排序方式: 共有36条查询结果,搜索用时 140 毫秒
1.
海上L油田开展弱凝胶驱以来,取得了较好的经济效益.弱凝胶驱结束后,油田含水快速回升,开发效果明显变差,水驱前缘通过优势渗流通道快速突破到生产井,注采比大幅提升[1-7].为了进一步提高L油田化学驱后的开发效果,开展地层吸液剖面分析,并提出中低渗透层降压解堵综合治理方案.通过注入井测试资料分析认为,厚层顶部吸水量持续增大,吸水厚度逐渐减小、向顶部集中,中低渗层吸液量少,层间剖面返转较明显,剖面变化复杂.针对厚油层提出优势渗流通道封堵技术,采用微米网状凝胶封堵厚层顶部高渗条带,封堵后水驱压差增大150%~400%,封堵效果较好;中低渗层采用化学解堵技术,堵塞物降黏率达92%,中低渗岩心吸液比例提高13.5%. 相似文献
2.
以丙烯酰胺(AM)、2-甲基-2-丙烯酰胺基丙磺酸(AMPS)、丙烯酸(AA)、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)为原料,采用氧化还原引发体系合成了一种四元共聚物水基钻井液降滤失剂。确定了最佳合成条件:单体配比为AM/AMPS/AA/DMC=55∶30∶10∶5(质量比),引发剂加量各为0.3%(单体浓度为1),单体总浓度为20%(质量分数),反应温度为50℃,溶液p H值为7,反应时间为4 h。对聚合物进行了红外表征,合成产品与设计结构一致。钻井液性能评价结果显示:淡水基浆中聚合物加量为0.7%时,常温中压滤失量为6.0 m L,经过180℃老化后,API滤失量为8.2 m L,高温高压滤失量为11.6 m L;聚合物加量为1.0%时的页岩相对回收率达到99.4%。说明AM/AMPS/AA/DMC聚合物降滤失能力强,且热稳定性和抑制性能好。 相似文献
3.
5.
针对现有压裂裂缝监测手段匮乏、成本较高且操作复杂等问题,利用水溶性有机微量物质示踪剂对LX致密气田的分段压裂水平井LX-A井进行了裂缝监测。优选9种不同示踪剂分别注入9个压裂段,通过在压后13天内对不同取样时间的水样中示踪剂产出浓度进行分析,得到了9个层段的动态产水情况及裂缝参数。结果表明,该井第9段先开始返排,返排前期第7、9段压裂液返排占比较高,分别为15%和50%,其他段返排液占比较低且较为接近,均不到10%。返排末期第3、4、7、9段压裂液返排占比较高,分别为13%、17%、13%和30%,其他段返排液占比不到10%;该井改造区裂缝渗透率在0.03~0.16mD,在第1~6段逐渐降低,在第6~9段逐渐升高,第9段渗透率最高;其裂缝半长在30~290m,其中第1~7段,除第5段外,基本呈上升趋势,第8、9段基本相当,均小于第7段。实践证明,示踪剂监测技术能够作为水平井分段压裂裂缝监测的有效手段,为压后效果评估提供参考。 相似文献
7.
8.
渤海B油田储层非均质性较强,水驱开发效果较差.为提高渤海B油田分散型调驱体系深部液流转向效果,对"纳米型""核壳型"和"超分子型"3种分散型调驱体系与孔喉配伍性、渗透率极限的关系进行了实验研究.结果表明:分散型调驱体系在岩心内的阻力系数与调驱体系的体积质量、注入速度成正比,与油藏渗透率成反比;"纳米型"和"核壳型"分散型调驱体系适用于中、高渗透率储层,"超分子型"适用于高、超高渗透率储层;"纳米型"和"超分子型"分散型调驱体系的岩心喉道直径与微球粒径之比接近固体颗粒在孔隙内不发生桥堵时的理论值;增加注入速度可以减小岩心端面微球滞留量、减弱分散型调驱体注入岩心过程中的端面效应.分散型调驱体系与储层渗透率适应性研究对渤海B油田上产稳产具有重要意义. 相似文献
9.
10.
为满足渤海油田深部液流转向技术需求,利用激光粒度仪、生物显微镜以及岩心驱替实验方法,研究了两种不同粒径的聚合物微球在注入水和多孔介质中的膨胀性及在长岩心中的深部运移和封堵性能。结果表明,在渤海Q油田模拟注入水中膨胀8 d后,微球A的粒径中值从0.59μm增至2.21μm,微球B的粒径中值从9.18μm增至31.40μm,均表现出良好的缓膨效果;微球在多孔介质中缓膨7 d后,岩心注入压力显著增加,表现出同样良好的缓膨效果。在注入过程中,绝大多数微球能进入油藏深部。两种微球在长为300 cm、渗透率为1000×10~(-3)μm~2的岩心上均表现出较好的传输运移性能。经过不同时间水化膨胀后,岩心封堵率均显著增加,水化7 d后微球B和微球A的平均封堵率分别为55.65%和41.68%,且距离注入端越近封堵率越高。但由于部分微球粒径较大,会在岩心端面滞留造成端面堵塞,导致注入压力损失超过40%。图8表4参23 相似文献