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An experimental study on horizontal well waterflooding in the Cretaceous porous carbonate reservoir of Oman

Energy Geoscience 2024年第3期5卷 85-92页

作者： Jie Chen Liang Cheng Song Jin Yongli Wang leiting shi Geological Exploration and Development Research Institute Chuanqing Drilling Engineering Company LimitedCNPCChengdu 610051China International Nature Gas Technology Support Center CNPCChengdu 610051China Oman Project Company CNPCBeijing 100034China State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation Southwest Petroleum UniversityChengdu 610500China

Porous carbonate reservoirs,prevalent in the Middle East,are lithologically dominated by bioclastic limestones,exhibiting high porosity,low permeability,intricate pore structure,and strong *** through horizontal wells is commonly used for exploiting these ***,challenges persist,such as significant uncertainty and complex operational procedures regarding adjustment effects during the *** USH reservoir of the Cretaceous D oilfield,Oman exemplifies typical porous carbonate *** initially underwent depletion drive using vertical wells,followed by horizontal well waterflooding in the late ***,the oilfield is confronted with substantial developmental challenges,involving the understanding of residual oil distribution,effective water cut control,and sustaining oil production since it has entered the late development *** a microscopic visualization displacement system equipped with electrodes,this study elucidated the waterflooding mechanisms and residual oil distribution in the late-stage development of the USH *** results reveal that the reservoir's vertical stacking patterns act as the main factor affecting the horizontal well waterflooding *** water flow channels emerge under varying reservoir stacking patterns,with post-waterflooding residual oil predominantly distributed at the reservoir's top and *** oil recovery can be enhanced by adjusting the waterflooding's flow line and *** findings of this study will provide theoretical insights of waterflooding mechanisms and injection-production adjustments for exploiting other porous carbonate reservoirs in the Middle East through horizontal wells.

关键词： Porous carbonate reservoir Horizontal well waterflooding Microscopic visualization Three-dimensional physical model Waterflooding characteristics

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“互联网+”背景下公立医院网络意识形态工作路径探析

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现代医院 2024年第5期24卷 740-742,746页

作者：施蕾婷范群刘亭敏许君上海市浦东新区人民医院上海201299

随着信息技术的发展,我国已经进入全媒体时代,“互联网+”模式和技术也势不可挡地按下了加速键,成为人们接收和获取医疗、健康、科普等信息的重要渠道,更成为医院意识形态工作的主战场。本研究以某三级综合性医院官方公众号意识形态传... 详细信息

随着信息技术的发展,我国已经进入全媒体时代,“互联网+”模式和技术也势不可挡地按下了加速键,成为人们接收和获取医疗、健康、科普等信息的重要渠道,更成为医院意识形态工作的主战场。本研究以某三级综合性医院官方公众号意识形态传播为例,分析公立医院在“互联网+”时代背景下网络意识形态工作现状和面临的挑战,并在此基础上探索网络意识形态工作路径的构建。

关键词： “互联网+” 全媒体时代公立医院意识形态路径探析

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Effect of polymer solution structure on displacement efficiency

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Petroleum Science 2012年第2期9卷 230-235页

作者： shi leiting Chen Lei Ye Zhongbin Zhou Wei Zhang Jian Yang Jie Jin Jianbo State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation Southwest Petroleum UniversityChengduSichuan 610500China Research Center of CNOOC Beijing 100027China First Oil Production Plant of Henan Branch Corporation of Sinopec NanyangHenan 474780China

In this paper, a series of experiments, including atomic force microscope （AFM）, environmental scanning electron microscope （ESEM）, and core displacement tests were conducted to investigate the effect of polymer solution structure on solution properties and oil displacement efficiency. The results show that in the HPAM solution polymer coils were formed and then aggregated into a loose structure, while the HAP2010 solution formed a strong network structure, which would significantly improve the solution viscosity and flow resistance so as to upgrade the capacity of piston-like oil displacement in highly permeable porous media. Meanwhile, the retention of the HAP2010 solution at pore throats were also enhanced, which could reduce water production during subsequent water flooding and enlarge the swept volume during polymer flooding. Therefore, enhancing the interaction among polymer molecules is an effective way to improve the displacement efficiency of polymer solutions in heavy oil reservoirs with high permeability.

关键词： Polymer solution structure loosely-aggregated structure network structure displacement efficiency

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Necessity and feasibility of improving the residual resistance factor of polymer flooding in heavy oil reservoirs

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Petroleum Science 2010年第2期7卷 251-256页

作者： shi leiting Ye Zhongbin Zhang Zhuo Zhou Changjiang Zhu Shanshan Guo Zhidong State Key Laboratory of Oil and Gas Reservoir Geology and Exploitation Southwest Petroleum University ChengduSichuan 610500 China

The efficiency of water flooding in heavy oil reservoirs would be improved by increasing the viscosity of the displacing phase, but the sweep efficiency is not of significance due to the low mobility of the vicious oil. On the basis of mobility control theory, increasing the residual resistance factor not only reduces the water-oil mobility ratio but also decreases the requirement for viscosity enhancement of the polymer solution. The residual resistance factor caused by hydrophobic associating polymer solution is higher than that caused by polyacrylamide solution in brine containing high concentrations of calcium and magnesium ions. The results of numerical simulations show that the polymer flooding efficiency improved by increasing the residual resistance factor is far better than that by only increasing solution viscosity. The recovery factor of heavy oil reservoirs （70 mPa·s） can be enhanced by hydrophobic associating polymer solution of high residual resistance factor （more than 3） and high effective viscosity （24 mPa·s）. Therefore, increasing the residual resistance factor of the polymer solution not only decreases the requirement for the viscosity of polymer solution injected into heavy oil reservoirs but also is favorable to enhanced oil recovery during polymer flooding.

关键词： Heavy oil reservoir polymer flooding mobility control residual resistance factor viscosity

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用于中低渗油藏的表面活性聚合物驱油剂

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精细化工 2023年第9期40卷 2064-2072页

作者：胡俊金诚施雷庭郭拥军西南石油大学石油与天然气工程学院四川成都610500 西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室四川成都610500 西南石油大学新能源与材料学院四川成都610500 四川光亚聚合物化工有限公司四川成都610500

以表面活性单体N-十六烷基-N-磺基丙烯酰胺(NS)、丙烯酰胺(AM)为原料,采用水溶液自由基聚合法制备了低相对分子质量的表面活性聚合物(PAS)。利用FTIR对其进行了结构表征,考察了PAS作为驱油剂的增黏、乳化、注入、提高采收率相关性能。... 详细信息

以表面活性单体N-十六烷基-N-磺基丙烯酰胺(NS)、丙烯酰胺(AM)为原料,采用水溶液自由基聚合法制备了低相对分子质量的表面活性聚合物(PAS)。利用FTIR对其进行了结构表征,考察了PAS作为驱油剂的增黏、乳化、注入、提高采收率相关性能。在45℃、NaCl矿化度为2410 mg/L条件下,质量浓度为1000 mg/L的PAS溶液表观黏度为32.6 mPa·s,高于相对分子质量为8.0×10^(6)的部分水解聚丙烯酰胺(HPAM,18.9 mPa·s);在PAS质量浓度为1000 mg/L的条件下,其与原油形成的乳液120 min析水率为5.0%,3次吸附后表观黏度保留率为114.11%,吸附后仍具有较好的乳化性;在渗透率为0.025μm^(2)的岩心中注入平稳压力为1.02 MPa;在岩心渗透率为0.1μm^(2)的条件下,PAS驱能在水驱基础上提高采收率19.02%,比HPAM驱高5.00%,与HPAM-碳酸钠-石油磺酸钠三元体系提高采收率相当,仅低0.58%。

关键词：表面活性聚合物中低渗油藏聚丙烯酰胺乳化性能提高采收率油田化学品

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二元复合驱体系优化及转注时机实验研究

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西南石油大学学报（自然科学版） 2019年第5期41卷 120-126页

作者：张晓芹朱诗杰施雷庭中国石油大庆油田有限责任公司勘探开发研究院黑龙江大庆163000 “油气藏地质与开发工程”国家重点实验室·西南石油大学四川成都610500

聚合物驱加剧了油藏的非均质性以及剩余油的启动难度,利用复合驱降低界面张力和流度控制协同作用能够进一步提高原油采收率。通过复配不同性能的复合体系进行室内驱油实验和转注时机研究。结果表明,复合体系中的流度控制能力和降低界面... 详细信息

聚合物驱加剧了油藏的非均质性以及剩余油的启动难度,利用复合驱降低界面张力和流度控制协同作用能够进一步提高原油采收率。通过复配不同性能的复合体系进行室内驱油实验和转注时机研究。结果表明,复合体系中的流度控制能力和降低界面张力对驱油效果的贡献比为1.2:1.0,利用水驱特征和不同节点后续水驱特征公式的差异,建立了快速判断聚合物驱后复合体系的最佳转注时机,即后续水驱阶段即将失效阶段转注复合体系时效果最佳;实验研究的条件下优化出的复合体系是以流度控制能力为主、降低界面张力范围是10^-1~10^-2 mN/m;聚合物驱结束后开始后续水驱0.14 PV是复合驱的最佳转注时机,适宜挖掘聚合物驱后的剩余油。

关键词：聚合物驱二元复合驱流度控制界面张力水驱特征转注时机

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固相颗粒对低渗透砂岩油藏注水开发影响研究

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西南石油大学学报（自然科学版） 2014年第1期36卷 134-138页

作者：伍家忠孟红丽徐杰谢全施雷庭 “提高石油采收率”国家重点实验室中国石油勘探开发研究院北京海淀100083 “油气藏地质及开发工程”国家重点实验室西南石油大学四川成都610500 中国寰球工程公司新疆分公司新疆克拉玛依833600

注入水中的固相颗粒直接影响低渗透砂岩油藏的注入压力和储层伤害程度。研究了3种注入水(所含固相颗粒累积粒度分布达到90%时所对应粒径分别为1.24,5.05,9.91μm)的注入性和对油相渗透率的伤害程度,并考察其对采收率的影响。结果表明:... 详细信息

注入水中的固相颗粒直接影响低渗透砂岩油藏的注入压力和储层伤害程度。研究了3种注入水(所含固相颗粒累积粒度分布达到90%时所对应粒径分别为1.24,5.05,9.91μm)的注入性和对油相渗透率的伤害程度,并考察其对采收率的影响。结果表明:渗透率小于1.000 mD的岩芯,注入水中固相颗粒的累计粒度分布达到90%(D90)的粒径大于1.00μm时,严重影响了其注入性;在渗透率大于1.000 mD的岩芯中,3种注入水均具有较好的注入性。随着固相颗粒D90粒径的增大,岩芯油相渗透率的伤害程度增大,水驱采收率降低;随着岩芯渗透率的增加,较大粒径的颗粒堵塞岩芯中小孔隙的油流通道,降低了水驱波及能力。结合固相颗粒D90粒径的渗透率伤害率图版,岩芯渗透率大于10.000 mD时,注入水中的颗粒D90粒径可以适当放宽到5.00μm。

关键词：固相颗粒粒径渗透率注入性渗透率伤害图版

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稠油重组分对砂岩储层润湿性变化的影响

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油田化学 2016年第2期33卷 325-332页

作者：程亮施雷庭叶仲斌王娟杨超钟金银中国石油川庆钻探工程公司地质勘探开发研究院四川成都610081 油气藏地质及开发工程国家重点实验室(西南石油大学) 四川成都610500 中国石油西南油气田公司勘探开发研究院四川成都610041 陕西延长石油(集团)有限责任公司研究院陕西西安710075

为揭示稠油重组分性质与砂岩岩石润湿性变化之间的关系,用X射线光电子能谱和Zeta电位测定仪考察了不同产地稠油沥青质、胶质表面官能团及其Zeta电位,采用改进的岩心润湿定量测定方法研究了稠油重质组分(沥青质、胶质)Zeta电位与砂岩岩... 详细信息

为揭示稠油重组分性质与砂岩岩石润湿性变化之间的关系,用X射线光电子能谱和Zeta电位测定仪考察了不同产地稠油沥青质、胶质表面官能团及其Zeta电位,采用改进的岩心润湿定量测定方法研究了稠油重质组分(沥青质、胶质)Zeta电位与砂岩岩样润湿指数间的关系,分析了盐水中阴阳离子对吸附沥青质岩心润湿性的影响。结果表明,辽河沥青质因含较多的羧酸和钙元素(羧酸钙)而带负电荷,塔河、孤岛、克拉玛依和垦东沥青质及渤海、辽河和克拉玛依胶质带正电荷;沥青质、胶质正电性越强,岩石润湿指数变化程度越大,润湿指数(WR)与沥青质、胶质Zeta电位(ζ)间存在对数关系:ζ=-2.9508 ln(WR);盐水中的无机阳离子化合价价数越高,吸附沥青质岩心的润湿指数越小,而无机阴离子对润湿性变化影响甚微。通过润湿指数与沥青质、胶质Zeta电位间的定量公式可推算砂岩岩层润湿性变化趋势,通过调整注入水组成可控制沥青质沉积造成的润湿性变化程度。

关键词：沥青质胶质砂岩润湿指数 Zeta电位

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碰摩条件下TA7和TC11钛合金抗点燃性能及机理分析

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航空材料学报 2024年第5期44卷 206-214页

作者：石琳贾雷停郭洪波彭徽北京航空航天大学材料科学与工程学院北京100191 高温结构材料与涂层技术工信部重点实验室北京100191

采用钛合金碰撞摩擦点燃装置,将TC4钛合金转杆与TA7等钛合金碰摩试样进行碰撞以及持续摩擦,结合SEM等微观分析,对TA7和TC11钛合金抗点燃性能及产物进行研究,并得出了在这一特殊摩擦条件下的实验结果。研究结果表明:摩擦接触压力P_(f)和... 详细信息

采用钛合金碰撞摩擦点燃装置,将TC4钛合金转杆与TA7等钛合金碰摩试样进行碰撞以及持续摩擦,结合SEM等微观分析,对TA7和TC11钛合金抗点燃性能及产物进行研究,并得出了在这一特殊摩擦条件下的实验结果。研究结果表明:摩擦接触压力P_(f)和燃烧室压力P可作为有效的实验参数评价钛合金的碰摩点燃过程;根据P_(f)-P绘制的3种钛合金临界点燃曲线均呈线性规律,抗点燃性能:TC11>TA11>TA7;对碰摩点燃后的钛合金进行微观组织分析表明,钛合金燃烧反应区包括燃烧产物区(CPZ)、氧化物区(OZ)、热影响区(HAZ)以及摩擦产物区(FPZ)共4个区域;TC11点燃后形成的多层结构Al2O3有利于阻止Ti、O等元素互扩散,是其具有更优异抗碰摩点燃性能的主要原因。

关键词：钛合金钛火阻燃性能阻燃机理

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高含硫气藏硫溶解度的关联和预测研究

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断块油气田 2007年第4期14卷 57-59页

作者：王颖施雷霆舒政西南石油大学油气藏地质及开发工程国家重点实验室四川成都610500

硫沉积是高含硫气藏有别于普通气藏的重要特征。硫沉积不仅影响气井产能,而且会对整个气藏的开发带来很多危害,因此,正确计算和预测不同条件下硫的溶解度具有十分重要的意义。鉴于高含硫气藏中硫沉积实验研究的难度,针对硫的溶解与析出... 详细信息

硫沉积是高含硫气藏有别于普通气藏的重要特征。硫沉积不仅影响气井产能,而且会对整个气藏的开发带来很多危害,因此,正确计算和预测不同条件下硫的溶解度具有十分重要的意义。鉴于高含硫气藏中硫沉积实验研究的难度,针对硫的溶解与析出类似于超临界流体中溶质的溶解与萃取过程,利用超临界流体相平衡模型中的压缩气体模型,建立了关联和预测硫溶解度的热力学理论模型。在该模型中,通过拟合回归硫在纯二氧化碳、甲烷和硫化氢气体中溶解度的实验结果,得到了硫与这些气体组分的二元交互作用系数,最后通过实例计算,验证了模型的正确性和可靠性。

关键词：高含硫气藏硫沉积超临界流体预测方法二元交互作用系数

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