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논문 기본 정보

자료유형
학술저널
저자정보
Chengli Zhang (School of Petroleum Engineering Northeast Petroleum University Daqing China) Peng Wang (School of Petroleum Engineering Northeast Petroleum University Daqing China) Guoliang Song (School of Mathematics and Statistics Northeast Petroleum)
저널정보
한국자원공학회 Geosystem Engineering Geosystem Engineering Vol.21 No.6
발행연도
2018.1
수록면
335 - 343 (9page)

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Alkali-surfactant polymer flooding has become an important technique to improve oil recovery following the development of oil fields while the function of emulsification in enhanced oil recovery is rarely considered in the existing mathematical model for numerical simulation. In this paper, the mechanism of improving the recovery of the emulsification was analyzed in ASP flooding, and a relatively perfect mathematical model with deep filtration-theory was established, in which oil–water volume equation, saturation equation, viscosity equation, and permeability reduction equation are included. The new model is used to simulate the actual block of an oil field; the simulated results of the new model and an old model without considering the emulsification are compared with the actual well history. It is found that new model which is easy to be realized in numerical simulation has a high precision fitting, and the effect of adding oil and decreasing water is obvious. The sensitivity of emulsification was analyzed, and the results show that the water reducing funnel becomes wider and the rate of water cut decreases rapidly with the increase of emulsifying capacity, and then the rate of recovery slows down. The effect of increasing oil and decreasing water is better, and the degree of recovery increases. The emulsification of the ASP flooding is maintained at a moderate level, which corresponds to Φ = 0.2 in the new model, and the emulsification is applied to realize the general mathematical quantitative description, so as to better guide the oilfield development.

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참고문헌 (29)

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Alvarado, D. A. / 1979 / Flow of oil-in-water emulsions through tubes and porous media / Society of Petroleum Engineers Journal 19:369~377 google schola Amaefule, J. O. / 1993 / Enhanced reservoir description: Using core and Log data to identify hydraulic (flow) units and predict permeability in uncored Intervals/Wells / presented at the 68th Annual SPE conference and exhibition google schola Ampomah, W. / 2016 / Evaluation of CO2 storage mechanisms in CO2 enhanced oil recovery sites / Energy and Fuels 30(10):8545~8555 google schola Beeher, Paul / 1957 / Emulsions: Theoryan dparetiee / Reinhold google schola Chin, H. B. / 1980 / Studies on droplet deformation and breakup: Droplet breakup in extensional flow / Journal of Rheology 24(2):1~37 google schola

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