Hintergrund des Projekts

Ein reifes Sandsteinreservoir in Südostasien war seit mehr als 15 Jahren überflutet.mehr als 88% in mehreren Produktionsbohrungen erreicht.

Die Heterogenität des Reservoirs und die hohen Durchlässigkeitsstreifen führten zu einem frühen Durchbruch des Wassers und zu einem ineffizienten Fegen des verbleibenden Öls.

Schlüsselparameter des Behälters:

• Zisternentemperatur: 72°C bis 80°C

• Salzgehalt des Formationswassers: 55.000-68.000 ppm TDS

• Durchschnittliche Durchlässigkeit: 450 ‰ 900 mD

• Viskosität des Öls: mittelschwer

Der Betreiber suchte nach einer Polymer-Flutlösung zur Verbesserung der Mobilitätskontrolle und Verlängerung der Lebensdauer.

Technische Herausforderung

Bei herkömmlichen Wasserüberschwemmungen zeigte sich ein schlechtes Mobilitätsverhältnis zwischen injiziertem Wasser und Rohöl.Umgehung erheblicher Mengen ausgewinnbares Öl.

Bei früheren Polymerversuchen mit HPAM-Standardqualitäten:

• Bemerkenswerte Verringerung der Viskosität in Wasser mit hoher Salzgehalt

• Teilweiser mechanischer Abbau während der Injektion

• Ungleichmäßiges Injektionsprofil zwischen den Zonen

Es wurde ein salztoleranteres und schießstabiles PHPA-Polymer benötigt.

Strategie zur Auswahl von Polymeren

Ein PHPA-Polymer aus Ölfeldern mit kontrollierter Hydrolyse und hohem Molekülgewicht wurde auf der Grundlage folgender Faktoren ausgewählt:

• Salzgehaltskompatibilitätsprüfung

• Analyse der thermischen Stabilität

• Simulation der Injektivität

• Laborbewertung von Kernfluten

Die Polymerlösungskonzentration wurde je nach Permeabilitätsschichten zwischen 0,15% und 0,25% optimiert.

Zur Erhaltung der Polymermolekülstruktur wurden geringe Schermischgeräte verwendet.

Durchführung vor Ort

Das Polymer-Injektionsprogramm wurde in einem Pilotgebiet mit 5 Injektions- und 12 Produktionsbohrungen durchgeführt.

Durchführungsschritte:

1. Schrittweise Erhöhung der Polymerkonzentration

2. Kontinuierliche Viskositätskontrolle am Bohrkopf

3. Aufzeichnung des Injektionsprofils

4. Wasserabschnittsverfolgung in Offset-Produktionsbohrungen

Überwachungszeitraum: 10 Monate

Leistungsergebnisse

Nach 6~10 Monaten Polymerüberflutung:

• Durchschnittliche Ölförderung in Pilotbohrungen stieg um 9,4%

• Wachstum des Wasserverbrauchs stabilisiert und leicht zurückgegangen bei den wichtigsten Erzeugern

• Verbesserte Konformität der Injektion in mehreren Schichten

• Verringerte Wasserleitung in Hochdurchlässigkeitszonen

• Es wurde kein schwerer Verlust der Injektivität gemeldet.

Die Simulation des Reservoirs zeigte eine verbesserte Mobilitätsquote und eine gleichmäßige Frontverschiebung.

Technische Auslegung

Die verbesserte Leistung wurde folgenden Faktoren zugeschrieben:

• Erhöhte Viskosität des Injektionswassers

• Verringerte Mobilitätsquote zwischen Wasser und Öl

• Verbesserte volumetrische Abwehrleistung

• Bessere Konformitätskontrolle in heterogenen Schichten

• Salzbeständige Polymerstabilität in Formationssalzlösungen

Das PHPA-Polymer behielt trotz des erhöhten Salzgehalts eine ausreichende Viskosität und zeigte eine starke Kompatibilität mit den Wasserbedingungen der Bildung.

Wirtschaftliche Auswirkungen

Die Pilotphase zeigte:

• Messbare zusätzliche Ölproduktion

• Verlängerte Lebensdauer von reifen Brunnen

• Verbesserung der Effizienz der Wasserwirtschaft

• Positive wirtschaftliche Rendite innerhalb der prognostizierten Frist

Auf der Grundlage der Pilotergebnisse genehmigte der Betreiber die Erweiterung des Polymerflutprogramms.

Schlussfolgerung

Dieser Fall bestätigt, dass ein ordnungsgemäß ausgewähltes salzresistentes PHPA-Polymer die Mobilitätskontrolle in reifen Speichern mit hohem Salzgehalt erheblich verbessern kann.

Durch die Optimierung des Viskositätdesigns, der Einspritzstrategie und der Überwachungsprotokolle kann die Polymerüberflutung die Ölrückgewinnung verbessern und gleichzeitig die Betriebstabilität gewährleisten.

Technische Unterstützung

Bluwat Chemicals bietet:

• Analysen zur Abgleichung von Reservoirs

• Unterstützung bei der Konstruktion der Viskosität von Polymeren

• Salzgehalt und Temperaturkompatibilitätsprüfung

• Leitlinien für die Bewertung von Überschwemmungen im Laborkern

• Langfristige Polymerversorgung für EOR-Projekte

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