Journal of Petroleum & Environmental Biotechnology

Abstrait

Recherche et pratique de l'inondation de polymères à un stade précoce sur un champ pétrolier offshore LD

Kuiqian Ma, Yanlai Li, Ting Sun*

Français Une étude de la littérature montre que l'inondation par polymère était généralement réalisée pendant la phase de forte teneur en eau (WCT> 80 % à 90 %). Même le premier projet d'inondation par polymère offshore en Chine a été réalisé à SZ lorsque la teneur en eau était de 60 %. À l'époque, la réalisation d'inondation par polymère en phase précoce (WCT < 10 %) n'était qu'une discussion théorique. Pour les champs pétroliers offshore, le traitement de l'eau pourrait être coûteux. Étant donné que le polymère améliore le rapport de mobilité du fluide de remplacement par rapport au pétrole et l'efficacité du balayage, moins d'eau est injectée et moins d'eau est produite. Nous avons donc effectué d'énormes recherches sur l'inondation par polymère en phase précoce par le biais d'analyses théoriques, de séries d'expériences et de simulations d'inondation chimique. Sur la base de ces recherches, nous avons effectué le premier test sur le terrain de l'inondation par polymère en phase précoce en LD. Le test d'injection de polymère dans un seul puits a commencé en mars 2006 lorsque la teneur en eau dans le modèle était inférieure à 10 %. Français Après l'essai, 5 autres injecteurs d'eau ont été convertis en injecteurs de polymère de 2007 à 2009. La réserve contrôlée par inondation de polymère était d'environ 25 250 000 m3. Pour l'inondation de polymère au stade précoce, les caractéristiques des réponses des producteurs étaient différentes du cas dans lequel l'inondation de polymère était effectuée pendant la phase de coupe d'eau élevée. La production d'eau des producteurs a continué d'augmenter après l'inondation de polymère, mais la recherche de simulation a montré que le taux d'augmentation de la coupe d'eau était inférieur au taux pendant la simple inondation d'eau. De plus, nous avons observé la baisse de la coupe d'eau dans certains puits, tels que A11, A12, A13, A15, etc. Pour le puits A11, la réduction de coupe d'eau la plus élevée a atteint 41 % après le contrôle des profils des injecteurs (A5/A10), et le pétrole incrémentiel net pour A11 a même atteint 154 510 m3. En décembre 2014, la quantité totale de pétrole supplémentaire produite par l'inondation au polymère était d'environ 754 650 m3, et l'efficacité de récupération du pétrole par étape a été améliorée de 3,0 %. L'inondation au polymère est toujours efficace et nous obtiendrons plus de pétrole grâce à l'inondation au polymère.