老油田“3+2”大幅度提高采收率技术内涵、机理及实践

传统方式的化学驱项目一般采取“2+3”的协同方式,也就是先通过水驱井网调整一次到位,再实施化学驱,受剩余油认识和预测精度的影响,会出现部分低产低效井,化学驱含水谷底平台期短,提高采收率幅度有限。为此,胜利油田通过基础攻关和探索实践,创新提出了化学驱与动态优化调整加合增效的“3+2”大幅度提高采收率技术,该技术是指在化学驱过程中,充分发挥和利用驱油体系扩大波及体积、提高驱油效率、调整动态非均质性的特点,主动培育、壮大动态剩余油富集区(“油墙”),适时井网调整、重构流场、均衡注采,高效动用、采出“油墙”,最大程度延长化学驱含水谷底平台期,实现三次采油和二次采油(“3+2”)适配优化、大幅度提高采收率的目的。通过大量物理模拟和数值模拟研究,明确了“井网-驱油剂-剩余油”适配优化提高采收率的机理。该技术在胜坨油田二区东三段5砂组进行了应用,通过优化“3+2”井网调整方式、驱油体系和注入参数等,预计区块含水谷底平台期从3 a延长至8 a,最终采收率为60.5%,比原方案采收率再提高7.5百分点。该技术是老油田大幅度提高采收率的关键技术,可以为中外同类型油藏延长化学驱见效高峰期提供指导和借鉴。

胜利油田CO_(2)高压混相驱油与封存理论技术及矿场实践

针对胜利油田开展CO_(2)驱油与封存面临的原油轻烃含量低混相难、储层非均质性强波及效率低、易气窜全过程调控难等问题,通过室内实验、技术攻关和矿场实践,形成CO_(2)高压混相驱油与封存理论及关键技术。研究发现,提高地层压力至1.2倍最小混相压力之上,可以提高原油中的中重质组分混相能力,增大小孔隙中的原油动用程度,均衡驱替前缘,扩大波及体积。通过超前压驱补能实现快速高压混相,采用梯级气水交替、注采耦合、多级化学调堵等技术全过程动态调控渗流阻力,实现采收率与封存率的协同最优。研究成果应用于高89-樊142 CCUS(二氧化碳捕集、利用与封存)示范区,区块日产油由254.6 t提高至358.2 t,预计实施15年可提高采出程度11.6个百分点,为CCUS规模化应用提供理论和技术支撑。

济阳坳陷陆相断陷盆地页岩油开发的几点思考

济阳坳陷是典型陆相断陷盆地,其效益开发对中国页岩油可持续发展具有重要作用。陆相断陷盆地页岩油储层构造复杂、岩相类型多样,流体性质复杂,效益开发难度大。济阳坳陷经过研究评价、试验开发和规模建产3个阶段的探索,取得了重要进展。为此,系统性总结了页岩油优质甜点评价、立体开发优化、高效储层改造、储层补能提高采收率等页岩油开发技术所面临的挑战,提出了工程地质双甜点评价、井网层系组合优化、CO_(2)前置极限射流密切割压裂、注气补能和化学提高采收率等技术措施和效益开发管理模式,初步形成了陆相断陷盆地页岩油开发技术和管理模式体系,对其后续发展方向提出了建议,为陆相断陷盆地页岩油效益开发提供了参考借鉴。

页岩油水平井产量影响因素分析及压裂参数优化决策

济阳坳陷页岩在沙三下亚段和沙四上亚段等主要产层获得重大突破,但开发时间短,存在单井产量差异较大,产量主控因素尚不明确的问题,深入分析页岩油水平井高产主控因素、优化确定合理压裂工艺参数仍是目前研究的重点。为明确各因素对水平井产量的影响,基于矿场实际数据开展因素关联性分析和规律挖掘。利用灰色关联分析方法及主成分分析方法定量计算页岩油水平井生产90 d、180 d和270 d的平均日产油量与压裂液用量、加砂量等影响因素之间的相关性,并在此基础上建立页岩油产能预测模型,结合SHAP算法对压裂参数进行优化分析。结果表明:压裂液用量、加砂量和破裂事件数是影响产量的主要工程参数,灰质含量、总有机碳含量和页岩孔隙性是影响产量的主要地质参数;随着生产时间的延长,地质因素对产量的影响逐渐增强,工程因素对产量的影响逐渐减弱;压裂参数优化分析确定了40~45 m压裂段长,2700 m3单段压裂液用量,180 m3单段加砂量为最佳压裂施工参数,为页岩油水平井的开发决策和压裂设计提供了新的技术思路。

基于电机母线电流的低成本纹波-方波转换策略

为降低汽车产品自主防夹的成本,对纹波防夹的关键技术——纹波转换技术展开研究。提出了低成本的硬件纹波-方波转换方案,采用低成本的电容电阻设计采样电路、微分电路、滤波电路,有效滤除信号中的高频噪声及直流成分。同时,为进一步降低硬件成本,提出了基于软件的低成本纹波-方波转换方案,通过软件处理实现硬件的滤波、微分、比较器等功能,进而实现低成本的纹波-方波转换。最后,通过试验表明,正常运行阶段,基于硬件的纹波转换方案和基于软件的纹波转换方案均能实现纹波-方波转换,基本无误转换问题;电机启动阶段,硬件纹波转换方案存在两个误转换,软件纹波转换方案存在四个误转换,均远小于系统允许误差。两种低成本转换方案均能满足系统要求。

特低渗透滩坝砂油藏超前压驱技术及其应用

胜利油田在特低渗透滩坝砂油藏创新提出一种“超前压驱”的开发技术模式,并取得高产稳产的应用效果。针对高产稳产的致效机制,开展了物理模拟、数值模拟和矿场应用对比研究,分析高压力系数条件下油水井间压力剖面的建立和水井先压驱条件下储层应力场的改变及其对油井产能的影响。结果表明:高压力系数构建连续稳定的驱替压力剖面、超前压驱变应力场油井差异造缝是高产稳产的两大致效机制,在高压力系数条件下,有利于压力与介质协同传导,同时高压压头前移,有利于克服启动压力梯度,形成连续稳定的压力剖面;在超前压驱注水条件下,高油藏压力可有效降低储层的破裂压力,易形成复杂缝网,同时改变储层地应力场的大小和分布,进而影响油井压裂裂缝展布及产能。研究成果揭示了超前压驱高产稳产的致效机制,对特低渗透滩坝砂油藏的规模效益建产具有重要的指导意义。

基于EDFM的页岩油水平井注水吞吐优化研究

陆相页岩油水平井自然产量递减快、采出程度低,而单井注水吞吐能有效补充地层能量并提高采出程度。以鄂尔多斯长7段页岩油为例,采用数值模拟方法,开展陆相页岩油水平井注水吞吐优化研究。为了提高页岩油藏体积压裂后数值模拟模型的准确性,引入EDFM(嵌入式离散裂缝模型)来表征储层天然裂缝和体积压裂形成的水力裂缝,建立了综合考虑渗吸作用以及储层应力敏感性的概念模型。对注水时机、注水量、注水速度、焖井时间和吞吐周期进行优化选择,数值模拟结果表明:注水速度过快,水容易沿裂缝窜流,导致注入水利用率降低;随吞吐周期增加,每轮周期内增油量呈下降趋势。针对模型所参考的鄂尔多斯某页岩油藏而言,注水吞吐参数优化为:压力系数降至0.706时进行注水,注水量优选为4000 m^(3),注水速度为300 m^(3)/d,焖井15 d,进行6轮吞吐,最终能将采出程度提高4.95%,总油水置换率达到6.65%。该研究能为页岩油藏注水吞吐研究提供参考。

胜利油田低渗透油藏开发技术进展及展望

胜利油田低渗透油藏资源丰富,已探明石油地质储量达11.8×10^(8)t,具有良好的开发前景。但低渗透油藏由于具有孔隙度低、储层非均质性强和渗流能力差的特点,在开发过程中存在“注不进、采不出”的问题。为实现低渗透油藏高效开发,系统梳理了胜利油田低渗透油藏储层预测分析方法以及高效开发技术,并结合现有技术的优缺点对低渗透油藏开发技术方向进行展望。通过研究与实践得到:①胜利油田通过攻关,研究形成了储层预测、地应力预测以及储层非均质性评价等精细油藏描述技术。②通过理论技术创新,不断突破储量动用物性下限,攻关形成了特低渗透油藏仿水平井注水开发技术、致密油藏长井段多级压裂水平井开发技术、一般低渗透油藏井网适配提高采收率技术、低渗透-致密油藏压驱开发技术和增黏型乳液-表面活性剂驱开发技术等差异开发技术系列,取得了良好的开发效果。③结合胜利油田低渗透油藏高质量发展及提速提效开发的实际需求,提出了双控转流线井网重构技术、CCUS技术和纳米气泡水驱技术,为低渗透油藏提高采收率指明发展方向。

含部分封闭断层油藏水驱优势渗流通道演化规律

含部分封闭断层油藏作为一种常见的油藏类型,低序级断层引起的断层部分封闭导致其与完全封闭油藏具备不同的流体渗流及剩余油分布规律。现有技术难以定量刻画整个水驱进程中油藏深部的优势渗流通道演化规律,进而影响了该类油藏的高效开发。因此,设计制作了含部分封闭断层油藏物理模型并开展水驱油实验,根据模型参数及实验结果建立数值反演模型。基于标准化过流量算法定量表征优势渗流通道,利用数值反演模型与无断层油藏优势渗流通道演化规律进行对比,揭示了含部分封闭断层油藏物理模型优势渗流通道演化规律。研究表明:断层遮挡区域采出井累积产油量较低、产油速度较慢,断层不连续处过流面积减小导致该处采出井见水最早。处于断层另一侧采出井虽初期产油量接近,但断层对注入水阻挡作用导致强阻挡区采出井分流率较高且后期产油速度最高。在无水采油期发育对驱油起积极作用的优势渗流区,该区域经过垂向均衡展布、“指状”展布发育形成油藏底部“纺锤体状”优势渗流通道。各井见水后除在强遮挡区外区域形成由注水井至生产井井底的优势渗流通道,随着注入量增大,该通道在垂向及采出井井周发育且对驱油起消极作用。与无断层油藏相比,部分封闭断层使优势渗流通道在强遮挡区发育滞后且强阻挡区注入水波及困难,导致各区域剩余油分布差异较大,集中分布于强遮挡区上部及强阻挡区断层附近。

胜利油田低渗透油藏压驱开发技术实践与认识

胜利油田低渗透油藏资源量丰富,已动用地质储量9.4×10^(8)t,采出程度为13.3%,未动用储量2.1×10^(8)t,提高采收率及效益动用面临注不进、驱不动、波及差等诸多难题。为了提高低渗透油藏开发效果,胜利油田攻关创新压驱技术。综合运用地质学、渗流力学和油藏工程等理论和方法,采用物理模拟和数值模拟相结合的技术手段,形成了压驱油藏适应性评价标准、室内实验技术体系、油藏工程方案优化设计方法等技术系列,配套了分层压驱、组合缝网体积压裂、调驱等工艺技术。矿场试验表明,压驱能够快速补充地层能量,大幅度提高油井产能及采收率,2020年3月以来,低渗透油藏累积实施450个井组,累积注水量为1384×10^(4)m^(3),累积增油量为55.7×10^(4)t,压驱开发技术正逐步成为低渗透油藏主导开发新技术。

页岩油井生产数据分析与产能评价方法

页岩储层具有微纳米尺度的孔隙特征和较强的应力敏感效应,通常以控压生产、变换工作制度的模式来抑制支撑剂回流,使得页岩油的流动特征变得异常复杂,给油井的动态分析和产能的预测带来了新的挑战。文中结合国内外页岩油气藏产能预测方法,提出了一种基于经验方法、现代产量递减方法和解析方法的页岩油井产能综合评价新方法和流程。首先,对页岩油井的生产数据进行规整化处理来耦合变产量和变压力的影响,基于规整化产量数据分析页岩油井的流动特征,降低变工作制度下生产数据的波动对产能评价的影响;然后,结合经验方法、现代产量递减方法和解析方法综合评价页岩油井的产能,降低页岩油井产能评价的不确定性。实例分析表明,提出的产能评价方法与数值模拟方法的预测结果较为相近,能有效提高页岩油水平井产能评价的准确性和可靠性,适用于页岩油井产能的快速评价。

商业银行预付卡备付金存管系统的设计与实现

出于保护消费者资金安全的考虑,中国人民银行对非银行支付机构的备付金管理要求越来越精细化,这也对银行系统提出了新的要求。文章基于预付卡备付金的各项管理需求,建立集约化、标准化、自动化的处理系统,并重点从需求细化、功能设计、系统实现等方面描述系统的建设过程,为备付金存管类系统的建设提供参考和借鉴。

胜利油田高89地区特低渗透油藏CO_(2)驱非线性渗流规律研究

特低渗透油藏储层物性差,流体流动困难,常表现出非线性渗流特征。以往非线性渗流规律的研究以水驱为主,对CO_(2)驱的研究较少。针对胜利油田高89地区特低渗透油藏CO_(2)驱非线性渗流规律认识不足的问题,开展了渗流规律实验研究,揭示了CO_(2)与原油相互作用对原油渗流特征的影响规律,建立了不同渗透率下CO_(2)驱最小启动压力梯度计算公式及CO_(2)驱非线性渗流规律表征模型。结果表明:特低渗透油藏CO_(2)驱存在启动压力,原油最小启动压力梯度与流度呈良好的幂函数关系,随着流度的增加,启动压力梯度显著降低;CO_(2)驱渗流曲线呈现“曲线段+直线段”的两段式特征,直线段的流速与压力梯度呈良好的线性关系,曲线段的流速与压力梯度呈良好的二次函数关系;CO_(2)溶于原油后有显著的膨胀降黏效果,使得原油最小启动压力梯度明显降低,原油渗流能力增强,渗流曲线非线性段变短。

低渗透-致密油藏CO_(2)驱油与封存协同评价方法

针对目前CO_(2)驱油与封存(CCUS-EOR)油藏工程理论缺少对CO_(2)驱油与封存协同评价指标及协同评价方法相关研究的问题,从CO_(2)驱油与封存双目标协同设计的角度出发,明确CO_(2)驱油与封存油藏工程方案设计原则,构建CO_(2)驱油与封存油藏工程评价指标体系。分析驱油与封存双目标评价指标间的内在联系,构建CO_(2)驱油指数和CO_(2)埋存指数。在此基础上,构建CO_(2)驱油与封存油藏工程协同评价指标:CO_(2)驱油与封存协同指数,建立CO_(2)驱油与封存协同评价模型,形成CO_(2)驱油与封存协同评价方法。低渗透-致密油藏试验井区的应用实例表明,该协同评价方法有助于明确CO_(2)驱油与封存油藏工程方案中关键注采参数的技术政策界限,所推荐方案能够同时实现驱油效果好和埋存量大的双重目标。

CO_(2)地质封存风险分析的多场耦合数值模拟技术综述

二氧化碳捕集、利用和封存是现阶段被广泛认可的减少二氧化碳排放最有效的途径之一,是助力我国实现2060年碳中和目标的重要措施.在二氧化碳地质封存过程中,储层−盖层系统多场耦合数值模拟是认识二氧化碳长期封存过程和论证封存安全性的核心技术.文章对二氧化碳地质封存储层−盖层系统风险分析的流固热化多场耦合数值模拟技术进行了全面综述,首先给出二氧化碳地质封存多场耦合问题的数学模型,其基本控制方程包括应力平衡方程、质量和能量守恒方程、化学反应和本构关系等;其次总结了全耦合、迭代耦合、弱耦合、显式耦合和拟耦合等常用的耦合问题数值解法;然后介绍了CO_(2)泄漏、地表变形、断层活化和裂缝拓展等地质风险的分析方法;最后针对当前我国二氧化碳地质封存数值模拟技术面临的主要问题,对未来的研究方向给出了建议.论文能够为CO_(2)地质封存场地尺度的相关研究提供有价值的参考.

基于图神经网络的井间注采动态响应研究

注采井井间注采动态响应关系是油藏开发过程中的重要参数,对井间注采动态响应的正确评价可为油藏开发后期流场调控的工艺措施优化提供理论基础。注采井网可以等效成一种图结构,且井点间具有强相关性,为此基于图神经网络开展井间注采动态响应研究。通过图注意力网络结合多个时间节点注水井的单位时间注水量变化量和生产井的单位时间产液量变化量,以及渗流物理过程信息中的井底压力和井位数据等参数,对生产井产液量进行预测并反向传播学习,进而定量表征不同时刻的井间注采动态响应关系。结果表明,采用的新方法适用于井数较多且开关井频繁的实际油藏,具有成本低、动静参数结合和适用性广的优点。

基于碲化铋纳米线的长波红外光热电探测器

研究碲化铋(Bi_(2)Te_(3))光电探测器在长波红外波段的响应机制及性能提升策略对光电探测的发展具有重要意义。首先通过化学气相沉积(CVD)中生长温区的选择,实现了热力学主导的纳米结构形貌可控合成,其形状从三角形纳米片转变为纳米线。然后研究了Bi_(2)Te_(3)纳米线光电探测器在长波红外波段的响应,确定其响应机制由光热电效应主导。通过优化电极材料,将探测器响应度提升至17 V/W,噪声等效功率为0.22 nW·Hz^(-1/2);通过构造非对称电极结构,解决了微纳型光热电探测器在全局光照明下无响应电压输出的问题。此外,Bi_(2)Te_(3)纳米线光热电探测器响应时间为53μs,突破了传统热型光电探测器毫秒级响应速度的限制。与其他复杂的结构设计相比,Bi_(2)Te_(3)纳米线光电探测器有与之相当的性能,为二维材料光热电探测器的设计提供了新的思路。

超声引导下超细经皮肾镜取石术治疗肾下盏结石的效果

目的:探讨超声引导下超细经皮肾镜取石术治疗肾下盏结石的效果。方法:选取2019年11月-2022年10月无锡市第二老年病医院收治的80例肾下盏结石患者,使用随机数字表法将其分为观察组(n=40)及对照组(n=40)。对照组接受超声引导下传统经皮肾镜取石术治疗,观察组接受超声引导下超细经皮肾镜取石术治疗。对比两组手术相关指标、肾功能指标、炎症因子指标及并发症发生率。结果:两组手术时间、一期结石清除率比较,差异均无统计学意义(P>0.05),观察组住院时间短于对照组,住院费用低于对照组(P<0.05)。术前,两组血肌酐(Scr)、血尿素氮(BUN)及中性粒细胞明胶酶相关脂质运载蛋白(NGAL)水平比较,差异均无统计学意义(P>0.05);术后,两组Scr、BUN、NGAL均上升,但观察组均低于对照组(P<0.05)。术前,两组肿瘤坏死因子-α(TNF-α)、C反应蛋白(CRP)及白细胞介素-6(IL-6)水平比较,差异均无统计学意义(P>0.05);术后,两组以上各项指标均上升,但观察组均低于对照组(P<0.05)。观察组的并发症发生率(2.50%)低于对照组(27.50%)(P<0.05)。结论:超声引导下超细经皮肾镜取石术治疗肾下盏结石效果显著,可降低肾功能损害,减轻炎症反应,减少术后并发症,安全有效。

中国陆相页岩油开发评价技术与实践

总结分析中国陆相页岩油与北美海相页岩油的地质、开发特征差异,梳理了中国陆相页岩油开发评价方法与技术进展,指出了中国陆相页岩油开发存在的问题及发展方向。阐述了中国页岩油开发评价技术在有利岩相识别、储集性表征、可动性评价、可压性评价、产能评价及地质建模-数值模拟一体化“甜点”分析等方面的研究进展。指出中国陆相页岩油高效勘探和有效开发面临基础理论研究薄弱、勘探开发技术体系不完善、工程技术与国外差距大、开发成本高等多方面的难题。提出陆相页岩油开发发展方向:开展地质工程一体化综合研究,形成陆相页岩油差异化开发技术;加强大数据和人工智能应用,提高开发评价的精准性;攻关页岩油提高采收率技术,探索有效开发方式,提高开发效果和效益。

高频变压器绕组损耗解析计算分析

高频变压器的绕组损耗是固态变压器整机功率密度与效率的一大决定因素。然而,不同绕组结构下绕组损耗的计算存在多种解析公式,精度随绕组空间结构变化,且部分解析公式存在漏写或错误;绕组导体的厚度最优选择也是一个关键问题。为了解决上述问题,分别讨论铜箔绕组、绝缘实心圆导线绕组和利兹线绕组3种导体绕组损耗的解析计算方法,并据此揭示绕组损耗与变压器工作频率、结构参数的关系,同时推导特定工作频率下的最优导体厚度。对适用于利兹线绕组的Bartoli公式与Tourkhani公式源文献中的错误进行修正,并根据实际工作条件简化Tourkhani公式。对于实心圆导线绕组,绕制2个样例变压器绕组,使用网络分析仪测量其交流电阻,分析不同绕组解析算法的计算误差。实验测量结果显示,改进Ferreira算法具有最小的计算误差,为高频变压器绕组的选型与效率优化提供参考。