Análise do Padrão de Distribuição de Óleo Restante e Potencial de Desenvolvimento após Injeção de Gel Fraco no Campo de Óleo Marítimo LD

O campo de óleo LD é um dos campos de petróleo offshore representativos. Após a injeção de gel fraco, a taxa de recuperação é significativamente melhorada. No entanto, o campo de petróleo se encontra em uma fase de conteúdo de água médio a alto, apresentando uma distribuição complexa do óleo restante. As medidas para uma recuperação adicional aprimorada de óleo (EOR) são incertas. Como resultado, é necessário esclarecer o padrão de distribuição e o potencial de desenvolvimento do óleo restante durante o período de alto conteúdo de água após a injeção de gel fraco. Neste estudo, foram realizados um experimento de deslocamento de óleo por ressonância magnética nuclear (NMR) online e um experimento microscópico de deslocamento de óleo, e os mecanismos da injeção de gel fraco e o padrão de distribuição do óleo restante foram esclarecidos no campo de óleo LD. Além disso, experimentos de injeção de água em alta múltipla e simulações numéricas foram realizados para analisar o potencial de desenvolvimento após a injeção de gel fraco. Os resultados mostram que o efeito da injeção de gel fraco foi mais significativo no núcleo de 1500 mD, com um aumento na recuperação de óleo de 9% em comparação com 500 mD. Em uma permeabilidade de 500 mD, o grau de mobilização de petróleo bruto em microporos e poros pequenos causado pela injeção de gel fraco foi melhorado em 29,64% e 23,48%, respectivamente, em comparação com a injeção de água. Em 1500 mD, o grau de mobilização de petróleo bruto em poros pequenos causado pela injeção de gel fraco foi aumentado em 37,79% em comparação com a injeção de água. Após a injeção de gel fraco, o óleo restante foi principalmente distribuído em poros médios e grandes. Microscopicamente, o óleo restante foi dominado por óleo residual em cluster, representando 16,49%, seguido por óleo residual columnar, membranoso e de extremidade cega. Experimentos de injeção de água em alta múltipla demonstraram que a injeção de gel fraco poderia reduzir significativamente o tempo de desenvolvimento. A eficiência final de recuperação de óleo de 500 mD e 1500 mD atingiu 71,85% e 80,69%, respectivamente. Resultados de simulação numérica mostram que a eficiência final de recuperação de óleo aumentou de 62,04% para 71,3% após a injeção de gel fraco. Isso indicou que o campo de óleo LD ainda tinha certo potencial de desenvolvimento após a injeção de gel fraco. A direção subsequente para a recuperação aprimorada de óleo foca principalmente na mobilização do óleo em poros médios ou no óleo residual em cluster. Isso desempenhará um papel crucial na exploração de métodos para utilização do óleo restante e aumento da taxa de recuperação.