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Optimization of the Plugging Agent Dosage for High Temperature Salt Profile Control in Heavy Oil Reservoirs
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作者 Jiayu Ruan Mingjing Lu +5 位作者 Wei Zhang Yuxi Zhang Yuhui Zhou Jie Gong Fan Wang Yuanxiao Guan 《Fluid Dynamics & Materials Processing》 EI 2023年第2期421-436,共16页
After steam discharge in heavy oil reservoirs,the distribution of temperature,pressure,and permeability in different wells becomes irregular.Flow channels can easily be produced,which affect the sweep efficiency of th... After steam discharge in heavy oil reservoirs,the distribution of temperature,pressure,and permeability in different wells becomes irregular.Flow channels can easily be produced,which affect the sweep efficiency of the oil displacement.Previous studies have shown that the salting-out plugging method can effectively block these channels in high-temperature reservoirs,improve the suction profile,and increase oil production.In the present study,the optimal dosage of the plugging agent is determined taking into account connection transmissibility and inter-well volumes.Together with the connectivity model,a water flooding simulation model is introduced.Moreover,a non-gradient stochastic disturbance algorithm is used to obtain the optimal plugging agent dosage,which provides the basis for the high-temperature salting-out plugging agent adjustment in the field. 展开更多
关键词 Heavy oil salting out profile control high temperature plugging agent dosage optimization numerical simulation connectivity model
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Oil Production Optimization by Means of a Combined“Plugging,Profile Control,and Flooding”Treatment:Analysis of Results Obtained Using Computer Tomography and Nuclear Magnetic Resonance 被引量:1
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作者 Yanyue Li Changlong Liu +5 位作者 Wenbo Bao Baoqing Xue Peng Lv Nan Wang Hui Li Wenguo Ma 《Fluid Dynamics & Materials Processing》 EI 2022年第3期737-749,共13页
Due to long-term water injection,often oilfields enter the so-called medium and high water cut stage,and it is difficult to achieve good oil recovery and water reduction through standard methods(single profile control... Due to long-term water injection,often oilfields enter the so-called medium and high water cut stage,and it is difficult to achieve good oil recovery and water reduction through standard methods(single profile control and flooding measures).Therefore,in this study,a novel method based on“plugging,profile control,and flooding”being implemented at the same time is proposed.To assess the performances of this approach,physical simulations,computer tomography,and nuclear magnetic resonance are used.The results show that the combination of a gel plugging agent,a polymer microsphere flooding agent,and a high-efficiency oil displacement agent leads to better results in terms of oil recovery with respect to the situation in which these approaches are used separately(the oil recovery is increased by 15.37%).Computer tomography scan results show that with the combined approach,a larger sweep volume and higher oil washing efficiency are obtained.The remaining oil in the cluster form can be recovered in the middle and low permeability layer,increasing the proportion of the columnar and blind end states of the oil.The nuclear magnetic resonance test results show that the combined“plugging,profile control,and flooding”treatment can also be used to control more effectively the dominant channels of the high permeability layer and further expand the recovery degree of the remaining oil in the pores of different sizes in the middle and low permeability layers.However,for the low permeability layer(permeability difference of 20),the benefits in terms of oil recovery are limited. 展开更多
关键词 “Plugging profile control and flooding”measures computed tomography scan nuclear magnetic resonance remaining oil recovery ratio
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Research on Mechanisms of Steam Breakthrough and Profile Control Design for Steam Soaking Well 被引量:5
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作者 Liu Huiqing Zhang Hongling +2 位作者 Wang Shulin Wang Han Bao Shucheng 《Petroleum Science》 SCIE CAS CSCD 2006年第3期51-55,共5页
Scaled physical model tests for steam breakthrough were conducted based on the analysis of mechanisms and influence factors of steam breakthrough. Physical simulation results showed that at the initial steam breakthro... Scaled physical model tests for steam breakthrough were conducted based on the analysis of mechanisms and influence factors of steam breakthrough. Physical simulation results showed that at the initial steam breakthrough, preferential flow channels were formed in narrow sand packs and most residual oil left in these channels was immobile. This shortened the steam breakthrough time of follow-up steam flooding and decreased the increment of oil recovery efficiency. Steam breakthrough occurred easily for a smaller producer-injector spacing, and a bigger difference in physical properties between fluids and rock. Steam breakthrough is more likely to occur at a larger formation permeability (k), greater steam displacement velocity (u) and smaller producer-injector spacing (L). Steam breakthrough time is a function of the parameter group (uk/L), i.e. tb=3.2151 (uk/L)^-0.5142. A non piston-like displacement model was built based on steam breakthrough observation for a steam stimulated well in the Jinglou Oilfield, Henan Oilfield Company. The steam volume swept in different directions could be obtained from inter-well permeability capacity and breakthrough angle, and the steam swept pore volume (SSPV) was also determined. Numerical simulation showed that steam sweep efficiency reached its peak value when a slug of profile control agent (slug size 10%-15% SSPV) was set at one half of the inter-well spacing. Field test with 12.5% SSPV of profile control agents in the Jinglou Oilfield achieved success in sealing breakthrough channels and good production performance of adjacent producers. 展开更多
关键词 Heavy oil steam breakthrough scaled physical model profile control optimization design
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新型低界面张力纳米微球调驱剂的合成与性能研究
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作者 陈世军 潘智杰 +2 位作者 杨继刚 吕伟 李谦定 《西安石油大学学报(自然科学版)》 CAS 北大核心 2024年第2期62-69,共8页
聚丙烯酰胺纳米微球调驱剂作为一种新型的纳米驱油材料,在油田提高采收率方面取得了广泛应用。但是,目前使用的聚丙烯酰胺纳米微球功能主要以封堵为主,存在单体固含量低、水溶液吸水膨胀速度过快、驱油和降低表界面张力功能较差等问题... 聚丙烯酰胺纳米微球调驱剂作为一种新型的纳米驱油材料,在油田提高采收率方面取得了广泛应用。但是,目前使用的聚丙烯酰胺纳米微球功能主要以封堵为主,存在单体固含量低、水溶液吸水膨胀速度过快、驱油和降低表界面张力功能较差等问题。利用反相乳液聚合法,以白油为油相,2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、丙烯酰胺(AM)混合单体为水相,油酸/双子聚醚/OP-10混合表面活性剂为乳化剂,根据三元相图确定油相/乳化剂/水相三相的最佳配比(质量分数)为33.93%/24.87%/41.2%,以甲叉双丙烯酰胺(MBA)作为交联剂,在35℃利用氧化-还原剂聚合获得了既具有封堵功能,又具有超低表界面张力、高洗油效率的新型纳米微球调驱剂。工艺优化实验确定最佳的合成条件为单体配比m(AM)∶m(AMPS)为8∶1,交联剂质量分数为0.1%,氧化-还原剂质量分数为0.3%,搅拌速度为450 r/min。对聚合物纳米微球进行表征和性能评价,结果表明,其固含量为20.1%,粒径为54 nm,纳米微球封堵率可达95.1%,用其0.2%的水溶液测得界面张力为0.332 mN/m,洗油效率高达89.13%,为实施油田调驱提供了一种新材料。 展开更多
关键词 聚合物纳米微球 反相乳液聚合 调驱 封堵率 洗油效率
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稠油油藏大段塞调驱后提高采收率新技术及应用
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作者 侯力嘉 郭斐 +2 位作者 郭丽娜 张艳娟 马静 《当代化工》 CAS 2024年第9期2104-2108,2118,共6页
H1块为普通稠油区块,开展多轮次调驱后,取得较好的增油效果。但随着大段塞调驱剂注入,后期压力维持在较高水平,含水率持续上升,同时注入井吸水能力下降,油井产液能力下降,产量递减加大,亟需有效开发接替技术。为进一步改善开发现状,室... H1块为普通稠油区块,开展多轮次调驱后,取得较好的增油效果。但随着大段塞调驱剂注入,后期压力维持在较高水平,含水率持续上升,同时注入井吸水能力下降,油井产液能力下降,产量递减加大,亟需有效开发接替技术。为进一步改善开发现状,室内设计了在大段塞调驱段塞后,注入降黏剂进一步提高采收率。室内通过大量实验,筛选出了具有良好降黏性以及界面活性降黏剂JN-1,当质量分数达到0.2%时,降黏率可达82.0%,降低油水界面张力至4.72×10^(-3)mN·m^(-1)。室内物模实验表明,在注入0.3PV调驱段塞后,继续注入0.2%降黏剂段塞0.3PV,可充分启动残余油,进一步提高采收率16.8%。现场开展降黏驱4井组先导实验,设计注入质量分数0.2%、0.14 PV降黏剂,注入后平均单井日增油0.8 t,综合含水率下降6%。 展开更多
关键词 普通稠油油藏 调驱 降黏 提高采收率
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大庆油田二类B油层聚驱剖面动用规律及其改善
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作者 周丛丛 曹瑞波 +3 位作者 孙洪国 樊宇 郭松林 梁国良 《新疆石油地质》 CAS CSCD 北大核心 2024年第5期567-573,共7页
大庆油田聚合物驱应用规模不断扩大,开发对象转向性质较差的二类B油层,现有聚合物与油层适应性不强,剖面动用规律不明确,不同地区聚驱开发效果差异较大。针对上述问题,应用矿场剖面数据统计和室内实验分析,研究了二类B油层剖面动用规律... 大庆油田聚合物驱应用规模不断扩大,开发对象转向性质较差的二类B油层,现有聚合物与油层适应性不强,剖面动用规律不明确,不同地区聚驱开发效果差异较大。针对上述问题,应用矿场剖面数据统计和室内实验分析,研究了二类B油层剖面动用规律和剖面改善方法。结果表明:从吸水层动用情况来看,喇嘛甸地区由于发育厚层河道砂,油层物性好,油层有效厚度动用比例最高,油层以多次动用为主,突进层多,相对吸液量高;萨中和萨南地区河道砂发育规模小,薄砂层较多,物性差,有效厚度动用比例较低,但聚驱后,有效厚度动用比例相比水驱分别增大了12.5%和15.4%,渗透率为100~300 mD的储集层吸入剖面改善明显;从未吸水层动用来看,二类B油层纵向非均质性强,导致层间有效厚度未动用比例较高,剖面改善应以均衡层间动用为主;抗盐聚合物高、低质量浓度交替注入可延缓含水率上升时间,增加低渗透层吸液量,聚驱采出程度提高显著。在喇嘛甸北北块A区开展了DS1200抗盐聚合物和高、低质量浓度交替注入试验,降水增油效果好,可为大庆油田二类B油层聚驱剖面改善提供技术指导。 展开更多
关键词 大庆油田 二类B油层 聚合物驱 吸水剖面 驱油实验 抗盐聚合物
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乳化沥青提高原油采收率研究进展
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作者 张贵才 王磊 +3 位作者 胡俊杰 王翔 蒋平 裴海华 《油田化学》 CAS CSCD 北大核心 2024年第1期160-166,共7页
乳化沥青具有注入性能好、封堵强度高等优点,作为一种选择性堵剂在油田提高采收率领域比其他化学剂体系更具应用潜力。本文总结了国内乳化沥青堵水体系的开发历程及现场选择性堵水的应用效果。通过调研近年来国内外文献,概述了乳化沥青... 乳化沥青具有注入性能好、封堵强度高等优点,作为一种选择性堵剂在油田提高采收率领域比其他化学剂体系更具应用潜力。本文总结了国内乳化沥青堵水体系的开发历程及现场选择性堵水的应用效果。通过调研近年来国内外文献,概述了乳化沥青堵水的作用机理,一种是作为乳液的作用机理,主要是乳液颗粒被变形捕获产生贾敏效应和乳液液滴的机械滞留使水的流动阻力增大;另一种是其分散相也就是乳液破乳后沥青的作用机理,主要是沥青黏附在岩壁上起到的堵水作用。同时,总结了乳化沥青稳定的主要影响因素,包括温度、水相中的电解质浓度和pH值以及分散相中的沥青质,并且论述了各因素影响乳化沥青稳定性的作用机理。最后,详细叙述了乳化沥青应用于油田调剖堵水领域的最新研究进展,研究表明乳化沥青不仅具有优异的封堵效果,还具有独特的封堵选择性。此外,乳化沥青还能与CO_(2)吞吐、泡沫调驱组成复合增产技术进行现场应用,并且指出了乳化沥青应用于调剖堵水领域存在的问题与未来展望。 展开更多
关键词 乳化沥青 选择性堵剂 调剖堵水 提高采收率 综述
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水驱油田开发后期区域流场调整研究
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作者 王晓超 王欣然 +1 位作者 张海波 王婷 《石油化工应用》 CAS 2024年第10期9-13,共5页
水驱油田在开发后期普遍进入特高含水率期,以较低的采油速度低效生产,经济效益和社会效益逐渐变差。在此开发阶段面临很多困难和挑战,一方面水窜通道发育,注入水无效循环,常规措施对水窜通道难以封堵和治理。另一方面剩余油分布高度分散... 水驱油田在开发后期普遍进入特高含水率期,以较低的采油速度低效生产,经济效益和社会效益逐渐变差。在此开发阶段面临很多困难和挑战,一方面水窜通道发育,注入水无效循环,常规措施对水窜通道难以封堵和治理。另一方面剩余油分布高度分散,难以有效确定油藏中具有潜力的位置并进行挖掘。为了有效解决水驱油田开发后期主要问题,本次研究以Y油田为例,提出了区域流场调整技术。这项技术主要针对油田中注采问题突出的井区,通过对油田沉积环境、生产层位之间差异、储层能量、采油井指标变化趋势以及产出和吸水测试资料等综合分析而形成。对于构造变化较缓的井区,进行以调整平面注采关系为主的调剖策略。对于构造变化较大,注水井和采油井之间落差较大的井区,采取油井更改生产制度,同时进行以调整纵向注采矛盾为主的调剖策略。对于剩余油相对富集,但采油井和注水井的生产能力受到限制的井区,采取压裂措施以释放产能的策略。通过应用以上关键技术,被治理的井区产油量明显增加,含水率上升过快的趋势被抑制,使Y油田开发后期的生产形势明显变好。 展开更多
关键词 水驱油田 开发后期 注采关系 剩余油 调剖 压裂
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不同熟化程度的聚合物在多孔介质中的渗流规律及驱油性能 被引量:1
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作者 元福卿 宋倩 +1 位作者 季岩峰 李海涛 《油田化学》 CAS CSCD 北大核心 2024年第2期288-295,共8页
聚合物在注入地层过程中受到的物理、化学降解严重,黏度损失大。为了减少聚合物注入过程产生的黏度损失,提出不完全熟化聚合物驱油技术。在70℃下,通过改变机械搅拌器的搅拌时间,制得具有不同黏度和熟化程度为60%~100%的聚合物体系;基... 聚合物在注入地层过程中受到的物理、化学降解严重,黏度损失大。为了减少聚合物注入过程产生的黏度损失,提出不完全熟化聚合物驱油技术。在70℃下,通过改变机械搅拌器的搅拌时间,制得具有不同黏度和熟化程度为60%~100%的聚合物体系;基于宏观和微观模型对不同熟化程度聚合物在多孔介质中的渗流规律及驱油性能进行研究。结果表明,相较于完全熟化聚合物,不完全熟化聚合物体系具有更好的黏弹性,可更好地动用残余油、提高微观驱油效率;不完全熟化聚合物体系可以建立更高的阻力系数和残余阻力系数,经多孔介质剪切后可以保留更高的有效驱替黏度;聚合物熟化程度过低不利于聚合物进入油藏深部,60%熟化程度聚合物体系堵塞主要发生在靠近填砂管注入端0—1/5处,而80%和100%熟化程度聚合物体系堵塞主要发生在靠近填砂管注入端1/5—2/5处;相对于水驱,60%、80%及100%熟化程度聚合物宏观驱油的采收率增幅分别为26.2百分点、29.0百分点和23.3百分点,微观驱油的采收率增幅分别为37.3百分点、44.9百分点和36.0百分点。对于非均质油藏,由于不完全熟化聚合物残留的未溶解胶团颗粒具有良好的封堵调驱性能,提高了低渗透层的吸液量,扩大了波及体积,从而提高了低渗透层的采收率。研究结果可为不完全熟化聚合物驱油现场试验提供一定的理论指导。 展开更多
关键词 聚合物驱 熟化程度 渗流特性 封堵 调驱 提高采收率
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深度调剖化学剂驱油机理及实验研究
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作者 闫海建 贾东林 +2 位作者 齐永宁 李焕 王少楠 《当代化工》 CAS 2024年第6期1287-1290,1299,共5页
基于分子设计及化学反应合成了化学驱油剂HPEN体系,分析了催化剂质量分数、反应温度、反应时间及投料比等因素对反应产率的敏感性。通过正交方案设计优选了HPEN的合成条件,岩心驱替实验评价了HPEN与磺酸盐复配体系的驱油特性,选取目标... 基于分子设计及化学反应合成了化学驱油剂HPEN体系,分析了催化剂质量分数、反应温度、反应时间及投料比等因素对反应产率的敏感性。通过正交方案设计优选了HPEN的合成条件,岩心驱替实验评价了HPEN与磺酸盐复配体系的驱油特性,选取目标区块进行了现场应用实验。结果表明:HPEN适宜的合成条件为催化剂质量分数5%、反应温度100℃、反应时间6 h、脂肪醇聚氧乙烯醚与磺酸盐投料比1∶1.5。无机盐离子的存在会不同程度影响HPEN溶液体系的界面张力。1.0%的HPEN与磺酸盐按质量比3∶1复配时效果最佳,此时体系抗温能力为130℃,高矿化度溶液体系其界面张力仍处于10-2 mN·m^(-1)数量级范围。复配体系可显著提高现场原油采收率,实现老井日均产油4 t、日均产液16 m^(3)的效果。 展开更多
关键词 深度调剖 化学剂 驱油机理 采收率
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黏弹剂调剖在姬塬油田侏罗系油藏中的应用
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作者 张晓明 杨华 +5 位作者 陈德照 杨冠龙 肖柯 狄晓磊 陈正辉 徐占军 《石油化工应用》 CAS 2024年第2期43-48,共6页
姬塬油田侏罗系油藏位于鄂尔多斯盆地中西部,属于低渗透砂岩油藏,油藏油水运移以孔隙型渗流为主。进入开发中后期,油井水淹现象严重。姬塬油田先后应用“交联聚合物冻胶+体膨颗粒”、“PEG单相凝胶调驱剂”、“纳米级微球”等调剖体系... 姬塬油田侏罗系油藏位于鄂尔多斯盆地中西部,属于低渗透砂岩油藏,油藏油水运移以孔隙型渗流为主。进入开发中后期,油井水淹现象严重。姬塬油田先后应用“交联聚合物冻胶+体膨颗粒”、“PEG单相凝胶调驱剂”、“纳米级微球”等调剖体系对侏罗系油藏注水井开展调剖,虽然在降低油藏递减、控制含水率上升幅度等方面取得了一定效果,但对于水淹井降含水率方面效果不明显。近年来,姬塬油田通过开展侏罗系油藏油井水淹机理研究,优化调剖体系,筛选了一种新型黏弹剂进行调剖,室内评价及现场实施均证明该黏弹剂性能可靠。2021—2022年,通过在姬塬油田56个侏罗系油藏水淹井组采用黏弹剂调剖后,井组月度递减率由2.59%下降至1.01%,月度含水率上升幅度由0.61%下降至0.08%。同时,大部分水淹井含水率下降明显,平均有效期内单井组增油达226 t。按照油价45美元/桶计算,投入产出比1.00∶2.11,实施效益较好。 展开更多
关键词 黏弹剂 调剖 侏罗系油藏 油井水淹 水淹井治理
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渤海油田中低渗油藏“凝胶+微球”组合调剖体系研究与应用
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作者 张文喜 高建崇 +4 位作者 贾永康 李晓伟 杨会峰 李建晔 凌卿 《精细石油化工》 CAS 2024年第6期6-10,共5页
针对渤海Z油田6井区中低渗储层注入水窜流严重、水驱效率低的问题,开发了乳液聚合物凝胶+水基微球组合调剖体系。实验结果表明,乳液聚合物凝胶体系成胶稳定时间为7 d左右,成胶黏度大于20000 mPa·s;水基微球粒径14 d左右膨胀到最大... 针对渤海Z油田6井区中低渗储层注入水窜流严重、水驱效率低的问题,开发了乳液聚合物凝胶+水基微球组合调剖体系。实验结果表明,乳液聚合物凝胶体系成胶稳定时间为7 d左右,成胶黏度大于20000 mPa·s;水基微球粒径14 d左右膨胀到最大。乳液聚合物凝胶+水基微球组合体系在双管并联岩心实验中具有较好的改善剖面能力,可有效启动低渗岩心,两根岩心提高采收率分别为12.57%和15.33%。组合体系在6井区边部4井组现场试验,实施措施后3口油井全部受效,井组高峰期日增油45.79 m^(3),单井最高含水下降20.47%,9个月内累计增油1.5×10^(4)m^(3)。 展开更多
关键词 中低渗 凝胶 水基微球 组合调剖 海上油田
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高盐低渗透油藏CO_(2)泡沫微观尺度耐盐性及调驱效果
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作者 魏鸿坤 王健 +3 位作者 王丹翎 路宇豪 周娅芹 赵鹏 《新疆石油地质》 CAS CSCD 北大核心 2024年第6期703-710,共8页
针对高盐低渗透油藏CO_(2)驱存在的气窜问题,以长庆油田H3区块为研究对象,构建SiO_(2)纳米颗粒强化CO_(2)泡沫体系,从泡沫流变性、气液界面张力、气泡液膜厚度与渗透性、泡沫微观结构4个方面评价泡沫体系耐盐性;通过开展SiO_(2)纳米颗... 针对高盐低渗透油藏CO_(2)驱存在的气窜问题,以长庆油田H3区块为研究对象,构建SiO_(2)纳米颗粒强化CO_(2)泡沫体系,从泡沫流变性、气液界面张力、气泡液膜厚度与渗透性、泡沫微观结构4个方面评价泡沫体系耐盐性;通过开展SiO_(2)纳米颗粒强化CO_(2)泡沫体系并联岩心调驱实验,研究该体系调驱效果。根据实验结果,在油藏条件下,构建出配方为质量分数0.20%(OW-1)+0.30%(OW-4)+0.05%(SiO_(2))纳米颗粒强化CO_(2)泡沫体系,该泡沫体系的综合指数为36834 mL·min;该泡沫体系的微观尺度耐盐性评价结果表明,矿化度46357 mg/L与矿化度500 mg/L的配液相比,泡沫流变性更好,气液界面张力在10 MPa时仅增加1 mN/m,液膜渗透性增加了0.14 cm/s,但仍具有良好的泡沫骨架结构,该泡沫体系具有良好的耐盐性。此外,在并联岩心渗透率级差为15.55的条件下,该SiO_(2)纳米颗粒强化CO_(2)泡沫体系对岩心剖面改善率达到了97.28%,采收率显著提升,展现出良好的调驱能力。 展开更多
关键词 高盐低渗透油藏 长庆油田 气窜 CO_(2)泡沫 微观尺度 耐盐性 调驱 提高采收率
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海上特超稠油油藏小井距蒸汽吞吐汽窜堵调工艺
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作者 张建亮 宋宏志 +3 位作者 张卫行 戎凯旋 李毓 潘玉萍 《石油钻采工艺》 CAS 北大核心 2024年第2期199-207,共9页
渤海某大规模热采开发的特超稠油油藏在一轮次注热期间井间汽窜率超70%,严重影响油田产能。针对该情况,基于探井、测井认识,先后开展药剂性能评价、单/双管驱替实验及现场堵调应用,对高含水层物性得到了进一步认识,随后开展泡沫调剖、... 渤海某大规模热采开发的特超稠油油藏在一轮次注热期间井间汽窜率超70%,严重影响油田产能。针对该情况,基于探井、测井认识,先后开展药剂性能评价、单/双管驱替实验及现场堵调应用,对高含水层物性得到了进一步认识,随后开展泡沫调剖、井组同注数值模拟及现场试验,井间汽窜得到有效控制。研究结果表明,局部高含水低渗储层经蒸汽冲刷后平均渗透率或高于探井阶段测量值,对于已汽窜井开展井组同注措施,对于未汽窜井及井组边部井采用强化泡沫调剖,该措施不仅可以有效控制和预防汽窜,同时可均匀动用储层,优势层段吸汽剖面级差降低46.8%。泡沫调剖辅助井组同注的工艺策略实施后单井产能提高12%~33%,对海上特超稠油高效开发具有指导意义。 展开更多
关键词 海上特超稠油 蒸汽吞吐 井间汽窜 井组同注 泡沫调剖
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剖面浮标变体积油囊式浮力调节系统设计
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作者 曾横艺 季福武 +1 位作者 杨群慧 米智楠 《中国海洋平台》 2024年第2期48-55,共8页
为精准控制剖面浮标的垂向运动,提出一种可精确控制油量的变体积油囊式浮力调节系统,包含外油囊、增压油箱、密封性能良好的电磁球阀和可调节转速的液压泵等组件。采用拉线位移传感器实时采集增压油箱液面位置实现油量监控,并对外油囊... 为精准控制剖面浮标的垂向运动,提出一种可精确控制油量的变体积油囊式浮力调节系统,包含外油囊、增压油箱、密封性能良好的电磁球阀和可调节转速的液压泵等组件。采用拉线位移传感器实时采集增压油箱液面位置实现油量监控,并对外油囊体积进行高精度闭环反馈控制;设计极低泄漏量的液压系统,实现系统在待机状态下浮力保持长期稳定。为精确控制浮力调节系统,构建控制系统数学模型,引入比例积分微分(Proportional Integral Differential,PID)控制算法,并采用Simulink进行稳定性仿真。试验结果表明,系统可实现浮力精确控制,最大超调量低于1%,稳定性与响应速度均符合预期,验证了控制策略的可靠性。 展开更多
关键词 剖面浮标 浮力调节系统 油量监控 控制系统 数学模型 比例积分微分控制 SIMULINK仿真
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聚合物微球性能影响因素室内实验研究——以渤海X油田水质为例
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作者 王晓龙 宋书渝 +3 位作者 王硕 徐国瑞 崔庆振 范春蕴 《精细石油化工》 CAS 2024年第5期36-41,共6页
为探究海上油田注入水水质对微球调驱性能的影响规律,对微球基本性能和X油田污水组成进行了测试,评价了污水影响下微球在多孔介质中注入、运移和封堵性能。结果表明:X油田污水含有96.34 mg/L悬浮物和11.87 mg/L油污,矿化度为26205.37 mg... 为探究海上油田注入水水质对微球调驱性能的影响规律,对微球基本性能和X油田污水组成进行了测试,评价了污水影响下微球在多孔介质中注入、运移和封堵性能。结果表明:X油田污水含有96.34 mg/L悬浮物和11.87 mg/L油污,矿化度为26205.37 mg/L;悬浮物对微球粒径影响最大,使粒径增大15~25倍;受污水影响,微球在(1000~5000)×10^(-3)μm^(2)的岩心中注入压力上升更快;污水配制的微球调剖效果较差,改善分流率和提高采收率18.45%,幅度不及去离子水配制的情况。 展开更多
关键词 海上油田 微球 污水 调驱 多孔介质
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海上J油田自适应复合调驱技术研究与应用
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作者 赵军 郑继龙 +2 位作者 陈士佳 刘浩洋 吴彬彬 《石油化工应用》 CAS 2024年第1期42-46,共5页
针对海上J油田注入压力高、地层非均质性强、各层吸水不均、层间矛盾突出问题,设计了一种自适应复合调驱体系。确定了体系配方为8%自生气体系(生气剂亚硝酸钠与生气剂氯化铵质量比1.0∶1.1)+0.5%起泡剂+0.3%强化剂体系(聚合物+酚醛交联... 针对海上J油田注入压力高、地层非均质性强、各层吸水不均、层间矛盾突出问题,设计了一种自适应复合调驱体系。确定了体系配方为8%自生气体系(生气剂亚硝酸钠与生气剂氯化铵质量比1.0∶1.1)+0.5%起泡剂+0.3%强化剂体系(聚合物+酚醛交联剂质量比1∶1),考察了体系的动静态性能。实验结果表明:该体系具有泡沫生成可控和成胶强度可控的“双控特点”,岩心实验结果表明该体系封堵率达到97.32%,采收率提高幅度高、中、低渗透率分别为19.59%、45.17%、57.83%,具有很好的调整吸水剖面性能。现场应用取得了很好的降水增油效果。该体系为海上油田水驱高效开发提供了技术支持,具有广阔应用前景。 展开更多
关键词 海上油田 非均质油藏 复合调驱 驱油效率
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功能性调驱微球的荧光性与调驱性能研究
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作者 董宏超 张云宝 +5 位作者 于志刚 李文涛 杜若飞 田鑫 吴潇洋 韩瑞林 《当代化工》 CAS 2024年第8期1913-1916,共4页
聚合物微球作为一种性能良好的深部调剖剂,广泛应用于油田注水开发中后期控水稳油工作的处理。由于渤海地区储层厚度大、非均质性严重,水驱开发效果较差,目前由于微球材料、检测方法的限制,难以较好实现微球调驱产出液的精准检测。针对... 聚合物微球作为一种性能良好的深部调剖剂,广泛应用于油田注水开发中后期控水稳油工作的处理。由于渤海地区储层厚度大、非均质性严重,水驱开发效果较差,目前由于微球材料、检测方法的限制,难以较好实现微球调驱产出液的精准检测。针对现场实际需求,提出在聚合物微球中加入荧光碳点,制备具有荧光性的功能性调驱微球,利用马尔文粒径仪和荧光光谱仪对微球的微观结构和荧光特性进行表征,同时采用岩心驱替实验装置对其提高采收率能力进行评价。结果表明:该功能性调驱微球分散于模拟水中5 d后,粒径大部分集中分布于0.9μm和6.0μm左右,具有一定的水化膨胀性。加入不同量荧光碳点制备的功能性调驱微球,其水分散液的荧光强度均随配制质量浓度的提高而增加。使用功能性调驱微球能够进一步提高采收率,采收率整体增幅18.22%。荧光强度测试法得到的微球质量浓度提高了检出灵敏度,能够实时监测各个端口微球质量浓度。 展开更多
关键词 提高采收率 荧光强度 聚合物微球 调剖
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水淹水窜油藏的数值模拟开发方案对比分析
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作者 倪振 周伟军 +3 位作者 汪学华 刘昕 王绍祥 崔健 《测井技术》 CAS 2024年第3期387-394,共8页
随着开发的深入,大多数油田已经进入高含水阶段。以新疆某水淹水窜油藏为研究对象,该区水淹严重,开发效果差。针对上述问题,利用油藏数值模拟手段,对改善开发效果的4种技术方案进行研究。研究结果表明,深层调剖方案增产效果明显,可有效... 随着开发的深入,大多数油田已经进入高含水阶段。以新疆某水淹水窜油藏为研究对象,该区水淹严重,开发效果差。针对上述问题,利用油藏数值模拟手段,对改善开发效果的4种技术方案进行研究。研究结果表明,深层调剖方案增产效果明显,可有效提高日产油量、降低含水率;浅层调剖方案作用范围、受效时间有限,措施效果较差;井网调整方案含水率明显下降,产油量上升,增油效果介于深层调剖与浅层调剖之间;周期注水增油效果最差,呈负增长趋势。经方案对比分析,建议对研究区水窜严重的井实施深层调剖。该研究为同类水淹水窜油藏改善开发效果提供了重要理论指导和借鉴。 展开更多
关键词 水淹水窜油藏 调剖 井网调整 周期注水 提高采收率
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三叠系油藏堵驱结合技术的探索应用 被引量:1
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作者 安然 刘旭华 +2 位作者 李凯凯 钱雄涛 董传宾 《石油化工应用》 CAS 2024年第1期50-53,共4页
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... 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。 展开更多
关键词 堵驱结合 工艺优化 扩大波及体积 控水增油
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