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海上油田同源闭式注水流量控制装置研究与应用
1
作者 赵广渊 杨树坤 +4 位作者 李越 任培培 郑玉飞 蔡洪猛 黄泽超 《石油机械》 北大核心 2025年第3期45-51,共7页
同源闭式注水工艺兼具生产和注水功能,管柱结构较为复杂,注水温度也较高,同时传统的投捞水嘴式流量调节方式存在调节效率低、大斜度井不适用等不足。为此,在优选控制方式的基础上,优化设计了流量控制装置的关键结构和参数,形成了适用于... 同源闭式注水工艺兼具生产和注水功能,管柱结构较为复杂,注水温度也较高,同时传统的投捞水嘴式流量调节方式存在调节效率低、大斜度井不适用等不足。为此,在优选控制方式的基础上,优化设计了流量控制装置的关键结构和参数,形成了适用于多井同源闭式注水的多级液控流量控制装置,通过地面性能试验验证了流量控制装置耐高温高压、大排量调节的性能。试验和现场应用结果表明:多级液控流量控制装置满足150℃高温、60 MPa高压生产条件,换挡机构可满足3600次挡位调节,满足3000 m^(3)/d大排量注水和12级流量精细调节;装置的动密封和换挡结构设计合理,应用可靠性高,可实现地面控制调节井下水嘴开度,配套的同源闭式注水调配技术满足海上油田多井同源闭式注水分层调配需求。研究结果可为海上油田同源闭式注水工艺提供技术支撑。 展开更多
关键词 海上油田 多级流量控制装置 闭式注水 液压控制 水嘴调节 动密封
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用于海上油田的包覆型缓释调剖体系
2
作者 李彦阅 吕金龙 +5 位作者 庞长廷 鲍文博 李晓骁 徐国瑞 王浩颐 李宜强 《油田化学》 北大核心 2025年第2期260-268,共9页
海上油田调剖技术是高含水油藏的一种有效治理手段,聚合物凝胶封堵强度大但注入性较差,聚合物微球注入性能好但封堵强度受浓度影响较大。针对以上问题,采用反相乳液聚合法,以单体AM、AA聚合反应物为聚合物微球的内核层,可分解交联剂PEGD... 海上油田调剖技术是高含水油藏的一种有效治理手段,聚合物凝胶封堵强度大但注入性较差,聚合物微球注入性能好但封堵强度受浓度影响较大。针对以上问题,采用反相乳液聚合法,以单体AM、AA聚合反应物为聚合物微球的内核层,可分解交联剂PEGDA与功能单体AM、AA包覆聚合形成聚合物微球的外壳层,再将有机交联剂SZ修饰在高分子外壳层,得到包覆型缓释调剖体系。研究了体系增黏性能影响因素,结合显微镜、透射电镜、核磁共振波谱和傅里叶红外测试手段对增黏组分释放过程进行了系统表征,并开展岩心物模实验考察调剖体系在目标区块的注入性能与封堵性能。研究结果表明,该调剖体系初始以微米级微球状态存在,在1~7 d溶胀、释放增黏组分,增黏释放过程受单体、交联剂加量及温度、矿化度、剪切速率等环境因素影响,其中丙烯酸加量为40%时体系黏度最优,通过调节交联剂PEGDA加量(0.005%~0.300%)可实现增黏组分的可控释放,高活性交联剂SZ加量为2%兼具最优成胶时间与黏度特性。该体系在目标区块高渗储层的阻力系数<5,注入端、中部、深部的残余阻力系数分别达18、8、5,具有良好的注入能力及深部封堵能力。 展开更多
关键词 海上油田 调剖 包覆型缓释调剖体系 增黏 深部封堵
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海上油田深部调剖组合方式实验优选 被引量：26
3
作者 曹伟佳 卢祥国 +3 位作者 闫冬 梁守成 吕鑫 李强 《中国海上油气》 CAS CSCD 北大核心 2018年第5期103-108,共6页
针对渤海油藏深部调剖实际需求,实验研究了Cr^(3+)聚合物弱凝胶(聚合物浓度为3 000 mg/L,交联剂浓度为2 000 mg/L)、强凝胶(聚合物浓度为4 000 mg/L,交联剂浓度为3 000 mg/L)和聚合物微球传输运移能力、封堵能力以及聚合物凝胶段塞尺寸... 针对渤海油藏深部调剖实际需求,实验研究了Cr^(3+)聚合物弱凝胶(聚合物浓度为3 000 mg/L,交联剂浓度为2 000 mg/L)、强凝胶(聚合物浓度为4 000 mg/L,交联剂浓度为3 000 mg/L)和聚合物微球传输运移能力、封堵能力以及聚合物凝胶段塞尺寸和调剖剂不同组合方式的调剖效果。结果表明:聚合物强弱凝胶成胶时间接近,均为放置1.5 h后;聚合物凝胶初始黏度低,成胶后强度高,可避免进入中低渗透层,因此聚合物凝胶可以作为一级调剖段塞。聚合物微球封堵性能几乎不受剪切作用影响,当水化时间达到2 d时,微球粒径由8.45 μm水化膨胀至27.14 μm,在注入岩心过程中压力较低,运移距离较远,并且可在储层深部孔隙内缓膨,因此可选择聚合物微球作为二级调剖段塞。采取弱凝胶+强凝胶+聚合物微球的组合方式,采收率增幅最大(较水驱阶段可提高22.5个百分点),液流转向效果明显,推荐此组合方式进行海上油田深部调剖。 展开更多
关键词 渤海油田 深部调剖 聚合物凝胶 聚合物微球 组合方式
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大庆油田油藏工程技术的创新发展与攻关方向
4
作者 袁庆峰 李斌会 +5 位作者 赵云飞 兰玉波 王天智 张继风 朱丽莉 陆会民 《大庆石油地质与开发》 CAS 北大核心 2024年第4期116-124,共9页
简要回顾了大庆油田开发65 a来油藏工程技术的进步历程,梳理了大庆油田立足油田开发实践创新形成的开发地质、数值模拟、水驱开发、化学驱油、油田开发规划编制方法5项综合研究体系;总结了在油藏工程领域创新发展的小层对比、精细储量... 简要回顾了大庆油田开发65 a来油藏工程技术的进步历程,梳理了大庆油田立足油田开发实践创新形成的开发地质、数值模拟、水驱开发、化学驱油、油田开发规划编制方法5项综合研究体系;总结了在油藏工程领域创新发展的小层对比、精细储量计算、注水倍数对驱油效率的影响规律、全国第一条相渗透率曲线研制、小井距注水全过程开发试验、高含水期剩余油分布类型、高含水期稳油控水系统工程、聚合物黏弹性驱油理论和低酸值原油大幅度提高采收率的三元复合驱油理论10项行业领先的关键理论技术;提出了大庆油田持续开发面临的5大难题和需要进一步攻关的高含水区精细挖潜、天然气高效开发、CO_(2)驱油、微生物驱油、非常规油藏开发、地热能源开发、智能油田和高效优质驱油剂研制8项技术。研究成果为大庆油田可持续发展奠定了理论基础。 展开更多
关键词 油藏工程 水驱开发 化学驱 开发地质 数值模拟 开发规划 大庆油田
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中扬子西部下古生界页岩沉积古环境
5
作者 沈均均 杨丽亚 +5 位作者 王玉满 李辉 王鹏万 周林 刘计勇 孟江辉 《沉积学报》 北大核心 2025年第1期314-334,共21页
【目的】下古生界筇竹寺组和龙马溪组是中上扬子地区页岩气勘探开发的重点层系,而对两套页岩有机质富集的控制因素一直缺乏系统对比研究。【方法】以中扬子西部两套海相页岩为例,对其在被动大陆边缘和克拉通坳陷内沉积学及地球化学特征... 【目的】下古生界筇竹寺组和龙马溪组是中上扬子地区页岩气勘探开发的重点层系,而对两套页岩有机质富集的控制因素一直缺乏系统对比研究。【方法】以中扬子西部两套海相页岩为例,对其在被动大陆边缘和克拉通坳陷内沉积学及地球化学特征进行对比分析,探讨有机质差异富集主控因素及形成模式。【结果】两套页岩高总有机碳(Total Organic Carbon,TOC)段均位于底部,形成于陆源输入量低、古生产力水平高和保存条件好的环境,且筇竹寺组底部古生产力水平和底水还原程度更高,导致其TOC含量更高。此后,筇竹寺期盆地拉张裂陷作用持续减弱,龙马溪期前陆挠曲—迁移作用逐渐增强,两套页岩均表现出陆源输入量增大和保存条件变差的特点,但古生产力水平变化却截然不同:筇竹寺期,洋流活动随着海平面下降而减弱,古生产力水平随之降低,而龙马溪期,挠曲—迁移作用导致扬子海盆北部障壁开口逐渐打开,洋流涌入规模逐渐扩大,受海平面下降影响较弱,古生产力水平随之升高。因此,纵向上,筇竹寺组TOC含量降低主要受古生产力水平降低、保存条件变差和陆源输入量增大共同控制,而龙马溪组则主要受后两个因素控制。横向上,两套页岩由被动大陆边缘过渡至克拉通坳陷内,海平面高度和洋流活跃程度均呈降低趋势,保存条件和古生产力水平同时变差,TOC含量随之降低。受此控制,筇竹寺组页岩气勘探开发重点应向西南落实,而龙马溪组则应转向西北方向,二者难以同时兼顾。【结论】该研究对于深入理解下古生界海相页岩沉积古环境演化特征、有机质富集机理及指导页岩气勘探实践均具有积极意义。 展开更多
关键词 笻竹寺组 龙马溪组 黑色页岩 有机质 沉积古环境 富集主控因素
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渤海稠油油田热化学复合吞吐增效技术研究与应用 被引量：4
6
作者 姜维东 罗少锋 +2 位作者 张伟 孙玉豹 王少华 《中国海上油气》 CAS CSCD 北大核心 2024年第2期141-148,共8页
针对渤海稠油油田在生产稠油井存在的原油黏度大、胶质沥青质沉积造成储层有机堵塞严重、产量递减快、边底水突进、含水上升快等问题,通过室内实验研究分析、物理模拟与参数优化开展了海上热化学复合吞吐增效技术研究。结果表明:随温度... 针对渤海稠油油田在生产稠油井存在的原油黏度大、胶质沥青质沉积造成储层有机堵塞严重、产量递减快、边底水突进、含水上升快等问题,通过室内实验研究分析、物理模拟与参数优化开展了海上热化学复合吞吐增效技术研究。结果表明:随温度升高,胶质、沥青质扩散系数增大,石英石表面对重质组分的吸附能力减弱,有助于胶质沥青质解离;热气化学复合解堵后,岩心水测渗透率均可恢复到初始岩心水测渗透率的60%~70%;热(80℃)+气(溶解)作用下,与50℃脱气油相比可使原油黏度降低约80%;在热和化学剂作用下,原油形成低黏水包油乳状液,稠油黏度由2000 mPa·s降低至30 mPa·s,降黏率为98.5%;稠油相渗曲线测试实验(100℃)结果显示,化学剂注入后使稠油相渗曲线等渗点右移,两相共渗区域增大,油相渗透率变大,水相渗透率降低,残余油饱和度降低,开发效果改善;在热水驱过程中,注入泡沫堵调后,高渗填砂管和低渗填砂管采收率均有明显提高,低渗管采收率提高约11个百分点,高渗管采收率提高约8个百分点。模拟吞吐实验结果表明:在热+化学+气协同作用下,可至少降低含水20%~30%,采油指数由0.90 mL/(min·MPa)提高至1.95 mL/(min·MPa),可显著改善低产稠油井的开发效果。热化学复合吞吐增效技术已在渤海稠油油田现场取得成功试验,措施井含水最高降低73.4个百分点,有效期150天,平均日产油较措施前提高2.9倍,有效期内累增油4300 m^(3),为渤海稠油冷采井增储上产提供了新的技术思路和方向。 展开更多
关键词 渤海 稠油油田 热化学复合吞吐增效 采油指数 稠油冷采
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适用于海上高温高盐油藏深部调驱的超分子复合微球体系制备及性能评价
7
作者 李翔 郑玉飞 +5 位作者 刘丰钢 徐国瑞 鞠野 宫汝祥 朱彤宇 柏溢 《大庆石油地质与开发》 北大核心 2025年第3期112-120,共9页
针对常规聚合物微球体系因耐温耐盐性能较差而无法适用于高温高盐油藏的问题,采用乳液聚合法成功制备出一种含有耐温基团硅氧烷和抗盐基团AMPS的超分子复合微球体系。考察了各组分用量、反应时间和反应温度对微球体系性能的影响,通过仪... 针对常规聚合物微球体系因耐温耐盐性能较差而无法适用于高温高盐油藏的问题,采用乳液聚合法成功制备出一种含有耐温基团硅氧烷和抗盐基团AMPS的超分子复合微球体系。考察了各组分用量、反应时间和反应温度对微球体系性能的影响,通过仪器检测分析对其结构和性能进行了表征及评价,并利用物模驱替实验测试了体系的封堵性能和驱油效果。结果表明:复合微球体系的平均初始粒径约为480 nm,有效物质量分数为25.7%;在170℃、矿化度34691 mg/L条件下可稳定存在14 d,老化60 d后仍可发挥封堵作用;体系具有良好的注入性与封堵性,质量浓度为1000~4000 mg/L的体系在30×10^(-3)~300×10^(-3)μm^(2)渗透率下的初始阻力系数均小于等于5,对渗透率为223.8×10^(-3)~261.0×10^(-3)μm^(2)的岩心封堵率最高可达88.3%;质量浓度为2000 mg/L的微球体系在渗透率级差为10的岩心驱替实验中的采收率提高幅度最高可达20.69百分点;在高温高盐油藏开展矿场试验,净增油量为4603.1 m^(3),措施有效期超过7个月,增油效果显著。该技术对于海上高温高盐油藏的开发具有良好的示范作用。 展开更多
关键词 超分子微球 耐温耐盐 乳液聚合 性能评价 深部调驱
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江苏油田中高渗油藏聚合物驱聚合物适应性研究 被引量：19
8
作者 张运来 卢祥国 +2 位作者 张云宝 潘凌 朱国华 《油田化学》 CAS CSCD 北大核心 2008年第3期245-248,292,共5页
实验研究了聚合物对江苏油田中高渗砂岩油藏的适应性。实测了油藏温度下（70℃）相对分子质量M不同的6种聚合物，在矿化度20g／L的模拟油田地层水中的分子线团均方根回旋半径，根据文献发表的渗透率比～孔隙半径中值R50关系，由这些回... 实验研究了聚合物对江苏油田中高渗砂岩油藏的适应性。实测了油藏温度下（70℃）相对分子质量M不同的6种聚合物，在矿化度20g／L的模拟油田地层水中的分子线团均方根回旋半径，根据文献发表的渗透率比～孔隙半径中值R50关系，由这些回旋半径值判定，Ka=0．1时的岩心不会被M≤3．5×10^7的聚合物所堵塞。在Ka为0．125-1．026μm^2的储层岩心上，考察了M为3．5×10^7、3．0×10^7、1．9×10^7，浓度为0．6、0．8、1．0、1．2g／L的聚合物溶液的注入压力～注入体积关系，在所有情况下注入压力都能达到稳定，M越高、浓度越大、渗透率越低，则注入压力越高，注入压力达到稳定值所注入体积越大，因此所用聚合物均不堵塞Kμ≥0．125时的岩心。在含有Ka=0．15、0．25和0．40时的三小层的人造平板非均质岩心上，在水驱至含水90％后注入M=3．5×107、浓度1．0g／L的聚合物溶液整体段塞0．38PV，采收率增加16．7％；维持此聚合物用量（380PV·mg／L）而采用浓度递增或递减的三个段塞注入，则采收率增加幅度升至17．2％或降至15．8％；当注入时机由含水98％逐步降至含水0％（不水驱）时，最终采收率从60．0％逐步升至70．5％。图4表4参10。 展开更多
关键词 驱油聚合物 相对分子质量 回旋半径 油藏适应性 渗透率 孔喉半径 岩心驱油效果 中高渗油藏 江苏油田
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延长油田特低渗透浅层油藏注CO_2提高采收率技术研究 被引量：19
9
作者 刘仁静 刘慧卿 +2 位作者 李秀生 李建军 庞长廷 《西安石油大学学报（自然科学版）》 CAS 北大核心 2010年第4期62-65,共4页
针对延长油田特低渗透浅层油藏储层物性差、破裂压力低、注水开发效果差等开发难点,为探讨注二氧化碳提高采收率的可行性,利用复配原油通过室内实验研究了地层条件下溶解不同含量CO2对原油高压物性的影响,并通过数值模拟技术对注气量、... 针对延长油田特低渗透浅层油藏储层物性差、破裂压力低、注水开发效果差等开发难点,为探讨注二氧化碳提高采收率的可行性,利用复配原油通过室内实验研究了地层条件下溶解不同含量CO2对原油高压物性的影响,并通过数值模拟技术对注气量、注入速度、注入方式、段塞大小及气液比等注气参数进行了优化.结果表明:CO2能很好地改善原油性质,CO2溶解能力强,能有效增加地层弹性能量,降低原油黏度;但是注气参数对最终采收率影响较大,气水交替注入方式优于连续注气开发,最优注气量为0.3PV,最佳注气速度为8×103m3/d.采用变气液比的方式开采,可以缩短投资回收期.该研究结果对延长油田特低渗油藏及类似油田的注气高效开发具有一定的指导作用. 展开更多
关键词 延长油田 特低渗透储层 注二氧化碳 注气参数 原油物性 提高采收率
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海上油田电控智能控水采油工具研制及性能评价 被引量：9
10
作者 杨树坤 郭宏峰 +3 位作者 郝涛 赵广渊 杜晓霞 李翔 《石油钻探技术》 CAS CSCD 北大核心 2022年第5期76-81,共6页
为了解决渤海油田高含水阶段生产井分层控水采油难题,提高生产井的稳油开发效果,研制了电控智能控水采油工具。工具采用单芯电缆实现井下供电和通讯,设计采用多测试通道并列结构,配备流量、含水率、温度和压力实时测试功能;采用超声波... 为了解决渤海油田高含水阶段生产井分层控水采油难题,提高生产井的稳油开发效果,研制了电控智能控水采油工具。工具采用单芯电缆实现井下供电和通讯,设计采用多测试通道并列结构,配备流量、含水率、温度和压力实时测试功能;采用超声波时差法测量单层产液量,采用射频法测量单层产液含水率,能够根据各层含水情况进行实时控制,实现生产井生产时的控水稳油。工具性能试验结果表明,电控智能控水采油工具在60 MPa压力下密封性能可靠,120℃温度下工作正常,含水率测量范围0~100%,在流量高时流量测量精度高,满足海上油田现场应用要求。电控智能控水采油工具为海上生产井实现分层采油、高效稳产开发提供了新的控水工具,也为下一步海上油田现场应用奠定了技术基础。 展开更多
关键词 海上油田 分层采油 智能控水工具 流量控制 井下含水率测试
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渤海油田可反洗测调一体分层注水工艺 被引量：12
11
作者 郭宏峰 杨树坤 +3 位作者 段凯滨 季公明 史景岩 安宗辉 《石油钻探技术》 CAS CSCD 北大核心 2020年第3期97-101,共5页
为解决渤海油田常规分注工艺反洗井难、调配效率及调配合格率低的问题,开展了可反洗测调一体分层注水研究。通过配套测调一体配水器、可反洗井封隔器,优化防砂、注水管柱结构,实现了不动管柱反洗井和测调一体功能,形成了渤海油田可反洗... 为解决渤海油田常规分注工艺反洗井难、调配效率及调配合格率低的问题,开展了可反洗测调一体分层注水研究。通过配套测调一体配水器、可反洗井封隔器,优化防砂、注水管柱结构,实现了不动管柱反洗井和测调一体功能,形成了渤海油田可反洗测调一体分层注水工艺。渤海油田10口注入困难的井应用该工艺进行了不动管柱反洗井作业,并进行了30井次的调配作业。现场应用结果表明,反洗井工具性能可靠,开关灵活,洗井效果良好,缓解了注水压力升高现象,降低了酸化频次;测调效率显著提高,平均单井调配周期仅需10 h,相较常规分注工艺调配周期2~3 d大幅降低。可反洗测调一体分层注水工艺的成功应用,验证了该工艺的可行性,为渤海油田分层注水开发提供了新的技术手段。 展开更多
关键词 分层注水 测调一体 反循环 洗井 渤海油田
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渤海油田液压控制智能分注优化关键技术 被引量：14
12
作者 赵广渊 王天慧 +3 位作者 杨树坤 李翔 吕国胜 杜晓霞 《石油钻探技术》 CAS CSCD 北大核心 2022年第1期76-81,共6页
针对渤海油田常规液压控制智能分层注水技术调配精度低、分注层数少、不能满足小眼井应用需求和无法实时监测井下注水情况等问题,开展了数字解码器研制、井下流量控制阀调节级数优化、配套大排量涡街流量计和分层调配方案设计等技术研究... 针对渤海油田常规液压控制智能分层注水技术调配精度低、分注层数少、不能满足小眼井应用需求和无法实时监测井下注水情况等问题,开展了数字解码器研制、井下流量控制阀调节级数优化、配套大排量涡街流量计和分层调配方案设计等技术研究,形成了渤海油田液压控制智能分注优化关键技术。优化后,最大分注层数达到6层,不同规格流量控制阀的调节级数分别增大至11级和7级,满足了?82.6 mm小井眼注水井的应用要求,可实现地面实时监测井下注水情况。该技术在渤海油田应用20井次,智能分注系统运行稳定可靠,井下水嘴调节灵活,井下数据上传高效,测试精度高于95%,平均单井调配周期缩短至1 d,应用效果良好。应用结果表明,该技术可增加分注层数,实现了小眼井分注、井下注水情况的实时监测。 展开更多
关键词 分层注水 智能分注 液压控制 流量控制阀 涡街流量计 渤海油田
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渤海P油田层内生成CO2调驱技术 被引量：6
13
作者 郑玉飞 李翔 +1 位作者 徐景亮 于萌 《石油钻探技术》 CAS CSCD 北大核心 2020年第2期108-112,共5页
针对渤海P油田储层非均质性强、注水强度大,注入水突进和无效循环导致水驱开发效率低的问题,开展了层内生成CO2调驱技术研究。通过生气效率评价试验优选出最优生气体系,并利用Waring-Blender法和填砂管流动试验优选了配套发泡剂和稳定... 针对渤海P油田储层非均质性强、注水强度大,注入水突进和无效循环导致水驱开发效率低的问题,开展了层内生成CO2调驱技术研究。通过生气效率评价试验优选出最优生气体系,并利用Waring-Blender法和填砂管流动试验优选了配套发泡剂和稳定剂。室内试验结果表明:最优生气体系为生气剂A+释气剂D,其生气效率可达96.2%;发泡剂体系为0.2%发泡剂2+0.1%发泡剂5,其发泡体积为740 mL,析液半衰期为219 s;发泡体系中加入稳定剂1,对渗透率2 000~10 000 mD填砂模型的封堵率在90%以上。渤海P油田15个注采井组应用了层内生成CO2调驱技术,累计增注量69 986 m^3,累计增油量33 413 m^3,有效率达100%,有效期长达5个月。研究表明,层内生成CO2调驱技术技术对渤海P油田具有良好的适用性,解决了注水开发存在的问题。 展开更多
关键词 层内生成CO2 调剖 生气剂 释气剂 发泡剂 实验室试验 渤海P油田
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缓速酸段塞注入酸蚀裂缝的刻蚀形态及导流规律——以伊拉克F油田低孔渗碳酸盐岩储层为例 被引量：8
14
作者 崔波 冯浦涌 +3 位作者 姚二冬 荣新明 周福建 张强 《大庆石油地质与开发》 CAS 北大核心 2023年第4期74-80,共7页
针对低孔、低渗型碳酸盐岩储层,常规酸化效果有限,需要采用酸压进行增产改造。为了达到形成高导流能力分支刻蚀沟槽这种理想的碳酸盐岩酸压效果,采用胶凝酸、交联酸、乳化酸、螯合酸和自转向酸5种缓速酸体系,交联酸+自转向酸、胶凝酸+... 针对低孔、低渗型碳酸盐岩储层,常规酸化效果有限,需要采用酸压进行增产改造。为了达到形成高导流能力分支刻蚀沟槽这种理想的碳酸盐岩酸压效果,采用胶凝酸、交联酸、乳化酸、螯合酸和自转向酸5种缓速酸体系,交联酸+自转向酸、胶凝酸+自转向酸、乳化酸+螯合酸、乳化酸+自转向酸4种段塞组合方式,以及二级、三级2种注入级数,对裂缝壁面进行刻蚀实验,并应用CT扫描和裂缝导流测试分析酸蚀裂缝的刻蚀形态及导流能力。结果表明:裂缝刻蚀形态主控因素为缓速酸段塞组合类型,次控因素为注入级数;交联酸+自转向酸组合为最优组合,酸蚀后可形成错综交叉、深度均匀的复杂沟槽,刻蚀深度适中,刻蚀均匀度大于60%,40 MPa下酸蚀后裂缝的导流能力可达170μm^(2)·cm;裂缝的刻蚀形态与导流能力存在较好的对应关系,在综合考虑酸蚀岩板刻蚀深度、刻蚀均匀度及岩板酸蚀前后质量变化情况下,酸蚀沟槽形态因子和导流能力的相关系数达0.9852。研究成果为伊拉克F油田或同类型油藏选择储层改造酸液体系、优化工艺参数提供了理论依据。 展开更多
关键词 碳酸盐岩 酸压 缓速酸 导流能力 沟槽形态因子
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层内自生CO2提高采收率技术在海上油田的研究及应用 被引量：7
15
作者 郑玉飞 李翔 +3 位作者 徐景亮 刘文辉 张博 于萌 《石油与天然气化工》 CAS CSCD 北大核心 2019年第6期70-74,共5页
针对海上某油田储层非均质性强、注水强度大,注水突进严重导致储量动用程度低,而常规调剖措施无法有效开展的问题,通过物模驱替实验考察了层内自生CO2提高采收率技术在该油田的可行性,并对注入量、注入方式、注入速度和稳定剂用量等参... 针对海上某油田储层非均质性强、注水强度大,注水突进严重导致储量动用程度低,而常规调剖措施无法有效开展的问题,通过物模驱替实验考察了层内自生CO2提高采收率技术在该油田的可行性,并对注入量、注入方式、注入速度和稳定剂用量等参数进行优化研究。实验结果表明,层内自生CO2技术提高采收率的效果显著,储层渗透率在(200~10000)×10^-3μm^2范围内,采收率可在常规水驱基础上提升28.70%~32.29%,原油黏度在10~500 mPa·s范围内,对层内自生CO2驱油效果基本无影响。技术的最优工艺参数为:注入量1.0 PV,8段塞注入,生气剂和释气剂注入速度比为1∶1,稳定剂用量为0.10 PV。现场试验表明,层内生成CO2提高采收率技术对渤海油田稳油控水起到了显著效果,措施后井组日产油量最高增加100 m^3,含水率下降12%,有效期内净增油3826 m^3。 展开更多
关键词 海上油田 层内自生CO2 工艺优化 EOR
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海上高含水油田蠕虫状胶束驱油技术研究与应用 被引量：6
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作者 于萌 李翔 +4 位作者 刘文辉 铁磊磊 吴豹 徐国瑞 李学丰 《石油与天然气化工》 CAS CSCD 北大核心 2023年第1期84-90,共7页
目的针对常规化学驱体系,聚合物耐剪切性能不佳,地层深部黏度保留率受影响的问题,进行蠕虫状胶束驱油技术研究。方法利用甜菜碱表面活性剂单体(PSM)、N,N-二甲基丙二胺等原料,采用酰胺化和季铵化两步反应的合成方式,减压条件下少量多次... 目的针对常规化学驱体系,聚合物耐剪切性能不佳,地层深部黏度保留率受影响的问题,进行蠕虫状胶束驱油技术研究。方法利用甜菜碱表面活性剂单体(PSM)、N,N-二甲基丙二胺等原料,采用酰胺化和季铵化两步反应的合成方式,减压条件下少量多次旋干,合成了具有黏弹性和界面活性的驱油用蠕虫状胶束表面活性剂,考查了蠕虫状胶束的分子结构、流变特性、微观结构、抗剪切性能、耐盐性能、界面张力和驱油特性。结果通过核磁谱获得的结构与目标产物一致。蠕虫状胶束在渤海模拟盐水中具有较好的增黏性(质量分数为0.30%~0.50%时,表观黏度10~50 mPa·s,7.34 s^(-1))、耐盐性(<100000 mg/L)及降低油水界面张力的能力(10^(-2)mN/m)。岩心驱替实验结果表明,蠕虫状胶束比常规聚合物具有更强的驱油能力,采收率增加11.7%。现场单井组试验增油2700 m^(3)。结论蠕虫状胶束驱油技术在海上高含水油藏中,可作为一种高效驱油剂有效发挥增油降水作用。 展开更多
关键词 蠕虫状胶束 驱油 黏弹性 表面活性剂 界面张力
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驱油用聚合物在渤海油田中高渗储层的适应性实验研究 被引量：10
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作者 于萌 铁磊磊 +3 位作者 李翔 张博 刘文辉 常振 《油气藏评价与开发》 CSCD 2020年第6期40-45,共6页
针对渤海油田中高渗储层(渗透率为(200~1000)×10^-3μm^2),在模拟油藏条件下,对3种聚驱用聚合物(线性聚合物、疏水缔合聚合物、聚表剂),开展了流变性、热稳定性、黏弹性和运移性研究。流变性测试结果显示,在低剪切速率下(模拟油藏... 针对渤海油田中高渗储层(渗透率为(200~1000)×10^-3μm^2),在模拟油藏条件下,对3种聚驱用聚合物(线性聚合物、疏水缔合聚合物、聚表剂),开展了流变性、热稳定性、黏弹性和运移性研究。流变性测试结果显示,在低剪切速率下(模拟油藏深部,5.88~14.42 s^-1),疏水缔合聚合物和聚表剂黏度较大;在高剪切速率下(模拟近井地带,149.9~223.4 s^-1),3种聚合物的黏度均较低。振荡频率测试结果表明,疏水缔合聚合物和聚表剂弹性较大,储能模量高于损耗模量。传导性实验结果显示,线性聚合物和聚表剂在多孔介质中的传导性较好,疏水缔合聚合物的传导性较差。透射电镜和激光粒度仪表征结果表明,疏水缔合聚合物的聚集体尺寸较大(1.22μm),线性聚合物(0.28μm)和聚表剂(0.52μm)与油藏孔喉(4μm)的配伍性优于疏水缔合聚合物。研究结果表明:对于目标储层,聚表剂与储层的适应性更好,其次为线性聚合物,疏水缔合聚合物与该储层的适应性较差。海上储层聚驱用聚合物的筛选,需要将聚合物的流变性能与油藏适应性及分子微观结构结合考虑,建立一种多尺度的聚合物筛选评价方法。该研究对海上油田聚驱用聚合物的筛选具有一定的参考意义。 展开更多
关键词 聚合物驱 线性聚合物 聚表剂 疏水缔合聚合物 流变性能 运移性 封堵性能
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海上油田热采封窜用强化高温冻胶的制备与性能评价 被引量：7
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作者 王少华 孙玉豹 +2 位作者 吴春洲 肖洒 汪成 《科学技术与工程》 北大核心 2021年第3期996-1002,共7页
针对海上热采封窜的要求,采用环保型水溶性酚醛树脂为交联剂,与主剂栲胶和热稳定剂纳米材料复合研发了新型强化耐温冻胶。相比于传统冻胶,新型强化耐温冻胶的弹性模量得到大幅度提高。同时亲水性纳米材料的加入强化了冻胶对游离水的结... 针对海上热采封窜的要求,采用环保型水溶性酚醛树脂为交联剂,与主剂栲胶和热稳定剂纳米材料复合研发了新型强化耐温冻胶。相比于传统冻胶,新型强化耐温冻胶的弹性模量得到大幅度提高。同时亲水性纳米材料的加入强化了冻胶对游离水的结合能力。当硅溶胶的用量达到4%时,250℃热处理30 d后无游离水析出。通过热采封窜物模实验对比了传统栲胶冻胶和强化耐温冻胶的封窜效果,物模结果表明强化耐温冻胶在老化60 d后,在250℃的条件下封堵率仍然大于80%;将冻胶至于渗透率2~10μm^2的多孔介质中,连续冲刷24倍孔隙体积后,冻胶的封堵率下降小于10%。实验结果显示,新研制的耐温冻胶具有较强的耐冲刷性能和封堵持久性,可以作为一种满足热采封窜需求的高温热采封窜剂。 展开更多
关键词 热采封窜 热采 栲胶 冻胶 采收率
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海上油田水平井蒸汽驱工艺研究与先导试验 被引量：12
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作者 徐文江 崔刚 +3 位作者 孙玉豹 苏毅 白健华 吴春洲 《中国海上油气》 CAS CSCD 北大核心 2023年第1期107-114,共8页
为探索海上非常规稠油多轮次热采吞吐后有效接替开发方式,以渤海A油田Bm井组为例首次开展了海上油田水平井蒸汽驱先导试验。针对蒸汽驱开发面临井筒安全控制要求高、汽窜防治难度大、设备吊装摆放困难等问题,开展了水平井蒸汽驱关键工... 为探索海上非常规稠油多轮次热采吞吐后有效接替开发方式,以渤海A油田Bm井组为例首次开展了海上油田水平井蒸汽驱先导试验。针对蒸汽驱开发面临井筒安全控制要求高、汽窜防治难度大、设备吊装摆放困难等问题,开展了水平井蒸汽驱关键工艺研究,包括水平井蒸汽驱注热安全控制工艺、高温堵调工艺等,并试制了一套适用于海上的小型化/分段卧式过热蒸汽锅炉及配套水处理设备。水平井蒸汽驱先导试验项目于2020年6月进行现场实施,过热锅炉及配套水处理设备运行平稳,水平井蒸汽驱井口、井下管柱工具性能稳定,现场通过注入泡沫段塞实现了液流调控和化学堵调增效的目的。截至2022年12月底,先导试验累产油20.70×10^(4)m^(3)、累增油5.97×10^(4)m^(3),取得了良好的增油效果,为后续渤海油田蒸汽驱扩大应用奠定了基础,可为海上稠油热采高效开发提供借鉴。 展开更多
关键词 水平井蒸汽驱 大井距水平井 井筒安全 过热蒸汽锅炉
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端羧基改性聚酰胺-胺的合成及其阻垢性能的研究——以长庆油田花子坪区块为例 被引量：5
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作者 苏高申 罗跃 +3 位作者 李凡 范春林 詹泽丞 刘磊 《油田化学》 CAS CSCD 北大核心 2017年第2期350-355,共6页
为解决长庆油田花子坪区块结CaCO_3、CaSO_4垢的严重问题,采用氯乙酸为端基改性剂对1.0代和2.0代聚酰胺-胺树状聚合物进行端羧基改性合成了性能优良的阻垢剂1.0G PAMAM-COONa和2.0G PAMAM-COONa,通过红外光谱(FTIR)、元素分析等方法对... 为解决长庆油田花子坪区块结CaCO_3、CaSO_4垢的严重问题,采用氯乙酸为端基改性剂对1.0代和2.0代聚酰胺-胺树状聚合物进行端羧基改性合成了性能优良的阻垢剂1.0G PAMAM-COONa和2.0G PAMAM-COONa,通过红外光谱(FTIR)、元素分析等方法对其结构进行表征,考察了合成阻垢剂对CaCO_3、CaSO_4的阻垢性能及复配的阻垢剂PNF-2.0G(阻垢剂PNF、2.0G PAMAM-COONa质量比1∶1)对长庆油田化子坪的采出水/现场注入水混配水(质量比1∶1)的阻垢性能,并进行了现场试验。研究结果表明,60℃下,PAMAM-COONa的阻垢效果比聚酰胺-胺(PAMAM)的好、2.0G PAMAM-COONa的阻垢性能比1.0G PAMAM-COONa的效果好,在加药量为20 mg/L时,2.0G PAMAM-COONa对CaCO_3、CaSO_4的阻垢率为95.64%、92.35%,1.0G PAMAM-COONa对CaCO_3、CaSO_4的阻垢率为82.25%、89.36%。在加药量为20 mg/L时,对于97-42采出水/现场注入水的混配水,2.0G PAMAM-COONa和PNF单独使用时的阻垢率分别为75.53%和60.5%,而复配阻垢剂的阻垢率则高达95.56%;对于化100-45采出水/现场注入水的混配水,2.0G PAMAM-COONa和PNF单独使用时的阻垢率分别为38.5%和49.5%,而复配阻垢剂的阻垢率高达98.91%。经现场试验验证,该复配阻垢剂能起到优良的阻垢效果。 展开更多
关键词 端羧基聚酰胺-胺 阻垢剂 碳酸钙垢 硫酸钙垢
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