摘要：随着水驱开发的不断深入,优势窜流通道、剩余油分布日渐复杂,聚合物微球长周期注入后持续深部移动、进一步扩大波及体积作用有限,继续提升调驱效果难度大,需要尽快优化升级现有聚合物微球。本文在聚合物微球Ⅰ代产品的基础上进行优化升级,设计出具有延迟溶胀性的聚合物微球2.0,通过开展室内评价和5个井组现场应用,成功实现了聚合物微球结构的时序性演化,开发出具有延迟膨胀功能的聚合物微球2.0。该体系耐温性达到80℃以上、抗盐性达100000 mg/L以上,相比Ⅰ代体系,延迟膨胀时间提升3倍左右,有效解决了微孔细喉条件下持续深部运移的技术难题。

摘要：微粒运移是影响粉细砂岩油藏开发效果的主要原因,常规抑砂剂难以达到有效控制微粒运移的要求。为进一步提高药剂稳定储层微粒的性能,文章在计算机分子模拟基础上,设计引入硅烷基改性的新型控砂剂,对合成的控砂剂进行了结构表征和性能测试。新型控砂剂体系含有酰胺基、硅烷基等功能性官能团,与储层微粒通过氢键、共价键作用相互吸附,形成稳定均匀的分子膜,原位固定地层粉细砂或黏土颗粒。性能评价表明:新型控砂剂体系耐冲刷排量达8 500 mL/h,远高于常用抑砂剂900 mL/h的指标,对不同粒径微粒均具有良好的控砂作用,储层原位控砂作用显著。截至目前,现场应用60井次,措施有效率95%,延长稳产期1年以上,取得了显著效果。该技术在全国疏松砂岩油藏具有推广示范意义。

摘要：基于油田集输管道受检测技术、检测成本所限,其检测评价技术尚未成熟的问题,本文结合油田集输管道现状及检测技术需求,对油气田集输系统现役Ⅲ类集输管道检测技术进行针对性检测,并分析了尚存在的问题,提出了技术发展的相关建议。通过对在役Ⅲ类集输管道开展整体试压技术研究及应用,并在役管道试压获得测试管道(管段)的整体承载能力及评价,总结并形成了Ⅲ类管道试压检测方法;采用管道内腐蚀多相流预测技术进行实际试验,未来将进一步补齐检测技术的短板,深入开展管道缺陷检测及评价技术研究,开发检测关键设备和装置,建立全生命周期(设计、制造、建设、运行和维护)的非金属管道失效泄漏管控技术体系。

摘要：由于低渗透油田低孔、低渗的特点,导致油田开发难度系数增大。选择最适宜的采油工艺技术措施,更好地开发低渗透油田,达到设计的生产能力。低渗透油田的采油工艺技术措施,一定要适应油田生产的实际,一旦油田开采到中期、后期,油井的产能就会不断的减小,导致油田的开采难度增加。更多的油存在于低渗透油层里面,只有通过新的采油开发技术,才能加大低渗透油层的开采成效。合理解决低渗透油田采油工艺落后的问题,不断研究新的采油工艺技术措施,使其适应低渗透油田开发的需要。

摘要：苏北盆地海安凹陷阜宁组三段(E1f3)是隐蔽油藏勘探的重要层位,而目前许多学者对建湖隆起是否向凹陷内供源有着不小的争议,凹陷内沉积物的来源尚不明确。通过对碎屑组分、稀土元素、微量元素、重矿物数据和阴极发光特征的分析,对海安凹陷阜三段的源区构造背景、源岩属性以及物源方向进行精细研究。综合认为海安凹陷阜三段的构造背景为大陆岛弧;源岩的原始物质主要来源于长英质火山岩,并有少量安山岩和玄武岩的影响;源区母岩主要为古老沉积岩;阜三段沉积时期,建湖隆起向海安凹陷提供物源。通过此次研究,为之后的隐蔽油气藏勘探开发方案设计提供基础资料和地质依据。

摘要：随着超低渗油气藏注水开发时间的延长,受储层非均质性的影响,层间吸水差异大,造成储藏动用程度严重不均、层间矛盾突出,影响整体开发效果。常规的分层注水技术存在测调过程复杂、分注合格率下降快且不能实时监测和调节井下分层注水量等问题。采用压力波进行地面/井下双向无线通讯的智能分注技术可以在一定程度上解决上述难题,基于该技术的数字式分层注水实时监控系统由井下智能配水器、地面控制装置和数据的远程无线传输模块组成,可实现井下分层流量的自动调节及注水参数的实时监测与上传、注水井动态数据的远程无线传输与分享等。现场试验1 600余口井,分注合格率长期保持在95%以上;试验区水驱动用程度提高2%~3%,自然递减降低1%~2%,效果良好。智能分注技术的完善与推广可为储层动态分析及油田注水策略的及时调整提供必要的依据与手段。

摘要：为得到油藏水井压裂过程的优化参数,设计裂缝-油藏耦合技术设计油藏水井压裂参数优化数值模拟方法。建立油藏流体等效模型,设计控制单元结构模型,在法向速度的连续方程中,得到应力矢量的基线方程,并计算变化方程的平均渗流速度,设置数值模拟边界条件,得到油藏水井压裂的应力曲线,分别对压裂液黏度、压裂液注入量、支撑剂用量3个参数进行数值模拟。实验证明这3个参数对水井裂缝宽度与长度有直接影响,因此可以通过调节这3个参数实现油藏水井压裂参数的优化。

摘要：国内外试验研究表明,CO_(2)驱在低渗透储层的有效动用和提高单井产量方面效果明显,可在水驱基础上提高采收率5%~15%。在CO_(2)驱提高采收率过程中,随着注入量的增加,油井见气问题突出,油井见气后对油井生产、地面集输系统安全造成较大影响,因此采出井气体组分监测数据对CO_(2)驱油气窜监测、系统安全至关重要。针对目前单机对单个气体组分检测成本高、套气压力变化造成检测误差较大以及一体机检测空间太小、多传感测试稳定性差、容易相互影响等问题,本文按照“一井一机多组分检测”的设计思路,优化装置结构,优选防爆壳体作为检测腔室,并采用气动自动增压装置,稳定套管气压力,研发了一套适合长庆油田CO_(2)驱井口套管气组分自动监测装置,并将数据上传至油区数字化SCADA系统,实现了远程在线监测功能。现场应用结果表明:该装置操作便捷,安全可靠;实现了一机单井四组分自动检测,最大可支持5口井套管气集输、组分数据采集和远传功能,监测误差均在10%以内,满足现场的实际工况需求。该监测系统研发对长庆低渗透油藏CO_(2)驱气窜防治和集输系统安全生产具有重要意义。

摘要：针对姬塬油田侏罗系油藏开发过程中孔隙性见水的特点,对不同调剖剂进行了室内适应性及现场实验评价,设计优选了预交联颗粒加缔合聚合物弱凝胶为主的复合深部调剖体系.预交联颗粒发挥深部调剖作用,有效封堵大的孔喉通道;缔合聚合物弱凝胶为辅,使其发挥封堵和驱油作用.现场应用表明该体系具有很好的堵水调剖效果,能满足姬塬油田侏罗系油藏堵水调剖的需要.

摘要：为了解决鄂尔多斯盆地吴起油田长7储层水驱过程中单井产量低、含水上升快、剩余油分布复杂等问题,采用自主设计研发的高温、高压微观模型加持器,对研究区长7储层的真实取样岩心开展微观水驱油渗流实验,通过辅以铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射、高压压汞和核磁共振实验,研究了不同孔隙结构类型下的微观水驱油渗流特征,探讨了储层物性、微观孔隙结构、可动流体参数、黏土矿物、驱替压力和注水体积对水驱油效率的影响。结果表明:研究区长7储层微观注水驱替特征以网状驱替和树枝状驱替为主,均匀驱替次之,少见蛇状驱替。不同类型驱替特征的驱油效率、残余油分布特征存在较大差异,均匀驱替驱油效率最高为48.84%,蛇状驱替驱油效率最低为31.73%;75%的残余油以簇状和油膜状赋存于孔喉内。水驱油效率的影响因素是多方面的,其中可动流体参数是比其它物性参数更能准确反映与驱油效率之间关系的参数。研究结果为该区不同类型储层开发方案的调整提供了理论依据。