剂驱油过程中在降低粘附功、剥离残余油形成“油墙”推进的同时，表面活性剂体系与残余油的乳化必然会形成微乳液段塞，在多相渗流前缘推进中，自填砂物理模型注入端至采出端，将填砂物理模型多孔介质区域划分为表面活性剂溶液驱替相区域、微乳液段塞区域、“油墙”区域、残余油带区域，构建控制粘性指进行为的临界界面；对于沿程第一个界面区域：表面活性剂溶液驱替相与形成微乳液段塞的界面区域，在具有某渗流倾角时，依据达西定律，关联重力效应存在下该界面区域的稳定渗流速度表达式：
其中，
上式中：Vs-e为表面活性剂溶液驱替相与形成微乳液段塞界面区域的渗流速度，m/s；ρs为表面活性剂溶液密度，kg/m3；μs为表面活性剂溶液粘度，Pa.s；μe为微乳液粘度，Pa.s；ρe为微乳液密度，kg/m3；K为模型绝对渗透率，m2；φ为模型孔隙度，％；Ks为表面活性剂溶液相对渗透率；Ke为微乳液相对渗透率；Ms-e为表面活性剂溶液与微乳液的流度比；g为重力加速度常数，9.8m/s2；α为注采渗流倾角，α∈(0,90°]；
(三)重力效应下形成微乳液段塞与推进“油墙”界面区域的渗流速度关联：将具有某渗流倾角时的沿程第二个界面区域：微乳液段塞与所推进“油墙”的界面区域，进行重力效应下相应稳定渗流速度的关联，关联表达式为：
但在所推进“油墙”中，既有流动油相，又存在流动水相，“油墙”区域的流度便由油相流度和水相流度共同构成，因此定义：
上式中：Ve-o为微乳液段塞与形成“油墙”界面区域的渗流速度，m/s；ρe为微乳液密度，kg/m3；ρo为油相密度，kg/m3；μe为微乳液粘度，Pa.s；μo为油相粘度，Pa.s；μw为水相粘度，Pa.s；K为模型绝对渗透率，m2；φ为模型孔隙度，％；Ke为微乳液相对渗透率；Kro为油相相对渗透率；Krw为水相相对渗透率；Me-o为微乳液与“油墙”的流度比；g为重力加速度常数，9.8m/s2；α为注采渗流倾角，α∈(0,90°]；
(四)物理模型一元表面活性剂驱前缘及渗流物性参数获取：在填砂物理模型改变注采端倾角前，将某已知组成性质的一元表面活性剂体系注入水驱至残余油饱和度的填砂物理模型，随着驱替前缘的推进，依次在沿程采样点采样，将采样粘度最大时的渗流介质作为一元表面活性剂驱替中所形成的微乳液，同步采样测试微乳液段塞的密度，从而获得与前缘已知油相、水相及表面活性剂溶液相对应的物性参数，物性参数包括ρo，μo，μw，ρs，μs，ρe，μe；同时，在具有超低界面活性时，多相渗流过程中的表面活性剂溶液相对渗透率和微乳液相对渗透率均可以看作为1；
进而根据步骤(二)、(三)分别确定出在改变注采端倾角至某渗流倾角α时，重力效应下表面活性剂溶液驱替相与形成微乳液段塞界面区域的渗流速度Vs-e及形成微乳液段塞与推进“油墙”界面区域的渗流速度Ve-o；
完成驱替前缘及渗流物性参数的获取；
(五)重力效应稳定驱替前缘去含油饱和度：为了保证维持稳定的多相渗流特征，对某渗流倾角α时所得到沿程第一个界面区域和第二个界面区域各自的渗流速度Vs-e和Ve-o相比较，取二者中的较小值作为控制粘性指进行为的稳定渗流速度，并按下式确定控制粘性指进的表面活性剂溶液临界注入流量：
Q＝A·Vcrit
式中：Q为表面活性剂溶液临界注入流量，m3/s；A为垂直于渗流方向上的截面积，m2；Vcrit为稳定渗流速度，m/s；
按此表面活性剂溶液临界注入流量，在物理模型构建水驱残余油饱和度后，利用与步骤(四)相同性质的一元表面活性剂体系对该注采渗流倾角α的模型进行恒流量驱替去含油饱和度，通过充分发挥重力效应控制粘性指进行为、稳定驱替前缘的方法获得驱油效率的提高；
由此完成重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进行为方法构建。
上述方案中角位移变送器控制注采渗流倾角的调整范围为0～90°，调整精度为1°。
上述方案步骤(三)中填砂物理模型水相相对渗透率和油相相对渗透率的获取采用非稳态法。
上述方案中步骤(四)获取驱替前缘及渗流物性参数时一元表面活性剂的注入速度为1m/d。
上述利用重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进方法使用的装置，包括可调式填砂物理模型、活塞式油容器、活塞式盐水容器、活塞式表面活性剂溶液容器、注入泵、恒温系统、压力传感器、采集器、自动控制系统，可调式填砂物理模型、活塞式油容器、活塞式盐水容器、活塞式表面活性剂溶液容器均设置于恒温系统中；可调式填砂物理模型包括填砂物理模型、支撑架、翻转轴、单头涡轮蜗杆减速机、角位移变送器，填砂物理模型通过卡瓦置于翻转轴上，翻转轴一端连接可旋转轴承座，另一端相接于单头涡轮蜗杆减速机，可旋转轴承座安装在支撑架上，利用具有高精度码盘的伺服电机驱动单头涡轮蜗杆减速机获得动力输出，角位移变送器通过输入法兰螺栓连接于单头涡轮蜗杆减速机上，填砂物理模型倾斜设置，填砂物理模型注入端在下、填砂物理模型采出端在上，填砂物理模型自注入端至采出端沿程布置采样阀，填砂物理模型的前、后均设置有控制阀；
活塞式油容器、活塞式盐水容器、活塞式表面活性剂溶液容器并联连接构成容器组，注入泵连接容器组的输入端，容器组的输出端连接填砂物理模型，容器组的输出端还设置有压力传感器，填砂物理模型的采出端通过硅胶软管接于采集器；
单头涡轮蜗杆减速机、伺服电机、角位移变送器、注入泵、恒温系统、压力传感器、采样阀、控制阀、采集器相连于自动控制系统。
上述方案中在采集器前端设置由回压泵、稳压罐和回压阀共同构成的回压控制单元，回压阀、回压泵相连于自动控制系统。以避免注采渗流倾角改变引起位能变化带来的“末端效应”。
上述方案中填砂物理模型为不锈钢材质，其直径50mm，长度500mm，自其注入端至采出端沿程等距布置的采样阀为3个。
上述方案中单头涡轮蜗杆减速机的减速比为1:10，采用高精度码盘的伺服电机最大位移识别率小于0.02°。
上述方案中翻转轴与填砂物理模型通过卡瓦接头在二者的中央相连接；支撑架侧面设置三角焊接平台，三角焊接平台与水平面呈45°角。
有益效果：
(一)本发明对填砂物理模型设计为注采渗流倾角可调式，相比于水平渗流模式，能够构建驱替前缘推进中多孔介质区域多相渗流的重力效应，较垂直渗流模式又突破了单一的90°重力倾角，实现注采渗流倾角在0～90°范围内连续可调，既有益于渗流过程中流体重力效应的再现，又实现对其重力作用机制的区分，进而保证了为可以满足发挥重力辅助效应来稳定渗流的斜井部署、设计提供科学依据。
(二)本发明将表面活性剂驱油前缘推进中的多相渗流区域自注入端至采出端划分为表面活性剂溶液驱替相、微乳液段塞、“油墙”及残余油带四个区域，在充分再现表面活性剂溶液相行为对多孔介质中渗流机制影响的同时，科学化构建了存在密度差、流度比的多孔介质渗流区域临界界面，实现对整体注采过程粘性指进行为控制所必要的物理描述。
(三)本发明基于达西定律，关联孔渗参数、流动相密度差、流度比建立了重力效应存在下表面活性剂驱油前缘推进中不同临界界面区域稳定渗流速度的数学表达，并形成了有效获取驱替前缘与渗流物性参数的手段，便于可靠确定不同渗流倾角下表面活性剂溶液驱替相与形成微乳液段塞界面区域、以及形成微乳液段塞与推进“油墙”界面区域的重力稳定渗流速度，避免仅局限于表面活性剂溶液驱替相而笼统建立稳定渗流速度表达式时，由于驱替相表面活性剂溶液和被驱替相高含水饱和度残余油带的密度差异微小，无形中会完全掩藏重力作用机制的问题，有益于挖潜重力辅助效应取代流度控制剂来应对粘性指进行为。
(四)本发明将不同临界界面区域稳定渗流速度的较小值作为重力效应控制整体注采过程粘性指进行为的稳定渗流速度，并由此确定某渗流倾角下的表面活性剂溶液临界注入流量，充分兼顾了表面活性剂溶液相行为影响下多孔介质不同区域的多相渗流特征，保证了一元表面活性剂驱利用重力效应稳定前缘、控制粘性指进行为的最充分发挥。
(五)本发明根据表面活性剂对残余油具有的增溶、乳化与携带及多孔介质中多相渗流特征与流体重力作用机制的相关性，再现重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进的方式，方法科学，原理明确、可行，结构合理，技术参数规范、可调，能突破传统采用聚合物类流度控制剂的局限，有效提供一种利用重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进的方法，科学性、可操作性及实用性强，能够为三次采油中更全面地描述一元表面活性剂驱渗流特征、丰富一元表面活性剂驱油机理提供有益的科学方法、手段和依据。
四、附图说明：
图1为本发明装置的结构示意图；
图2是图1的A-A侧视图。
图3是图1的B-B俯视图。
1 填砂物理模型 2 旋转轴承座 3 单头涡轮蜗杆减速机 4 翻转轴 5 伺服电机6 角位移变送器 7 支撑架 8 卡瓦接头 9 三角焊接平台 10 活塞式油容器 11 活塞式盐水容器 12 活塞式表面活性剂溶液容器 13 注入泵 14 恒温系统 15 压力传感器 16 回压泵 17 稳压罐 18 采样阀 19 回压阀 20 控制阀 21 采集器 22 自动控制系统。
五、具体实施方式：
下面结合附图对本发明做进一步的说明：
如图1所示，这种利用重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进方法使用的装置包括以卡瓦接头8连接在翻转轴4上的不锈钢制、直径50mm、长度500mm的填砂物理模型1，其中翻转轴4的一端通过螺栓固定于支撑架7上的旋转轴承座2，另一端相接于支撑架7侧面与水平面呈45°角三角焊接平台9上的单头涡轮蜗杆减速机3，获得单头涡轮蜗杆减速机3输出动力时对其的驱动，从而携带填砂物理模型1以注入端下向、采出端上向旋转，实现注采端倾角的改变，单头涡轮蜗杆减速机3的减速比为1:10，其动力输出依靠与其对接的具有高精度码盘且最大位移识别率小于0.02°的伺服电机5驱动，且通过输入法兰螺栓连接于单头涡轮蜗杆减速机3的角位移变送器6测量填砂物理模型1的真实倾角，至目标调节倾角时，由伺服电机5的关闭和单头涡轮蜗杆减速机3的自锁取得倾角的固定，从而一体化构成注采渗流倾角可调式填砂物理模型。同时，为了获取驱替前缘运移中流体的物性参数，填砂物理模型1自注入端至采出端沿程等距布置3个采样阀18。通过控制阀20，与注入泵13和填砂物理模型1相连的活塞式油容器10、活塞式盐水容器11及活塞式表面活性剂溶液容器12与填砂物理模型1一并置于恒温系统14中，填砂物理模型1的采出端通过硅胶软管接于采集器21。借助压力传感器15测量注入端至采出端的沿程压降，为了避免注采渗流倾角改变引起位能变化带来的“末端效应”，在采集器21前端设置由回压泵16、稳压罐17和回压阀19共同构成的回压控制单元。单头涡轮蜗杆减速机3、伺服电机5、角位移变送器6、注入泵13、恒温系统14、压力传感器15、采样阀18、回压阀19、控制阀20及采集器21均相连于自动控制系统22，实现参数及操作的自动测量与控制。
图2、图3是图1的A-A侧视图和俯视图，它们提供了对填砂物理模型1实现注采渗流倾角可调的结构示意图，如图所示，单头涡轮蜗杆减速机3置于支撑架7侧面一个与水平面呈45°角的三角焊接平台9上，伺服电机5的输出端与单头涡轮蜗杆减速机3的内部轴承对接，实现动力传输，通过卡瓦接头8连接填砂物理模型1的翻转轴4一端与支撑架7上的旋转轴承座2通过螺栓固定，另一端相接于单头涡轮蜗杆减速机3，进而保证了当动力驱动时，带动填砂物理模型1旋转，同时保证了旋转的灵活性和旋转角度的可控性，通过传动轴镶嵌于单头涡轮蜗杆减速机3的角位移变送器6能够实时测量驱动旋转过程中填砂物理模型1的真实倾角，将转动角度变换成电信号输出，且按照1°的调整精度，以保证填砂物理模型1的注采渗流倾角在0～90°的范围内连续可调。
本发明利用重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进的方法，依次为注采渗流倾角可调式填砂物理模型设计、重力效应下表面活性剂溶液驱替相与形成微乳液段塞界面区域的渗流速度关联、重力效应下形成微乳液段塞与推进“油墙”界面区域的渗流速度关联、物理模型一元表面活性剂驱前缘及渗流物性参数获取、重力效应稳定驱替前缘去含油饱和度。具体如下：
(一)注采渗流倾角可调式填砂物理模型设计。启动恒温系统14，连通注入泵13和活塞式油容器10，建立根据孔、渗参数要求选择石英砂目数和混合比例所压实填砂物理模型1的原始束缚水状态，通过切换控制阀20，使注入泵13顶替活塞式盐水容器11水驱至残余油饱和度，并获取模型的水相相对渗透率和油相相对渗透率，对构建了残余油饱和度的填砂物理模型1通过卡瓦接头8连接在一端固定于支撑架7上可旋转轴承座2、另一端相接于单头涡轮蜗杆减速机3的翻转轴4上，之后，利用具有高精度码盘的伺服电机5驱动单头涡轮蜗杆减速机3获得动力输出，继而以注入端下向、采出端上向对填砂物理模型1进行不同程度旋转，实现填砂物理模型1注采端倾角的改变，借助连接于单头涡轮蜗杆减速机3的角位移变送器6来测量、控制此注采渗流倾角，并由单头涡轮蜗杆减速机3实现对目标调节倾角的自锁。同时，为了获取驱替前缘运移中流体的物性参数，填砂物理模型1自注入端至采出端沿程等距布置3个采样阀18。由此完成注采渗流倾角可调式填砂物理模型1的设计。
重复该步骤中残余油饱和度的构建，可设计另一物性的注采渗流倾角可调式填砂物理模型。
(二)鉴于一元表面活性剂驱油过程中在降低粘附功、剥离残余油形成“油墙”推进的同时，表面活性剂体系与残余油的乳化必然会形成微乳液段塞，在多相渗流前缘推进中，自注入端至采出端，将模型多孔介质区域划分为表面活性剂溶液驱替相区域、微乳液段塞区域、“油墙”区域及残余油带区域，构建控制粘性指进行为的临界界面。对于沿程第一个界面区域，也就是表面活性剂溶液驱替相与形成微乳液段塞的界面区域，在具有某渗流倾角时，依据达西定律，关联重力效应存在下该界面区域的稳定渗流速度表达式为：
其中，
上式中：Vs-e为表面活性剂溶液驱替相与形成微乳液段塞界面区域的渗流速度，m/s；ρs为表面活性剂溶液密度，kg/m3；μs为表面活性剂溶液粘度，Pa.s；μe为微乳液粘度，Pa.s；ρe为微乳液密度，kg/m3；K为模型绝对渗透率，m2；φ为模型孔隙度，％；Ks为表面活性剂溶液相对渗透率；Ke为微乳液相对渗透率；Ms-e为表面活性剂溶液与微乳液的流度比；g为重力加速度常数，9.8m/s2；α为注采渗流倾角，α∈(0,90°]。
由此完成重力效应下表面活性剂溶液驱替相与形成微乳液段塞界面区域的渗流速度关联。
(三)通过对自注入端至采出端多孔介质渗流四个区域的划分及临界界面构建，将具有某渗流倾角时的沿程第二个界面区域，也就是微乳液段塞与所推进“油墙”的界面区域，进行重力效应下相应稳定渗流速度的关联，关联表达式为：
但由于在所推进“油墙”中，既有流动油相，又存在流动水相，也就是“油墙”区域的流度便由油相流度和水相流度共同构成，因此定义“油墙”区域的流度为：
上式中：Ve-o为微乳液段塞与形成“油墙”界面区域的渗流速度，m/s；ρe为微乳液密度，kg/m3；ρo为油相密度，kg/m3；μe为微乳液粘度，Pa.s；μo为油相粘度，Pa.s；μw为水相粘度，Pa.s；K为模型绝对渗透率，m2；φ为模型孔隙度，％；Ke为微乳液相对渗透率；Kro为油相相对渗透率；Krw为水相相对渗透率；Me-o为微乳液与“油墙”的流度比；g为重力加速度常数，9.8m/s2；α为注采渗流倾角，α∈(0,90°]。
由此完成重力效应下形成微乳液段塞与推进“油墙”界面区域的渗流速度关联。
(四)在填砂物理模型1改变注采端倾角前，开启注入泵13，将某已知组成性质、与被驱替油相可形成10-3mN/m超低界面张力的一元表面活性剂体系以1m/d的速度通过活塞式表面活性剂溶液容器12注入水驱至残余油饱和度的填砂物理模型1，随着驱替前缘的推进，按照0.15倍孔隙体积注入量的间隔，依次打开沿程采样阀18采样，将采样粘度最大时的渗流介质作为一元表面活性剂驱替中所形成的微乳液，同步采样测试微乳液段塞的密度，从而获得与前缘已知油相、水相及表面活性剂溶液相对应的各项物性参数(ρo，μo，μw，ρs，μs，ρe，μe)。同时，在具有超低界面活性时，多相渗流过程中的表面活性剂溶液相对渗透率和微乳液相对渗透率均可以看作为1。
进而便根据步骤(二)、(三)分别确定出在改变注采端倾角至某渗流倾角α时，重力效应下表面活性剂溶液驱替相与形成微乳液段塞界面区域的渗流速度Vs-e及形成微乳液段塞与推进“油墙”界面区域的渗流速度Ve-o。由此完成物理模型一元表面活性剂驱前缘及渗流物性参数的获取。
重复该步骤，可获取另一物性物理模型，或另一组成性质的表面活性剂体系驱的前缘及渗流物性参数。
(五)对某渗流倾角α时所得到两个界面区域的渗流速度Vs-e和Ve-o相比较，取二者中的较小值作为控制粘性指进行为的稳定渗流速度，以保证维持稳定的多相渗流特征，并按下式确定控制粘性指进的表面活性剂溶液临界注入流量：
Q＝A·Vcrit
式中：Q为表面活性剂溶液临界注入流量，m3/s；A为垂直于渗流方向上的截面积，m2；Vcrit为稳定渗流速度，m/s。
按此表面活性剂溶液临界注入流量，设置开启注入泵13，在物理模型构建水驱残余油饱和度后，利用与步骤(四)相同性质的一元表面活性剂体系，切换控制阀18，通过活塞式表面活性剂溶液容器12对该注采渗流倾角α的模型进行恒流量驱替去含油饱和度，打开回压泵16、稳压罐17和回压阀19，并开启压力传感器15和采集器21，通过充分发挥重力效应控制粘性指进行为、稳定驱替前缘的方法获得驱油效率的提高。由此完成重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进行为方法构建。
此发明为五步法，针对表面活性剂驱油在流度控制剂缺失时突出的粘性指进行为，第一步为多孔介质多相渗流中流体重力效应的再现及其区分创设物理模型，第二步、第三步划分一元表面活性剂驱前缘推进中的渗流区域，并有效关联临界界面区域的稳定渗流速度表达式，第四步是确定一元表面活性剂驱重力稳定渗流速度的参数获取，第五步是构建重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进行为方法，是挖潜重力辅助效应取代流度控制剂改善一元表面活性剂驱中多相渗流特性、应对粘性指进行为的关键。
本发明中微乳液密度、表面活性剂溶液密度及油相密度的测试均采用U型管振荡法。微乳液粘度、表面活性剂溶液粘度、油相粘度及水相粘度的测试均采用旋转法。一元表面活性剂溶液驱替相与被驱替油相形成10-3mN/m的超低界面张力。驱替前缘及渗流物性参数获取中的采样间隔为0.15倍孔隙体积注入量。
本发明很好地应对了一元表面活性剂驱油时，由于以常规聚合物为代表的流度控制剂缺失，其自身水溶液粘度又很低，在非均质油藏中出现突出的粘性指进行为，进而造成驱替前缘推进不稳定、直接影响其去含油饱和度效果的问题，尤其是考虑超低界面张力表面活性剂体系驱油过程中，其与残余油的乳化必然会形成在一定程度上隔离驱替相与前端“油墙”的微乳液段塞，能够满足在利用重力效应取代流度控制剂时，一元表面活性剂驱多相渗流特性的改善，并取得稳定的驱替前缘和去含油饱和度效果。方法科学，原理明确、过程清晰、装置结构合理、技术参数规范、操作简单易行，便于突破传统采用聚合物类流度控制剂的局限，指导斜井开发技术的优化设计和有效对接，在高含水期油田盲端类残余油挖潜中推广应用一元表面活性剂驱。
Claims (9)
1.一种利用重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进方法，其特征在于：
(一)注采渗流倾角可调式填砂物理模型设计：建立根据孔、渗参数要求选择石英砂目数和混合比例所压实填砂物理模型(1)的原始束缚水状态，水驱至残余油饱和度，并获取填砂物理模型(1)的水相相对渗透率和油相相对渗透率，完成构建残余油饱和度的填砂物理模型(1)，再将所述填砂物理模型(1)通过卡瓦接头(8)置于翻转轴(4)上，翻转轴(4)一端连接旋转轴承座(2)，另一端相接于单头蜗轮蜗杆减速机(3)，旋转轴承座(2)安装在支撑架(7)上，角位移变送器(6)通过输入法兰螺栓连接于单头蜗轮蜗杆减速机(3)上，利用具有高精度码盘的伺服电机(5)驱动单头蜗轮蜗杆减速机(3)获得动力输出，填砂物理模型(1)倾斜设置，填砂物理模型(1)注入端在下、填砂物理模型(1)采出端在上，对填砂物理模型(1)进行不同程度旋转，实现填砂物理模型(1)两端倾角的改变，借助连接于单头蜗轮蜗杆减速机(3)的角位移变送器(6)来测量、控制注采渗流倾角，并由单头蜗轮蜗杆减速机(3)实现对目标调节倾角的自锁；同时，为了获取驱替前缘运移中流体的物性参数，填砂物理模型(1)自注入端至采出端沿程布置采样点；完成注采渗流倾角可调式填砂物理模型的设计；
(二)重力效应下表面活性剂溶液驱替相与形成微乳液段塞界面区域的渗流速度关联：考虑一元表面活性剂驱油过程中在降低粘附功、剥离残余油形成“油墙”推进的同时，表面活性剂体系与残余油的乳化必然会形成微乳液段塞，在多相渗流前缘推进中，自填砂物理模型(1)注入端至采出端，将填砂物理模型(1)多孔介质区域划分为表面活性剂溶液驱替相区域、微乳液段塞区域、“油墙”区域、残余油带区域，构建控制粘性指进行为的临界界面；对于沿程第一个界面区域：表面活性剂溶液驱替相与形成微乳液段塞的界面区域，在具有某渗流倾角时，依据达西定律，关联重力效应存在下该界面区域的稳定渗流速度表达式：
其中，
上式中：Vs-e为表面活性剂溶液驱替相与形成微乳液段塞界面区域的渗流速度，m/s；ρs为表面活性剂溶液密度，kg/m3；μs为表面活性剂溶液粘度，Pa.s；μe为微乳液粘度，Pa.s；ρe为微乳液密度，kg/m3；K为模型绝对渗透率，m2；φ为模型孔隙度，％；Ks为表面活性剂溶液相对渗透率；Ke为微乳液相对渗透率；Ms-e为表面活性剂溶液与微乳液的流度比；g为重力加速度常数，9.8m/s2；α为注采渗流倾角，α∈(0,90°]；
(三)重力效应下形成微乳液段塞与推进“油墙”界面区域的渗流速度关联：将具有某渗流倾角时的沿程第二个界面区域：微乳液段塞与所推进“油墙”的界面区域，进行重力效应下相应稳定渗流速度的关联，关联表达式为：
但在所推进“油墙”中，既有流动油相，又存在流动水相，“油墙”区域的流度便由油相流度和水相流度共同构成，因此定义：
上式中：Ve-o为微乳液段塞与形成“油墙”界面区域的渗流速度，m/s；ρe为微乳液密度，kg/m3；ρo为油相密度，kg/m3；μe为微乳液粘度，Pa.s；μo为油相粘度，Pa.s；μw为水相粘度，Pa.s；K为模型绝对渗透率，m2；φ为模型孔隙度，％；Ke为微乳液相对渗透率；Kro为油相相对渗透率；Krw为水相相对渗透率；Me-o为微乳液与“油墙”的流度比；g为重力加速度常数，9.8m/s2；α为注采渗流倾角，α∈(0,90°]；
(四)物理模型一元表面活性剂驱前缘及渗流物性参数获取：在填砂物理模型(1)改变注采端倾角前，将某已知组成性质的一元表面活性剂体系注入水驱至残余油饱和度的填砂物理模型(1)，随着驱替前缘的推进，依次在沿程采样点采样，将采样粘度最大时的渗流介质作为一元表面活性剂驱替中所形成的微乳液，同步采样测试微乳液段塞的密度，从而获得与前缘已知油相、水相及表面活性剂溶液相对应的物性参数，物性参数包括ρo，μo，μw，ρs，μs，ρe，μe；同时，在具有超低界面活性时，多相渗流过程中的表面活性剂溶液相对渗透率和微乳液相对渗透率均可以看作为1；
进而根据步骤(二)、(三)分别确定出在改变注采端倾角至某渗流倾角α时，重力效应下表面活性剂溶液驱替相与形成微乳液段塞界面区域的渗流速度Vs-e及形成微乳液段塞与推进“油墙”界面区域的渗流速度Ve-o；
完成驱替前缘及渗流物性参数的获取；
(五)重力效应稳定驱替前缘去含油饱和度：为了保证维持稳定的多相渗流特征，对某渗流倾角α时所得到沿程第一个界面区域和第二个界面区域各自的渗流速度Vs-e和Ve-o相比较，取二者中的较小值作为控制粘性指进行为的稳定渗流速度，并按下式确定控制粘性指进的表面活性剂溶液临界注入流量：
Q＝A·Vcrit
式中：Q为表面活性剂溶液临界注入流量，m3/s；A为垂直于渗流方向上的截面积，m2；Vcrit为稳定渗流速度，m/s；
按此表面活性剂溶液临界注入流量，在物理模型构建水驱残余油饱和度后，利用与步骤(四)相同性质的一元表面活性剂体系对该注采渗流倾角α的模型进行恒流量驱替去含油饱和度，通过充分发挥重力效应控制粘性指进行为、稳定驱替前缘的方法获得驱油效率的提高；
由此完成重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进行为方法构建。
2.根据权利要求1所述的利用重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进方法，其特征在于：所述的角位移变送器(6)控制注采渗流倾角的调整范围为0°＜α≤90°，调整精度为1°。
3.根据权利要求2所述的利用重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进方法，其特征在于：所述的步骤(三)中填砂物理模型水相相对渗透率和油相相对渗透率的获取采用非稳态法。
4.根据权利要求3所述的利用重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进方法，其特征在于：所述的步骤(四)获取驱替前缘及渗流物性参数时一元表面活性剂的注入速度为1m/d。
5.一种权利要求4所述的利用重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进方法使用的装置，其特征在于：这种利用重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进方法使用的装置包括可调式填砂物理模型、活塞式油容器(10)、活塞式盐水容器(11)、活塞式表面活性剂溶液容器(12)、注入泵(13)、恒温系统(14)、压力传感器(15)、采集器(21)、自动控制系统(22)，可调式填砂物理模型、活塞式油容器(10)、活塞式盐水容器(11)、活塞式表面活性剂溶液容器(12)均设置于恒温系统(14)中；可调式填砂物理模型包括填砂物理模型(1)、支撑架(7)、翻转轴(4)、单头蜗轮蜗杆减速机(3)、角位移变送器(6)，填砂物理模型(1)通过卡瓦接头(8)置于翻转轴(4)上，翻转轴(4)一端连接旋转轴承座(2)，另一端相接于单头蜗轮蜗杆减速机(3)，旋转轴承座(2)安装在支撑架(7)上，利用具有高精度码盘的伺服电机(5)驱动单头蜗轮蜗杆减速机(3)获得动力输出，角位移变送器(6)通过输入法兰螺栓连接于单头蜗轮蜗杆减速机(3)上，填砂物理模型(1)倾斜设置，填砂物理模型(1)注入端在下、填砂物理模型(1)采出端在上，填砂物理模型(1)自注入端至采出端沿程布置采样阀(18)，填砂物理模型(1)的前、后均设置有控制阀(20)；
活塞式油容器(10)、活塞式盐水容器(11)、活塞式表面活性剂溶液容器(12)并联连接构成容器组，注入泵(13)连接容器组的输入端，容器组的输出端连接填砂物理模型(1)，容器组的输出端还设置有压力传感器(15)，填砂物理模型(1)的采出端通过硅胶软管接于采集器(21)；
单头蜗轮蜗杆减速机(3)、伺服电机(5)、角位移变送器(6)、注入泵(13)、恒温系统(14)、压力传感器(15)、采样阀(18)、控制阀(20)、采集器(21)相连于自动控制系统(22)。
6.根据权利要求5所述的利用重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进方法使用的装置，其特征在于：在所述的采集器(21)前端设置由回压泵(16)、稳压罐(17)和回压阀(19)共同构成的回压控制单元，回压阀(19)、回压泵(16)相连于自动控制系统(22)。
7.根据权利要求6所述的利用重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进方法使用的装置，其特征在于：所述的填砂物理模型(1)为不锈钢材质，其直径50mm，长度500mm，自其注入端至采出端沿程等距布置的采样阀(18)为3个。
8.根据权利要求7所述的利用重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进方法使用的装置，其特征在于：所述的单头蜗轮蜗杆减速机(3)的减速比为1:10，采用高精度码盘的伺服电机(5)最大位移识别率小于0.02°。
9.根据权利要求8所述的利用重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进方法使用的装置，其特征在于：所述的翻转轴(4)与填砂物理模型(1)通过卡瓦接头(8)在二者的中央相连接；支撑架(7)侧面设置三角焊接平台(9)，三角焊接平台(9)与水平面呈45°角。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201810485002.2A CN108533239B (zh) | 2018-05-20 | 2018-05-20 | 利用重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进方法及装置 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN201810485002.2A CN108533239B (zh) | 2018-05-20 | 2018-05-20 | 利用重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进方法及装置 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN108533239A CN108533239A (zh) | 2018-09-14 |
| CN108533239B true CN108533239B (zh) | 2019-01-11 |
Family
ID=63472264
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN201810485002.2A Active CN108533239B (zh) | 2018-05-20 | 2018-05-20 | 利用重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进方法及装置 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN108533239B (zh) |
Families Citing this family (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN113622883A (zh) * | 2021-09-16 | 2021-11-09 | 西南石油大学 | 一种用于不同倾角下气体辅助降粘剂重力辅助驱模拟实验装置及方法 |
| CN114166999A (zh) * | 2021-12-01 | 2022-03-11 | 中国石油大学(北京) | 一种油藏型储气库模拟实验装置及方法 |
Family Cites Families (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2014131481A (ru) * | 2011-12-30 | 2016-02-20 | Шелл Интернэшнл Рисерч Маатсхапий Б.В. | Способ добычи нефти |
| CN103867169B (zh) * | 2014-04-02 | 2015-03-18 | 中国石油大学(华东) | 气溶性表面活性剂用于二氧化碳驱油流度控制中的方法 |
| CN204738800U (zh) * | 2015-06-16 | 2015-11-04 | 中国海洋石油总公司 | 一种模拟聚合物溶液交替注入的自动控制系统 |
| CN104989359B (zh) * | 2015-07-03 | 2017-01-11 | 东北石油大学 | 一种分质分注定向压裂的实验装置 |
| CN205577975U (zh) * | 2015-12-29 | 2016-09-14 | 西南石油大学 | 一种油田注水开发物理模拟实验装置 |
| CN107435532A (zh) * | 2016-05-27 | 2017-12-05 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种利用co2响应表面活性剂控制co2驱气窜的方法 |
-
2018
- 2018-05-20 CN CN201810485002.2A patent/CN108533239B/zh active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN108533239A (zh) | 2018-09-14 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN102493437B (zh) | 注浆式微型钢管桩及注浆加固方法 | |
| Li et al. | CO2 and viscosity breaker assisted steam huff and puff technology for horizontal wells in a super-heavy oil reservoir | |
| CN110242266B (zh) | 一种sagd水平井组暂堵分段扩容储层改造方法 | |
| CN103541705B (zh) | 超稠油油藏蒸汽驱的高温堵调设备和高温堵调方法 | |
| Xiangzeng et al. | Method of moderate water injection and its application in ultra-low permeability oil reservoirs of Yanchang Oilfield, NW China | |
| CN104234677B (zh) | 一种注气垂直驱替提高凝析气藏凝析油采收率方法 | |
| CN108533239B (zh) | 利用重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进方法及装置 | |
| CN102839650B (zh) | 一种钻灌一体、自上而下、高压冲挤灌浆系统 | |
| CN101338563B (zh) | 套管灌浆法及其灌浆装置 | |
| CN105715239A (zh) | 可视化纳米磁流体平板驱油实验装置及实验方法 | |
| CN103452100A (zh) | 后压浆挤扩组合钻孔灌注桩施工方法 | |
| CN106437609A (zh) | 一种高温高压超深井全过程塞流防漏固井设计方法 | |
| CN108361008B (zh) | 一种倾斜断块油藏不同开发阶段注气体增产的方法 | |
| CN101701520A (zh) | 深水钻井液循环携岩与井壁稳定模拟实验装置 | |
| CN104153738A (zh) | 一种运用于钻井工程中的控塞堵漏工具组件及堵漏方法 | |
| CN103321621A (zh) | 稠油楔形粘度段塞驱油方法 | |
| CN105952438A (zh) | 一种稠油热采可视化二维物理模拟实验装置 | |
| CN114320243A (zh) | 天然气水合物储层多分支水平井砾石充填模拟实验系统 | |
| CN108716392B (zh) | 重力效应控制表面活性剂驱油中粘性指进优化方法及装置 | |
| CN202767084U (zh) | 一种钻灌一体、自上而下、高压冲挤灌浆系统 | |
| CN106958437A (zh) | 一种油井压裂提高采收率新方法 | |
| CN105443095B (zh) | 一种稠油热采待施工井的单通道储层物理模型及应用 | |
| Zhao et al. | Formation adaptability of combining modified starch gel and nitrogen foam in profile modification and oil displacement | |
| CN201236685Y (zh) | 一种具有控流功能的水平注采井完井结构 | |
| CN107831052B (zh) | 一种物理模拟实验用的特制大直径填砂模型装置及方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |