三种驱油剂在聚驱后二维非均质物理模型上的驱油效果

在模拟大庆油田条件下，在3种K值的二维纵向非均质人造岩心上，在45℃考察了水驱、1．0g／L普浓聚合物驱之后，3种聚驱后驱油剂的驱油效果。所用聚合物为M=2．5×10^7，HI）=26．5％的耶AM。这3种驱油剂的组成（g／L）为：12／5／1．4的Na2CO3／烷基苯石油磺酸盐／HPAM溶液（ASP）；加入17．5mg／L Cr^3＋的ASP（铬交联ASP）；2．5g／L高浓耶AM溶液。两种ASP体系与原油间界面张力在10^-4mN／m量级。随岩心K值增大，水驱采收率大幅度降低，普浓聚驱采收率增值显著升高，聚驱后驱油荆的采收率增值与岩心坛值和驱油剂类型有关。高浓聚合物、ASP、铬交联ASP的采收率增值。在K=0．50岩心上分别为7．7％、10．6％、12．1％，在坛=0．65岩心上分别为7．8％、12．3％、22．5％，在K=0．72岩心上分别为10．3％、9．8％、11．2％。铬交联ASP注入压力升幅大，后续注水压力维持高值；高浓聚合物溶液注入压力升幅较大或很大，但后续注水压力迅速下降；ASP注入压力升幅最小，后续注水压力不断下降。因此，聚驱后采用洗油效率特别是扩大波及体积能力更强的驱油剂，可以进一步提高采收率。图3表4参9。     

江苏油田中高渗油藏聚合物驱聚合物适应性研究

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。     

渤海河流相底水稠油油藏特高含水期极限驱油效率认识

围绕渤海底水稠油油藏在特高含水阶段剩余油挖潜机理认识不清、渗流特征认识不深的难点问题,以典型河流相Q油田主力砂体为例,开展不同类型储层样品在2 000 PV高倍数水驱下的极限水驱油效率实验研究。实验结果显示,在经过2 000 PV高倍数水驱后,稀油、普1类稠油和普2类稠油的极限驱油效率分别为76.5%、75.5%和72.5%。在相同的高倍数水驱条件下,稀油样品驱油效率在100 PV处出现拐点,普1类稠油样品在300 PV处出现拐点,普2类稠油样品驱油效率在1 000 PV处出现拐点。地层原油黏度越大,拐点出现的时机越晚,揭示水驱至残余油状态的废弃时机越晚。普2类稠油样品在100～1 000 PV的高倍数驱替过程中,单位PV数下驱油效率要高于稀油样品和普1类稠油样品,在2 000 PV的高倍数水驱条件下驱油效率最终可高达72.5%。实验结论可为底水稠油特高含水期大液量提液挖潜提供机理支撑。     

底水油藏直井水锥形态的定量描述新方法

直井依靠天然能量开采底水油藏必然形成水锥,为了分析直井周边水淹状况和剩余油分布情况,有必要对水锥形态进行定量描述。根据渤海某底水油藏实际地层参数建立油藏数值模拟机理模型,考虑垂向渗透率与水平渗透率比值、油水黏度比、直井避水高度、油层有效厚度和含水率为影响水锥形态的主要因素。首先利用机理模型定量分析单因素对水锥形态的影响,然后建立五因素四水平的正交设计实验,利用多元线性回归方法对实验结果进行回归,得出多因素影响下的直井水锥形态定量描述公式。以渤海某底水油藏1口直井为例进行公式验证,结果表明定量描述公式计算结果满足矿场需要。     

海上底水油藏水平井水驱波及系数定量表征

海上底水油藏开发中后期面临着水驱油规律认识不清及水平井井间水驱波及系数定量描述难的问题。以渤海Q油田为例，利用室内一维长岩心水驱油实验、油藏数值模拟方法，建立了底水油藏精细数值模型，研究了底水油藏长期水驱后驱油效率和水平井井间水驱波及系数变化规律。结果表明：水驱油实验中驱替倍数提高至2 000 PV，驱替速度由1 mL/min提高至5 mL/min，驱油效率较常规水驱驱替倍数为100 PV时提高了15%～20%；基于数值模拟的水平井水驱波及体积研究，通过引入高倍水驱后相渗曲线，并将模型网格精度提高至长×宽×高为10.0 m×10.0 m×0.3 m时，实现了对水驱波及体积的精细刻画，计算出的波及系数由原始模型的66.7%降低为54.6%，提高了模型计算精度；水平井布井油柱高度和井距均是影响井间水驱波及系数的主控因素，水平段油柱高度越低，井距越大，井间水驱波及系数越低。基于以上研究结果，建立了海上底水油藏井间水驱波及系数图版，明确了底水油藏水平井布井界限参数：布井井距100～150 m，油柱高度6～8 m，井控储量（15～25）万m³，水平井最大提液幅度2 000 m³/d，极限经济产油量10 m³/d，水平井累计产油量大于5万m³。该研究成果成功指导了海上Q油田底水油藏21口加密水平井的实施，可为底水油藏中后期高效挖潜提供借鉴。     

特殊油藏聚合物驱物理模拟实验研究

聚合物驱是提高油藏开发效果的有效方法,室内和矿场数据表明,聚合物驱可在水驱基础上提高采收率10%左右.江苏油田部分区块具有储量低、非均质性严重、地层温度高和注入水矿化度高等特点,需要对聚合物驱油技术在这些区块上的适应性进行评价.针对油藏开发实际需求,利用现代物理模拟方法,对真15等区块聚合物驱增油效果进行了评价.结果表明.聚合物用量、浓度、段塞组合方式、注入时机和油藏非均质状况等因素对聚合物驱增油效果存在影响.对于平均渗透率高、非均质性比较严重的区块,在化学剂费用相近条件下,"调剖 聚合物驱"或"聚合物驱 调剖 聚合物驱"段塞组合方式增油效果要优于单纯聚合物驱.     

双高强螺栓止裂法对疲劳性能的影响研究

采用钢板做的拉伸试样,并在裂纹前端打孔,并在孔上拧上高强度螺栓.通过有限元仿真,对比分析单止裂孔,单高强度螺栓,双高强度螺栓三种方法的止裂效果,研究了双高强度螺栓对疲劳性能的影响,发现施加高强螺栓后,钢板表面与螺栓垫板之间产生的摩擦力遏制了裂纹的张开,相较与止裂孔和单高强度螺栓止裂,双高强度螺栓止裂更能减小应力集中,能够更好的提高试样的疲劳性能.可以通过此方法提高含裂纹结构的使用寿命.     

高职院校学生管理工作的认识与实践

以重庆房地产职业学院学生管理工作为视角,从高等职业学院的办学定位、学生特点及发展态势,围绕学院专业办学特色,对于如何加强内涵建设,提高学生到课率、毕业率、就业率等一系列关乎教育教学质量的问题进行了探讨,并就新时期构建学生管理模式,促进学院快速发展进行了有益的实践与探讨。     

原油黏度和注入时机对凝胶调驱效果影响研究

利用天然油砂填制的均质模型和层内非均质模型模拟海上油田高渗疏松砂岩油藏,在不同原油黏度下进行了Cr3 交联聚合物凝胶调驱效果及其调驱时机对调驱效果影响物理模拟实验.结果表明,层内非均质填砂模型很好地反映了地层的非均质状况,Cr3 交联聚合物能有效地封堵高渗层或高渗透条带,调整吸液剖面,扩大波及范围.随着原油黏度的增加,流度比增大,调驱效果下降,采收盎降低.调驱时机对Cr3 交联聚合物调驱效果存在影响,含水率为40%的调驱效果好于含水率为98%的调驱效果.