一、CDG调驱技术在W95块南部的应用（论文文献综述）
刘骜烜[1]（2015）在《高温高盐油藏纳米微球的调驱 ——以华北赵86油藏断块为例》文中研究表明华北油田赵86油藏断块为一个高温高盐断块油藏,油藏内油水井之间的水淹水窜现象严重,常规的调驱手段存在有效期短和效果差的缺点,深部调驱作用有限,液流改向效果不理想,难以有效提高油藏的最终采收率。近年来,纳米微球深部调驱技术以其良好的调驱效果,逐渐在国内应用并发展起来。纳米微球在地面成胶,可降低矿化度、地层温度、地层剪切等环境因素对体系的影响。纳米微球初始尺寸小、粘度低、注入工艺简单、膨胀时间可控、可实现逐级封堵,在中、低渗透油田适应性强。本文针对华北赵86油藏断块的地质和油藏特性,利用反相乳液聚合法,研制了一种与华北赵86油藏断块地层及地层流体适应性好的纳米微球,并评价了其基本性能,借助室内岩心流动实验评价了纳米微球与华北赵86油藏断块的适应性,并优选出了适宜该油藏的最佳注入参数,最后利用优选出的最佳的注入参数评价了其深部调驱效果。研究结果表明：合成的纳米微球初始平均粒径为405.87nm,具有很好的膨胀性能,在80℃,1%NaC1盐水中,纳米微球吸水24h后的膨胀倍数为35.52,且温度越高、矿化度越低、pH值越小,纳米微球的膨胀倍数越大；纳米微球吸水后具有明显的粘弹性能,表现出软固体的性质,在高剪切速率下,纳米微球体系具有较好的耐剪切能力；研制的纳米微球与华北油田赵86油藏断块孔喉具有很好的配伍性,通过阻力系数和残余阻力系数的测定表明,纳米微球体系在中低渗岩心中具有较好的注入性和流动性,能够运移到岩心深部,在渗透率为30-100×10-3μm2范围内,纳米微球体系对岩石的封堵率均大于95%,耐冲刷性能显着；通过对纳米微球参数优化实验,优选出纳米微球体系最佳的注入参数为：注入浓度为2000mg/L,注入量为0.2PV,注入速度为0.3mL/min,注入方式0.1PV微球+0.1PV水+0.1PV微球；纳米微球体系对于方形非均质岩心和三管并联天然岩心的调驱效果均较好,在水驱采收率基础上方形非均质岩心的提高采收率幅度达17.29%,油藏非均质性严重时,在注入纳米微球体系前先注入少量的聚合物进行前期调剖,调驱效果更明显,最终采收率较水驱可提高18.59%,比不开展聚合物前期调剖的实验方案的采收率提高值17.85%高出0.74%。微观驱油实验表明,纳米微球体系能够驱替微观模型中大量的残余油,具有很好的波及效率和洗油效率。其调驱机理主要有：选择性调剖机理、深部液流转向机理和变形驱油机理。本论文的研究成果可为纳米微球在华北赵86油藏断块中的应用提供室内实验和理论支撑,对于华北赵86油藏断块进一步提高油藏的采收率、实现油田的可持续发展具有重要意义。
隋付东[2]（2014）在《锦16块乳化稠油堵水技术研究》文中指出目前辽河油田锦州采油厂锦16块勘探开发已进入中后期，后备优质储量严重不足,稠油注水主力区块陆续进入高和特高含水开发阶段，剩余油分布零散,挖潜难度大，开发效果差。利用堵水技术改善开发效果是目前较直接有效的一种手段。用于堵水的堵水剂主要分为两大类：一是非选择性堵水剂；二是选择性堵水剂。由于非选择性堵水剂无选择性，对于多层系开发的油藏，容易造成油层伤害，严重影响油井产能，并且封堵施工工艺复杂、工序繁多、作业成本高。因此，选择性堵水剂成为科研人员的主要研究对象。其中，乳化稠油堵水剂进入地层后，遇水能形成稳定的W/O型乳状液，粘度增加，阻止地层中的水向井底流动；遇油则被稀释，粘度下降，流出地层，是一种堵水不堵油的具有很好选择性的堵剂。本文通过一系列室内模拟实验，研究了温度、含水率、矿化度、乳化剂浓度、原油粘度等对乳状液粘度的影响，观测乳状液长期稳定性；通过对实验数据的整理分析，找出了影响乳化稠油堵水效果的主要原因。通过开展乳化稠油室内岩心模拟实验研究，测定了压力变化、采收率变化，研究了乳化稠油的注入能力，测定突破压力，分析了乳化稠油封堵性能，确定了合理的注入参数。研究表明，封堵率均达到90%以上，突破压力梯度均达到5MPa/m以上，残余阻力系数均达到10以上，封堵性能良好，能够对地层进行有效地封堵。三管并联岩心模拟堵水实验表明,含水率为60%时为堵水最佳时机。
徐方向[3]（2014）在《水平井调剖堵水工艺技术研究》文中提出对于复杂油藏（低渗透、超低渗透,稠油油藏等）,一般采用水平井技术才能进行有经济效益的开发。在水平井注水开发过程中,由于注入水随裂缝进入水平井段,引起水平井出水问题,需要对其采取调剖堵水处理措施。水平井自身结构的复杂特性以及所处油藏的地质特性,使得水平井调剖堵水比直井更为复杂。水平井调剖堵水的复杂性体现在：水平井调剖堵水对调剖堵剂有更高的要求,目前还没有专门针对水平井出水的调剖堵剂,一般都是通过调整直井堵剂配方达到工艺对堵剂的性能要求,急需开展适合水平井调剖堵水的调剖堵剂；水平井调剖堵水工艺要求调剖堵剂进入目的层位并进行有效封堵,目前还多采取笼统注入法,急需开展针对不同出水原因与油藏特性的调剖堵水工艺技术研究。本文围绕低渗透裂缝性油藏水平井开发技术中油井出水的问题展开以下研究：（1）对水平井调剖堵水剂种类与使用现状进行调研和比较,并总结不同堵剂的性能特征,进行适应性分析,在此基础上选择研究酚醛聚丙烯酰胺以及预交联颗粒两种调剖堵剂。（2）针对酚醛弱凝胶体系,通过实验对弱凝胶体系进行配方优选实验。同时研究了最佳配方下的凝胶体系的耐候性能、流变性能以及岩心封堵性能。（3）针对预交联颗粒凝胶,通过正交试验对预交联颗粒进行配方优选实验。并对预交联堵剂体系抗温抗盐性能,选择性封堵性能进行了研究。（4）通过实验对施工段塞包括注入方式与段塞组合方式进行优化,最终确定了先注入弱凝胶再注入预交联颗粒堵剂的注入方式,选择多段塞的组合方式进行堵水。并利用前人研究成果,确定了堵剂注入量、注入压力以及注入排量等施工参数。根据上述研究成果选择了注入设备与工艺流程。后面进行两口井的现场施工研究,结果显示调剖堵水施工后注水井吸水指数降低、压降曲线变缓,油井增油显着。本文研究的酚醛弱凝胶与预交联颗粒调剖堵剂具有良好的选择性堵水性能、较高的耐温性与化学稳定性,同时具有安全性高对地层伤害小以及现场可操作性强的特点,能够满足水平井调剖堵水技术的要求。深部调剖堵水工艺简便,满足水平井调剖堵水技术要求。
郭凯[4]（2013）在《Gbeibe裂缝性油藏注CO2混相驱防气窜技术研究》文中研究说明C02混相驱是当前一种非常重要的三次采油技术,以其驱油效率高、成本较低等优势备受各国重视。叙利亚Gbeibe油藏（GB油藏）是一个非均质性极强的裂缝性油藏,进行C02混相驱极易发生气窜,不利于充分动用低渗层储量。本文在实验室前期研究的基础上,从降低原油与C02界面张力着手,筛选出适合GB油藏西区注CO2驱降低混相压力的表面活性剂,并优化其段塞尺寸,使GB油藏注C02混相驱得以实现。同时研制一种适合于GB油藏的防气窜弱凝胶体系,并对其凝胶性能进行实验研究,最后采用GB油藏实际岩心进行长岩心驱替实验,评价CO2混相驱弱凝胶防气窜技术提高GB油藏采收率的效果。取得的主要认识如下：（1）地层原油相态实验研究表明：GB油藏西区原油密度大、粘度高,开采过程中,原油膨胀能力减小快,密度和粘度上升快,导致原油采收率较低。（2）降低混相压力实验研究表明：在目前地层压力下GB油藏M井原油与CO2无法达到混相,运用界面张力法筛选出降混剂GF-2,该剂能将原油与CO2最小混相压力降至9.24MPa,实现注CO2混相驱,GF-2最佳段塞尺寸为0.10%HCPV。（3）研制适合于GB油藏的防气窜弱凝胶体系的适宜配方为：聚合物浓度为1000～2000mg/L,交联剂浓度为100～150mg/L,稳定剂浓度为100～200mg/L,缓凝剂浓度为40～80mg/L,除氧剂浓度为0～100mg/L。在GB油藏条件下,该防气窜弱凝胶体系成胶时间和强度可调,长期稳定性好。（4）防气窜弱凝胶性能评价实验表明：该凝胶体系与地层水配伍性好,具有很好的耐盐性、长期热稳定性和注入性,在非均质性地层中具有选择性进入高渗层的特点。机械剪切对该凝胶体系影响较大,现场作业时应尽量减小剪切程度。（5）弱凝胶防气窜单岩心实验表明：注入防气窜弱凝胶的CO2驱实验比未注入弱凝胶的C02驱实验气体突破晚0.16HCPV,最终驱油效率高11.41%,说明该弱凝胶体系起到了防气窜和提高驱油效率的作用。（6）弱凝胶防气窜并联岩心实验表明：向非均质并联岩心中注C02驱油时,C02大部分从高渗岩心中窜流,低渗岩心的采出程度很低,注入防气窜弱凝胶后,低渗岩心的气体分流率提高了51.14%,采出程度提高了57.94%,总驱油效率也提高了32.08%,说明该凝胶体系在非均质性油藏CO2驱过程中具有防气窜提高采收率的作用。（7）弱凝胶防气窜长岩心驱替实验表明：GB油藏水驱、C02近混相驱、C02混相驱和CO2混相驱弱凝胶防气窜实验的最终驱油效率分别为62.19%、72.45%、78.62%和87.22%；CO2混相驱弱凝胶防气窜实验气体突破时间最晚,最终驱油效率最高,说明CO2混相驱弱凝胶技术起到了防气窜的作用,提高了原油采收率。
吴成龙[5]（2012）在《水平井选择性堵水剂研究》文中研究指明水平井最大的缺点是水平井井筒与油藏平行，生产时水平井很容易大量产水，导致石油产量大幅下降，产出液中水的含量急剧增加，甚至“泛滥”波及整个油层。目前，水平井堵水剂选择的是常规井堵漏剂，测试和评价方法也非常相似，堵水效果很不理想。水平井堵水领域面临的一个重要问题是如何提高他们的堵水能力。本文针对采油十厂水平井堵水的地质状况，主要进行了两个方面的研究：一是合成出一种油溶性树脂，加入到凝胶型选择性堵水剂中，提高了堵剂的强度，增强了堵水剂的选择性，对地层起到了屏蔽暂堵的作用；二是优选了选择性堵剂的配方及聚合物的分子量，确定使用高分子量的聚合物，提高凝胶型堵水剂的成胶粘度，提高对水平井底水锥进的封堵能力。
马涛[6]（2009）在《双组分IPN/蒙脱土复合吸水材料深部液流转向剂研究》文中指出针对目前国内高含水油田水驱效率低下、注入水无效循环的现状,根据对驱替液深部液流转向剂材料的要求,在调研总结国内外深部液流转向体系的基础上,以互穿网络聚合物理论为指导,通过两步法制备了具有缓慢吸水膨胀和高强度特性的双组分互穿网络聚合物/蒙脱土复合吸水材料。以力学性能、吸水性能为指标研究了引发剂、交联剂、蒙脱土等对吸水网络形成的影响以及温度、引发剂、单体等因素对反应速率的影响。研究了影响控制吸水网络的形成因素。通过扫描电镜、透射电镜、小角X光衍射等分析测试方法,证实了互穿聚合物网络结构的存在。在Flory材料吸水热力学理论基础上推导了复合吸水材料的吸水公式,揭示了复合吸水材料的缓膨机理,控制吸水网络对吸水膨胀的束缚是缓膨的决定性因素。通过对吸水动力学研究,发现复合吸水材料的吸水过程可以分为四个阶段,吸水倍率达到10g/g需要20天以上,达到准吸水平衡需要50天以上,具备缓膨的特性。探讨了温度、矿化度、酸碱度等因素对吸水的影响。采用RS600流变仪和万能材料实验机研究了复合吸水材料吸水后的力学性能,表明弹性模量G’的数量级为104Pa,黏性模量G’’在102-103Pa之间;吸水25.8g/g样品,压缩形变80%后破裂,破裂压力为0.6-0.8MPa,说明材料弹性好,恢复能力强。首次设计并进行了受限膨胀实验,结果表明,材料吸水膨胀的膨胀力大小与吸水倍率成反比,在地层中空间受限的情况下可以实现吸水膨胀。复合吸水材料颗粒可以顺利注入并降低渗透率,颗粒膨胀后可有效降低渗透率,并可以在填砂管微孔中运移。颗粒用量越大,降低渗透率效果越明显。进入高渗透层段后,通过吸水膨胀改善渗透率差异,使驱替液转向,提高原油采收率。吸水后的复合吸水材料颗粒以拉伸变形的方式通过比自身尺寸小的喉道,通过后立即恢复原状。通过研究表明复合吸水材料可应用于温度40-80℃、矿化度小于200000mg/L的油藏,具有广范的应用前景。
何龙[7]（2009）在《南海西部油田堵水技术研究》文中进行了进一步梳理在南海西部油田条件下,针对海上堵水存在问题,从堵剂配方、堵剂环保性能评价、堵水工艺和配套用剂这3个方面开展研究。常用堵剂中冻胶成本低廉、封堵对油水具有选择性、可笼统注入,适合于海上油田堵水。研究建立了南海西部油田条件的堵剂系列,包括常规冻胶和环保冻胶聚乙烯亚胺冻胶（PEI冻胶）。采用基液等粘度模糊评判法,综合考虑成本、冻胶强度和稳定性筛选聚合物,通过成冻对比优选PEI交联剂。研究得到了成冻时间和冻胶强度可调的系列配方,对典型配方进行了应用性能评价。系统考察了温度、矿化度、聚合物、交联剂、pH值对PEI冻胶成冻时间和冻胶强度（储能模量和损耗模量）的影响,研究了PEI冻胶封堵的选择性。试验测定了南海海水配制PEI冻胶的表观活化能。温度、聚合物和交联剂是缩短成冻时间,提高冻胶强度的有利因素,矿化度则是不利因素,pH值在8～10时,降低pH值,成冻时间显着延长,冻胶强度明显降低。堵后驱替速度和油水相残余阻力系数的试验结果表明PEI冻胶的封堵对油水具有明显的选择性,该现象可由膨胀/收缩机理进行解释。建立了符合海上油田堵剂特点的环保评价方法。该方法选取海生菌明亮发光杆菌作为海洋环境的代表性受试生物,通过发光细菌急性毒性试验研究冻胶主剂、配方和产出液的环保性能。对冻胶的主剂、配方和产出液毒性进行了分级和排序,结果表明聚乙烯亚胺冻胶毒性远低于常规冻胶,冻胶的毒性主要源于交联剂,聚合物和交联剂在配方中表现的联合毒性作用为拮抗作用,冻胶因其封堵特性,产出液中毒性是逐渐缓慢释放。根据南海西部油田的出水类型分析了其适用的堵水方式,结果表明笼统堵水是最重要的工艺形式。针对南海西部油田的主要问题即大斜度井和水平井堵水,通过物理模拟研究了其笼统堵水的封堵机理和存在问题。为了在笼统堵水中更好的保护低渗通道,提出了聚合物保护海水增孔法,研究了该方法的影响因素,物理模拟的结果表明,与常规方法相比,该方法对低渗的保护效果更明显,堵水效果更好。研究了堵水工艺相关的各种配套用剂,包括前置液、后置液、暂堵冻胶和解堵工作液,在常规后置液段塞中增加了近井保护液,氧化降解近井残留的聚合物和冻胶,进一步降低过顶替后近井地带残余阻力系数,保证堵后足够的产液能力。
冯锡兰,李丽,吴肇亮[8]（2009）在《中国CDG体系的研究与应用进展》文中研究表明CDG体系形态结构特殊,具有驱油和调剖的双重效能,良好的耐温抗盐性能及相对于常规聚合物驱更加低廉的成本,近年来将其应用于提高原油采收率,CDG驱成为了一种新技术。总结了近十几年来中国对于CDG体系研究的基础成果和现场应用所取得的进展,对于CDG的制备、成胶机理、形成的影响因素、渗流特征、驱油机理、评价方法及现场试验效果等进行了综述,指出中国CDG体系用于提高原油采收率的未来发展方向应着重于建立CDG体系的统一评价方法、根据油层地质特点筛选合适的CDG配方和合理的注入工艺以及开展CDG体系环境友好性等方面的研究。
贾艳平[9]（2008）在《南海西部油田水平井堵水技术研究》文中指出由于海上堵水的局限性,南海西部油田水平井堵水存在成功率低、对地层伤害大等问题。本文主要从出水机理、堵剂、配套工作液和堵水工艺等方面研究了南海西部油田水平井堵水。采用数值模拟方法研究南海西部油田水平井出水机理得知其出水方式主要是底水脊进,可分为局部水侵型和整体水侵型两种。针对南海西部油田条件优选出冻胶型堵剂、硅酸盐沉淀型堵剂和粘土分散体型堵剂。中高温下研究了YG102冻胶、YG103冻胶、YG107冻胶和新型环保PEI冻胶,针对常用冻胶配方进行应用性能评价,包括静态腐蚀速率、岩性变化的影响、抗剪切性能、封堵能力及耐冲刷性能等方面,并研究了温度、矿化度等对PEI冻胶成冻情况的影响,得到了成冻时间和冻胶强度可调、稳定性及应用性能好的系列冻胶配方。高温下研究了硅酸盐沉淀型堵剂和粘土分散体型堵剂,考察了矿化度、温度及钙镁离子含量对硅酸盐沉淀量的影响,得到了封堵能力强、稳定性好的硅酸盐沉淀型和粘土分散体型堵剂配方。针对南海西部油田条件研究了洗油前置液和暂堵冻胶液两种配套工作液,得到了不同油样的洗油前置液配方和系列暂堵冻胶液配方。可视化模拟试验表明笼统堵水时堵剂会优先进入含水饱和度高的高渗通道,可有效防止底水上升,提高采收率,增加堵水轮次可提高作业效果。填砂管模拟试验说明趾部出水采用笼统堵水对油层伤害较大。洗油前置液预处理可提高笼统堵水的选择性,暂堵冻胶液预处理可有效保护低渗通道,减少笼统堵水对地层的伤害。
宋昭峥,赵密福,魏进峰,蒋庆哲,孙贵利[10]（2007）在《聚合物在高温高盐油藏中的应用》文中研究指明随着油田的不断开发,油藏条件不断恶化,高温高盐油藏不断增加,如何提高这类油田的采收率成为油田稳产的基础。本文论述了聚合物在高温高盐油藏调驱中应用现状和发展趋势,得出了聚合物弱凝胶体系是高温高盐油藏提高采收率的一种具有前景的重要技术。
二、CDG调驱技术在W95块南部的应用（论文开题报告）
（1）论文研究背景及目的
此处内容要求：
首先简单简介论文所研究问题的基本概念和背景，再而简单明了地指出论文所要研究解决的具体问题，并提出你的论文准备的观点或解决方法。
写法范例：
本文主要提出一款精简64位RISC处理器存储管理单元结构并详细分析其设计过程。在该MMU结构中,TLB采用叁个分离的TLB,TLB采用基于内容查找的相联存储器并行查找,支持粗粒度为64KB和细粒度为4KB两种页面大小,采用多级分层页表结构映射地址空间,并详细论述了四级页表转换过程,TLB结构组织等。该MMU结构将作为该处理器存储系统实现的一个重要组成部分。
（2）本文研究方法
调查法：该方法是有目的、有系统的搜集有关研究对象的具体信息。
观察法：用自己的感官和辅助工具直接观察研究对象从而得到有关信息。
实验法：通过主支变革、控制研究对象来发现与确认事物间的因果关系。
文献研究法：通过调查文献来获得资料，从而全面的、正确的了解掌握研究方法。
实证研究法：依据现有的科学理论和实践的需要提出设计。
定性分析法：对研究对象进行“质”的方面的研究，这个方法需要计算的数据较少。
定量分析法：通过具体的数字，使人们对研究对象的认识进一步精确化。
跨学科研究法：运用多学科的理论、方法和成果从整体上对某一课题进行研究。
功能分析法：这是社会科学用来分析社会现象的一种方法，从某一功能出发研究多个方面的影响。
模拟法：通过创设一个与原型相似的模型来间接研究原型某种特性的一种形容方法。
三、CDG调驱技术在W95块南部的应用（论文提纲范文）
（1）高温高盐油藏纳米微球的调驱 ——以华北赵86油藏断块为例（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究的目的意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 研究内容与技术思路 |
| 第2章 赵86油藏断块基本概况 |
| 2.1 赵86油藏断块勘探开发简况 |
| 2.2 赵86油藏基本地质特征 |
| 2.3 赵86油藏断块开发动态 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 纳米微球的制备及性能研究 |
| 3.1 实验部分 |
| 3.2 纳米微球性能研究 |
| 3.3 本章小结 |
| 第4章 纳米微球体系与油藏的适应性研究 |
| 4.1 实验方法 |
| 4.2 纳米微球体系适应性评价 |
| 4.3 本章小结 |
| 第5章 纳米微球体系调驱参数优化设计研究 |
| 5.1 实验部分 |
| 5.2 纳米微球体系调驱参数优化设计 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6章 纳米微球体系调驱效果评价研究 |
| 6.1 实验方法 |
| 6.2 纳米微球调驱效果评价 |
| 6.3 本章小结 |
| 第7章 结论与认识 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 个人简介 |
（2）锦16块乳化稠油堵水技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 前言 |
| 第一章 概述 |
| 1.1 堵水技术发展状况 |
| 1.2 乳化稠油堵水机理 |
| 1.3 锦 16 区块地质特征 |
| 第二章 乳化稠油堵水剂配方研制 |
| 2.1 实验准备 |
| 2.2 乳化剂种类的初选 |
| 2.3 锦 16 区块脱水原油乳化剂配方的优选 |
| 2.4 本章小结 |
| 第三章 锦 16 块乳化稠油堵水剂性能表征 |
| 3.1 乳状液的形态观察 |
| 3.2 乳状液的粘温性能测定 |
| 3.3 乳状液的稳定性测定 |
| 3.4 乳状液的微观形态研究 |
| 3.5 乳状液的耐矿化度研究 |
| 3.6 乳状液的界面张力研究 |
| 3.7 本章小结 |
| 第四章 乳化稠油性能影响因素分析 |
| 4.1 辽河锦州采油厂原油的粘温关系 |
| 4.2 乳化剂浓度的影响 |
| 4.3 含水率的影响 |
| 4.4 矿化度的影响 |
| 4.5 搅拌强度的影响 |
| 4.6 本章小结 |
| 第五章 乳化稠油堵水剂室内岩心模拟评价及施工工艺优化 |
| 5.1 封堵性能评价 |
| 5.2 驱油性能评价 |
| 5.3 施工参数及施工工艺优化 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 发表文章目录 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
（3）水平井调剖堵水工艺技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 问题的提出与研究目的 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.3 研究内容 |
| 第2章 HPAM/酚醛弱凝胶调剖堵剂研究 |
| 2.1 实验仪器与主要试剂 |
| 2.2 配方优选实验 |
| 2.3 性能测试研究 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 预交联颗粒调剖堵剂研究 |
| 3.1 实验仪器与主要试剂 |
| 3.2 配方优选试验 |
| 3.3 性能测试研究 |
| 3.4 本章小结 |
| 第4章 调剖施工参数优化与选择 |
| 4.1 施工段塞优化 |
| 4.2 其他施工参数的选择 |
| 4.3 设备及工艺流程的选择 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 深部调剖堵水技术现场应用研究 |
| 5.1 庆平1井深部调剖堵水工艺技术研究 |
| 5.2 庆平3井深部调剖堵水工艺技术研究 |
| 5.3 本章小结 |
| 第6章 结论与建议 |
| 6.1 结论 |
| 6.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 个人简介 |
（4）Gbeibe裂缝性油藏注CO2混相驱防气窜技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第1章 绪论 |
| 1.1 研究目的及意义 |
| 1.2 国内外研究现状 |
| 1.2.1 CO_2驱降低混相压力研究现状 |
| 1.2.2 防气窜凝胶体系研究现状 |
| 1.3 GB油藏概况 |
| 1.4 主要研究内容 |
| 1.5 技术路线 |
| 第2章 GB油藏CO_2驱降低混相压力实验研究 |
| 2.1 GB油藏原油相态特征实验研究 |
| 2.1.1 地层原油闪蒸实验研究 |
| 2.1.2 地层原油恒质膨胀实验研究 |
| 2.1.3 地层原油多级脱气实验研究 |
| 2.2 GB油藏CO_2驱最小混相压力实验研究 |
| 2.2.1 细管实验法 |
| 2.2.2 界面张力法 |
| 2.3 GB油藏CO_2驱降低混相压力实验研究 |
| 2.3.1 降混剂的筛选 |
| 2.3.2 段塞尺寸的优选 |
| 2.4 本章小结 |
| 第3章 防气窜弱凝胶体系的研制及评价 |
| 3.1 弱凝胶体系的组成及交联机理 |
| 3.1.1 弱凝胶体系的组成 |
| 3.1.2 弱凝胶体系的交联机理 |
| 3.2 防气窜弱凝胶体系研制的实验方法 |
| 3.2.1 实验仪器 |
| 3.2.2 实验步骤 |
| 3.2.3 评价指标 |
| 3.3 防气窜弱凝胶体系的研制 |
| 3.3.1 交联剂的筛选 |
| 3.3.2 聚合物的筛选 |
| 3.3.3 添加剂的筛选 |
| 3.3.4 聚合物浓度的优选 |
| 3.3.5 交联剂浓度的优选 |
| 3.3.6 稳定剂浓度的优选 |
| 3.3.7 缓凝剂浓度的优选 |
| 3.3.8 除氧剂浓度的优选 |
| 3.4 防气窜弱凝胶的性能评价 |
| 3.4.1 长期热稳定性评价 |
| 3.4.2 抗剪切性能评价 |
| 3.4.3 耐盐稳定性评价 |
| 3.4.4 与地层水配伍性评价 |
| 3.4.5 注入性评价 |
| 3.5 本章小结 |
| 第4章 CO_2驱防气窜技术实验研究 |
| 4.1 弱凝胶防气窜单岩心实验研究 |
| 4.1.1 实验仪器 |
| 4.1.2 实验步骤 |
| 4.1.3 实验结果分析 |
| 4.2 弱凝胶防气窜并联岩心实验研究 |
| 4.2.1 实验仪器 |
| 4.2.2 实验步骤 |
| 4.2.3 实验结果分析 |
| 4.3 GB油藏长岩心驱替实验研究 |
| 4.3.1 长岩心驱替实验方法 |
| 4.3.2 水驱实验 |
| 4.3.3 CO_2近混相驱实验 |
| 4.3.4 CO_2混相驱实验 |
| 4.3.5 CO_2混相驱弱凝胶防气窜实验 |
| 4.3.6 实验对比研究 |
| 4.4 本章小结 |
| 第5章 结论与建议 |
| 5.1 结论 |
| 5.2 建议 |
| 致谢 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间发表的论文 |
（5）水平井选择性堵水剂研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| ABSTRACT |
| 创新点摘要 |
| 目录 |
| 第一章 绪论 |
| 1.1 引言 |
| 1.2 水平井堵水剂应用与研究现状 |
| 1.2.1 常用水平井堵水剂 |
| 1.2.2 水平井堵剂使用现状 |
| 1.2.3 水平井堵剂面临的主要问题 |
| 第二章 油溶性树脂固相颗粒的合成与性能评价 |
| 2.1 油溶性有机树脂的合成 |
| 2.1.1 油溶性有机树脂合成方法 |
| 2.1.2 油溶性树脂的油溶性实验 |
| 2.1.3 油溶性树脂软化点测定实验 |
| 2.2 油溶性树脂的评价实验 |
| 2.2.1 油溶性树脂分散性评价实验 |
| 2.2.2 油溶性树脂抗盐性实验 |
| 2.2.3 油溶性树脂酸溶性实验12 |
| 2.2.4 抗温降解能力实验 |
| 2.3 模拟油溶性树脂封堵的试验 |
| 2.3.1 试验步骤 |
| 2.3.2 封堵实验数据 |
| 2.3.3 油溶性树脂和活性稠油的对比实验 |
| 第三章 水平井选择性主堵剂的配制与评价 |
| 3.1 选择性主堵剂的反应机理 |
| 3.1.1 改性PAM与木质素磺酸钠 |
| 3.1.2 交联剂的反应 |
| 3.1.3 凝胶的形成 |
| 3.2 实验方法 |
| 3.2.1 实验用药品 |
| 3.2.2 实验仪器 |
| 3.2.3 实验步骤 |
| 3.3 分散剂木质素磺酸钠（NA-LS）的筛选 |
| 3.3.1 分散剂木质素磺酸钠（Na-LS）的沉降稳定性评价 |
| 3.3.2 分散剂木质素磺酸钠（Na-LS）对堵剂成胶性能的影响 |
| 3.4 悬浮剂HPAM的筛选 |
| 3.4.1 悬浮剂HPAM的沉降稳定性评价 |
| 3.4.2 悬浮剂HPAM的浓度对堵剂成胶性能的影响 |
| 3.5 筛选交联剂用于选择性主堵剂 |
| 3.5.1 交联剂硫脲的浓度对堵剂成胶性能的影响 |
| 3.5.2 交联剂红矾钠的浓度对堵剂成胶性能的影响 |
| 3.6 主堵剂成胶前后的状态 |
| 3.7 配伍性实验 |
| 第四章 封口剂的室内研究 |
| 4.1 封口剂的主要特点30 |
| 4.2 封口剂最佳配方的优选 |
| 4.2.1 AM单体加量对凝胶强度的影响 |
| 4.2.2 引发剂加量对凝胶时间及强度的影响 |
| 4.2.3 交联剂加量对封口剂成胶时间及强度的影响 |
| 4.2.4 阻聚剂加量对封口剂成胶时间及强度的影响 |
| 4.3 封口剂的膨胀堵塞 |
| 第五章 水平井选择性堵水剂性能评价 |
| 5.1 油溶性树脂颗粒的浓度对其进入能力的影响 |
| 5.1.1 实验装置及步骤 |
| 5.1.2 不同孔喉半径岩心的阻力系数 |
| 5.1.3 岩心渗透率对油溶性树脂颗粒注入能力的影响 |
| 5.2 油溶性树脂颗粒对岩心的封堵能力实验 |
| 5.2.1 平行岩心评价油溶性树脂颗粒的注入能力 |
| 5.2.2 实验分析油溶性树脂颗粒堵剂的封堵能力 |
| 5.3 选堵剂岩心模拟评价试验 |
| 5.3.1 选择性堵剂交联性能受岩石表面润湿性影响关系 |
| 5.3.2 选择性堵剂的耐冲刷性实验 |
| 5.3.3 阻力系数受堵剂交联程度的影响分析 |
| 5.3.4 选堵剂的长期稳定性 |
| 5.4 选堵剂对堵塞能力的影响 |
| 5.4.1 岩心渗透率对封堵能力的影响 |
| 5.4.2 堵剂选择性的评价实验 |
| 5.4.3 渗透率对堵剂进入能力的影响 |
| 5.4.4 非目的层因堵水剂伤害分析 |
| 5.5 堵水剂对不同参数油层的选择性进入特性评价 |
| 第六章 水平井选择性堵水工艺研究 |
| 6.1 水平井井底压力平衡法堵水工艺 |
| 6.1.1 工艺适用范围及选井原则 |
| 6.1.2 堵剂的选择和组合 |
| 6.1.3 基本施工步骤 |
| 6.2 水平井堵水笼统注入法工艺 |
| 6.2.1 工艺适用范围及选井原则 |
| 6.2.2 工艺原理 |
| 6.2.3 选择堵剂及组合方式 |
| 6.2.4 基本施工步骤 |
| 6.3 水平井屏蔽暂堵法堵水工艺 |
| 6.3.1 工艺适用范围及选井原则 |
| 6.3.2 工艺原理 |
| 6.3.3 选择堵剂及组合方式 |
| 6.3.4 基本施工步骤 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 详细摘要 |
（6）双组分IPN/蒙脱土复合吸水材料深部液流转向剂研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 1 引言 |
| 2 深部液流转向技术研究现状 |
| 2.1 堵水调剖技术研究概况 |
| 2.2 深部调剖技术研究现状 |
| 2.2.1 深部调剖的必要性 |
| 2.2.2 深部调剖对材料的要求 |
| 2.2.3 深部调剖剂的发展现状 |
| 2.2.4 现有深部调剖剂的不足 |
| 2.3 小结 |
| 3 复合吸水材料转向剂制备 |
| 3.1 实验部分 |
| 3.1.1 原料、试剂及仪器设备 |
| 3.1.2 制备原理 |
| 3.1.3 复合吸水材料的制备 |
| 3.1.4 评价指标 |
| 3.2 结果与讨论 |
| 3.2.1 中间体合成 |
| 3.2.2 控制吸水网络的形成 |
| 3.3 小结 |
| 4 复合吸水材料转向剂的微观结构研究 |
| 4.1 实验部分 |
| 4.1.1 仪器设备 |
| 4.1.2 样品准备 |
| 4.2 结果与讨论 |
| 4.2.1 扫描电镜分析 |
| 4.2.2 透射电镜分析 |
| 4.2.3 小角X 光衍射分析 |
| 4.3 小结 |
| 5 复合吸水材料转向剂的吸水机理及影响因素 |
| 5.1 实验部分 |
| 5.1.1 仪器与试剂 |
| 5.1.2 研究方法 |
| 5.2 结果与讨论 |
| 5.2.1 复合吸水材料的吸水保水机理 |
| 5.2.2 吸水动力学 |
| 5.2.3 复合吸水材料吸水影响因素 |
| 5.3 小结 |
| 6 复合吸水材料转向剂的力学性能及受限膨胀 |
| 6.1 实验部分 |
| 6.1.1 仪器与试剂 |
| 6.1.2 研究方法 |
| 6.2 结果与讨论 |
| 6.2.1 复合吸水材料吸水后的流变学特性 |
| 6.2.2 压缩应力应变 |
| 6.2.3 复合吸水材料的受限膨胀 |
| 6.3 小结 |
| 7 复合吸水材料转向剂深部液流转向机理研究 |
| 7.1 仪器设备与试剂材料 |
| 7.1.1 仪器设备 |
| 7.1.2 试剂材料 |
| 7.2 实验流程及步骤 |
| 7.3 结果与讨论 |
| 7.3.1 复合吸水材料深部液流转向剂的注入性能 |
| 7.3.2 复合吸水材料深部液流转向剂吸水后的封堵性能 |
| 7.3.3 复合吸水材料深部液流转向对提高采收率的影响 |
| 7.3.4 复合吸水材料深部液流转向剂在孔喉中的运移 |
| 7.4 小结 |
| 8 结论 |
| 参考文献 |
| 致谢 |
| 附录 |
（7）南海西部油田堵水技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 海上油田堵水存在问题 |
| 1.2 堵水技术的研究现状 |
| 1.2.1 堵剂研究现状 |
| 1.2.2 堵水工艺研究现状 |
| 1.2.3 配套用剂研究现状 |
| 1.2.4 堵剂环保评价技术研究现状 |
| 1.3 南海西部油田出水情况 |
| 1.3.1 沿井斜全井水侵 |
| 1.3.2 沿井斜局部水侵 |
| 1.3.3 纵向整体水侵 |
| 1.3.4 纵向局部水侵 |
| 1.3.5 横向整体水侵 |
| 1.3.6 横向局部水侵 |
| 1.3.7 混合水侵 |
| 1.4 本文主要的研究内容 |
| 1.4.1 堵剂研究 |
| 1.4.2 堵剂环保性能评价 |
| 1.4.3 堵水工艺和配套用剂研究 |
| 第二章 冻胶配方和应用性能研究 |
| 2.1 试验仪器及试验药品 |
| 2.1.1 试验仪器 |
| 2.1.2 试验药品 |
| 2.2 聚合物和交联剂筛选 |
| 2.2.1 聚合物基本性质 |
| 2.2.2 等配方筛选聚合物法 |
| 2.2.3 冻胶基液等粘度模糊评判筛选聚合物法 |
| 2.2.4 交联剂的筛选 |
| 2.3 常规冻胶配方研究 |
| 2.3.1 缓交联铬冻胶 |
| 2.3.2 酚醛预聚体冻胶 |
| 2.3.3 酚醛单体冻胶 |
| 2.4 PEI冻胶配方研究 |
| 2.4.1 PEI冻胶配方研究 |
| 2.4.2 影响因素研究 |
| 2.4.3 封堵的选择性研究 |
| 2.5 冻胶应用性能评价 |
| 2.5.1 成胶液的粘度 |
| 2.5.2 岩性适应能力 |
| 2.5.3 抗剪切能力 |
| 2.5.4 管柱的腐蚀速率 |
| 2.5.5 冻胶的封堵能力 |
| 2.5.6 耐冲刷性能 |
| 2.6 本章小结 |
| 第三章 冻胶的环保性能研究 |
| 3.1 试验仪器及试验药品 |
| 3.1.1 试验仪器 |
| 3.1.2 试验药品 |
| 3.2 发光细菌的选取 |
| 3.3 发光细菌试验的方法 |
| 3.4 发光强度影响因素研究 |
| 3.4.1 复苏时间的影响 |
| 3.4.2 矿化度的影响 |
| 3.5 冻胶毒性研究 |
| 3.5.1 主剂浓度与相对发光度关系 |
| 3.5.2 主剂的毒性分级 |
| 3.5.3 主剂毒性的浓度分区 |
| 3.5.4 配方毒性研究 |
| 3.5.5 产出液毒性研究 |
| 3.6 发光细菌毒性和鱼类毒性的关系 |
| 3.7 在现有标准的探讨 |
| 3.8 本章小结 |
| 第四章 堵水工艺和配套用剂研究 |
| 4.1 试验仪器及试验药品 |
| 4.1.1 试验仪器 |
| 4.1.2 试验药品 |
| 4.2 出水规律与堵水方式的关系 |
| 4.3 笼统堵水工艺研究 |
| 4.3.1 笼统堵水的机理研究 |
| 4.3.2 出水点位置的影响 |
| 4.4 保护性笼统堵水工艺研究 |
| 4.4.1 保护性方法的对比 |
| 4.4.2 聚合物保护海水增孔法研究 |
| 4.5 配套工作液研究 |
| 4.5.1 洗油前置液研究 |
| 4.5.2 后置液研究 |
| 4.5.3 暂堵冻胶研究 |
| 4.5.4 破胶工作液研究 |
| 4.6 本章小结 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 附录1 成冻时间、冻胶强度和稳定性测定方法 |
| 附录2 平均均匀腐蚀速率测定方法 |
| 附录3 物理模拟研究的基本方法 |
| 附录4 相关系数检验表 |
| 附录5 界面张力测定方法 |
| 攻读博士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
| 作者简介 |
（8）中国CDG体系的研究与应用进展（论文提纲范文）
| 1 胶态分散凝胶的基础研究与评价方法 |
| 1.1 CDG的制备及性质 |
| 1.2 胶态分散凝胶的评价方法 |
| 1.3 胶态分散凝胶的驱油机理 |
| 2 胶态分散凝胶的现场应用 |
| 3 结束语 |
（9）南海西部油田水平井堵水技术研究（论文提纲范文）
| 摘要 |
| Abstract |
| 第一章 前言 |
| 1.1 油井堵水研究现状 |
| 1.1.1 堵剂研究现状 |
| 1.1.2 配套工作液研究现状 |
| 1.2 水平井堵水研究现状 |
| 1.2.1 水平井出水机理研究现状 |
| 1.2.2 水平井堵水工艺研究现状 |
| 1.2.3 水平井堵水存在问题 |
| 1.3 南海西部油田特点 |
| 1.3.1 油藏地质特征 |
| 1.3.2 开发现状及开发特征 |
| 1.3.3 高含水井控水稳油 |
| 1.3.4 海上堵水存在问题 |
| 1.4 研究目的、意义及研究内容 |
| 1.4.1 研究目的、意义 |
| 1.4.2 研究内容 |
| 第二章 出水机理研究 |
| 2.1 局部水侵型 |
| 2.1.1 沿井斜趾中段水侵型 |
| 2.1.2 点状见水局部水侵型 |
| 2.2 整体水侵型 |
| 2.2.1 沿井斜趾跟整体水侵型 |
| 2.2.2 线状见水整体水侵型 |
| 2.2.3 点状见水整体水侵型 |
| 第三章 堵剂研究 |
| 3.1 试验仪器及试验药品 |
| 3.1.1 试验仪器 |
| 3.1.2 试验药品 |
| 3.2 试验方法 |
| 3.2.1 聚合物冻胶成冻时间的测定 |
| 3.2.2 聚合物冻胶冻胶强度的测定 |
| 3.2.3 堵水率和残余阻力系数的测定 |
| 3.3 冻胶型堵剂 |
| 3.3.1 常规冻胶型堵剂 |
| 3.3.2 PEI 冻胶型堵剂 |
| 3.3.3 冻胶型堵剂应用性能评价 |
| 3.4 硅酸盐沉淀型堵剂 |
| 3.4.1 矿化度对沉淀量的影响 |
| 3.4.2 温度对沉淀量的影响 |
| 3.4.3 钙镁离子含量对沉淀量的影响 |
| 3.4.4 硅酸钠-氯化钙双液法堵剂 |
| 3.4.5 封堵能力测定 |
| 3.5 粘土分散体型堵剂 |
| 3.5.1 粒径 |
| 3.5.2 分散性能 |
| 3.5.3 稳定化钠土分散体系 |
| 3.6 本章小结 |
| 第四章 配套工作液研究 |
| 4.1 洗油前置液研究 |
| 4.1.1 试验仪器及试验药品 |
| 4.1.2 试验方法 |
| 4.1.3 洗油前置液配方研究 |
| 4.2 暂堵冻胶液研究 |
| 4.2.1 试验仪器及试验药品 |
| 4.2.2 铬暂堵冻胶 |
| 4.2.3 复配暂堵冻胶 |
| 4.2.4 封堵能力测定 |
| 4.3 本章小结 |
| 第五章 笼统堵水方法研究 |
| 5.1 可视化模拟 |
| 5.2 填砂管模拟 |
| 5.2.1 跟部出水时的笼统堵水 |
| 5.2.2 趾部出水时的笼统堵水 |
| 5.3 笼统堵水的改进 |
| 5.3.1 洗油前置液预处理 |
| 5.3.2 暂堵冻胶液预处理 |
| 5.4 本章小结 |
| 第六章 C2 井控制底水脊进施工方案 |
| 6.1 C2 井概况 |
| 6.2 C2 井产液中高含水率的原因 |
| 6.3 控制C2 井底水脊进的方法 |
| 6.4 堵剂及过顶替液配方 |
| 6.5 堵剂及过顶替液用量 |
| 6.6 备料 |
| 6.7 工作液的配制 |
| 6.8 施工步骤 |
| 6.9 资料录取 |
| 6.10 注意事项 |
| 结论 |
| 参考文献 |
| 攻读硕士学位期间取得的学术成果 |
| 致谢 |
（10）聚合物在高温高盐油藏中的应用（论文提纲范文）
| (1) 引入具有耐温抗盐功能的结构单元 (改性HPAM) |
| (2) 合成基团间具有特殊相互作用的缔水聚合物 |
| (3) 轻度交联聚合物 |
| 1 改性HPAM |
| (1) 引入大侧基或刚性侧基团, 减少线团尺寸受温度、矿化度影响的程度, 增加链的抗剪切能力[23]。 |
| (2) 引入强离子基团, 强离子基团使聚合物分子链在盐水中充分伸展, 降低了温度、矿化度和pH值对聚合物线团尺寸的影响[20]。 |
| (3) 引入带有侧基的单体, 共聚单体的侧基对主链有保护作用, 可减弱主链上酰胺基的水解及主链上弱键的断裂[22]。 |
| 2 疏水缔合聚合物 |
| 2.1 疏水缔合聚合物溶液性质 |
| 2.2 疏水聚合物溶液的流变性 |
| 3 聚合物弱凝胶调驱技术 |
| 3.1 CDG深部调驱技术 |
| 3.2 弱凝胶深部调堵技术 |
| 4 结 语 |
四、CDG调驱技术在W95块南部的应用（论文参考文献）
- [1]高温高盐油藏纳米微球的调驱 ——以华北赵86油藏断块为例[D]. 刘骜烜. 长江大学, 2015(02)
- [2]锦16块乳化稠油堵水技术研究[D]. 隋付东. 东北石油大学, 2014(02)
- [3]水平井调剖堵水工艺技术研究[D]. 徐方向. 长江大学, 2014(02)
- [4]Gbeibe裂缝性油藏注CO2混相驱防气窜技术研究[D]. 郭凯. 西南石油大学, 2013(06)
- [5]水平井选择性堵水剂研究[D]. 吴成龙. 东北石油大学, 2012(12)
- [6]双组分IPN/蒙脱土复合吸水材料深部液流转向剂研究[D]. 马涛. 中国地质大学（北京）, 2009(09)
- [7]南海西部油田堵水技术研究[D]. 何龙. 中国石油大学, 2009(02)
- [8]中国CDG体系的研究与应用进展[J]. 冯锡兰,李丽,吴肇亮. 油气地质与采收率, 2009(01)
- [9]南海西部油田水平井堵水技术研究[D]. 贾艳平. 中国石油大学, 2008(06)
- [10]聚合物在高温高盐油藏中的应用[J]. 宋昭峥,赵密福,魏进峰,蒋庆哲,孙贵利. 弹性体, 2007(01)
标签：聚丙烯酰胺凝胶论文;