小型反渗透系统中浓水回流工艺的研究

讨论了纯水制备工艺中小型反渗透系统浓水回流对系统性能的影响，分析了浓水回流的运行条件与制约因素，明确了浓水回流工艺在反渗透系统优化设计中的作用，指出了优化设计约束与优化解的映射关系，同时提出了对应不同系统规模的最佳浓水回流比．     

一种超分子体系堵水-防砂性能评价及应用

由聚乙烯吡咯烷酮和乳酸-聚乙二醇-2000共聚物(PLA-PEG-2000,mLA/mPEC=10/1)制备了超分子溶液.探讨了超分子溶液的堵水、防砂机理;研究了其堵水、防砂性能,并进行了矿场试验.结果表明,该超分子溶液通过与亲水性界面的共价结合在岩石表面组装成膜;膜的拉伸强度为3.5MPa,断裂伸长率为135%,邵氏硬度为36,在蒸馏水中的溶胀率小于3%;防砂和堵水性能好于当前使用的各种材料;矿场实验表明,防砂有效周期大于22个月,堵水率大于30%.     

聚衣康酸/聚丙烯酸互穿网络水凝胶的研究

以聚衣康酸（PIAc）网络为基础，通过分步互穿聚合物网络（IPN）技术引入了聚丙烯酸（PAAc）网络，制得了一种新的由具有同种官能团的2种聚合物互穿而成的全IPN水凝胶。通过研究聚衣康酸水凝胶、聚丙烯酸水凝胶和IPN水凝胶在不同pH条件下的溶胀性能，发现3种水凝胶随着pH增加，溶胀率变大，均表现出pH敏感性。IPN水凝胶的溶胀规律与聚衣康酸、聚丙烯酸水凝胶的溶胀规律相比有明显的差别。     

辽河油区稀油油藏防砂技术研究与矿场试验

辽河油区稀油油藏曙三区和沈67块的总体防砂思路是防排相结合，重点是在曙三区杜21块新井实施系统工程优化，为新井防砂提供有效的技术支持，并在老区老井防砂手段上进行技术改进与完善，解决了树脂砂强度的问题，完善了携砂液的性能，同时采用排砂、防砂相结合的方法，在两个区块共施工97井次，取得了良好的试验效果。     

防砂筛管性能评价实验方法的建立

目前国内外有关防砂筛管性能的研究往往局限于挡砂机理方面,对于防砂筛管性能的评价,也没有形成有效的评价方法。防砂筛管性能的主要影响因素有油井机械防砂方式、防砂管类型、过滤精度和泥质含量,为此本文利用已研制出的大型出砂模拟实验装置,针对防砂管性能的主要影响因素展开了室内实验研究,通过室内模拟实验得出了一些规律性的认识,为防砂筛管性能参数的优选提供依据,进而建立了一种防砂筛管性能评价的方法,对指导工程实践具有一定意义。     

砂性土坡面防护结构抗降雨冲刷性能试验研究

针对砂性土堤防坡面抗雨水冲刷能力弱的工程实际,建立砂性土坡面冲刷试验模型,开展降雨冲刷试验,研究不同砂性土堤防坡面保护层抗冲刷性能。分析降雨条件下不同砂性土堤防坡面保护层的冲刷过程,总结出沙土、膨润土与秸秆三者混合形成的坡面保护层能够抵抗雨水冲刷、保障植物种子顺利成长,便于施工。     

高渗透水泥凝胶材料的高压物性研究及应用

对水泥凝胶固化石的高温高压物理性质进行了综合研究与分析，研究表明，该凝胶固化石的孔隙度与渗透率关系至Labrid指数关系；固化石的渗透率主要受凝胶组分中的增渗透剂和防窜剂加量控制；强度受增强剂和水灰比控制，固化时的温度与压力是制约条件。结果表明该体系具有高挤压强度（≥11MPa)、高粘接强度(≥0．5MPa)、高渗透率(≥0．8μm^2)、耐温(≥115℃)、耐油及耐高矿化度盐水等优良品质。对于油气井的防砂、堵水、加砂压裂和裸眼完井很适用，是一种有发展潜力的凝胶材料。     

高渗透水泥施工及防砂性能研究

对高渗透水泥体系的综合性能和防砂能力进行了试验分析研究。结果表明该高渗透水泥具有良好的施工性能和较强的阻挡出砂的能力;可以将该高渗透水泥在钻井和扩眼后泵注到可能出砂的裸眼层段进行先期防砂;对于已经出砂的油井,也可以在清洗砂堵地高渗透水泥将挤入高渗砂层,待其凝固后形成高渗透性人工屏障进行后期防砂。从而为防砂提供了一种新的技术思路,既是在钻井完后,在固井施工时对于可能出砂的层段就考虑采用高渗透水泥充填以代替裸眼完井、砾石填充等常规完井工艺。这将是裸眼完井技术的一种革新,是一种有发展潜力的防砂技术。     

稠油热采井改性纤维复合防砂实验研究

单一的防砂技术在稠油热采井中的应用受到一定限制,为解决热采井防细粉砂,从改善纤维复合防砂技术体系中的基体(树脂涂敷砂)性能入手,以期使纤维复合防砂技术能够用于热采井防砂.通过考察水溶性酚醛树脂、ER树脂粉末、偶联剂、增强剂加量对砂体抗压强度和渗透率的影响,分析了体系中各组分的作用机理.通过室内实验优化了纤维防砂体的配方,研究表明,偶联剂、改性剂、增强剂、ER树脂粉末、水溶性酚醛树脂SR-1、石英砂之间的质量比为(0.15～0.20):3.1:1.5:(2-4):10:100时体系具有较高的防砂强度,并且在350℃下仍能保持在3 MPa左右,较不加入纤维时高30%,渗透率可增加10%左右.     

透水路面路基性能的实验研究

目的研究透水路面土基的渗透、承载力性能及饱水状态下基层的抗冻性能.方法调整黏土和砂之间的比例,采用变水头法测出黏土中的砂含量和渗透系数之间的关系,模仿落球仪快速测定土基现场CBR值实验原理测出含砂量与土基承载力的关系;模拟外界冻融环境测试饱水状态下基层抗冻性能.结果土基的渗透系数随含砂量增加而增强,当含砂量大于25%时,土基的渗透系数均满足规范要求;饱水状态下,土基承载力随土的含砂量的降低呈缓慢下降,当土中含砂量为62.5%时,土基承载力曲线呈明显下降趋势;高空隙率级配碎石在饱水状态及负温下满足抗冻性要求,细集料在饱水状态及负温下有微小膨胀.结论土基的渗透性随含砂量增大而增强.土基承载力随含砂量的减小而降低;基层粗集料在饱水及负温下不膨胀,细集料在饱水及负温下有微小膨胀.     

基于储层构型的剩余油精细表征方法及挖潜策略——以渤海L油田东营组东二下亚段油层为例

渤海L油田从投入开发,经历了内部加密、变井网、转流线等多轮次调整,平面剩余油分布零散,纵向水淹规律异常复杂,剩余油挖潜难度大。综合应用岩心、测井、地震、生产动态等资料,对厚层油藏储层进行精细刻画,指导剩余油精细表征和挖潜。研究发现,该油田单砂体平面以对接式为主,纵向叠置以切叠式为主,南部垂向加积型朵叶体剩余油富集在断层附近、潜山围区、砂体沉积边部,可部署定向井挖潜,中部前积型朵叶体剩余油富集在厚砂体顶部及薄夹层下部,可部署水平井挖潜。     

渤海河流相Q油田提液挖潜规律分析

以渤海Q油田为例，针对渤海河流相油藏改善提液措施效果，统计Q油田近5年油井的提液措施效果。从静态、动态两方面分析油井提液的敏感性，总结油井提液措施效果在动态参数及静态参数上的变化规律，分析切实有效的提液时机与提液规模。结合油井措施效果，建立渤海河流相水驱油藏油井提液挖潜分类表。研究结果表明，渤海河流相油藏处于Ⅰ类提液阶段(2.0万mD·m<地层系数≤4.0万mD·m、0<流动系数≤300mD·m/(mPa·s)、2.5万m³<提液前累计产油量≤5.0万m³、0<提液前累计产液量≤30万m³、65%≤提液前含水率<80%)的油井，提液后日增油量大于30.0 m³；处于Ⅱ类提液阶段的油井，提液后日增油量在15.0～30.0 m³；处于Ⅲ类提液阶段的油井，提液后日增油量小于15.0 m3。该提液高效挖潜时机表在渤海Q油田南区得到了验证，具有很好的实际应用参考价值，可为海上河流相水驱油藏高效开发提供依据。     

水平井控气技术在海上气顶油藏应用研究

由于气顶油藏气顶气的产量不稳定,逐年衰竭较快,无法作为平台燃气透平电站的燃料使用,且海上油田储集运输成本高,因此在海上气顶油藏开发过程中尽量采用控气稳油的开发方式,降低能源浪费。AICD 流入控制装置基于伯努利原理,在延缓气顶锥进的同时具备油井见气后对低黏度气相流入井筒的限制功能。AICD在挪威Troll油田进行了成功的矿场应用,在同一时间段,生产气油比仅为未使用AICD 油井的1/3,累产油量增加了20%。针对渤海Q油田的气顶底水稠油油藏,应用ECLIPSE软件的多段井模型,对AICD 水平井控气技术进行了数值模拟计算。计算结果表明,AICD装置有效地将气油比从1000~2500m3/m3 控制到500~1000m3/m3,累产油提高12%~15%。     

低渗透复杂裂缝系统油藏见水原因及调整方法

大庆外围低渗透裂缝性油藏储层发育天然缝、人工缝及注水诱发动态缝,受复杂裂缝体系影响,采油井见水类型多样,见水规律及原因复杂,加剧了措施调整难度。为了改善低渗透裂缝性油藏水驱效果,以CYG油田C45Z区块为研究对象,基于区块储层裂缝发育特征,划分单井见水类型,结合动静态数据,系统剖析见水规律及原因,为措施调整指明方向。通过措施调整,截至2021年3月,措施井组日增油1.0 t,含水率下降12.0%,阶段累计增油2 051.6 t,初步形成分类治理措施调整模式。     

喇北东块萨三组沉积特征研究

针对喇嘛甸油田层状砂岩油藏特高含水期开发阶段剩余油零散复杂的状况,通过对密井网储层进行精细解剖,确定喇嘛甸油田北东块萨三组各沉积单元砂体的沉积特征,揭示砂体平面非均质特点;将储层分布特征及生产动态情况紧密结合,分析特高含水期分流平原相砂体剩余油分布规律,指导三元复合驱试验区的措施挖潜方案编制,在精细调整中取得了良好的挖潜效果.     

渤海海域新近系河流相油田开发初期潜力砂体研究

渤海海域新近系河流相油田投产后储量变化研究表明,在油田开发初期,开发井钻遇新的含油砂体是储量增长的主要原因,占油田总储量的30%,为合理把握油田储量规模、科学部署开发设施及确保开发效果,在油田开发初期阶段研究探井未钻遇的潜力砂体意义重大。依据渤海新近系成藏理论和十多个已开发河流相油田钻井证实含油砂体的成功因素,论证潜力砂体含油可能性高的3种类型,依据相控储层描述技术开展潜力砂体的定量描述。该技术成功应用于BZ油田滚动扩边块3井区,钻前预测的潜力含油砂体储量近8×106m3。在近几年油田开发初期阶段预测和论证的潜力砂体中,开发井钻后67%的潜力砂体储量得到落实,达到了合理部署河流相油田开发设施的目的,提高了开发效果。     

同层系两种驱油剂同驱压力干扰调整研究

针对大庆油田高含水X区块同开发层系不同区域水、聚、三元同驱造成区块压力不平衡导致部分油井产油量较低的问题,应用统计计算、理论分析并结合油藏数值模拟的方法进行研究。得出区块储层平面高低压力区域压力相互干扰主要是由于不同驱油剂储层增压效果差异引起的,并确定了需要调整的高低压区的井号。通过在储层低压区的水井增注,高压低渗水井压裂,高压中高渗水井对应连通性好的油井提液降压调整油藏平面压力不均衡,缓解高低压井区间相互干扰。在对区块压力调整后,同驱层油井日增油量在2.5 t以上,得到了较好的开发调整效果。     

大剂量深部调驱技术在小集“双高”油田的应用

针对小集油田官979断块"双高"开发阶段地质及剩余油分布特点,研究了耐高温的连续凝胶及SMG微球凝胶的基本物理化学特性。结果表明,实验所优选的HPAM与交联剂KN所形成的凝胶在113℃下可以长期稳定,黏度基本保持不变,达到100 000mPa·s,且在渗透率为3.0μm2的岩心中的残余阻力系数可以达到20以上,具有很好的封堵性能。SMG微球在120℃下可以稳定存在,且高温溶胀后粒径明显变大,可以对高渗管产生封堵,使后续注入液转向低渗层,从而提高采收率。将优选出的适用于高温油藏的KN高温连续凝胶及SMG微球凝胶开展大剂量深部调驱试验,并对层系、井网、注入体积、段塞结构等进行研究优化,结合现场及时的优化调整,整个断块实施大剂量深部调驱后注水指标和开发效果都得到了明显改善,截止到2013年6月,14口调驱受益油井,见效13口,纯增油9 500t。     

多层系断块油藏高含水期剩余油潜力综合评价

舍女寺油田女12-女20断块油藏受储层低渗、非均质性强和构造复杂等因素影响,断块剩余油分布复杂,油层动用程度不均和动用程度低是开发中存在主要问题。对于中高含水多层系非均质砂岩油藏,把单砂层合理井网密度评价和单砂层流动单元评价相结合进行单砂层注采井网适应性分析,再与油藏数值模拟技术相结合,优选EK21、EK22和EK23油组14个目标砂层,在断块东北部找到多个潜力目标区,据此编制了油藏剩余油可调整挖潜方案。完钻的14151调整井取得了较好的效果,油井平均日产大于15t,断块采油速度从0．38％提高到目前的0．82％,证实了该项技术的有效性。     

河流相油田水平井周期注水研究与实践——以渤海N油田为例

以渤海N油田为例,针对以水平井开发为主的含隔层储层含水率上升快、储量动用程度低的特点,开展强弱交替周期注水研究。结果表明,对于此类油藏,强弱交替周期注水开发效果优于常规周期注水。在强注半周期内,提高注采比至1.3可以在一定程度上控制底水锥进速度、降低生产井含水率;在弱注半周期内,将注采比控制在0.8左右,可以延缓强注周期内注入水突破至井底的时间。根据研究结果,开展了2注2采井组的矿场先导试验,实施后井组含水率下降了1%~14%,单井平均日增油6~22 m~3。