控水增氧条件下不同施氮水平对水稻生长的影响

以水稻“中早39”为试验材料,采用盆栽试验,研究在控水增氧条件下不同施氮水平对水稻根系形态、根系活力、根系氮素代谢酶活性、植株光合特性和植株干重的影响。结果表明,在相同的控水增氧条件下,随施氮量的增加,水稻同一生育期的总根长、根表面积、根体积和平均根直径、根系活力、根系硝酸还原酶(NR)活性和谷氨酰胺合成酶(GS)活性、叶片净光合速率(Pn)、叶片蒸腾速率(Tr)、叶片叶绿素含量(SPAD)、根系及秸秆干重均呈先增后降的趋势,以施氮量180 kg/hm^(2)控水增氧处理为峰值;同一施氮水平的控水增氧处理较不控水增氧处理,水稻同一生育期的上述指标均显著增加;施氮量180 kg/hm^(2)控水增氧处理较施氮量0 kg/hm^(2)控水增氧处理、施氮量180 kg/hm^(2)不控水增氧处理开花期的根系活力分别增加127.6%、26.4%,孕穗期根系NR活性分别增加41.2%、88.7%,黄熟期根系干重分别增加257.2%、20.0%,黄熟期秸秆干重分别增加161.2%、16.4%。

综合治理突破水平井开发瓶颈长庆油田“深部调驱”实现控水增油

近年来,鄂尔多斯盆地油藏开发受储层非均质性强、天然微裂缝发育等因素叠加影响,水平井开发区出现含水上升速度快、产量递减大、来水方向复杂、常规注采调控手段治标不治本等突出问题,严重制约了水平井高效开发。长庆低渗透油田的水平井普遍采用注水补充能量开发,储层的非均质性强及微裂缝、优势孔道的发育是造成水平井快速见水的主要原因,是制约水平井水驱开发效果的关键问题。

连续封隔体控水技术在南海东部油田的应用效果

在水平井开发生产过程中,由于局部高渗段、水窜裂缝、油水粘度差异等因素导致的产液剖面不均衡,从而引起油井高含水。连续封隔体控水技术在南海东部应用取得了一定的控水增油效果,为了提高连续封隔体控水技术应用性,分析了连续封隔体控水技术在南海东部的应用效果,为后续选井提供参考。

浅层稠油油藏CO_2吞吐控水增油机理研究

针对低稠油油藏和稠油油藏注水开发中后期含水上升快、原油采收率的低等问题,开展了CO2吞吐控水增油的室内物理模拟实验和单井CO2吞吐控水增油的数值模拟。为了研究CO2吞吐控水增油的机理及可行性,在室内分别开展了CO2与地层原油/地层水配伍性实验和CO2吞吐控水增油长岩芯实验。CO2与地层原油/地层水配伍性实验结果表明:CO2对原油有增容膨胀和降黏作用;一定温度下,随着压力的降低,饱和CO2的地层水的体积膨胀,CO2在地层水中的溶解度降低,CO2吞吐过程中,地层水遇到狭小孔隙受阻,产生贾敏效应,控制水的产出。长岩芯实验也表明,CO2吞吐有明显的控水增油的作用。单井CO2吞吐控水增油的数值模拟结果同样证实了CO2吞吐具有良好的控水增油显著。

氮气控水增能在多轮次吞吐稠油油藏中的应用——以排612区块为例

排612区块为浅薄层特稠油油藏,2015年产能建设以来,随着吞吐轮次增加,地层能量下降,边底水推进,导致产量降低、含水上升、周期油汽比降低,开发效果变差.2018年下半年开展注入氮气控水增能试验,措施前后油井生产效果对比,排水期由34天缩短至28天,综合含水由79.5%降至73.4%,周期累油由314 t增至455 t,日油水平由3.3 t/天提高至4.4 t/天,油汽比由0.40提高至0.45,周期生产天数由94天延长至102天.表明氮气在多轮次吞吐稠油油藏中控水增能的效果明显,可有效改善浅薄层超稠油油藏多轮次吞吐后的开发效果.

控水增油支撑剂在致密低渗油田的应用

针对长8油藏部分水平井压后生产含水率高的特点,开展了控水增油支撑剂的适应性研究与现场试验。通过破碎率、体积密度、圆度、球度等基本性能测试的比较发现,控水增油支撑剂FSS-3具有更小的破损率,可保持长期高导流能力,且支撑剂体积密度较小,对压裂液性能要求较低。为检测控水增油支撑剂FSS-3的控水增油性能以及导流能力,以常规石英砂为对比材料,分别开展了在水相、油相不同条件下的短期导流能力以及抗压3d的长期导流能力测试。测试结果表明,FSS-3控水增油支撑剂能长期保持高导流能力。红河油田长8油藏HH36P44井的现场试验表明,该井压裂后含水率相对较稳定,压后最高日产油18.1t,目前日产液16.8t,日产油10.3t,含水率38.7%,累计产油3946.3t,具有一定的推广意义。

堵水剂加CO2控水增油技术在冀东油田的应用

堵水剂加CO2控水增油技术把堵水剂与CO2有机结合注入油藏，具有三重堵水效果，即远端宏观堵水、微观控水、增粘阻水，堵水效果更明显，另外，CO2溶于稠油后，原油粘度降低，更易于原油流向井筒。该技术在冀东油田现场应用表明，其不但能够解决油井出水问题，而且有效地提高了油井产量。

冀东油田C2-P4水平井控水增油技术

本文通过冀东油田C2-P4水平井控水增油技术应用及效果监测,表明了堵水剂加CO2控水增油技术对水平井复产和增产是一种有效手段,且具有一定的推广应用价值。

利用分层与控水压裂一体化工艺提高剩余油动用程度研究

随着油田开发的不断进行,许多低渗透油田进入含水期,产油量逐渐下降、含水上升,使油田生产面临着严峻考验,以往大多采用人工隔层控缝高的方法来控水压裂,而对现有井网与人工裂缝的匹配关系确定剩余油的分布研究较少,对于在多层中既控水压裂又有效提高多层中剩余油分布的压裂工艺研究更少。在前人研究基础上,分析应力特征与井网的特点,判断剩余油分布及裂缝特征,对多层进行投球和新型改变润湿性堵水剂的控水压裂,同时对裂缝转向有利方位提出转向压裂技术,实现了多薄层分层、控水与压裂一体化的工艺技术,使工艺技术的针对性更强,现场应用初见成效,对我国目前大部分中高含水油田后期剩余油的储层改造工作提供一定借鉴意义。

自适应调流控水技术适应性研究与应用——以非洲S-10井为例

针对非洲S断块油井高含水及产量大幅降低的问题,开展了自适应调流控水技术的适应性分析及应用研究.自适应调流控水技术通过特殊流道的设计改变流体运动势能,达到自动抑制产水、促进产油的目的.针对自适应调流控水技术的基本原理及工艺特性,建立了该工艺的油藏、油井适应性评价方法,提高了该工艺使用的针对性.结合S断块油藏特征及生产动态分析,S-10井采用自适应调流控水技术控水增油取得较好效果,日增油160bbl/d,含水率下降46%,日产水下降490bbl/d左右.该评价方法和自适应调流控水技术已经在其他断块进行推广应用.

三叠系油藏堵驱结合技术的探索应用

针对胡尖山油田三叠系油藏储层非均质性强、注入水波及范围小、驱替效率低且多轮次调剖调驱效果减弱等问题,以H4区油藏为研究对象,基于前期矿场试验效果,优选近井调剖封堵体系与纳米微球深部调驱体系相结合,充分发挥协同治理优势。结果表明,堵驱结合技术在非均质油藏中具有较好的控水增油适应性,对应油井见效率、含水率下降幅度、平均单井增油量均优于单一体系,为同类型油藏调剖调驱体系组合优化提供借鉴参考。

基于FLUENT的流量控制工具阀的仿真研究

流量控制工具阀通过流体黏度的变化来控制阀门开度,通过碟片相对出口的位置来控制流量控制工具阀的流量大小。通过CATIA简化内流通道三维建模,利用ANSYS ICEM CFD网格划分,导入FLUENT中,模拟仿真来确定其收敛准则,利用其中的求解器对流量控制工具阀稳态性能进行仿真分析。设定不同的流体黏度、流量控制工具阀开度以及结构参数等输入条件,仿真分析获得相应的流场压力、流量大小和黏度适应范围等结果,通过分析流量控制工具阀内流场,验证了流量控制工具阀具有较好的控水增油的效果,以及进一步增强流量控制工具阀的黏度适应性和自适应控制效果。

间歇调流控水采油技术探讨

在底水油藏开发中后期,底水的突破是不可避免的。由于水平井段的储层非均质性,以及流入井筒流体流动剖面的不均匀性,水体优先突破的部位具有选择性。非均质储层中高渗带和均质储层的井底段更容易造成过早的水体突破,严重时甚至能引起局部井段水淹。讨论了间歇调流控水采油技术的原理方法及现场应用,并分析认为在水平井产能越大,井段流入剖面越不均匀的水平井中,调流控水采油效果越好。

流体流动自动控制阀智能控水技术在油田开发中的研究与应用

为了适应油田低成本开发的需要,采用有限元分析和室内试验相结合的方法,研究了流体流动自动控制阀智能控水技术的控水机理,绘制了油、气、水的压差-流量曲线。室内研究表明,流体流动自动控制阀智能控水技术可有效降低油田开发成本,但也有一定的局限性。该技术在中原、新疆等油田进行了现场应用,根据应用前后的数据分析发现,该工艺不但具有降水、增油的效果,还可以增加周围井组的产油量。流体流动自动控制阀智能控水技术的成功应用,为油田经济有效开发提供了一种新的技术手段。

一种可改变相渗特性的压裂液在低渗透油田控水挖潜的可行性探讨

随着葡I油田注水开发的不断深入,对高含水储层进行压裂增产措施并有效控制水的产出,一直是个难题。生产井中产出大量水,通常会导致产量的迅速下降,大量的水处理还会带来生产成本的增加。另外还会引起其他一些问题,如出砂、腐蚀和结垢等。其结果使生产井因无经济开采价值而被迫提前关井停产,本文结合葡I油田的储层特性,通过对改变相渗特性压裂液组分、其添加剂与该体系成胶性能、膨胀性能、粘度稳定性能、耐冲刷性能、岩心相渗试验等方面研究,分析了该种压裂液在葡I油田应用的可行性,改变相渗特性压裂液可以从根本上降低水相渗透率、增加油相渗透率,改善高含水储层的压裂后大量出水等难题,并起到很好的控水增油效果,对大庆外围油田高含水期的控水挖潜具有很好的指导意义。

控水转向压裂技术在高含水裂缝性油藏开发中的应用--以火烧山油田H1238井为例

准东裂缝性油田进入中高含水期后,常规单一加大规模的重复压裂易使裂缝成为水窜通道,经常造成压裂后油井含水迅猛增加,使得措施效果逐年变差。为提高高含水裂缝性油田压裂增油效果,提出了控水与转向压裂相结合的工艺技术,首次在H1238井试验应用,压裂效果显著,实现了高含水期压裂增油控水的目的。

一种新型智能控水装置的研制及油田应用

油气井开采面临的最大问题是含水率快速上升,产油量的急剧下降,因此控水增油是当前急需解决的问题。目前控水技术常常需要复杂的油藏分析和数值模拟,使用条件高,应对不可预测出水段效果差,本次研究在充分调研国内外控水工具的基础上,开发出一种新型智能控水装置,其具有结构独特,同时能够依据油层含水率变化智能识别控水,目前该控水装置在珠江口盆地生产井中应用取得了良好的控水增油效果。

超低渗透油藏暂堵压裂技术优化研究

胡A超低渗透油藏储层物性差、非均质性强,随着开发年限延长及大规模井网加密,含水率快速上升,常规工艺适应性变差。通过转变储层改造理念,综合考虑地质与开发特征,开展了暂堵剂类型、加入时机、配套压裂参数及压裂液体系等优化研究,形成了具有胡A油藏特色的暂堵压裂技术体系,该工艺提高了重复压裂的针对性和有效性,增加了储层有效改造体积。现场应用17口油井,单井日增油达到常规压裂的3倍,油井平均含水率较措施前大幅下降24.5%,控水增油效果显著,为超低渗透油藏储层改造提供了理论依据和现场指导建议。

大港油田开发中后期稠油油藏CO2吞吐参数优化及实践

大港油田稠油油藏水驱开发中后期含水快速上升,开采效果变差。CO2吞吐技术是开发稠油油藏的有效方式,但高含水后期稠油吞吐的参数优化及现场效果亟待研究。利用大港油田某稠油油藏,开展注CO2增溶膨胀和降黏实验。基于实验和测井资料,建立单井数值模拟模型,模拟了储层参数和CO2注入参数,分析了CO2吞吐增油机理。基于理论研究结果在板桥地区和刘官庄地区进行了CO2吞吐矿场试验。研究结果显示:CO2控水增油机理主要为膨胀原油体积、降低原油黏度,黏度降低幅度可达到98%。注入量、注入速度、吞吐周期对CO2吞吐效果影响相对较大,建议单井CO2注入量在600~1000 t(0.22~0.37HCPV),注入速度在40~80 t/d,吞吐周期为3~4次。板桥及刘官庄地区共实施CO2吞吐12井次,平均单井增油3.4倍,综合含水率降低52.2%。因此,CO2吞吐是一种有效的控水增油技术,这对类似稠油油藏注水开采后期提高采收率具有重要的借鉴意义。

水平井环空化学封隔器预聚体(ACP-H)

我国水平井有相当一部分为筛管完井,筛管与井壁间存在管外环空,见水后危害极大,控水增油成为公认的世界级难题。后期管外化学分段,实现出水部位定向治理成为重要的技术方向。但“重力坍落”效应导致常规材料无法填充水平环空,二次交联分段材料现场工艺控制困难。以磁性材料为基础发明高触变可固化流体,即水平井环空化学封隔器预聚体,剪切变稀后结构恢复迅速（10-15s）,可完全立体充填水平环空,并在温度作用下基于多功能团固化体系由触变流体形成为高强固体环空化学封隔器。45-130℃条件下,固化时间3.0-12h可控,承压能力大于20MPa,定位放置偏差±5m,工艺安全可靠,满足不同类型油藏水平井后期治理需要。国内首次开展了矿场先导试验,目前已应用于国内10多个油气田,成为筛管完井水平井控水增产有效技术途径之一。