摘要：压裂过程中CO_2压裂液的相态和流变特性复杂多变,CO_2压裂液的高压流变性是压裂设计的基础。制备一种硅氧烷类增稠剂,测试其增稠性能,并通过改变增稠剂质量分数、温度、压力研究增稠后的CO_2压裂液在毛细管内流动的流变特性。结果表明:8～16 MPa条件下,硅氧烷增稠CO_2压裂液表现为典型的幂律流体特性;温度和压力对硅氧烷增稠的CO_2流变性影响显著,随着温度升高,硅氧烷增稠CO_2的表观黏度降低,稠度系数与流变指数均减小,在30～40℃,CO_2由液态变为超临界状态,增稠CO_2的表观黏度大幅度下降;随着压力升高,硅氧烷增稠CO_2表观黏度升高,稠度系数增大,流变指数减小,CO_2压裂液的非牛顿性增强,压力由8 MPa升高至16 MPa,硅氧烷增稠CO_2的表观黏度增大62%。

摘要：济阳坳陷陆相页岩中的含纹层泥质灰岩相页岩具有较好的储集物性,但发育的纹层使储层力学性质具有强非均质性,导致其力学参数的尺寸效应明显。以胜利油田博兴洼陷含纹层泥质灰岩相页岩岩心为例,采用三维有限元数值模拟方法,系统研究岩心力学性质及压裂裂缝的尺寸效应。结果表明:当岩心尺寸小于500 mm时,其单轴抗压强度和弹性模量的尺寸效应显著,不同围压下岩心抗压强度和弹性模量与单元尺寸呈负指数关系,且水力压裂破裂压力随单元尺寸的增大而减小。在博兴洼陷,当单元尺寸为1.5 m时,数值计算得到的破裂压力和改造体积更接近于真实地层,建议在满足计算效率的条件下采用单元尺寸小于1.5 m的单元网格开展模拟设计。

摘要：创新设计了具有缓释型阳离子基团、缓慢释放后超分子增黏的高黏聚丙烯酰胺分子结构,优化了最佳合成参数,评价了该延时增黏聚合物溶液的耐温耐盐性、延时增黏特性、电位及粒径,并考察了该延时增黏聚合物的驱油效果。研究表明:在温度90℃、矿化度32864 mg/L的情况下,质量浓度为1500 mg/L的延时增黏聚合物溶液的黏度可达15.4 mPa·s,展现了很好的耐温抗盐性能;随着老化时间的延长,常规聚合物溶液的黏度不断下降,而延时聚合物溶液的黏度不降反升,老化90 d的黏度为常规聚合物溶液的2~4倍,黏度保留率达107.7%,展现了良好的增黏特性和高黏度稳定性;延时增黏聚合物溶液的Zeta电位随放置时间的延长逐渐由负向正偏移,粒径增大,验证了延时增黏聚合物的延时增黏机理。室内物理模拟实验结果表明,在水驱(采收率41.2%)基础上注入0.3 PV的2000 mg/L的延时增黏聚合物溶液可提高采收率达27.7%,矿场实践亦取得良好增油降水效果。该成果为降低聚合物用量,进一步提高高温高盐水驱油藏采收率提供了新的技术支撑。图9表2参11。

摘要：针对任一级扩张式封隔器损坏或底球漏失导致检修更换扩张式分层注水管柱的问题,根据液压传动原理,研制了液缸扩张式封隔器,使封隔器内、外压力系统相对独立,以避免封隔器失效引起的检修更换分层注水管柱作业;根据现场实际情况,研制了组合式沉砂洗井阀和防漏装置,在保证正向密封的同时,降低底球漏失对分层注水管柱性能的影响。液缸扩张式封隔器与组合式沉砂洗井阀、防漏装置配合设计了受力平衡的扩张式分层注水管柱,形成了长效扩张式分注技术。该技术在胜利油田现场应用100余井次,均持续有效。现场应用结果表明,该技术可以有效解决单级及以上扩张式封隔器损坏、底球漏失引起的扩张式分层注水管柱整体失效的问题,提高注水开发效果。

摘要：针对胜利油田低渗透油藏水驱开发中低注入能力、低采液速度、低采出程度的难题,提出了新型胺醚类双子表面活性剂驱油技术。对驱油用新型胺醚类双子表面活性剂进行了分子结构设计,评价了不同分子结构时的界面性能,优选出界面性能最好的样品G-3,进行了不同浓度时的乳化性能和驱油性能评价,并结合微观刻蚀玻璃模型阐明了驱油机理。实验结果表明:质量分数为0.2%的新型胺醚类双子表面活性剂溶液能将油水界面张力降低到0.0039 mN/m,此时能与原油形成稳定的乳状液,乳状液液滴粒径为12μm;对于渗透率为6.966 mD的岩心,水驱后注入0.5 PV质量分数为0.2%的新型胺醚类双子表面活性剂G-3溶液,再次水驱采收率提高值达9.6%,降压率达17.4%;微观驱油机理为降低油水界面张力和残余油乳化聚并。该驱油技术在胜利油田低渗透区块进行了矿场试验,实施后区块水井的注入能力提高了2倍,油井的日增油量为5.7 t/d,含水率下降了11.0%,截至2023年6月区块累积增油量为1791 t,取得良好的开发效果。

摘要：为满足胜利海上油田注水井分层注水管柱检修期长、安全、高效的要求,在分析影响分层注水管柱寿命因素的基础上,提出了采用平衡式分层注水管柱改善管柱受力,降低管柱蠕动幅度;采用液压控制方式解决分层和洗井之间的矛盾;研制液控式封隔器解决封隔器提前坐封和满足井控要求的技术思路。通过研制液控压缩式封隔器和液控式环空安全封隔器等关键工具,设计了平衡式分层注水管柱,形成了安全可控长效分层注水技术。液控压缩式封隔器采用液压控制方式始终将其控制在最佳压力状态,洗井时可快速解封,以解决反洗井造成的封隔器寿命不长的问题。液控式环空安全封隔器采用了双液压控制管线,设有安全锁紧机构,洗井和安全通道独立控制,既能满足大排量反洗井要求,又能提高注水管柱长期的安全可靠性。胜利海上油田分层注水井应用安全可控长效分层注水技术101井次,分层注水合格率提高16. 6%,注水管柱检修期最长达5年。安全可控长效分层注水技术不仅延长了胜利海上油田分层注水管柱的检修期,满足了安全高效注水的要求,也可以满足水驱开发油田精细分层注水的要求。

摘要：对比、借鉴美国页岩油开发钻井技术、压裂技术、井网部署模式迭代历程及成效,围绕济阳陆相断陷湖盆页岩油地质特点和开发难点,通过开发技术、钻井技术和压裂技术的创新、迭代,初步形成了适合陆相断陷湖盆页岩油地质特征的开发技术体系,支撑了页岩油产量快速增长,降低了开发投资成本。通过与美国页岩油开发技术对比,提出了陆相断陷湖盆页岩油开发技术迭代的发展方向:持续强化整体立体开发,提高工程技术精细程度,完善工程技术指标体系,加快工程装备智能优化,探索应用复杂结构井,形成从设计到实施的全流程一体化质量管理体系,不断创新陆相断陷湖盆页岩油开发理念与技术,推动实现陆相断陷湖盆页岩油规模效益开发和高质量发展。

摘要：我国东部老油田已整体进入特高含水开发阶段,呈含水上升快、采油速度低、水驱效益低等开发特征,现有提高采收率技术已无法实现原油的经济采出,亟需建立接替技术。为此,以胜利油田某聚驱后油藏为试验区,开展了油藏菌群结构分析、新型产甲烷菌系的激活产气、油藏适应性及驱油性能研究,探索新型产甲烷菌系在这类油藏的应用潜力。研究结果显示,试验区油藏具有丰富的石油烃降解菌,有利于生物气化技术的实施。模拟试验区油藏条件下,新型产甲烷菌系与油藏内源微生物有较好的相容性,90 d每克原油的产气量达到3.12 mmol,是单独激活油藏微生物产气量的4.5倍,且产生的气体中甲烷气占比达到78%。菌群结构分析显示,新型产甲烷菌系占比达到35.9%,是产气速率大幅提升的关键。适应性研究结果显示,在油藏温度低于65℃、原油黏度小于1 356 mPa·s条件下,新型产甲烷菌系均展示了良好的产气性能。利用实验室设计的物理模型,评价了该菌系产气提高驱油性能,结果显示,注入该菌系后产气作用有效动用了模型顶部的剩余油,极限含水条件下驱油效率提高5.4个百分点;在此基础上提出了生物气化技术提高极限含水油藏采收率的机理。

摘要：分子膜增注技术有效期取决于分子膜增注剂在储层岩石表面的吸附性能。为了延长分子膜增注技术有效期,采用分子力学与蒙特卡洛相结合的方法研究了不同阳离子化合物在岩石表面的吸附性能,根据分子模拟结果设计了烷基脂肪胺聚氧乙烯醚三季铵盐(AFATQA)作为新型分子膜增注剂,对其吸附和减阻性能进行了预测,对合成产物的结构进行了表征,通过室内实验评价了AFATQA的性能,并在胜利油田实施分子膜复合措施。分子模拟结果表明,单分子吸附能随单分子电荷密度和分子疏水链长的增加而增加,酰胺基团和羟基可以提高单分子吸附能;预测AFATQA在岩石表面的吸附能高(-155.51 kcal/mol),吸附后减阻效果明显;按照分子结构模型合成的AFATQA可以吸附在岩石表面,随AFATQA浓度增加,岩石表面电位和接触角增加、AFATQA防膨率增大;室内岩心驱替实验结果表明,AFATQA能有效降低注水压力,临37-34井现场实施分子膜复合措施后降压增注效果明显,注水量增加,注水压力降低,对应油井产油量上升、含水量降低、动液面回升。

摘要：针对埕岛油田现有环空安全封隔器无洗井通道因而难以满足开发要求的问题,在分析国内外环空安全工具优缺点的基础上,研制了具有2条独立液路(分别控制洗井和坐封机构)的液控式环空安全封隔器。该封隔器的顶部液路控制洗井机构,液压强制开启洗井,液控管线泄压后由双重弹簧控制滑套,强制关闭;中部液路与底部液路相通,控制该封隔器与管柱油层部位的分层液控封隔器同时坐封;该封隔器设计有坐封锁紧机构,在紧急情况下,液控管线意外泄压胶筒也不回缩,以达到控制环空安全的目的。基于三维井眼中管柱受力分析计算模型,根据环空安全工具的下入深度,确定了洗井结构中心管的抗拉强度,并对液控式环空安全封隔器的性能进行了分析验证。该封隔器在42口注水井进行了现场应用,结果表明,完成坐封后的滑套多次洗井作业,套压始终为0 MPa,可有效保护海洋生态环境。研究认为,液控式环空安全封隔器不仅可以解决埕岛油田现有环空安全封隔器无法解决的问题,也可以满足其他海上油田安全环保开发的要求。