高温高盐高黏油藏缔合聚合物-表面活性剂二元驱技术

发布时间：2019-06-19 18:50

【摘要】：针对大港油田孔南地区高温、高盐、中低渗、稠油等制约化学驱提高采收率的瓶颈技术问题,以官109-1断块枣Ⅴ油组为目标油藏,在优选适合缔合聚合物和表面活性剂基础上,进行聚合物-表面活性剂二元驱技术室内实验和现场应用研究。通过室内实验优选,缔合聚合物AP-P7和表面活性剂BHS-01二元体系溶液与常规体系相比,具有较好的耐温抗盐性,拓展了常规二元驱适用油藏的温度和矿化度范围;缔合聚合物经过岩心剪切后仍能够有效建立阻力系数和残余阻力系数;通过岩心驱替实验,体系能有效提高稠油油藏的采收率,拓宽了聚合物驱适用的原油黏度范围;矿场单井试注后,注入井注入压力和启动压力升高,纵向吸水剖面得到改善,说明该体系在高温高盐条件下仍能保持较高黏度,能够有效改善水油流度比,效果明显。
[Abstract]:In view of the bottleneck technical problems such as high temperature, high salt, medium and low permeability, heavy oil and other bottleneck problems restricting chemical flooding to improve oil recovery in Kongnan area of Dagang Oilfield, the laboratory experiment and field application of polymer-surfactants binary flooding technology were carried out on the basis of the target reservoir of jujube V oil formation in Guan 109 block. Compared with the conventional system, the solution of association polymer AP-P7 and surfactants BHS- 01 has better temperature and salt resistance, which expands the temperature and salinity range of conventional binary flooding reservoir, and the resistance coefficient and residual resistance coefficient of association polymer can still be established effectively after core shear, and the solution of association polymer BHS- 01 binary system has better temperature and salt resistance than the conventional system, and the temperature and salinity range of conventional binary flooding reservoir are expanded, and the resistance coefficient and residual resistance coefficient of association polymer can still be established effectively after core shear. Through core displacement experiment, the system can effectively improve the recovery of heavy oil reservoir and broaden the suitable viscosity range of polymer flooding. After single well test injection in the field, the injection pressure and start-up pressure of the injection well are increased, and the longitudinal water absorption profile is improved, which indicates that the system can still maintain high viscosity under the condition of high temperature and high salt, and can effectively improve the water-oil mobility ratio, and the effect is obvious.
【作者单位】：大港油田采油工艺研究院;中国地质大学(北京)能源学院;中国石油勘探开发研究院油气田开发所;
【基金】：国家科技重大专项“稠油、碳酸盐岩和致密油藏开发主体技术与应用潜力”(2016ZX05016-006)
【分类号】：TE357.46

【参考文献】

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【共引文献】

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