Polymer-Enhanced Foam PEF Injection Technique to Enhance the Oil Recovery for the Post Polymer-Flooding Reservoir
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Notice bibliographique
Résumé
Abstract Polymer flooding process is one of the most commonly-used EOR techniques for the waterflooded light-oil reservoirs. The further development after polymer flooding process is currently challenging the EOR techniques. Using the methods of physical simulation and numerical simulation, the feasibility of polymer-enhanced foam (PEF) injection process in post polymer-flooding reservoir is performed in this paper. Through the introduction of a concept of average foam-composite-index (FCI), an experimentally based screening criteria for PEF is proposed. And, the influence of polymer concentration on the plugging-effect of PEF is also experimentally investigated. After that, the parallel experiments of PEF injection and conventional foam injection are conducted. Then, based on the geostatistics data of an actual oil reservoir, a Lorentz-Monte-Carlo (LMC) algorithm is proposed to establish the heterogeneous geological models with different interlayer and plane permeability-variation-coefficients. Thus, the sensitivity of reservoir heterogeneity on the recovery performance of PEF injection is numerically analyzed, and the implementation plan of PEF injection is also optimized through an orthogonal test. Experimental results indicate the plugging effect of PEF is significantly superior to the conventional foam. The optimal polymer concentration is 1500mg/L, and the injection of PEF could effectively enhance the oil recovery by about 17.1%. The improving effect of enhanced foam on oil recovery in heterogeneous reservoir is much more significant than that in the homogeneous reservoir. As the reservoir heterogeneity increases, the ultimate recovery factor increases. For the rhythm reservoir, the reverse rhythm reservoir with weak plane-heterogeneity and week interlayer heterogeneity could yield a better recovery performance. The optimal implementation plan of PEF injection process are that the slug size is 0.06PV, injection rate is 50t/d, gas/liquid ratio is 1:1, foamer solution is 0.5wt%, and polymer solution is 0.6wt%. This investigation sheds some important insights for the enhanced oil recovery (EOR) process of post polymer-flooding reservoir. It could be used as a tool for the successful design of PEF injection process during the high water-cut stage of post polymer-flooding reservoir.
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Scores Codex et Gemma par catégorie
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| Intégrité de la recherche | 0,000 | 0,000 |
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