Surfactant and polymer are used to improve oil recovery. The micro-emulsion phase composition, viscosity and interfacial tension vary with salinity and injection concentration of chemicals. The viscosity contrast which is very large for heavy oil reservoirs, results in various types of viscous instabilities. There is no comprehensive field-scale modelling on the viscous fingering affecting the oil recovery for different types of surfactant-polymer (SP) flooding. We numerically simulated the above phenomena for different types of SP flooding in five-spot wells setup for both water-wet and oil-wet reservoirs. We have observed that many saturation shocks and banks of micro-emulsion, water and polymer are formed. The viscous fingering at the interface of these banks depend on the reservoir wettability, micro-emulsion phase behaviour and injection concentration of chemicals. Fingering can be suppressed by changing the duration of injection and concentration of surfactant and polymer. We have shown that Type II(+) flooding produces more oil than Type II(−) and Type III. But the oil production by Type II(−) can be increased by adopting better injection strategies. We have made a quantitative comparison of output, i.e., oil recovery vs inputs such as injected mass of chemicals, injection duration and pumping energy, which is of interest to industry. The pumping energy requirement is higher for Type II(−) flooding irrespective of wettability. Our results show that short duration injection of surfactant with multistep reduction of polymer concentration suppresses viscous instabilities and produce more than 90% OOIP.

中文翻译：

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水油湿油藏五点设置中表面活性剂和聚合物驱油稠密指法和采油的数值分析

表面活性剂和聚合物用于改善采油率。微乳液相的组成，粘度和界面张力随盐度和化学品注入浓度而变化。对于稠油油藏来说，粘度反差很大，导致各种类型的粘性不稳定性。对于影响不同类型的表面活性剂-聚合物（SP）驱油采油率的粘性指法，尚无全面的现场规模模型。我们对水湿和油湿油藏的五点井设置中不同类型SP驱的上述现象进行了数值模拟。我们已经观察到形成了许多饱和冲击和微乳液，水和聚合物的堆积。这些堤岸界面处的粘性指状取决于储层的润湿性，微乳相的行为和化学药品的注入浓度。通过改变注射时间和表面活性剂及聚合物的浓度，可以抑制指法。我们已经显示，II（+）型驱油比II（-）和III型驱油产生更多的石油。但是，通过采用更好的注入策略，可以提高II（-）型的石油产量。我们对产量进行了定量比较，例如，采油量与投入量（例如化学药品的注入质量，注入持续时间和泵送能量）的比较，这是工业界感兴趣的。与润湿性无关，II（-）型洪水的泵送能量需求更高。我们的结果表明，短时间注入表面活性剂并分步降低聚合物浓度可以抑制粘性不稳定性，并产生超过90％的OOIP。通过改变注射时间和表面活性剂及聚合物的浓度，可以抑制指法。我们已经显示，II（+）型驱油比II（-）和III型驱油产生更多的石油。但是，通过采用更好的注入策略，可以提高II（-）型的石油产量。我们对产量进行了定量比较，例如，采油量与投入量（例如化学药品的注入质量，注入持续时间和泵送能量）的比较，这是工业界感兴趣的。与润湿性无关，II（-）型洪水的泵送能量需求更高。我们的结果表明，短时间注入表面活性剂并分步降低聚合物浓度可以抑制粘性不稳定性，并产生超过90％的OOIP。通过改变注射时间和表面活性剂及聚合物的浓度，可以抑制指法。我们已经显示，II（+）型驱油比II（-）和III型驱油产生更多的石油。但是，通过采用更好的注入策略，可以提高II（-）型的石油产量。我们对产量进行了定量比较，例如，采油量与投入量（例如化学药品的注入质量，注入持续时间和泵送能量）的比较，这是工业界感兴趣的。与润湿性无关，II（-）型洪水的泵送能量需求更高。我们的结果表明，短时间注入表面活性剂并分步降低聚合物浓度可以抑制粘性不稳定性，并产生超过90％的OOIP。我们已经显示，II（+）型驱油比II（-）和III型驱油产生更多的石油。但是，通过采用更好的注入策略，可以提高II（-）型的石油产量。我们对产量进行了定量比较，例如，采油量与投入量（例如化学药品的注入质量，注入持续时间和泵送能量）的比较，这是工业界感兴趣的。与润湿性无关，II（-）型洪水的泵送能量需求更高。我们的结果表明，短时间注入表面活性剂并分步降低聚合物浓度可以抑制粘性不稳定性，并产生超过90％的OOIP。我们已经显示，II（+）型驱油比II（-）和III型驱油产生更多的石油。但是，通过采用更好的注入策略，可以提高II（-）型的石油产量。我们对产量进行了定量比较，例如，采油量与投入量（例如化学药品的注入质量，注入持续时间和泵送能量）的比较，这是工业界感兴趣的。与润湿性无关，II（-）型洪水的泵送能量需求更高。我们的结果表明，短时间注入表面活性剂并分步降低聚合物浓度可以抑制粘性不稳定性，并产生超过90％的OOIP。即，石油采收率与投入的关系，例如化学药品的注入质量，注入持续时间和泵送能量，这是工业界感兴趣的。与润湿性无关，II（-）型洪水的泵送能量需求更高。我们的结果表明，短时间注入表面活性剂并分步降低聚合物浓度可以抑制粘性不稳定性，并产生超过90％的OOIP。即，石油采收率与投入的关系，例如化学药品的注入质量，注入持续时间和泵送能量，这是工业界感兴趣的。与润湿性无关，II（-）型洪水的泵送能量需求更高。我们的结果表明，短时间注入表面活性剂并分步降低聚合物浓度可以抑制粘性不稳定性，并产生超过90％的OOIP。