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连续相与分散相驱油体系驱油机理及其性能对比 预览 被引量:1
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作者 孙哲 吴行才 +4 位作者 康晓东 李强 姜维东 张晶 《石油勘探与开发》 SCIE EI CAS CSCD 北大核心 2019年第1期116-124,共9页
为了对比连续相驱油体系(传统聚合物溶液)与分散相驱油体系(颗粒型聚合物SMG水分散液)驱油机理及性能,利用微流控技术模拟SMG水分散液在孔隙运移中的颗粒相分离现象,以生物流体力学中红细胞树状叉浓度分布理论为指导,建立SMG在不同孔隙... 为了对比连续相驱油体系(传统聚合物溶液)与分散相驱油体系(颗粒型聚合物SMG水分散液)驱油机理及性能,利用微流控技术模拟SMG水分散液在孔隙运移中的颗粒相分离现象,以生物流体力学中红细胞树状叉浓度分布理论为指导,建立SMG在不同孔隙中浓度分布数学模型,开展连续相与分散相驱油体系的微观和宏观物理模拟实验。研究表明,连续相驱油体系无区分地进入所有波及区域,增加不同大小孔隙中的流动阻力,而分散相驱油体系注入过程中产生颗粒相分离现象,SMG颗粒在大孔隙中聚集形成桥堵,携带液进入小孔隙中驱油,SMG颗粒与携带液分工合作,逐级启动相对低渗区域的剩余油,实现提高采收率的目的。室内实验结果表明,分散相驱油体系的增油降水效果比连续相驱油体系更好,这与矿场试验结果一致。 展开更多
关键词 聚合物驱油 颗粒型聚合物 聚合物水分散液 颗粒相分离 微流控技术 深部液流转向能力 驱油机理
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疏水聚合物微球制备及其缓膨和封堵效果评价
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作者 鲍文博 +4 位作者 刘义刚 张云宝 喻琴 闫冬 郐婧文 《高分子通报》 CAS CSCD 北大核心 2019年第3期51-61,共11页
与聚合物溶液相比较,聚合物微球分散液为非连续相,并且微球粒径分布比较集中,可以做到"堵大不堵小",在一定程度上增加了水相波及体积,减缓了"剖面反转"现象。近年来,聚合物微球调驱技术研究和矿场试验受到广泛重视... 与聚合物溶液相比较,聚合物微球分散液为非连续相,并且微球粒径分布比较集中,可以做到"堵大不堵小",在一定程度上增加了水相波及体积,减缓了"剖面反转"现象。近年来,聚合物微球调驱技术研究和矿场试验受到广泛重视。为了适应海上油田调驱技术需求,本文采用反相乳液聚合方法合成一种疏水缔合聚合物微球,综合利用化学表征手段和岩心渗流实验,开展了聚合物微球粒径分布、缓膨性、封堵性和油藏适应性以及传输运移能力的一系列实验研究。结果表明,采用水溶性单体AMPS和疏水单体α-甲基苯乙烯可以与丙烯酰胺和丙烯酸钠等共聚形成无规分布疏水缔合共聚物即微球材料。在此基础上,采用四因素三水平正交试验法合成了9个微球样品(代号AMPS),来研究水溶性单体AMPS含量、乳化剂含量、引发剂含量以及温度对微球粒径的影响。其中,AMPS-8微球初始粒径在2μm左右,水化240h后,粒径稳定在18μm左右,膨胀倍数达到8至9倍。同时在岩心渗透率为1600×10^-3μm^2时的残余阻力系数最大,达到9.53,说明其渗透率极限为1600×10^-3μm^2,且在岩心中具有较强滞留封堵效果。在渤海油田注入水的条件下,AMPS疏水聚合物微球粒径中值差异不大,表明其具有良好抗盐性。采用膨胀效果较好的AMPS-8微球进行60cm长岩心的传输运移实验,结果表明,入口端附近的残余阻力系数高达19.417,岩心中部的残余阻力系数为6.6,岩心出口附近的残余阻力系数为2.8,说明AMPS-8微球具有较好的深部传输运移能力。 展开更多
关键词 反相乳液聚合方法 疏水微球 粒径分布 缓膨性能 封堵效果 物理模拟
聚驱后提高采收率及注入参数优化实验研究 预览
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作者 冯时男 +3 位作者 鲍文博 刘义刚 邹剑 肖丽华 《辽宁石油化工大学学报》 CAS 2019年第4期40-46,共7页
目前,渤海L油田已经进入Cr^3+聚合物凝胶调驱(聚驱)调整阶段,亟待寻求聚驱后进一步提高采收率方法。针对矿场实际需求,开展了聚驱后提高采收率方法及其注入参数优化物理模拟研究。结果表明,与“高分”高质量浓度聚合物溶液、抗盐聚合物... 目前,渤海L油田已经进入Cr^3+聚合物凝胶调驱(聚驱)调整阶段,亟待寻求聚驱后进一步提高采收率方法。针对矿场实际需求,开展了聚驱后提高采收率方法及其注入参数优化物理模拟研究。结果表明,与“高分”高质量浓度聚合物溶液、抗盐聚合物溶液、“聚合物/表面活性剂”二元体系和“碱/表面活性剂/聚合物”三元体系相比较,聚驱后Cr^3+聚合物凝胶调驱采收率增幅有较大提高,技术经济效果较好。随调驱剂注入段塞尺寸增加,采收率增幅呈现“先增后降”变化趋势,注入段塞尺寸为0.2PV时,“产出/投入”比最大。在调驱剂段塞尺寸相同条件下,与整体段塞相比较,采用“Cr^3+聚合物凝胶+水+聚合物溶液+水”或“Cr^3+聚合物凝胶+水”交替注入方式采收率增幅较大,表明该注入方式可以减缓“吸液剖面反转”进程,进一步提高中低渗透层波及系数。 展开更多
关键词 渤海油田 聚驱后 参数优化 物理模拟 机理分析
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微球/高效驱油剂复合驱油体系增油效果及作用机理 预览
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作者 鲍文博 +3 位作者 刘义刚 李彦阅 张云宝 郐婧文 《石油化工》 CAS CSCD 北大核心 2019年第8期843-849,共7页
以渤海油藏地质和流体为模拟对象,建立层内非均质岩心“分注分采”的实验方法,利用SEM、粒径分布、界面张力测试等方法评价了聚合物微球APS/高效驱油剂H1复合体系的增油效果。实验结果表明,APS微球水化240 h后膨胀倍数大于8倍,H1在质量... 以渤海油藏地质和流体为模拟对象,建立层内非均质岩心“分注分采”的实验方法,利用SEM、粒径分布、界面张力测试等方法评价了聚合物微球APS/高效驱油剂H1复合体系的增油效果。实验结果表明,APS微球水化240 h后膨胀倍数大于8倍,H1在质量浓度为1 000 mg/L时界面张力为9.15×10^-2 mN/m,可组成APS/H1复合体系。APS/H1复合体系随后续水驱逐渐降低高渗层入口分流率5%~15%,采收率增幅最大,表现出良好的协同效应;单独注入H1时可快速降低高渗层入口分流率,但易产生绕流现象,采收率增幅最小;APS+H1组合体系对入口分流率影响较小,先注入的微球易伤害低渗层,影响后续高效驱油剂和水的吸液量,采收率介于上述二者之间。 展开更多
关键词 聚合物微球 高效驱油剂 分注分采 分流率 采收率
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特高盐油藏聚合物调驱剂筛选及油藏适应性评价 预览
5
作者 吕金龙 王威 +2 位作者 王晓燕 张立东 《石油化工》 CAS CSCD 北大核心 2019年第8期850-857,共8页
将模拟吐哈雁木西油田的注入水软化后,分别配制了3种抗盐聚合物溶液和一种弱凝胶溶液,利用黏度测试、流变测试、SEM和核磁共振成像等方法分析对比了它们的性能。实验结果表明,软化水配制聚合物熟化效果较好,剪切后黏度保留率较高。弱凝... 将模拟吐哈雁木西油田的注入水软化后,分别配制了3种抗盐聚合物溶液和一种弱凝胶溶液,利用黏度测试、流变测试、SEM和核磁共振成像等方法分析对比了它们的性能。实验结果表明,软化水配制聚合物熟化效果较好,剪切后黏度保留率较高。弱凝胶分子线团尺寸最小,分子链间缠结紧密,黏弹性优于聚合物溶液。弱凝胶溶液质量浓度为600~1 000 mg/L时,阻力系数和残余阻力系数适中,注入性和滞留特性良好,适用于雁木西油田矿场。弱凝胶溶液主要动用T2弛豫时间大于100 ms的大孔隙,驱油效率最高,采收率贡献最大,最终采收率增幅13.39百分点。岩心驱替过程中在入口处自始至终有部分残余油滞留,表明岩心存在端部效应。 展开更多
关键词 聚合物溶液 弱凝胶 分子线团尺寸分布 聚集体形态 黏弹性 渗流特性
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本源无机凝胶油藏适应性评价及作用机理分析 预览
6
作者 郐婧文 曹伟佳 +3 位作者 田中原 王闯 李彦闯 《石油化工》 CAS CSCD 北大核心 2019年第8期858-863,共6页
开发了一种适用于高温高盐油藏深部液流转向的调剖剂——无机凝胶,测试了它的宏观及微观形态、耐温性和黏弹性,评价了它在岩心中传输运移能力及封堵效果。实验结果表明,无机凝胶的密度与水接近,耐温性、悬浮性和注入性良好;无机凝胶具... 开发了一种适用于高温高盐油藏深部液流转向的调剖剂——无机凝胶,测试了它的宏观及微观形态、耐温性和黏弹性,评价了它在岩心中传输运移能力及封堵效果。实验结果表明,无机凝胶的密度与水接近,耐温性、悬浮性和注入性良好;无机凝胶具有一定黏弹性,在储层多孔介质内不易发生剪切破坏,易于实现远距离放置及深部液流转向;无机凝胶热稳定性良好,可以在高温环境中保持性能长期稳定,尤其适用于高温高盐油藏。在渗透率为488×10^-3μm^2时,无机凝胶在岩心前部区域封堵率为89.89%,中部为64.96%,后部为17.91%。 展开更多
关键词 高温高盐油藏 无机凝胶 耐温性 耐盐性 传输运移能力 封堵效果 物理模拟 机理分析
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抗温抗盐微球合成、优化及性能评价
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作者 鲍文博 +3 位作者 刘义刚 张云宝 李彦阅 郐婧文 《精细化工》 EI CAS CSCD 北大核心 2019年第5期984-991,1011共9页
以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)和a-甲基苯乙烯(a-MSt)为聚合单体,采用二次反相乳液聚合法制备了抗温抗盐聚合物微球AMPST,并优化了微球的合成工艺。利用FTIR、GPC、光学显微镜、SEM、TG、流变分析仪以及... 以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)和a-甲基苯乙烯(a-MSt)为聚合单体,采用二次反相乳液聚合法制备了抗温抗盐聚合物微球AMPST,并优化了微球的合成工艺。利用FTIR、GPC、光学显微镜、SEM、TG、流变分析仪以及岩心封堵实验对AMPST微球进行了结构表征与性能测试。结果表明,温度和AMPS含量与微球初始粒径大小密切相关,温度和引发剂含量决定了微球的膨胀倍数。在水化温度为65℃,地层模拟水矿化度为2.8937′10~3mg/L,合成温度为50℃,AMPS用量为15%(以水相中水的质量为基准,下同),合成的AMPST-8微球初始粒径中值为2.01mm,水化240 h后粒径中值为18.45mm,膨胀倍数为8.18。AMPST-8微球表面光滑,比表面大,呈聚集态;岩心封堵实验表明,AMPST-8微球在岩心内水化膨胀7 d后,残余阻力系数为8.4,封堵率88.00%,高于其他现场提供的微球。中试产品ZS-2微球岩心内水化膨胀7 d后,残余阻力系数7.8,封堵率87.24%。 展开更多
关键词 反相乳液聚合 正交实验 缓膨和封堵效果 机理分析 油田化学品与油品添加剂
裂缝对致密砂岩储层物性及产气能力影响实验 预览
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作者 王威 +3 位作者 吕金龙 谢坤 胡勇 焦春艳 《大庆石油地质与开发》 CAS CSCD 北大核心 2019年第4期160-166,共7页
针对低孔、低渗、低丰度的致密砂岩储层开采难度大难题,根据致密砂岩储层中裂缝发育的特点,采用人造低渗裂缝砂岩岩心物理模拟的方法,开展了裂缝参数对裂缝岩心渗透率和产气能力影响程度实验。结果表明:岩心实际渗透率与理论渗透率存在... 针对低孔、低渗、低丰度的致密砂岩储层开采难度大难题,根据致密砂岩储层中裂缝发育的特点,采用人造低渗裂缝砂岩岩心物理模拟的方法,开展了裂缝参数对裂缝岩心渗透率和产气能力影响程度实验。结果表明:岩心实际渗透率与理论渗透率存在差异,并且裂缝数量和高度对岩心渗透率及产气能力影响较大,而裂缝位置对岩心渗透率及产气能力基本无影响;实际裂缝壁面粗糙并非理论模型所假设的光滑面,增加了气体流动阻力,致使裂缝岩心实测渗透率值低于理论渗透率值;当裂缝岩心基质渗透率较高时,其孔喉尺寸较大,连通性较好,气体在孔喉中渗流能力较强,裂缝改善渗流作用效果不如低渗透岩心;未贯穿裂缝对岩心渗透能力改善效果十分有限,基质部分渗透率决定了气体通过能力和产气量;增加裂缝高度和裂缝数量有利于改善岩心渗透率及产气能力。 展开更多
关键词 人造裂缝岩心 渗透率 产气能力 影响因素 物理模拟 机理分析
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高盐油藏大尺度优势通道封堵剂组成优化及性能评价——以吐哈雁木西油田为例 预览
9
作者 那日苏 +3 位作者 田中原 徐浩 张立东 赵玉东 《大庆石油地质与开发》 CAS CSCD 北大核心 2019年第4期45-50,共6页
吐哈雁木西油藏具有储层非均质性严重和岩石胶结强度低等特点,长期注水开发已形成水流优势通道,现有封堵剂难以满足封堵强度要求。为解决吐哈雁木西油田注水低效和无效循环问题,以无机化学、物理化学和油藏工程等为理论指导,以仪器检测... 吐哈雁木西油藏具有储层非均质性严重和岩石胶结强度低等特点,长期注水开发已形成水流优势通道,现有封堵剂难以满足封堵强度要求。为解决吐哈雁木西油田注水低效和无效循环问题,以无机化学、物理化学和油藏工程等为理论指导,以仪器检测、化学分析和物理模拟等为技术手段,以雁木西油藏储层岩石结构特征和流体等为模拟对象,开展了高盐疏松砂岩油藏大尺度优势通道封堵剂组成优化及性能评价。结果表明,无机地质聚合物凝胶封堵剂各组成对成胶时间影响主次次序:缓凝剂→增黏剂→主剂,成胶时间为13~62h;无机地质聚合物凝胶成胶后为固体,呈现致密微观孔隙结构,具有抗压强度高、渗透性差和“堵大不堵小”等特点,尤其适合因储层岩石胶结强度低和长期高强度注水冲刷破坏作用而形成的大尺度优势通道封堵;从技术经济角度考虑,优选了无机地质聚合物凝胶组分。研究成果将为大孔道治理技术决策提供实验依据。 展开更多
关键词 封堵剂 高盐疏松储层 大孔道 组成优选 性能评价
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胍胶自增稠支撑剂性能及其储层伤害性评价 预览
10
作者 郐婧文 +2 位作者 曹伟佳 陈清 鲍文博 《油田化学》 CAS CSCD 北大核心 2019年第2期219-224,共6页
为大幅减少现有压裂液工艺配制和运输费用,实现在线配制携砂液,本文采用将胍胶细粉黏附在支撑剂颗粒外表面的方法制作了新型自增稠支撑剂,并以高温高矿化度油藏环境为实验条件,开展了该自增稠支撑剂性能评价及储层伤害性实验。研究表明... 为大幅减少现有压裂液工艺配制和运输费用,实现在线配制携砂液,本文采用将胍胶细粉黏附在支撑剂颗粒外表面的方法制作了新型自增稠支撑剂,并以高温高矿化度油藏环境为实验条件,开展了该自增稠支撑剂性能评价及储层伤害性实验。研究表明,在温度高于80℃的情况下,与SZ36-1油田注入水、长庆油田注入水、大庆油田污水和大庆油田清水相比,由矿化度最高的大港油田注入水配制的胍胶增稠剂溶液增黏性最好,视黏度最高,储能模量最大,携砂能力最强。当砂比大于30%后,用大港油田注入水配制自增稠支撑剂悬浮时间小于20s,沉降时间大于4h。当自增稠支撑剂破胶剂加量为0.03%数5.0%时,破胶时间为14数2.5h。恒速实验中,随着岩心渗透率增大,滤失量逐渐升高,伤害率逐渐降低。恒压实验中,随着滤失压差的增大,滤失量逐渐增加,伤害率逐渐增加。该胍胶自增稠支撑剂可满足高温油藏压裂施工需求,具有广阔的应用前景。 展开更多
关键词 支撑剂 胍胶 自增稠支撑剂 悬浮时间 沉降时间 伤害率
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高盐油藏聚合物微球缓膨性能 预览
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作者 王威 +2 位作者 吕金龙 王晓燕 张立东 《石油化工》 CAS CSCD 北大核心 2019年第3期285-290,共6页
针对吐哈雁木西油田高矿化度的油藏条件,利用均质岩心评价聚合物微球封堵性能和缓膨效果,对4种微球的水化膨胀规律进行研究。实验结果表明,在注入水配制微球条件下,微球C膨胀倍数为2.61~2.66,微球A为1.32~1.70,微球B粒径逐渐减小;在软... 针对吐哈雁木西油田高矿化度的油藏条件,利用均质岩心评价聚合物微球封堵性能和缓膨效果,对4种微球的水化膨胀规律进行研究。实验结果表明,在注入水配制微球条件下,微球C膨胀倍数为2.61~2.66,微球A为1.32~1.70,微球B粒径逐渐减小;在软化水条件下,微球A2(1 800 mg/L)膨胀倍数为3.92~4.27,微球A1较微球A2缓膨性稍差,但水溶性较好,微球B粒径呈现先减小后趋于稳定的变化趋势,微球C水化膨胀作用效果较差;软化水配制微球会造成部分微球材料溶解于水中,致使微球数量减少,其中微球C最明显,会发生絮状沉淀,搅拌后絮状物消失;注入水配制微球C会发生漂浮现象;与微球C相比较,岩心孔隙内微球A2引起的注入压力、阻力系数和残余阻力系数较大,表明微球A2水化膨胀效果较好,液流转向能力较强。 展开更多
关键词 高盐油藏 聚合物微球 粒径 粒径分布 水化膨胀 机理分析
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淀粉接枝共聚物凝胶堵水效果及作用机理研究 预览
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作者 伟佳 +2 位作者 张云宝 李翔 《油气藏评价与开发》 CSCD 2019年第1期44-50,共7页
渤海油田具有储层岩心胶结疏松、非均质性严重、原油黏度较高、平均渗透率较高和单井注水量较大等特点,注水开发不仅极易发生突进,而且注水开发对岩石结构冲刷和破坏作用会进一步加剧储层非均质性。为满足高含水期稠油油藏堵水技术需求... 渤海油田具有储层岩心胶结疏松、非均质性严重、原油黏度较高、平均渗透率较高和单井注水量较大等特点,注水开发不仅极易发生突进,而且注水开发对岩石结构冲刷和破坏作用会进一步加剧储层非均质性。为满足高含水期稠油油藏堵水技术需求,以物理化学、高分子材料学和油藏工程等为理论指导,以化学分析、仪器检测和物理模拟等为实验手段,以渤海SZ36—1油田储层岩石和流体为研究对象,开展了淀粉接枝共聚物凝胶堵水效果及作用机理研究。结果表明,当堵水剂组成为“4%淀粉+4%丙烯酰胺+0.036%交联剂+0.012%引发剂+0.002%无水亚硫酸钠”时,堵水剂合理段塞尺寸在0.025PV~0.075PV。对于“边水+直井”模型,随原油黏度增加,水驱采收率降低。油井堵水后,含水率降低,但产液速度降低。原油黏度愈高,含水率降幅愈大,采收率增幅愈大,但最终采收率仍然较低。与“单边水+直井”模型相比较,“多边水+直井”模型水驱采收率较高,堵水增油降水效果更好。对于处于中高含水开发期油藏,由于前期水驱、调剖和化学驱等措施的影响,水井井壁附近区域剩余油饱和度较低,而油井井壁附近中低渗透层剩余油饱和度较高。因此,堵水措施增油降水效果要明显好于调剖措施的效果。 展开更多
关键词 海上稠油油藏 堵水效果 参数优化 物理模拟 机理探讨
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裂缝对致密储层渗流能力影响实验研究 预览
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作者 吕金龙 +2 位作者 王威 谢坤 胡勇 《特种油气藏》 CAS CSCD 北大核心 2019年第2期141-146,共6页
针对低渗透气藏开发技术需求,以气藏工程为理论指导,采用物理模拟技术,结合致密气藏地质特征和裂缝分布特点,开展了裂缝对储层渗流能力改善作用机理及其影响因素研究。结果表明:裂缝-孔隙双重介质岩心渗透率理论值高于实测值,原因在于... 针对低渗透气藏开发技术需求,以气藏工程为理论指导,采用物理模拟技术,结合致密气藏地质特征和裂缝分布特点,开展了裂缝对储层渗流能力改善作用机理及其影响因素研究。结果表明:裂缝-孔隙双重介质岩心渗透率理论值高于实测值,原因在于实际裂缝壁面粗糙增加了气体流动阻力,导致实测渗透率值较小;裂缝全贯穿时,裂缝宽度和数量对岩心渗透率影响较大,裂缝未贯穿时,裂缝贯穿程度和分布位置对岩心渗透率影响较小;裂缝分布位置对岩心产气能力影响较小;裂缝-孔隙双重介质岩心渗透率受基质渗透率影响程度较大,随裂缝宽度、贯穿程度和数量增加,岩心产气能力增大;在其他条件相同情况下,裂缝距离底水越远,岩心受水侵影响程度越小,产气量越大,产气时间越长。研究认为,裂缝能改善储层渗流能力,量化评价裂缝对储层渗流能力影响有利于提高气藏开发效果。 展开更多
关键词 致密气藏 裂缝岩心 渗透率 产气能力 影响因素 物理模拟 机理分析
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致密砂岩孔隙中气水分布规律可视化实验 预览
14
作者 吕金龙 +2 位作者 王威 谢坤 胡勇 《特种油气藏》 CAS CSCD 北大核心 2019年第4期136-141,共6页
为深入研究气水两相渗流在储层岩石孔隙中形成封闭气和残余水的机理,采用3D打印技术和玻璃刻蚀技术制作了2种具有气藏岩石孔喉结构特征的微流控芯片和1种裂缝-孔隙模型,并研制了一种人造微观可视化模型,进行气水两相驱替实验,观察水驱... 为深入研究气水两相渗流在储层岩石孔隙中形成封闭气和残余水的机理,采用3D打印技术和玻璃刻蚀技术制作了2种具有气藏岩石孔喉结构特征的微流控芯片和1种裂缝-孔隙模型,并研制了一种人造微观可视化模型,进行气水两相驱替实验,观察水驱气和气驱水过程中气水分布情况。结果表明:水驱气和气驱水过程中气水在孔喉中分布规律相反;在水侵过程中,因卡断和绕流作用会形成封闭气,盲端、角隅和不连通孔隙等处也会形成封闭气,当盲端朝向与水流方向夹角为锐角时,盲端中滞留气可被部分采出;在裂缝-孔隙模型中,裂缝、“十型”和“H型”孔道是水驱过程中形成封闭气的主要原因;气驱水过程中,卡断、绕流和“A型”孔道是形成残余水的主要原因。研究多孔介质中气水流动的微观渗流机理有助于了解气藏成藏机理及水驱气时气藏的开发特性,可为定量分析实验现象提供较为准确的图像及数据资料,对于提高气藏开发效果的技术决策具有重要参考价值。 展开更多
关键词 致密砂岩气藏 封闭气 残余水 可视化观测 机理分析
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三相纳米泡沫起泡性能影响因素与封堵调剖效果 预览
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作者 郐婧文 曹伟佳 +4 位作者 李翔 张云宝 葛嵩 《油田化学》 CAS CSCD 北大核心 2019年第1期83-89,共7页
针对渤海油田开发现状和技术需求,为解决在泡沫调剖过程中泡沫稳定性差的问题,评价筛选出可大幅增强泡沫稳定性的SiO2纳米颗粒并分析其稳泡机理,研究了起泡剂阴离子型表面活性剂PO-FASD和SiO2纳米颗粒加量、气体类型、环境压力对三相纳... 针对渤海油田开发现状和技术需求,为解决在泡沫调剖过程中泡沫稳定性差的问题,评价筛选出可大幅增强泡沫稳定性的SiO2纳米颗粒并分析其稳泡机理,研究了起泡剂阴离子型表面活性剂PO-FASD和SiO2纳米颗粒加量、气体类型、环境压力对三相纳米泡沫体系起泡性能的影响,考察了三相纳米泡沫体系的封堵效果和液流转向能力。结果表明,SiO2纳米颗粒自身聚集性越好、粒径越小,对表面活性剂降低界面张力性能影响越小。相较于在二氧化碳和空气环境下,在氮气环境中泡沫的起泡性与稳定性最优。在PO-FASD加量0.5%、纳米颗粒(比表面积350数410m^2/g)加量0.3%和氮气条件下,三相纳米泡沫性能最佳。随环境压力升高,泡沫稳定性增强。三相纳米泡沫封堵性和调剖性良好,对均质岩心的封堵率为99.3%;在非均质岩心中,可有效封堵高渗透层,低渗透层采收率增幅44.17%,整体采收率增幅达16.06%,调剖堵水效果较好。 展开更多
关键词 三相纳米泡沫 纳米SIO2 起泡性能 封堵 调剖 渤海油田
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自悬浮与普通支撑剂裂缝导流能力实验研究 预览
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作者 田中原 +2 位作者 曹伟佳 陈清 闫冬 《石油化工高等学校学报》 CAS 2019年第3期33-38,共6页
开展了自悬浮支撑剂与“支撑剂+携带液”裂缝导流能力对比实验研究,并进行了机理分析。结果表明,无论是自悬浮支撑剂还是“支撑剂+携带液”,随闭合压力增加,裂缝导流能力均减小。随填砂浓度增加,裂缝导流能力均增加。与石英砂相比较,陶... 开展了自悬浮支撑剂与“支撑剂+携带液”裂缝导流能力对比实验研究,并进行了机理分析。结果表明,无论是自悬浮支撑剂还是“支撑剂+携带液”,随闭合压力增加,裂缝导流能力均减小。随填砂浓度增加,裂缝导流能力均增加。与石英砂相比较,陶粒抗压和裂缝导流能力明显较高。聚合物类携带液一方面可以增强支撑剂抗压能力,降低破碎率,进而增加裂缝导流能力。另一方面,携带液在支撑剂颗粒间隙中会发生滞留,致使渗透率减小,这会降低裂缝导流能力。因此,最终裂缝导流能力是渗透率和破碎率共同作用的结果。与“支撑剂+携带液”相比较,自悬浮支撑剂破碎率略高,对裂缝导流能力未造成明显影响。由此可见,自悬浮支撑剂加工过程中并未对支撑剂抗压能力和裂缝导流能力造成影响。 展开更多
关键词 自悬浮支撑剂 裂缝导流能力 破碎率 影响因素 机理分析
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表面活性剂和碱对Cr3+聚丙烯酰胺凝胶成胶效果的影响及作用机理 预览 被引量:1
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作者 刘进 +5 位作者 张云宝 曹伟佳 谢坤 潘赫 赵劲毅 《石油学报(石油加工)》 CSCD 北大核心 2018年第3期614-622,共9页
在三元(或二元)复合驱过程中,调剖剂不可避免与表面活性剂和碱接触,因此碱和表面活性剂的性能可能会对调剖剂的性能造成影响。室内采用黏度计、动态光散射仪、扫描电镜和驱油实验装置,研究了碳酸钠、石油磺酸盐和脂肪醇聚氧乙烯聚氧... 在三元(或二元)复合驱过程中,调剖剂不可避免与表面活性剂和碱接触,因此碱和表面活性剂的性能可能会对调剖剂的性能造成影响。室内采用黏度计、动态光散射仪、扫描电镜和驱油实验装置,研究了碳酸钠、石油磺酸盐和脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚对Cr~(3+)聚合物凝胶调剖剂的黏度、分子聚集体尺寸、分子聚集体形态和调剖效果的影响。结果表明,石油磺酸盐和脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚对Cr~(3+)聚丙烯酰胺凝胶的黏度和分子聚集体尺寸几乎不影响;而Na2CO3的加入使Cr~(3+)聚合物凝胶不成胶,且Cr~(3+)聚丙烯酰胺凝胶成胶后加入Na2CO3会发生破胶现象,分子聚集体尺寸大幅下降,聚集体形态从大的团块状变成小的团块状,驱油过程中封堵效果明显变差。进一步分析发现,在碱性条件下,Cr~(3+)聚丙烯酰胺凝胶难以发生交联反应,即使发生了交联也会发生解交联。 展开更多
关键词 表面活性剂 Cr3+聚丙烯酰胺凝胶 分子聚集体形态 成胶效果 作用机理
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无机地质聚合物凝胶封堵效果和储层适应性研究 预览 被引量:1
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作者 葛嵩 +2 位作者 刘进 张云宝 《油气藏评价与开发》 CSCD 2018年第3期51-54,共4页
渤海主要油藏具有储层非均质性严重、单井注入量大和岩石胶结强度低等特点,长期注水和注聚已形成水流优势通道和由此引起的注入水低效和无效循环问题。通过静态成胶和岩心驱替实验,评价了新型无机地质聚合物凝胶封堵剂固化时间、封堵... 渤海主要油藏具有储层非均质性严重、单井注入量大和岩石胶结强度低等特点,长期注水和注聚已形成水流优势通道和由此引起的注入水低效和无效循环问题。通过静态成胶和岩心驱替实验,评价了新型无机地质聚合物凝胶封堵剂固化时间、封堵效果和储层适应性。结果表明,无机地质聚合物凝胶固化时间易于调节,固化时间在20-480 h可调。在填砂管上开展封堵实验,封堵率可达99%以上。采用填砂管与人造均质岩心的双管并联模型进行封堵实验,封堵后高渗透层封堵率达到98%以上,低渗透层渗透率几乎未发生变化。由此可见,无机地质聚合物凝胶具有“堵大不堵小”特性,适宜于储层内特高渗透条带或大孔道封堵。 展开更多
关键词 无机地质聚合物凝胶 固化时间 封堵率 启动压力 储层伤害
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纳米颗粒氮气泡沫体系的封堵效果及参数优化 预览
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作者 葛嵩 +3 位作者 刘进 李翔 张云宝 《石油化工》 CSCD 北大核心 2018年第8期855-860,共6页
以渤海典型油藏地质特征和流体为研究对象,研究了影响纳米颗粒氮气泡沫体系封堵效果的因素。实验结果表明,稳泡剂纳米颗粒具有较好的稳泡性能,当纳米颗粒浓度为0.3%(w)时,稳泡效果较好。对泡沫体系进行封堵,适宜的条件为:稳泡剂纳米... 以渤海典型油藏地质特征和流体为研究对象,研究了影响纳米颗粒氮气泡沫体系封堵效果的因素。实验结果表明,稳泡剂纳米颗粒具有较好的稳泡性能,当纳米颗粒浓度为0.3%(w)时,稳泡效果较好。对泡沫体系进行封堵,适宜的条件为:稳泡剂纳米颗粒浓度0.3%(w)、气液比(1∶1)~(2∶1)、段塞尺寸为0.10~0.15 PV、起泡剂浓度0.4%~0.5%(w)。应综合设备注入能力、储层岩石破裂压力和低渗透层启动压力等因素来确定矿场注液速度。气液同时注入发泡效果较好,封堵率较高,但可能造成注入困难。需综合考虑矿场储层渗透性和破裂压力等因素来选择注入方式。 展开更多
关键词 渤海油藏 氮气泡沫 纳米稳泡剂 封堵效果
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渤海油藏优势通道多级封堵与调驱技术 预览 被引量:6
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作者 张云宝 +5 位作者 王婷婷 刘义刚 夏欢 陈阳 潘赫 刘进 《油气地质与采收率》 CSCD 北大核心 2018年第3期82-88,共7页
为了解决海上油田大尺寸优势通道引起的注入液窜流技术难题,以渤海油藏储层和流体为研究对象,开展3种封堵剂基本性能评价、封堵率和多级封堵及调驱增油降水效果实验研究和作用机理分析。结果表明:封堵剂BH-1固化前为粘稠性流体,注入性较... 为了解决海上油田大尺寸优势通道引起的注入液窜流技术难题,以渤海油藏储层和流体为研究对象,开展3种封堵剂基本性能评价、封堵率和多级封堵及调驱增油降水效果实验研究和作用机理分析。结果表明:封堵剂BH-1固化前为粘稠性流体,注入性较好;固化后为灰黑色致密固体,固化时间可在24~120h内调整,固化后具有极高的抗压和耐冲刷能力,适用于近井地带大尺寸优势通道封堵。半互穿网络结构凝胶成胶前为粘性流体,注入性良好;在岩心孔隙内静置候凝24h后,开始出现明显交联反应,120h时形成网状分子聚集体,具有较高的抗压和耐冲刷能力,适用于油藏深部大尺寸优势通道封堵。当高渗透岩心内孔眼全部被封堵后,Cr3+聚合物凝胶调驱可以极大地改善低渗透岩心和高渗透岩心基质部分波及效果,采收率增幅高达29.4%,但封堵距离为总封堵长度的50%时,采收率增幅仅为13.1%。因此,渤海稠油油藏大尺寸优势通道封堵距离应大于注采井距的50%。从技术、经济效果角度考虑,封堵剂应由多级组合段塞组成,各个段塞注入顺序为:先注入约占总注入量50%的Cr3+聚合物凝胶,再注入约35%的半互穿网络结构凝胶,最后注入约15%的封堵剂BH-1。 展开更多
关键词 大尺寸优势通道 封堵剂 多级组合 液流转向效果 机理分析 渤海油藏
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