Study and Field Test on a High Temperature Plugging Agent for the Thermal Recovery of Heavy Oil in Fengcheng Oilfield, Xinjiang
-
摘要: 新疆风城油田稠油热采过程中容易发生蒸汽地下窜流和地表汽窜，严重影响产能水平，还会造成地面污染。针对这些问题，开展了稠油热采高温封堵剂研究。以苯酚、甲醛为主要原料，有机胺为催化剂，合成了油溶性酚醛树脂OSR，并与环氧树脂、有机硅偶联剂、稀释剂等复配，研制了新型酚醛环氧树脂类高温封堵剂HTD。在实验室模拟稠油油藏条件，将HTD与一定粒径的石英砂混合充填、压实、高温养护，进行了高温成胶固化试验，评价了高温固化性能、耐温性能及高温封堵性能等，并在3口井进行了现场试验。室内试验得出，HTD的抗温能力可达300 ℃以上，在温度高于180 ℃时与石英砂固结体的抗压强度高于12 MPa，在220～300 ℃条件下对高渗透率岩心的封堵率高于99.5%，突破压力梯度大于35 MPa/m；现场试验后，封堵了蒸汽窜流通道，试验区恢复了正常蒸汽吞吐生产，注汽压力3.5～5.5 MPa，试验两年后，产油水平提升至62.12 t/d，平均日增油22.7 t，取得了良好的经济效益。研究结果表明，HTD具有优良的耐温性能和封堵性能，可有效封堵蒸汽地下窜流和地表汽窜通道，增大蒸汽波及体积，提高油井产能，且有效期长，具有很好的应用价值。Abstract: Underground and surface steam channeling were easily encountered during thermal recovery of heavy oil in Fengcheng Oilfield, Xinjiang, and it seriously affected the productivity level and caused surface pollution. To solve this problem, research on a high temperature plugging agent for thermal recovery of heavy oil was carried out. Oil soluble phenolic resin OSR was synthesized with phenol and formaldehyde as main raw materials and organic amine as catalyst. A new phenolic epoxy resin type of high temperature plugging agent, HTD, was developed with epoxy resin, organic silicone coupling agent and diluents. Under simulated heavy oil reservoir conditions in the laboratory, HTD was mixed with quartz sand in certain particle size for filling, compaction and high-temperature maintenance. In addition, high-temperature gelling and curing experiments were conducted. Temperature resistance, and high temperature curing performance and plugging effect were evaluated followed by field tests on three wells. The experimental results showed that HTD could resist high temperature over 300 ℃ and its compressive strength was greater than 12 MPa when combined with quartz sand at a temperature above 180 ℃. The plugging rate of high permeability core was greater than 99.5% at 220–300 ℃ with a breakthrough pressure gradient over 35 MPa/m. In field tests, steam channeling was blocked and production by steam huff and puff came back to normal with the pressure of 3.5–5.5 MPa. Two years later, oil production rose to 62.12 t/d with an average daily increase of 22.7 t, achieving sound economic benefits. Research results show that HTD has excellent temperature resistance and plugging performance and can effectively block surface and underground steam channeling. HTD has a good application value, for it can expand steam sweep volume and improve oil well productivity, showing a long validity period.
-
新疆风城油田超稠油油藏埋深只有180～250 m，储层岩性以中—细砂岩为主，属辫状河沉积，胶结程度低，油层平均孔隙度30.6%，平均渗透率1 627 mD，含油饱和度71%。平均油层厚度35.7 m，油藏原始地层温度17～25 ℃，原始地层压力系数0.987，地层温度下原油黏度100～600 Pa·s，黏温反应敏感，温度每升高10℃原油黏度降低50%～70%，采用蒸汽吞吐和蒸汽驱取得了很好的开采效果。
但是，由于受构造、储层非均质性、油藏埋藏浅以及蒸汽与稠油流度比差异大、地层出砂等因素的影响，注入高温蒸汽易沿高渗透带或大孔道发生窜流；使热采效率严重下降，甚至出现蒸汽沿油层上部盖层薄弱、存在浅部破损带的地区窜漏出地表，发生地表汽窜[1]。蒸汽地下窜流和地表汽窜不仅严重影响产能水平，也会造成地面污染等问题。风城油田作业区自2008年以来，先后出现30多处地表窜漏点，导致地表窜漏点附近的井组不能正常生产，严重影响对应区块的产能水平。因此，新疆风城油田迫切需要解决蒸汽地下窜流和地表汽窜问题，而最有效的方法是使用高温封堵剂封堵汽窜通道。但稠油热采注入蒸汽温度可达280～300 ℃，对高温封堵剂的耐温性能要求很高。目前，高温封堵剂的种类主要有高温冻胶堵剂、高温泡沫堵剂、树脂类高温堵剂、有机无机复合颗粒堵剂等[2-12]，这些高温封堵剂存在耐温能力有限、封堵强度不高的问题。因此，研究开发耐温性能和封堵能力强的新型稠油热采高温封堵剂，对于新疆风城油田稠油热采具有现实意义。
为解决上述问题，笔者采用有机胺作催化剂合成了油溶性酚醛树脂OSR，并通过有机硅偶联剂和环氧树脂改性，研制了新型酚醛环氧树脂类的高温封堵剂HTD。室内性能评价和现场试验都表明，HTD具有很好的抗温和封堵性能，在风城油田高孔高渗浅层超稠油热采中使用，可取得良好的经济效益。
1. 高温封堵剂HTD的研制
1.1 研制思路
调研发现，酚醛树脂类物质抗温能力较为理想[13]，如果通过环氧树脂及有机硅偶联剂改性可进一步提高其抗温性能[14-16]。合成酚醛树脂时，一般采用无机酸和无机碱作为催化剂，采用强碱性的氢氧化钠作为催化剂。合成酚醛树脂反应速度较快，合成的酚醛树脂固结温度较低。而多乙烯多胺是一种有机弱碱，还可作为环氧树脂固化剂。因此，研制高温封堵剂的思路是：以弱碱性的有机胺和纯碱为催化剂合成油溶性酚醛树脂，并与环氧树脂、有机硅偶联剂、稀释剂等复配，配制出新型酚醛环氧树脂类高温封堵剂。
1.2 试剂与仪器
试剂：苯酚，化学纯；甲醛，化学纯；碳酸钠，分析纯；四乙烯五胺，化学纯；有机硅偶联剂，工业品；稀释剂，工业品；E44环氧树脂，工业品。
仪器：DZF-6050台式真空干燥箱；DV-Ⅱ+PRO黏度计；高温高压岩心流动试验装置；高温老化罐，400 mL；万能压力试验机。
1.3 研制过程
1）合成油溶性酚醛树脂。将苯酚和醛按质量比1.0∶2.5～3.0加热溶解混匀，加入1.5%有机胺及0.5%碳酸钠作为催化剂，置于有机合成装置中，将温度升至84 ℃，在不断搅拌条件下反应6 h，然后抽真空脱去低沸点物质，至无馏出液为止，所得产物为棕色透明的黏稠液体，即为油溶性酚醛树脂（代号OSR）。
2）配制高温封堵剂。取油溶性酚醛树脂OSR与E44环氧树脂，按质量比7∶3混合均匀，再加入混合了3%树脂的有机硅偶联剂、10%～15%树脂的稀释剂调节黏度，并充分搅匀，得到酚醛环氧树脂类高温封堵剂（代号HTD）。
1.4 基本性能测试
用DV-Ⅱ+PRO黏度计测HTD的黏度，结果为40～60 mPa·s。将HTD挤入模拟地层（用恒温干燥箱模拟油藏高温环境），在80～300 ℃温度下经过6～12 h后，树脂能成胶固化，形成较高强度的固结体，说明HTD能达到很好的高温封堵效果。
2. 高温封堵剂HTD的性能评价
2.1
为进一步了解高温封堵剂HTD的高温固化性能、耐温性能及高温封堵性能，在实验室内按如下基本步骤开展了评价试验：1）筛选一定粒径（20～40目）的石英砂，加入一定量的HTD，将其与石英砂搅拌均匀；2）将上述混合物充填于直径30 mm、高40 mm的玻璃管里并进行压实，置于高温老化罐中，添加水浸没样品，密闭容器，在恒温干燥箱中恒温养护一定时间；3）取出观察分析成胶固化情况，并切割打磨成规则的圆柱体，用万能压力试验机测其抗压强度等，然后使用高温高压岩心流动试验装置评价HTD的封堵性能。
2.1.1 石英砂用量的影响
在实验室内，将20～40目石英砂与高温封堵剂HTD充分混匀，使其在180 ℃下恒温6 h后形成固结体。然后分析了不同石英砂含量对HTD固化性能的影响，结果如图1所示。
![]()
图 1 石英砂含量对高温封堵剂HTD固化性能的影响Figure 1. Effect of quartz sand content on the curing performance of HTD由图1可知，石英砂含量对石英砂与HTD所形成固结体的抗压强度有一定影响，石英砂用量由低到高，固结体抗压强度逐步升高。石英砂含量为70%时，固结体的抗压强度最高，可达12.6 MPa；此后抗压强度开始下降，石英砂含量达到80%后固结体的抗压强度开始迅速下降。这是因为，石英砂含量较小时，HTD高温固结后骨架支撑作用小，抗压强度较低，随着石英砂含量增大，骨架的支撑作用增强，固结体抗压强度逐步升高，但石英砂含量较大时，HTD不足以把石英砂全部包裹固结好，因此固结体的抗压强度会降低。
2.1.2 温度的影响
通过试验分析了不同温度下高温封堵剂HTD的固化性能（试验条件：石英砂用量为70%，固化时间为8 h），结果如图2所示。
![]()
图 2 温度对高温封堵剂HTD固化性能的影响Figure 2. Effect of temperature on the curing performance of HTD由图2可知，温度对石英砂与HTD所形成固结体的抗压强度影响较大。温度为80 ℃时，固结体的抗压强度很低，但随着温度升高，固结体抗压强度不断提高，温度达到160 ℃时固结体抗压强度已达11.6 MPa，不过，此后温度再升高，固结体抗压强度的提高幅度变小。试验发现，温度高于180 ℃后，固结体出现了体积膨胀现象，与玻璃管胶结致密、牢固，这说明HTD可与砂岩地层很好地胶结，并具有很高的固结强度（高于12.8 MPa）。因此，HTD适合作为稠油热采的封堵剂。
2.2 耐温性能
稠油热采时注入蒸汽的温度可达260 ℃以上，因此，封堵剂在高温下需要保持长久的稳定性。为此，在260，280和300 ℃温度下进行了高温封堵剂HTD与石英砂的固结体在长时间下的热稳定性能试验（试验条件：石英砂用量为70%；恒温时间为60，120和180 d），结果如图3所示。
![]()
图 3 高温封堵剂HTD耐温性能评价结果Figure 3. Evaluation results of the temperature resistance performance of HTD由图3可知，在260～300 ℃温度下，HTD与石英砂所形成固结体恒温养护较长时间后，仍具有很高的抗压强度。随着温度升高，抗压强度有一定的下降，但下降幅度很小。如在300 ℃下恒温放置180 d后，抗压强度仍然高于12 MPa。这说明HTD具有良好的耐温性能，抗温能力可达300 ℃以上。
2.3 高温封堵性能
利用高温高压岩心流动试验装置，通过岩心流动试验分析了高温封堵剂HTD对不同渗透率的填砂管岩心的封堵效果。考虑有稠油热采蒸汽窜流通道，地层渗透率有较大幅度升高，因此采用填砂管制作了高渗透率岩心，先将其抽真空，测水相渗透率Kw1，再挤入高温封堵剂HTD，挤入HTD的体积为砂管岩心的1倍孔隙体积；然后关紧岩心两端的进出口，在指定温度下恒温8 h，再测岩心的水相渗透率Kw2，记录承压强度，计算水相封堵率及突破压力梯度，结果见表1。
表 1 高温封堵剂HTD的高温封堵性能试验结果Table 1. Experimental result of high temperature plugging performance of HTD序号 Kw1/
mD温度/
℃Kw2/
mD封堵率，
%突破压力梯度/
（MPa·m–1）1 11540 220 51.03 99.56 38.7 2 17320 240 66.12 99.62 39.3 3 15360 260 52.15 99.66 40.3 4 14760 300 41.06 99.72 40.7 注：砂管岩心长度为30 cm，突破压力梯度为突破压力除以岩心长度。 由表1可知，高温封堵剂HTD对高渗透率岩心的封堵效果很好。将HTD挤入岩心后，在220～300 ℃温度条件下恒温8 h后，高渗透率岩心的封堵率高于99.5%，突破压力梯度大于35 MPa/m。新疆风城油田蒸汽注入压力大多低于15.0 MPa，因此HTD可满足稠油热采封堵和抑制蒸汽窜流的要求。
3. 现场试验
风城油田F-109井区于2010年投产，采用稠油蒸汽吞吐开采方式，在经过4轮吞吐后，蒸汽沿着上覆地层裂缝通道突破至近地表，在覆盖层薄弱区形成地面窜漏。受地面蒸汽窜漏影响，区内14口井不能正常注汽生产，产油量下降。该井区之前采用膨润土–水泥及聚合物冻胶进行了封堵试验，发现封堵承压能力低，有效期短。为此，2018年9月，在风城油田F-109井区地表窜漏区域进行了高温封堵剂HTD的现场试验。试验前，经过电位法通道监测研究，确定窜漏通道上3口关联井是F-109井、F-145井和F-110井（见图4，图例中ρ为电阻率，Ω·m），需对油井窜漏通道进行高温封堵。
![]()
图 4 F-109井区窜漏通道监测结果Figure 4. Monitoring results of the leaking channel in the F-109 well block现场试验前，3口关联井（F-109井、F-145井和F-110井）处于关井状态，井口油套压均为0。进行现场试验时，前置液采用无机和有机复合堵剂，交替注入800～1 100 m3该堵剂，后置封口采用高温封堵剂HTD，用量15～20 m3，施工时泵注压力由0逐步升高，并稳定在4.5～5.0 MPa（见图5）。
![]()
图 5 F-109井区3口试验井封堵泵注压力曲线Figure 5. Curves of plugging and pumping injection pressure for three test wells in the F-109 well block措施后，F-109井区地面不再发生蒸汽窜漏，受地面窜漏影响的14口井恢复了正常注汽吞吐生产，平均单井日注汽量100 m3，注汽压力3.5～5.5 MPa，产油量得到提高。截至2020年底，该区域产油能力提高至62.12 t/d，平均日增油22.7 t，说明高温封堵剂HTD有效封堵了蒸汽地面窜漏和地下窜流通道，增大了蒸汽波及体积，提高了油井产能，施工有效期长达2年以上，取得了良好的经济效益。
4. 结 论
1）针对新疆风城油田稠油热采中蒸汽地下窜流和地表汽窜的问题，以有机胺为催化剂合成了油溶性酚醛树脂OSR，并与环氧树脂、有机硅偶联剂、稀释剂等复配，研制了新型酚醛环氧树脂类高温封堵剂HTD。
2）在石英砂用量为70%时，高温封堵剂HTD与石英砂固结体的固结强度最高；胶结温度在180 ℃以上时固结体的抗压强度高于12.8 MPa，与砂岩地层胶结良好，说明适宜胶结温度在180 ℃以上。
3）高温封堵剂HTD与石英砂的固结体，在260～300 ℃温度下经过长时间养护后仍具有很高的抗压强度（高于12 MPa），说明HTD的抗温能力可达300 ℃以上。
4）在220～300 ℃温度下，高温封堵剂HTD对高渗透率填砂管岩心的封堵率大于99.5%，突破压力梯度大于35 MPa/m，可满足风城油田稠油热采抑制蒸汽窜流的要求。
5）现场试验结果表明，高温封堵剂HTD可有效封堵蒸汽地表窜漏和地下窜流通道，增大蒸汽波及体积，提高产油水平，施工有效期长达2年以上，取得了良好的经济效益。
-
![]()
图 1 石英砂含量对高温封堵剂HTD固化性能的影响
Figure 1. Effect of quartz sand content on the curing performance of HTD
![]()
图 2 温度对高温封堵剂HTD固化性能的影响
Figure 2. Effect of temperature on the curing performance of HTD
![]()
图 3 高温封堵剂HTD耐温性能评价结果
Figure 3. Evaluation results of the temperature resistance performance of HTD
![]()
图 4 F-109井区窜漏通道监测结果
Figure 4. Monitoring results of the leaking channel in the F-109 well block
![]()
图 5 F-109井区3口试验井封堵泵注压力曲线
Figure 5. Curves of plugging and pumping injection pressure for three test wells in the F-109 well block
表 1 高温封堵剂HTD的高温封堵性能试验结果
Table 1 Experimental result of high temperature plugging performance of HTD
序号 Kw1/
mD温度/
℃Kw2/
mD封堵率，
%突破压力梯度/
（MPa·m–1）1 11540 220 51.03 99.56 38.7 2 17320 240 66.12 99.62 39.3 3 15360 260 52.15 99.66 40.3 4 14760 300 41.06 99.72 40.7 注：砂管岩心长度为30 cm，突破压力梯度为突破压力除以岩心长度。 
下载: 导出CSV
-
[1] 王晓惠,赵玲莉,王海峰. 重32井区稠油水平井地表汽窜治理技术研究[J]. 新疆石油天然气,2014,10(3):64–67,76. doi: 10.3969/j.issn.1673-2677.2014.03.013 WANG Xiaohui, ZHAO Lingli, WANG Haifeng. The research on the treatment technology of the surface steam channeling in heavy oil horizontal well in Zhong 32 Well Block[J]. Xinjiang Oil & Gas, 2014, 10(3): 64–67,76. doi: 10.3969/j.issn.1673-2677.2014.03.013
[2] 王充. 悬浮凝胶颗粒复合调堵剂研究与应用[J]. 化学工程师,2017,31(1):61–65. WANG Chong. Research and application of suspension gel particles compound plugging agent[J]. Chemical Engineer, 2017, 31(1): 61–65.
[3] 王敏. 无机凝胶调剖技术的研究改进与应用[J]. 化学工程与装备,2019(6):25–27. WANG Min. Research improvement and application of inorganic gel profile technique[J]. Chemical Engineering & Equipment, 2019(6): 25–27.
[4] 郭新健,于培志. 抗高温化学凝胶堵漏技术在顺北52X井的应用[J]. 钻井液与完井液,2019,36(2):189–193. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.02.010 GUO Xinjian, YU Peizhi. Controlling mud losses in Well Shunbei 52X with high temperature chemical gels[J]. Drilling Fluid & Completion Fluid, 2019, 36(2): 189–193. doi: 10.3969/j.issn.1001-5620.2019.02.010
[5] 吴清辉. 高温高盐凝胶堵剂WTT-202研制与应用[J]. 精细与专用化学品,2019,27(2):28–33. WU Qinghui. Study and application of high temperature & salinity gel agent WTT-202[J]. Fine and Specialty Chemicals, 2019, 27(2): 28–33.
[6] 朱锰飞. 耐温耐盐增强型双聚合物凝胶体系的研制及应用[J]. 石油化工,2018,47(6):622–627. doi: 10.3969/j.issn.1000-8144.2018.06.017 ZHU Mengfei. Development and application of temperature and salt resistance enhanced double polymer gel system[J]. Petrochemical Technology, 2018, 47(6): 622–627. doi: 10.3969/j.issn.1000-8144.2018.06.017
[7] 张志强. 一种高温凝胶堵剂的研制及性能评价[J]. 石油化工应用,2018,37(9):35–40. doi: 10.3969/j.issn.1673-5285.2018.09.009 ZHANG Zhiqiang. Development and evaluation of a thermal blocking gel for conformance adjustment[J]. Petrochemical Industry Application, 2018, 37(9): 35–40. doi: 10.3969/j.issn.1673-5285.2018.09.009
[8] 刘瑞,于培志. 耐高温聚合物凝胶堵剂研究进展[J]. 应用化工,2021,50(3):736–740. doi: 10.3969/j.issn.1671-3206.2021.03.036 LIU Rui, YU Peizhi. Research progress of high temperature resistant polymer gel plugging agent[J]. Applied Chemical Industry, 2021, 50(3): 736–740. doi: 10.3969/j.issn.1671-3206.2021.03.036
[9] 王晓龙. 稠油油藏复合泡沫辅助蒸汽驱提高采收率技术研究[D]. 青岛: 中国石油大学（华东）, 2018. WANG Xiaolong. Research on compound foam assisted steam flooding technology for enhanced recovery in heavy oil reservoir[D]. Qingdao: China University of Petroleum(East China), 2018.
[10] 戴彩丽,冯海顺,简家斌,等. 耐高温冻胶泡沫选择性堵水剂:适用于东海气田高温气藏堵水稳产[J]. 天然气工业,2015,35(3):60–67. doi: 10.3787/j.issn.1000-0976.2015.03.009 DAI Caili, FENG Haishun, JIAN Jiabin, et al. A selective water-plugging system with heat-resistant gel foam: a case study from the East China Sea Gas Field[J]. Natural Gas Industry, 2015, 35(3): 60–67. doi: 10.3787/j.issn.1000-0976.2015.03.009
[11] 刘刚,王俊衡,王丹翎,等. 耐高温栲胶堵剂的研制及油藏适应性评价[J]. 油气藏评价与开发,2021,11(3):452–458. LIU Gang, WANG Junheng, WANG Danling, et al. Development and reservoir adaptability evaluation of a high temperature resistant plugging agent: tannin extract[J]. Reservoir Evaluation and Development, 2021, 11(3): 452–458.
[12] 刘灏亮,赵法军,张洪玮,等. 用于稠油蒸汽驱的树脂型耐高温封堵剂室内静态评价[J]. 当代化工,2017,46(2):240–242. doi: 10.3969/j.issn.1671-0460.2017.02.013 LIU Haoliang, ZHAO Fajun, ZHANG Hongwei, et al. Laboratory static evaluation of resin plugging agent with high temperature resistance used in steam driving of heavy oil[J]. Contemporary Chemical Industry, 2017, 46(2): 240–242. doi: 10.3969/j.issn.1671-0460.2017.02.013
[13] 彭通,李一琳,王振远,等. 耐高温热固性酚醛树脂堵剂的合成及性能评价[J]. 石油化工,2021,50(7):691–697. doi: 10.3969/j.issn.1000-8144.2021.07.012 PENG Tong, LI Yilin, WANG Zhenyuan, et al. Synthesis and performance evaluation of high temperature resistant thermosetting phenolic resin plugging agent[J]. Petrochemical Technology, 2021, 50(7): 691–697. doi: 10.3969/j.issn.1000-8144.2021.07.012
[14] 王旭,梁西良. 耐高温酚醛树脂研究进展[J]. 化学与粘合,2021,43(4):304–306. doi: 10.3969/j.issn.1001-0017.2021.04.017 WANG Xu, LIANG Xiliang. Research progress in high temperature resistant phenolic resin[J]. Chemistry and Adhesion, 2021, 43(4): 304–306. doi: 10.3969/j.issn.1001-0017.2021.04.017
[15] 李小燕,李仲谨,郭焱,等. 环氧化酚醛耐温胶粘剂的合成及性能研究[J]. 化工新型材料,2005,33(7):61–63. doi: 10.3969/j.issn.1006-3536.2005.07.023 LI Xiaoyan, LI Zhongjin, GUO Yan, et al. The synthesis and capability study of epoxide phenolic adhesive[J]. New Chemical Materials, 2005, 33(7): 61–63. doi: 10.3969/j.issn.1006-3536.2005.07.023
[16] 刘兰轩,汤朋,田志强,等. 有机硅耐高温涂料的研究进展[J]. 上海涂料,2020,58(6):30–38. doi: 10.3969/j.issn.1009-1696.2020.06.008 LIU Lanxuan, TANG Peng, TIAN Zhiqiang, et al. Research progress of high temperature resistant silicone coatings[J]. Shanghai Coatings, 2020, 58(6): 30–38. doi: 10.3969/j.issn.1009-1696.2020.06.008
-
期刊类型引用(10)
1. 肖春燕，王犁，杨彪，王磊，鲁红升. 高强度可固化水溶性树脂封堵剂的制备及性能评价. 化学研究与应用. 2024(01): 151-156 . 
百度学术
2. 王猛，高其宇，郭田超. 一种油气田用耐高温凝胶调堵剂制备及性能研究. 粘接. 2024(03): 53-56 . 百度学术
3. 张建亮，宋宏志，张卫行，戎凯旋，李毓，潘玉萍. 海上特超稠油油藏小井距蒸汽吞吐汽窜堵调工艺. 石油钻采工艺. 2024(02): 199-207 . 百度学术
4. 孙玉豹，张兆年，吴春洲，王少华，陈立峰，邓俊辉. 稠油热采可降解封窜剂的制备及性能评价. 石油化工. 2023(02): 216-222 . 百度学术
5. 周剑峰，杨涛，张菁燕，周文平，高璇. 早期水热养护对铝酸钙水泥结构稳定性的影响. 硅酸盐通报. 2023(03): 802-807+826 . 百度学术
6. 陶建强. 边底水超稠油油藏改性石墨烯封堵技术的研究与应用. 精细石油化工. 2023(03): 9-12 . 百度学术
7. 杨光，谢兴华，谢强，王学锐，李子玉. 油田封堵专用铝热剂的制备与性能研究. 爆破器材. 2023(04): 44-50 . 百度学术
8. 尹家峰，王晓军，鲁政权，步文洋，孙磊，景烨琦，孙云超，闻丽. 辽河大民屯凹陷页岩油储层强封堵恒流变油基钻井液技术. 特种油气藏. 2023(04): 163-168 . 百度学术
9. 徐庆，李达，张德龙，李景伟. 大庆稠油耐高温起泡复配体系室内评价研究. 长江大学学报(自然科学版). 2023(06): 84-92 . 百度学术
10. 丁建新，席岩，蒋记伟，王海涛，李雪松，李辉. 高温及超高温下水泥石力学及孔渗特性变化规律. 钻井液与完井液. 2022(06): 754-760 . 百度学术
其他类型引用(1)
计量
- 文章访问数: 359
- HTML全文浏览量: 189
- PDF下载量: 46
- 被引次数: 11
