CN113236208A - 一种物理模拟聚合物驱产液下降规律的实验装置及方法 - Google Patents
一种物理模拟聚合物驱产液下降规律的实验装置及方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN113236208A CN113236208A CN202110426980.1A CN202110426980A CN113236208A CN 113236208 A CN113236208 A CN 113236208A CN 202110426980 A CN202110426980 A CN 202110426980A CN 113236208 A CN113236208 A CN 113236208A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- core model
- polymer flooding
- core
- oil
- liquid
- 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.)
- Pending
Links
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 title claims abstract description 87
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 76
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 238000000034 method Methods 0.000 title abstract description 23
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims abstract description 26
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims abstract description 26
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 claims abstract description 20
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 claims abstract description 17
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 43
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 31
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 23
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims description 17
- 239000011148 porous material Substances 0.000 claims description 13
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 13
- 230000007423 decrease Effects 0.000 claims description 11
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 claims description 7
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 7
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 4
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 14
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 13
- 238000004088 simulation Methods 0.000 abstract description 13
- 238000011160 research Methods 0.000 abstract description 6
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 4
- 230000008859 change Effects 0.000 description 8
- 238000011161 development Methods 0.000 description 4
- 230000001965 increasing effect Effects 0.000 description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 230000009467 reduction Effects 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 1
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 1
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 230000009897 systematic effect Effects 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
Images
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
- E21B25/00—Apparatus for obtaining or removing undisturbed cores, e.g. core barrels or core extractors
-
- 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
-
- 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
- E21B49/00—Testing the nature of borehole walls; Formation testing; Methods or apparatus for obtaining samples of soil or well fluids, specially adapted to earth drilling 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)
- Management, Administration, Business Operations System, And Electronic Commerce (AREA)
Abstract
本发明公开了一种物理模拟聚合物驱产液下降规律的实验装置及方法，包括注入***、恒温***和采集体系；本发明提供的聚合物驱产液下降规律的物理模拟实验方法，研究了不同注聚合物浓度、不同储层渗透率级差以及不同注聚合物时机下聚合物驱过程中的产液下降规律，提出了合理的聚合物驱产液下降范围，解决了注聚合物油田，何时进行工艺方案调整的问题，得到了表征聚合物驱产液下降规律的参数及曲线。本发明所用的岩心为二维平板岩心，与常规的一维岩心相比，更接近油田现场的真实情况。本发明可以进行不同聚合物驱方式的实验，进而可以获得不同参数下聚合物驱产液下降规律及驱油效果数据，同时，整个实验流程简单、操作灵活方便。
Description
技术领域
本发明属于石油开发技术领域，具体来说涉及一种物理模拟聚合物驱产液下降规律的实验装置及方法。
背景技术
对于非均质性较强的油藏，随着聚合物驱开发的进行，储层的非均质性会进一步的增强，导致油井出现不同程度的产液下降，影响聚合物驱效果。同时，大量的聚合物驱矿场试验表明，油藏注聚合物后，油井产液能力下降具有普遍性。研究表明，通过研究不同因素对聚合物产液下降规律的影响，可以在聚合物驱开发过程中，及时调整实施方案及工艺，避免油井因产液能力下降而导致产液量下降，影响聚合物驱矿场实施及后续增油效果。为了可以及时调整聚合物驱实施过程中的工艺方案，最大程度的提高驱油效率，有必要根据驱油体系的性质及地层特性，研究不同聚合物浓度、储层渗透率级差、注聚时机等参数对聚合物驱产液下降规律。目前，文献上也有关于聚合物驱产液下降规律的研究，但主要是在数值模拟方面，在物理模拟上，针对影响聚合物驱产液下降规律的因素，比较单一，不够全面，也没有形成一个***的物理模拟方法。
发明内容
本发明的目的在于克服现有技术的不足，提供一种物理模拟聚合物驱产液下降规律的实验装置及方法。
本发明是通过以下技术方案实现的：
一种物理模拟聚合物驱产液下降规律的实验装置，包括注入***、恒温***和采集体系；
所述注入***包括驱替泵、水中间容器、油中间容器、体系中间容器、六通阀和压力表，所述驱替泵分别通过管路与所述水中间容器、油中间容器、体系中间容器相连通，所述水中间容器、油中间容器、体系中间容器分别连接六通阀，所述六通阀处设置有压力表；
所述恒温***包括阀门、温箱和岩心模型，所述岩心模型设置于所述温箱内，所述岩心模型的表面设置进液点、出液点以及压力采集点，所述岩心模型的进液点通过管路连接所述六通阀；
所述采集体系包括液量采集管、压力传感器和压力采集器，所述液量采集管通过管路连接所述岩心模型的出液点，所述压力传感器设置于所述岩心模型的压力采集点，所述压力传感器连接压力采集器。
在上述技术方案中，所述岩心模型为二维平板胶结非均质岩心。
在上述技术方案中，所述进液点的数量为1，所述出液点的数量为3，对称设置于岩心模型的四角处。
在上述技术方案中，所述压力采集点分别设置于所述进液点、出液点以及岩心模型的中心处。
在上述技术方案中，所述压力采集器连接计算机，计算机用于记录压力采集器的数据。
一种物理模拟聚合物驱产液下降规律的实验方法，按照下述步骤进行：
1)将实验用岩心烘干后，用真空泵对岩心模型内部抽真空；
2)向岩心模型中吸入模拟地层水，直至岩心模型吸水达到饱和为止，测定岩心模型孔隙度及孔隙体积；
3)向吸入模拟地层水达到饱和的岩心模型注入模拟油，直至岩心模型出口不再排出模拟地层水为止；
4)向饱和完模拟油的岩心模型中注入模拟地层水，直到岩心出口端瞬时含水率值达到设定值；
5)向岩心出口端瞬时含水率达到设定值的岩心模型注入驱油体系，注入指定岩心孔隙体积倍数的驱油体系后，再向岩心模型注入模拟底层水；
6)待岩心出口端不出模拟油后，进而完成一次目标条件的物理模拟聚合物驱产液下降规律的的实验。
7)步骤4、5、6)的产出的瞬时油量、水量、岩心两端压力实时记录。
在上述技术方案中，所述模拟地层水为根据目标油田地层水离子组成配制的模拟水。
在上述技术方案中，所述驱油体系为不同浓度的聚合物水溶液。
在上述技术方案中，所述岩心模型为二维平板胶结非均质岩心。
在上述技术方案中，在步骤4)中，所述瞬时含水率值指的是出口端溶液在30秒～60秒之间所出液体中，出水量与总出液量的百分比；
在上述技术方案中，在步骤5)中，所述岩心孔隙体积倍数指的是所注入驱油体系的体积与岩心模型孔隙体积的比值。
本发明的优点和有益效果为：
对于非均质性较强的油藏，在注聚合物初期，聚合物的注入会取得较好的降水增油效果，但随着聚合物开发的进行，储层的非均质性会进一步的增强，如果继续按照原有方案进行聚合物驱，不仅不会达到降水增油的效果，反而会导致储层的非均质性进一步增强，影响后续的方案调整。本发明提供的聚合物驱产液下降规律的物理模拟实验方法，研究了不同注聚合物浓度、不同储层渗透率级差以及不同注聚合物时机下聚合物驱过程中的产液下降规律，提出了合理的聚合物驱产液下降范围，解决了注聚合物油田，何时进行工艺方案调整的问题，得到了表征聚合物驱产液下降规律的参数及曲线。本发明所用的岩心为二维平板岩心，与常规的一维岩心相比，更接近油田现场的真实情况。本发明可以进行不同聚合物驱方式的实验，进而可以获得不同参数下聚合物驱产液下降规律及驱油效果数据，同时，整个实验流程简单、操作灵活方便。
附图说明
图1是本发明的物理模拟实验装置***连接结构示意图。
图2是渗透率级差对聚合物驱产液下降规律变化曲线。
图3是注聚合物浓度对聚合物驱产液下降规律变化曲线。
图4是注聚合物时机对聚合物驱产液下降规律变化曲线。
其中：1为注入***，2为恒温***，3为采集体系，4为驱替泵，5为水中间容器，6为油中间容器，7为体系中间容器，8为六通阀，9为压力表，10为阀门，11为二维平板岩心模型，12为液量采集管，13为压力传感器，14为压力采集器。
对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，可以根据以上附图获得其他的相关附图。
具体实施方式
为了使本技术领域的人员更好地理解本发明方案，下面结合具体实施例进一步说明本发明的技术方案。
实施例1
如图1所示，本实施例的实验装置包括一套注入***1，一套恒温***2以及一套采集体系3。所述的注入***由驱替泵4，水中间容器5，油中间容器6、体系中间容器7、六通阀8以及压力表9连接组成；所述的恒温***由阀门10、恒温箱、二维平板岩心模型11连接组成；所述的采集***由液量采集管12、压力传感器13、压力采集器14连接组成。
本实施例的聚合物驱产液下降规律物理模拟实验方法，包括如下步骤：
1)将实验用岩心11烘干后，用真空泵对岩心模型内部抽真空；
2)向岩心模型11中吸入模拟地层水，直至岩心模型吸水达到饱和为止，测定岩心模型孔隙度及孔隙体积V1；
3)向吸入模拟地层水达到饱和的岩心模型11通过中间容器6注入模拟油，直至岩心模型11出口不再排出模拟地层水为止，完成束缚水建立并记录产出模拟地层水体积V2；
4)向饱和完模拟油的岩心模型11中注入模拟地层水，直到岩心11出口端瞬时含水率值达到设定值Swi，每隔一定时间记录岩心压力、出口端瞬时出液量、累计出液量；
5)向岩心11出口端瞬时含水率达到设定值的岩心模型11注入驱油体系，注入指定岩心孔隙体积倍数PV的驱油体系，驱油体系量为V3，再向岩心模型11注入模拟底层水，每隔一定时间记录压力表9岩心压力、压力采集器14压力以及出口端采液管12瞬时出液量、累计出液量；
6)待岩心出口端不出模拟油后，进而完成一次目标条件的物理模拟聚合物驱产液下降规律的的实验。
上述的模拟地层水为根据目标油田地层水配制的模拟水；
上述的驱油体系为不同浓度的聚合物水溶液；
上述的岩心模型为二维平板胶结非均质岩心，渗透率极差为K。
上述步骤4)中，所述的瞬时含水率值Swi指的是出口端溶液在30秒～60秒之间所出液体中，出水量与总出液量的百分比，Swi也是所对应的时间点，也是注聚合物时机；
上述实施例中，V1为模拟地层水吸入的体积，也是岩心模型的孔隙体积，V2为为岩心模型的饱和油体积，V3为注入驱油体系的体积，PV为注入驱油体系与孔隙体积的比值：PV＝V3/V1，K为岩心渗透率级差，为岩心高渗透率层渗透率与低渗透率层渗透率比值。
本实施例可以进行不同聚合物驱方式的实验，进而可以获得不同参数下聚合物驱产液下降规律及驱油效果数据，可为不同注聚合物油田，进行聚合物驱工艺方案调整与实施提高指导。
实施例2：
在实施例1的基础上，对某一注聚油田进行聚合物驱产液下降规律物理模拟实验，具体过程如下：
1)将一块渗透率级差为K1的岩心模型11烘干后，用真空泵对岩心模型11内部抽真空；
2)向岩心模型11中吸入模拟地层水，直至岩心模型11吸水达到饱和为止，测定岩心模型11孔隙度及孔隙体积V1；
3)向吸入模拟地层水达到饱和的岩心模型11通过中间容器6注入模拟油，直至岩心模型11出口不再排出模拟地层水为止，完成束缚水建立并记录产出模拟地层水体积V2；
4)向饱和完模拟油的岩心模型11中通过中间容器5注入模拟地层水，进行水驱实验，直至岩心出口端瞬时含水率值Swi达到70％，在进行水驱实验过程中，每隔30秒，记录岩心压力、出口端瞬时出水量、瞬时总出液量、累计出液量；
5)岩心出口端瞬时含水率值Swi达到70％后，向岩心模型注入浓度为1750mg/L的聚合物水溶液，注入聚合物水溶液量为0.3PV，在注入聚合物水溶液的实验过程中，每隔30秒，记录岩心压力、出口端瞬时出水量、瞬时总出液量、累计出液量；
6)向岩心模型继续注入模拟底层水，进行后续水驱实验，每隔30秒，记录岩心压力、出口端瞬时出水量、瞬时总出液量、累计出液量；
7)待岩心出口端不出模拟油后，进而完成一次渗透率极差下的物理模拟聚合物驱产液下降规律的物理模拟实验。
改岩心的渗透率级差，重复步骤2)～步骤7)的物理模拟实验，可以得到不同渗透率级差下聚合物驱产液下降规律变化曲线，图2所示为不同渗透率级差下产液速率变化规律曲线。
聚合物浓度对聚合物驱产液下降变化规律物理模拟实验步骤与上述步骤1)～步骤7)相近，通过改变步骤5)中的聚合物水溶液的浓度，可得到聚合物浓度对聚合物驱产液下降变化规律，图3所示为聚合物浓度下产液速率变化规律曲线。
注聚合物时机对聚合物驱产液下降变化规律物理模拟实验步骤与上述步骤1)～步骤7)相近，通过改变步骤4)与步骤5)中出口端瞬时含水率值Swi，可得到注聚合物时机对聚合物驱产液下降变化规律，图4所示为注聚合物时机对下产液速率变化规律曲线。
本文中为部件所编序号本身，例如“第一”、“第二”等，仅用于区分所描述的对象，不具有任何顺序或技术含义。而本申请所说“连接”、“联接”，如无特别说明，均包括直接和间接连接(联接)。在本发明的描述中，需要理解的是，术语“上”、“下”、“前”、“后”、“左”、“右”、“竖直”、“水平”、“顶”、“底”、“内”、“外”、“顺时针”、“逆时针”等指示的方位或位置关系为基于附图所示的方位或位置关系，仅是为了便于描述本发明和简化描述，而不是指示或暗示所指的装置或元件必须具有特定的方位、以特定的方位构造和操作，因此不能理解为对本发明的限制。
在本发明中，除非另有明确的规定和限定，第一特征在第二特征“上”或“下”可以是第一和第二特征直接接触，或第一和第二特征通过中间媒介间接接触。而且，第一特征在第二特征“之上”、“上方”和“上面”可是第一特征在第二特征正上方或斜上方，或仅仅表示第一特征水平高度高于第二特征。第一特征在第二特征“之下”、“下方”和“下面”可以是第一特征在第二特征正下方或斜下方，或仅仅表示第一特征水平高度小于第二特征。
以上对本发明做了示例性的描述，应该说明的是，在不脱离本发明的核心的情况下，任何简单的变形、修改或者其他本领域技术人员能够不花费创造性劳动的等同替换均落入本发明的保护范围。
Claims (9)
1.一种物理模拟聚合物驱产液下降规律的实验装置，其特征在于：包括注入***、恒温***和采集体系；
所述注入***包括驱替泵、水中间容器、油中间容器、体系中间容器、六通阀和压力表，所述驱替泵分别通过管路与所述水中间容器、油中间容器、体系中间容器相连通，所述水中间容器、油中间容器、体系中间容器分别连接六通阀，所述六通阀处设置有压力表；
所述恒温***包括阀门、温箱和岩心模型，所述岩心模型设置于所述温箱内，所述岩心模型的表面设置进液点、出液点以及压力采集点，所述岩心模型的进液点通过管路连接所述六通阀；
所述采集体系包括液量采集管、压力传感器和压力采集器，所述液量采集管通过管路连接所述岩心模型的出液点，所述压力传感器设置于所述岩心模型的压力采集点，所述压力传感器连接压力采集器。
2.根据权利要求1所述的一种物理模拟聚合物驱产液下降规律的实验装置，其特征在于：所述岩心模型为二维平板胶结非均质岩心。
3.根据权利要求1所述的一种物理模拟聚合物驱产液下降规律的实验装置，其特征在于：所述进液点的数量为1，所述出液点的数量为3，对称设置于岩心模型的四角处。
4.根据权利要求1所述的一种物理模拟聚合物驱产液下降规律的实验装置，其特征在于：所述压力采集点分别设置于所述进液点、出液点以及岩心模型的中心处。
5.根据权利要求1所述的一种物理模拟聚合物驱产液下降规律的实验装置，其特征在于：所述压力采集器连接计算机，计算机用于记录压力采集器的数据。
6.一种物理模拟聚合物驱产液下降规律的实验方法，其特征在于，按照下述步骤进行：
1)将实验用岩心烘干后，用真空泵对岩心模型内部抽真空；
2)向岩心模型中吸入模拟地层水，直至岩心模型吸水达到饱和为止，测定岩心模型孔隙度及孔隙体积；
3)向吸入模拟地层水达到饱和的岩心模型注入模拟油，直至岩心模型出口不再排出模拟地层水为止；
4)向饱和完模拟油的岩心模型中注入模拟地层水，直到岩心出口端瞬时含水率值达到设定值；
5)向岩心出口端瞬时含水率达到设定值的岩心模型注入驱油体系，注入指定岩心孔隙体积倍数的驱油体系后，再向岩心模型注入模拟底层水；
6)待岩心出口端不出模拟油后，进而完成一次目标条件的物理模拟聚合物驱产液下降规律的的实验。
7)步骤4、5、6)的产出的瞬时油量、水量、岩心两端压力实时记录。
7.根据权利要求6所述的一种物理模拟聚合物驱产液下降规律的实验方法，其特征在于：所述驱油体系为不同浓度的聚合物水溶液。
8.根据权利要求6所述的一种物理模拟聚合物驱产液下降规律的实验方法，其特征在于：在步骤4)中，所述瞬时含水率值指的是出口端溶液在30秒～60秒之间所出液体中，出水量与总出液量的百分比；
9.根据权利要求6所述的一种物理模拟聚合物驱产液下降规律的实验方法，其特征在于：在步骤5)中，所述岩心孔隙体积倍数指的是所注入驱油体系的体积与岩心模型孔隙体积的比值。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110426980.1A CN113236208A (zh) | 2021-04-20 | 2021-04-20 | 一种物理模拟聚合物驱产液下降规律的实验装置及方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202110426980.1A CN113236208A (zh) | 2021-04-20 | 2021-04-20 | 一种物理模拟聚合物驱产液下降规律的实验装置及方法 |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN113236208A true CN113236208A (zh) | 2021-08-10 |
Family
ID=77128657
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202110426980.1A Pending CN113236208A (zh) | 2021-04-20 | 2021-04-20 | 一种物理模拟聚合物驱产液下降规律的实验装置及方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN113236208A (zh) |
Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20100288498A1 (en) * | 2007-12-21 | 2010-11-18 | Moore George G I | Fluorinated polymer compositions and methods for treating hydrocarbon-bearing formations using the same |
| WO2014139037A1 (en) * | 2013-03-15 | 2014-09-18 | University Of New Brunswick | Self-assembling polymer compositions for use in subterranean oil recovery |
| CN104675371A (zh) * | 2014-12-23 | 2015-06-03 | 东北石油大学 | 一种聚驱加后续水驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油实验方法 |
| CN104749079A (zh) * | 2014-12-09 | 2015-07-01 | 西南石油大学 | 共聚物改善平面非均质性的模拟测试方法 |
| CN105092446A (zh) * | 2014-05-08 | 2015-11-25 | 中国海洋石油总公司 | 一种模拟层内非均质性的二维可视渗流实验方法 |
| US20160289539A1 (en) * | 2015-03-30 | 2016-10-06 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Oil recovery processes at high salinity carbonate reservoirs |
| CN106639976A (zh) * | 2017-02-15 | 2017-05-10 | 中海石油(中国)有限公司 | 一种提高多层非均质油藏的原油采收率的模拟实验方法及装置 |
| CN108278105A (zh) * | 2018-01-10 | 2018-07-13 | 北京科技大学 | 低渗致密油藏减阻增注与微生物驱油联注采油及模拟方法 |
| CN108825221A (zh) * | 2018-06-01 | 2018-11-16 | 中国海洋石油集团有限公司 | 层内均质及非均质厚油层剩余油分布检测装置及方法 |
-
2021
- 2021-04-20 CN CN202110426980.1A patent/CN113236208A/zh active Pending
Patent Citations (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20100288498A1 (en) * | 2007-12-21 | 2010-11-18 | Moore George G I | Fluorinated polymer compositions and methods for treating hydrocarbon-bearing formations using the same |
| WO2014139037A1 (en) * | 2013-03-15 | 2014-09-18 | University Of New Brunswick | Self-assembling polymer compositions for use in subterranean oil recovery |
| CN105092446A (zh) * | 2014-05-08 | 2015-11-25 | 中国海洋石油总公司 | 一种模拟层内非均质性的二维可视渗流实验方法 |
| CN104749079A (zh) * | 2014-12-09 | 2015-07-01 | 西南石油大学 | 共聚物改善平面非均质性的模拟测试方法 |
| CN104675371A (zh) * | 2014-12-23 | 2015-06-03 | 东北石油大学 | 一种聚驱加后续水驱后交替注入凝胶和聚合物溶液的复合驱油实验方法 |
| US20160289539A1 (en) * | 2015-03-30 | 2016-10-06 | King Fahd University Of Petroleum And Minerals | Oil recovery processes at high salinity carbonate reservoirs |
| CN106639976A (zh) * | 2017-02-15 | 2017-05-10 | 中海石油(中国)有限公司 | 一种提高多层非均质油藏的原油采收率的模拟实验方法及装置 |
| CN108278105A (zh) * | 2018-01-10 | 2018-07-13 | 北京科技大学 | 低渗致密油藏减阻增注与微生物驱油联注采油及模拟方法 |
| CN108825221A (zh) * | 2018-06-01 | 2018-11-16 | 中国海洋石油集团有限公司 | 层内均质及非均质厚油层剩余油分布检测装置及方法 |
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| 李保振等: "海上油藏变浓度聚合物驱剖面控制实验与应用", 《当代化工》 * |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN106837269B (zh) | 一种低、特低渗透油藏co2驱近混相压力区域确定方法 | |
| CN106908579A (zh) | 一种研究高矿化度地层水对co2驱影响的实验装置 | |
| CN103048431B (zh) | 水力压裂支撑剂沉降及渗透率测试装置 | |
| CN104196487B (zh) | 一种评价调堵剂在低渗透裂缝岩心中适应性的实验方法 | |
| CN106204304B (zh) | 一种砾岩油藏聚驱相对渗透率曲线的确定方法 | |
| CN106884635A (zh) | 一种低、特低渗透油藏co2驱最小混相压力的测定方法 | |
| CN101158280A (zh) | 油井高含水层堵压方法 | |
| CN113340928B (zh) | 一种超临界co2/h2o混合流体吞吐开发页岩油的实验装置和方法 | |
| CN108344853B (zh) | 平面非均质性定容干气气藏直井绝对无阻流量测试方法 | |
| CN105089612A (zh) | 低渗透油***工裂缝压裂缝长与井排距确定方法 | |
| CN107192630A (zh) | 一种注水对瓦斯解吸特性实验装置 | |
| CN106150463B (zh) | 一种砾岩油藏聚合物驱注入压力升幅确定方法 | |
| CN104330344A (zh) | 岩心气水两相渗流动态测试方法与装置 | |
| CN102608011A (zh) | 裂缝—孔隙（孔洞）型储层岩心束缚水的确定与建立方法 | |
| CN108959767A (zh) | 一种窄河道型气藏不同井型凝析油伤害数值模拟方法 | |
| CN106285590B (zh) | 一种针对高渗条带参数判断化学剂是否失效的装置与方法 | |
| CN107543912A (zh) | Co2‑水‑岩石动态反应***及方法 | |
| CN205591900U (zh) | 一种平板填砂模型渗流实验*** | |
| CN106203699B (zh) | 一种粗糙裂缝初始导流能力的预测方法 | |
| CN114991734A (zh) | 一种基于基质返排能力的页岩气井现场排液测试优化方法 | |
| CN114352238A (zh) | 一种天然气水合物增产缝导流能力测试装置及方法 | |
| CN105781509A (zh) | 一种平板填砂模型渗流实验*** | |
| CN113236208A (zh) | 一种物理模拟聚合物驱产液下降规律的实验装置及方法 | |
| CN105929117A (zh) | 一种粗糙裂缝流道复杂程度的评价方法 | |
| CN116877062A (zh) | 一种模拟存在隔层的气藏高温高压水侵的实验方法 |
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 | ||
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |
Application publication date: 20210810 |
|
| RJ01 | Rejection of invention patent application after publication |