【摘 要】
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为了实现海上高盐油田高效低成本开发,满足深部液流转向技术需求,本文开展了无机凝胶药剂浓度优选及18 m超长岩心内传输运移能力实验研究。结果表明,目标储层注入水中Ca^2+和
【机 构】
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东北石油大学教育部提高油气采收率重点实验室,中海石油（中国）有限公司湛江分公司,中海油田服务股份有限公司,中国石油塔里木油田公司迪那油气开发部
【基金项目】
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国家科技重大专项“渤海双高油田多级窜逸堵调驱一体化技术研究及示范”(项目编号2016ZX05058-003-010),国家自然基金项目“抗盐型聚合物油藏适应性及其改进方法基础研究”(项目编号51574086)
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为了实现海上高盐油田高效低成本开发,满足深部液流转向技术需求,本文开展了无机凝胶药剂浓度优选及18 m超长岩心内传输运移能力实验研究。结果表明,目标储层注入水中Ca^2+和Mg^2+含量分别为0.569 g/L和0.229 g/L,二者不足以与主剂Na2SiO3溶液反应生成大量无机凝胶,需选用外加CaCl2溶液作为助剂,选择主剂与助剂浓度均为3.7 g/L。随“软化水+Na2SiO3溶液+软化水+CaCl2溶液”交替注入轮次增加,18 m长岩心上各个长度区间压力梯度呈现逐渐升高趋势。多轮次交替注入结束后无
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