摘要：南堡35-2油田是海上稠油油田,具有原油黏度高、油层岩心渗透率高、胶结疏松和非均质性严重等特点,水驱开发过程中指进现象严重,难以获得较高的水驱采收率。本文利用仪器检测和物理模拟实验优选调驱剂。依据优选结果,利用物理模拟参数为学习样本的BP神经网络预测方法和经济评价方法,对调驱方案的平均浓度和段塞尺寸进行优化。室内实验分析和优化结果表明,对于该油田A21井,最佳段塞尺寸和平均质量浓度分别为0.1 PV和2200 mg/L。聚合物凝胶调驱矿场试验过程中,注入压力明显上升,增油效果显著。在调驱有效期内,在不考虑自然递减情况下受效油井增油27639.59 m3,取得了明显的增油降水效果,经济效益十分明显。

摘要：为明确调剖剂与调驱剂组合方式注入目标储层的可行性,通过室内实验计算调剖剂与调驱剂在岩心中的阻力系数、残余阻力系数以及封堵率,分析其压力特征和分流率特征,确定调剖剂与调驱剂组合方式与目标储层适应性的优劣。结果表明:在70℃、0.9 mL/min的注入速率下,初低黏延缓交联型调剖剂可进入岩心最适宜渗透率的范围应在1000×10^(-3)~3000×10^(-3)μm^(2)之间,且封堵率大于95%,封堵性能和液流转向效果均较好;“纳米型”和“超分子型A”聚合物微球非连续性调驱剂可进入岩心最适宜渗透率的范围均应在500×10^(-3)~1000×10^(-3)μm^(2)之间,且“超分子型A”调驱剂在岩心中的水化膨胀性能、深部调驱能力要优于“纳米型”调驱剂。调剖剂/调驱剂组合方式提高低渗层的动用程度随着储层非均质性的增强而降低,级差大于8后,调剖剂/调驱剂组合方式的液流转向效果有所减弱。

摘要：三维岩心可视图像能直观、真实和准确地反映岩石在空间的分布情况,而CT扫描成像法建立数字岩心的准确度最高,最接近真实。为此,利用Micro-CT成像技术采集岩心切面在不同时刻的CT扫描图像,运用改进后的Marching Cubes算法,给出构建数字岩心的方法,将所构建的三维数字化岩心成像,从而实现岩心孔隙结构模型的可视化。阐述了MC算法的基本原理,并通过该方法建立了2块砂岩样品的数字岩心。三维数字岩心重建试验结果表明:基于Marching Cubes算法的数字岩心建模方法能更好地对岩石切片进行重建,且耗时较少、精度更高。研究结果验证了新建模方法的有效性与先进性。

摘要：为解决目前渤海油田调剖/调驱组合技术面临的难题,助力渤海油田多轮次调剖/调驱效果提升,以渤中34-2/4储层为模拟对象,在层内非均质岩心上开展了“酚醛凝胶/聚合物微球”调剖调驱注入参数及组合方式优化研究。结果表明,组成为“聚合物(3 g/L)+酚醛树脂类交联剂(3 g/L)+固化剂间苯二酚(3 g/L)”的酚醛凝胶具有较高的成胶强度,可对高渗层产生良好封堵作用,浓度为3 g/L的“超分子型”聚合物微球具有较好的水化膨胀作用,可实现宏观和微观液流转向效果。二者相互促进,最终实现良好的增油降水效果。随岩心非均质性增加,水驱采收率减小,酚醛凝胶/聚合物微球的调剖、调驱采收率增幅呈现“先增后降”趋势。从技术经济角度考虑,调剖、调驱合理注入时机为含水率80%~90%,调剖剂合理段塞尺寸为0.10~0.20 PV,调驱剂合理段塞尺寸为0.20~0.30 PV;与大段塞、整体注入方式相比较,小段塞、多轮次交替注入方式可以减小微球注入端滞留作用和减缓剖面反转速率,进而提高液流转向效果。

摘要：针对渤中34-2/4油田长期注水开发后存在的非均质性加剧和注入水低效循环问题,须采取调剖措施来改善水驱开发效果。以渤中34-2/4储层特征为模拟对象,测试了酚醛凝胶调剖剂的成胶时间和成胶黏度,采用环氧树脂浇筑岩心和层内非均质岩心实验开展了酚醛凝胶调剖剂封堵及液流转向效果研究。研究结果表明,固化剂间苯二酚和助剂碳酸氢铵可增加酚醛凝胶调剖剂的反应速率和凝胶强度,可通过向聚合物SD-201酚醛凝胶调剖剂中添加固化剂,向乳液聚合物DW-R酚醛凝胶调剖剂中添加固化剂和助剂来提高凝胶强度。与聚合物DW-R酚醛凝胶相比,聚合物SD-201酚醛凝胶在多孔介质内封堵效果和液流转向效果较好,当均质岩心渗透率K_(g)=300×10^(-3)~5400×10^(-3)μm^(2)时,封堵率为99.65%~96.94%,当非均质岩心渗透率为300×10^(-3)/900×10^(-3)/2000×10^(-3)μm^(2)时,调剖后采收率增幅达到19.10%。

摘要：连续油管水力压裂摩阻是压裂设计中的重要内容,同时也是压裂能否成功的指标之一。连续油管水力压裂过程中,由于对流体性质、支撑剂、曲率效应等造成的复杂流动理解不足,使得准确预测管内摩阻非常困难,尤其在卷筒上的螺旋段,因而实验成为当前研究连续油管管内摩阻的重要手段。研究认为:在其他条件不变的情况下,摩阻随连续油管管径的增大急剧变小;随压裂液排量增大而增大;随连续油管下入深度的增加总摩阻变小;随黏度和流行指数的增大而增大;随支撑剂积分数增大摩阻先增大而后减少。

摘要：为了尽可能提高转向压裂井的增产效果,依据油藏应力场理论及油气井生产渗流理论建立了初次压裂裂缝和油水井生产过程对于裂缝附近应力场的影响模型。研究了初始水平地应力差、初始裂缝长度、初始裂缝宽度、生产压差和渗透率对转向压裂井裂缝转向的影响;并通过正交实验设计及其直观分析方法明确了各因素对裂缝转向影响程度。在诸多影响因素中,初始水平地应力差是影响裂缝转向的最主要因素,生产压差次之,储层渗透率与初始压裂裂缝宽度的影响居中,初始压裂裂缝长度对裂缝转向的影响最小。可用以指导转向压裂的选井选层。

摘要：当油田外输油系统进入产量不稳定或低输量阶段后,输油站内设备因处于不饱和工作状态导致运行成本过高,因此,利用离心泵相似理论对离心泵进行性能换算,在综合考虑调速、切削叶轮等改变泵性能曲线方式的条件下,建立了基于动态规划法的输油泵站泵机组运行组合的数学模型并进行了泵站内泵的调配优化。计算结果表明,该模型可以在满足不同输量下压力需求的同时,给出泵性能调整方式及开闭方案,并计算出相应的运行成本。通过对比优化前后的用能情况可知,在实际运行中采用该模型所提供的优化方案能够有效降低能耗、节约运行成本,研究成果为输油泵系统优化工作提供了切实可行的指导意见。

摘要：基于平板模型模拟非均质低渗透储层的相似理论,设计、制作并评价了非均质低渗透平板模型,进而开展渗流特征物理模拟实验,利用平板模型内部对称布置的压力传感器获取的压力数据,绘制了压力梯度分布图和渗流区域划分图,进而分析非均质低渗透储层渗流特征。实验结果表明,非均质低渗透储层的注采井近井地带压力消耗很大,同号井连线中点处压力梯度最小,注采单元内压力梯度分布状况随渗透率及平面非均质性的变化相应改变;渗透率的增大使压力传播距离增大,非均质性的增强则对压力传播有负面影响,当储层整体渗透率较低时,渗透率增大的影响程度大于非均质性的负面影响;随着采出端渗透率增大,非均质低渗透储层的不流动区域面积变小,相应的可流动区域变大,其中更利于流体流动的拟线性渗流区域面积比例增大。

摘要：井网加密可以改善油田的开发效果,提高油田采收率。井网密度越大,油田的开发效果越好。目前计算井网密度的方法很多,但针对水驱油田加密井合理井数和经济极限井数的计算方法却较少。该文以谢尔卡乔夫公式为基础,根据将来净现值公式推导出水驱油田加密井合理井数和经济极限井数的理论计算公式,并进行了实例分析。实际应用表明,计算结果合理,可为油田井网加密提供理论支持。