Fracturing Technologies with Profile Control and Water Shutoff for Medium and High Water-Cut Wells in Ultra-Low Permeability Reservoirs of Changqing Oilfield
-
摘要:
长庆油田特低渗透油藏进入中高含水期后受储层高渗带影响，常规重复压裂存在含水率上升、增产幅度低等问题。为解决该问题，根据典型油藏长期注采开发实际，采用油藏三维地质建模方法，结合加密井生产资料，研究了中高含水油井调堵压裂增产机理，分析了不同调堵压裂参数对油井重复改造效果的影响，提出了“前置调堵控含水、动态多级暂堵压裂提单产”的重复压裂技术思路。通过室内试验，研发了PEG-1凝胶，凝胶主剂质量分数为5%～10%时，可保持较高水平的凝胶强度；优化注入排量为1.5 m3/min，注入量为300～600 m3，可在裂缝深部40～80 m处封堵高渗条带；优化动态多级暂堵压裂技术，缝内净压力提高到5.0 MPa以上，实现了压裂裂缝由低应力区向高应力区扩展，以动用侧向剩余油。现场试验结果表明，实施调堵压裂后单井日产油量平均增加1.07 t，含水率降低9.0百分点，实现了中高含水井重复压裂“增油控水”的目的。该调堵压裂技术为长庆油田特低渗透油藏中高含水井重复改造提供了新的技术途径。
Abstract:Due to the influence of the high-permeability zone, the water cut will increase and reservoir stimulation results are poor when conventional refracturing is implemented in the ultra-low permeability reservoirs of Changqing Oilfield at the medium and high water-cut development stage. Focusing on the long-term injection-production development practices of typical reservoirs and infill well production data, this paper uses 3D geological modeling to analyze the stimulation mechanism of fracturing with profile control and water shutoff in medium and high water-cut oil wells. The influences of fracturing parameters on the effect of repeated stimulation were studied, and a refracturing concept hinging on “profile control and water shutoff in the pad adding stage to control water cut and dynamic multistage temporary plugging fracturing to improve single-well production” was advanced. PEG-1 gel was developed through laboratory experiments and when the mass fraction of its main agent achieved 5%-10%, gel strength would be maintained at a high level. With an optimal injection flow rate of 1.5 m3/min and an injection volume of 300-600 m3, the high-permeability zones at the fracture depth of 40-80 m could be effectively plugged. In this way, the dynamic multistage temporary plugging fracturing technology was optimized. As a result, the net pressure in the fractures was increased to above 5.0 MPa, fractures extended from the low-stress zone to the high-stress zone, and the production of the oil remaining laterally was thereby produced. Field test results showed that average daily oil production improvement per well was 1.07 t/d and water cut was reduced by 9 percentage points after the measure was implemented, which indicated that the goal of increasing oil production while controlling the water was accomplished by refracturing the medium and high water-cut wells. The proposed fracturing technology with profile control and water shutoff provides a new technical concept for the repeated stimulation of medium and high water-cut wells in ultra-low permeability reservoirs of Changqing Oilfield.
-
浅层建井是深水钻完井作业的基础。钻井过程中，水下井口上部支撑防喷器等组件，下部悬挂各类套管串，为后续钻井提供稳定的通道[1]。海洋深水面临土质强度小、温度低、安全密度窗口小和浅层地质灾害等挑战，使深水油气井浅层建井方法的选择和作业面临巨大挑战。随着技术不断发展进步，深水作业中的浅层建井形成了多种方法，但受技术和装备所限，目前我国主要采用喷射法和钻入法。不同建井方式对海况、地质条件、作业工况等参数要求不同[2-3]，深水钻井作业具有环境地质条件复杂、风险大和成本高等特点，深水浅层建井方式选择难度较大[4-5]。
国内外很多学者已经针对不同浅层建井方式的适应性开展了评价研究：杨进等人[6]分析了土质强度对不同建井方式承载力的影响，建立了不同建井方式的表层导管下入深度模型；许云锦等人[7]分析了喷射参数与土质强度的规律，指导了现场表层建井施工作业；杨进等人[8]分析了不同浅层建井方式的时效和经济性；周波等人[9]分析了不同油气井建井方法的优缺点和适应性，建立了导管下入深度计算和井口稳定性分析模型，但未形成现场方法的综合定量评价方法；B. Mackenzie等人[10]基于土体性质变化优化了深水喷射作业参数，分析了喷射法的优缺点及适应范围。但总体而言，目前只是对浅层建井方式单一维度或单一因素的适应性进行了分析，对多维度综合评价尤其是定量化评价研究还不多。因此，为科学合理地选择深水油气开发建井方式，避免经验性决策，笔者分析了不同深水浅层建井方式的工艺特点和力学特征，得到了土质强度、建井质量、作业时效、经济性和风险控制等因素对建井方式的影响，建立了单因素适应性分级；采用AHP层次分析、综合因素分析法，计算了各适应性分级权重[11- 12]，依据雷达图定量分析各维度适用性，建立了以雷达图面积为评断标准的多维度深水浅层建井方式优选模型，并在多口井进行了现场作业验证。
1. 深水浅层建井方式
深水作业中采用的浅层建井技术主要有喷射法、钻入法和水下打桩法3种[13- 14]。钻入法浅层建井工艺是在井眼内下入表层导管，向环空内注水泥并固井，导管−水泥−地层土系统产生承载力，如图1所示。当海底浅部土质硬度较大时，钻入法相较于其他建井技术适应性更好。不同深度海域对钻入法施工效果影响不大。钻入下表层导管一般采用海水钻进，入泥达到设计深度后将表层导管下入并固井，此时表层导管的外表面与水泥直接接触[14]。
![]()
图 1 钻入法固井建井工艺示意Figure 1. Cementing and well construction technology by drilling method喷射法是采用专门设备将钻头与管柱送入井内，将两者与表层导管连接，使之形成喷射管柱。另外，钻头的尺寸相较于表层导管内径小，凭借钻头射流对井底的冲击力破碎海底土层形成井眼，表层导管凭借喷射管柱的重量下达设计深度，表层导管凭借其外表面与海底土之间的摩擦在海底支撑，如图2（a）所示[15]。喷射法下入表层导管技术有以下优点：1）可以解决钻入法井口难找的问题；2）避免因为固井的缘故压破地层，减少固井候凝时间；3）可以减少起下钻时间，节约作业成本。
![]()
图 2 喷射法和钻入法建井工艺示意Figure 2. Well construction technology by jetting method and drilling method水下打桩法与水上打桩法基本相同，利用打桩锤对导管的冲击使导管破开岩土下至一定深度，如图2（b）所示[16]。然而，水下打桩受水深的限制，打桩锤通过液电控制装置获取动力。与钻入法和喷射法相比，水下打桩法无需使用浮式钻井平台，只需在专用深水打桩船上便可完成，适用于小井口间距的水下基盘开发模式，经济效益良好；相较于喷射法，水下打桩法可以减少对海底土壤的扰动，从而增加导管与土层的侧面摩擦力，使表层导管承载力更高，井口更加稳定。
2. 深水浅层建井方式影响因素分析
与浅水建井相比，深水建井作业难度大、风险高[17]，对作业时间窗口和海况条件要求更苛刻。深水浅层建井作业时，为降低作业风险，需考虑更多的影响因素。大量工程数据和实践表明，影响深水浅层建井方式的主要因素有海底土质强度、建井质量、作业时效、经济性和风险控制等。
2.1 土质强度
土质强度是影响浅层建井方式选择的重要因素之一[18]。喷射法和水下打桩法适用于松软地层，土质强度较高的地层易发生下入不到位的情况。钻入法适用于较硬地层，对易发生井漏、井塌等复杂情况的浅部疏松地层，钻入法下表层导管难以满足钻井作业要求。土质强度是井口承载力大小的决定因素，根据土质强度可计算出不同建井方式的井口承载力，井口承载力越大，稳定性越高。采用单桩承载力计算公式，计算得到不同建井方式的井口承载力：
Q=Qf+Qp=fAs+quAp (1) 式中：Q为浅层建井后水下井口极限承载力，kN；Qf为导管桩侧壁摩阻力，kN；Qp为导管桩端阻力，kN；As为导管桩侧壁表面积，m2；Ap为导管桩底部截面积，m2；f为导管桩侧壁单位摩擦力，kPa；qu为导管桩底部单位极限阻力，kPa。
由于导管采用空心管，一般不考虑导管桩端阻力。3种建井工艺导管侧壁单位摩擦力计算模型有所不同[13]。
2.2 建井质量
每种浅层建井方法对作业工艺和作业要求都有所不同，因此不同建井方式的建井质量存在较大差距[19]，主要考虑井口稳定性、井斜角、等候时间和下入深度等指标评价建井质量 [20- 21]。井口稳定性方面，钻入法受固井质量好坏影响，在固井质量较差的情况下存在井口失稳风险；喷射法对土扰动较大，同样存在承载力不足的情况；水下打桩法承载力较高，井口稳定性风险较小。井斜角方面，钻入法受土质参数影响较小，主要通过设备参数对钻入过程进行控制，方便操作；喷射法遇较硬地层时不易控制井斜角；水下打桩法对垂直度的控制要求极高，一旦发生倾斜，难以进行回调作业，受地质参数影响较大[22]。等候时间方面，钻入法需考虑固井水泥浆的固结时间；喷射法对土壤扰动较大，需等候土壤恢复承载力；水下打桩法导管下入到设计深度的承载力较大，无需等待。下入深度方面，钻入法在深水钻井中地层稳定性较低，固井质量难以保证，因此导管下入深度需更深；喷射法对土扰动较大，同时可能受浅层气和浅水流影响导致承载力降低，需要下至一定深度；水下打桩法承载力较高，导管下入深度相比钻入法和喷射法可更浅[23]。
2.3 作业时效
深水施工作业时效性是进行方案设计与实施的关键指标。根据现场调研资料分析，钻入法受起下钻时间影响与水深有一定关系，水深500 m单井作业时间为24 h，水深1000 m单井的作业时间为27 h，水深1500 m单井作业时间为30 h。喷射法建井无固井带来的多次起下钻，500～1500 m的单井作业时间为5 h，相比钻入法作业时效提升明显。水下打桩法单井作业时间为6～7 h，其中安装专用设备需4 h，浅层建井作业时间为2～3 h，批量作业时可省去重复安装设备的时间，更适合多井批量作业。
2.4 经济性
经济效益同样是建井方式选择必须考虑的因素，与作业时间及作业装备紧密相关。通过现场调研，钻入法单井服务费为60万元，平台费用大约为120万～150万元；喷射法单井服务费为100万元，平台费用大约为50万元；水下打桩法单井服务费为130万元，平台费用大约为120万元。
2.5 风险控制
井漏、井塌、井眼掩埋、固井质量差、导管下入不到位、井口下沉和井口倾斜等对于不同浅层建井作业方式风险等级不同。海底滑坡、古河道等与海洋地质特征息息相关，对浅层建井作业方式影响不大，可通过钻前预测分析降低风险[24]。采用钻入法时，若浅部地层疏松，会存在井漏和井塌等风险；若水深较深、固井温度较低，固井质量无法保证，会导致导管承载力不足，出现井口下沉风险[25]；若海况环境恶劣，会出现井眼掩埋、无法找到井眼等风险。采用喷射法时，若地层较硬，易发生表层导管下入不到位的现象，存在更换作业方式或更换井场等风险；若地层极软，下入到位后，井口稳定性无法保证，井口有下沉风险；同时，喷射作业过快，可能存在井口倾斜的风险。采用水下打桩法时，若地层较硬，表层导管下入不到位或作业控制不顺利可能会导致导管倾斜，而水下打桩法难以进行二次作业；但钻遇浅层地质灾害地层时，水下打桩法可较好地隔开地层[26- 27]。
3. 建井方式定量化优选
对深水浅层建井方式选择的主要影响因素进行适应性分级。以承载力大小为依据对海底土质强度进行适应性分级，以建井质量高低对浅层建井方式适应性分级，以作业时效高低为依据进行适应性分级，以作业费用高低为依据进行适应性分级，以风险控制的可操作性高低进行适应性分级，适应性等级均分为10级。采用综合因素分析法对不同影响因素进行权重计算，以雷达图的面积作为评价指标对深水浅层建井方式进行优选。
3.1 土质强度的适应性分级
根据井口承载力大小，建立不同土质强度的建井方式适应性分级，分为0~10级，等级越低（数值越小）表示对此土质强度的适应性越低，0表示完全不适应，10表示完全适应。根据承载力计算模型，由于作业工艺区别，相同土质强度下采用水下打桩法可获得更大的承载力。因此，以相同承载力为依据，深水浅层土质强度分级范围为0～300 kPa，基于海底土质强度的浅层建井方式的适应性分级见表1（Su代表导管下入到位后管斜处浅层土壤抗剪强度，不同土质强度对应不同的适应性等级）。考虑深水浅层多为黏性土，主要根据黏性土抗剪强度进行适应性分级。
表 1 基于土质强度的浅层建井方式适应性分级Table 1. Adaptability classification of well construction methods in shallow formations based on soil strength适应等级 钻入法/kPa 喷射法/kPa 水下打桩法/kPa 0~1 20≥Su＞0 Su＞300 Su＞200 2~3 300≥Su＞250 200≥Su＞170 4~5 80≥Su＞20 250≥Su＞200 170≥Su＞130 6~7 200≥Su＞150 130≥Su＞90 8~9 250≥Su＞80 150≥Su＞100 90≥Su＞50 10 300≥Su＞250 100≥Su＞0 50≥Su＞0 3.2 建井质量的适应性分级
以建井质量指标（井斜角、等候时间、下入深度和井口稳定性）为依据评价建井质量，根据现场建井质量作业历史数据，对不同建井方式的建井质量适应性分级，见表2。该表中数字为各类指标在不同浅层建井方式下的建井质量分级，同样分为0～10级，等级越低表示建井质量越低，4项指标的平均值即为建井质量的适应性分级。
表 2 不同建井方式的建井质量适应性分级Table 2. Adaptability classification of well construction quality for different well construction methods浅层建井方式 井斜角 等候时间 下入深度 井口稳定性 钻入法 10 5 4 7 喷射法 6 6 7 7 水下打桩法 4 10 8 8 3.3 作业时间和经济性的适应性分级
根据工艺时间对比可知，钻入法时效较低，单井作业一般在1 d以上。喷射法作业时效较高，一般约为5 h。水下打桩法由于多井作业不需起下工具，多井批钻可节省较多时间。对于作业时效的适应性分级，时效越高适应性级别越高。以浅层建井方式最小作业时间作为适应性等级的最高等级，单井平均作业时间每增加2 h，适应性级别下降1级。对于作业经济性的适应性分级，费用越低，适应性级别越高。以浅层建井方式最低费用作为适应性等级的最高等级，单井平均作业费用每增加30万元，适应性级别降低1级。
3.4 风险控制的适应性分级
根据现场作业能力对每类浅层风险在不同建井方式下的控制能力进行分级，结果见表3。其中，将井漏、固井质量差和浅层地质灾害的风险严重程度分为高、中、低；表中数值代表不同建井方式对各类风险的可控制度，数值越小表示其风险可控制度越低，各项风险可控制度的平均值即为风险控制的适应性分级。
表 3 钻井安全风险可控制度的适应性分级Table 3. Adaptability classification of drilling safety risk control degree浅层建井
方式井漏 固井质量差 浅层地质灾害 导管下入
不到位井眼掩埋 井口下沉 井口倾斜 高 中 低 高 中 低 高 中 低 钻入法 4 6 8 5 7 9 4 6 8 7 6 8 10 喷射法 10 10 10 10 10 10 5 7 9 7 10 7 7 水下打桩法 10 10 10 10 10 10 10 10 10 8 10 9 5 3.5 多维度深水浅层建井方式优选
基于以上5种因素对浅层建井方式的适应性分级评价体系，应用雷达图建立可视化多维度深水浅层建井方式优选模型，如图3所示。
![]()
图 3 可视化多维度深水浅层建井方式评价Figure 3. Visualized multi-dimensional evaluation for well construction in shallow formations of deepwater模型以土质强度、建井质量、作业时效、经济性和风险控制能力作为主要考虑因素，以雷达图中5个影响因素适应性等级连线所形成的圈闭面积作为评价指标，形成的圈闭面积越大说明适应性能力越强。在海况条件、井口间距等因素影响较小的情况下，圈闭面积最大的浅层建井方法推荐为最优方法。考虑不同因素对建井影响的程度不同，设置了对应权重。采用综合因素分析法对各适应性等级进行权重计算。
A=[a11...a15⋮...⋮a51...a55] (2) 根据打分表得到不同因素的权重计算公式：
Wi=∑nj=1aij+n2−1n(n−1) (3) 式中：Wi为权重系数；aij是i因素对j因素的权重打分项，取值范围为0.1～0.9，0.5代表同样重要，分数越高相对权重越大；n为维度数，取5。
结合权重系数和适应性分级机制，得到雷达图面积：
S=sinθ2(W1W2,W2W3,W3W4,W4W5,W5W1)⋅(b1b2,b2b3,b3b4,b4b5,b5b1)T (4) 式中：θ取72°；W1~W5分别为不同因素权重系数；b1~b5分别为不同因素适应性分级级数。
4. 实例分析
以中国南海北部典型土壤环境为例进行浅层建井方式优选，目标区块作业水深为1 000～1 500 m，泥线0～100 m，土质抗剪强度为0～100 kPa，采用深水半潜式平台（工程船），完钻井深3 255 m，海底平缓，倾角较小；海底温度低，浅部土体疏松易漏失，浅层地质未有明显浅层气等地质灾害[28]。假设土质强度、建井质量、作业时效、经济性和风险控制权重系数等相同，根据多维度深水浅层建井方式优选模型，得到单口井不同维度的适应性等级（见表4）和建井方式优选雷达图（见图4）。
表 4 不同影响因素适应性分级结果Table 4. Adaptability classification results of different influencing factors建井方式 土质强度 建井质量 时效 经济性 风险可控制度 钻入法 8 6.00 2 8 6.8 喷射法 10 6.25 10 10 8.5 水下打桩法 10 7.00 7 5 8.8 ![]()
图 4 单井多维度深水浅层建井方式优选雷达图Figure 4. Radar chart of multi-dimensional selection model for single well construction in shallow formations of deepwater根据雷达图面积，钻入法雷达图面积为18.98，喷射法雷达图面积为50.13，水下打桩法雷达图面积为36.29。对比可知，喷射法建井方式为该井最优建井方式。
作业井数影响建井方式的时效和经济性。当作业井数为10口时，由于喷射法和水下打桩法可进行批钻作业，分析作业时效和经济性，水下打桩法相比喷射法在多口井批量作业时优势更大。根据多维度深水浅层建井方式优选模型，得到10口井建井方式优选雷达图（见图5）。
![]()
图 5 多井多维度深水浅层建井方式优选雷达图（10口井）Figure 5. Radar chart of multi-dimensional selection model for multiple well construction in shallow formations of deepwater (10 wells)根据雷达图，该区块10口井批量作业时，钻入法雷达图面积为16.75，喷射法雷达图面积为45.84，水下打桩法雷达图面积为48.37。对比之下，在装备设施满足要求的条件下，水下打桩法批量建井为最优建井方式。
由于实例分析区域为南海北部典型深水区域，可代表大部分南海北部深水区域。由此可知，当单口井或少量井作业时，采用喷射法较为合适；当批量作业10口井或以上时，采用水下打桩法较为合适。
5. 结论与建议
1）钻入法在深水浅层土质强度小于20 kPa时无法适用，建井质量较低，作业时效和作业经济性相对较差，作业安全风险相对较难控制。
2）喷射法对各因素适应性相对较好，能满足目前大部分深水井浅层建井作业，是南海北部深水区域单井或少量井的最优建井方式。
3）水下打桩法受经济性的影响较大，可批量作业，不适用于在单口井作业，但在多口井作业时设备仅需安装一次，单井平均时效和费用相比喷射法和钻入法具有明显优势。
-
![]()
图 1 S127长6油藏典型井组剩余油饱和度等值线
Figure 1. Contour map of remaining oil saturation of typical well groups of Reservoir S127 Chang 6
![]()
图 3 堵水剂前缘突破至相邻注水井时的注入时间及堵水剂注入量
Figure 3. Injection time and amount of water shutoff agent when water shutoff agent front breaks through to adjacent water injection well
![]()
图 5 X12-23井不同位置调堵压裂后累计产油量
Figure 5. Cumulative oil production after profile control and water shutoff at different positions of Well X12-23
![]()
图 6 X12-23井侧向水平两向应力差分布
Figure 6. Lateral and horizontal stress difference distribution of Well X12-23
![]()
图 7 X12-23井缝内净压力与排量的关系曲线
Figure 7. Relationship curve of net pressure and flow rate of Well X12-23
![]()
图 8 施工排量–动态缝宽计算结果
Figure 8. Calculation result of dynamic fracture width under different pumping flow rates
![]()
图 9 X13-181井井下微地震监测结果
Figure 9. Downhole microseismic monitoring results of Well X13-181
表 1 前置调堵压裂施工参数及效果
Table 1 Parameters of fracturing with profile control and water shutoff in the pad adding stage and measure effect
井号 前置调堵剂
用量/m3施工排量/
（m3·min−1）日产液/m³ 日产油/t 含水率，% 压裂有效期/
d累计增
油量/t压裂前 压裂后 压裂前 压裂后 压裂前 压裂后 X13-181 300 5.0 1.33 1.67 0.48 0.89 57.4 46.7 668 369 D192-38 200 4.0 0.57 1.91 0.35 1.65 26.8 13.6 332 713 D194-39 200 5.0 1.00 1.50 0.59 1.35 30.1 10.0 337 286 J296-3 300 6.0 0.34 3.32 0.15 1.69 47.6 45.1 391 410 L81-45 150 6.0 0.92 4.55 0.45 2.23 42.7 42.6 433 534 
下载: 导出CSV
-
[1] 王东琪,殷代印. 特低渗透油藏水驱开发效果评价[J]. 特种油气藏,2017,24(6):107–110. doi: 10.3969/j.issn.1006-6535.2017.06.020 WANG Dongqi, YIN Daiyin. Waterflooding performance evaluation in ultra-low permeability oil reservoir[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2017, 24(6): 107–110. doi: 10.3969/j.issn.1006-6535.2017.06.020
[2] 阳晓燕. 非均质油藏水驱开发效果研究[J]. 特种油气藏,2019,26(2):152–156. doi: 10.3969/j.issn.1006-6535.2019.02.028 YANG Xiaoyan. Waterflood development effect study of heterogeneous reservoir[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2019, 26(2): 152–156. doi: 10.3969/j.issn.1006-6535.2019.02.028
[3] 张玉银,赵向原,焦军. 鄂尔多斯盆地安塞地区长6储层裂缝特征及主控因素[J]. 复杂油气藏,2018,11(2):25–30. ZHANG Yuyin, ZHAO Xiangyuan, JIAO Jun. Characteristics and major control factors of natural fractures in Chang 6 Formation in Ansai Area, Ordos Basin[J]. Complex Hydrocarbon Reservoirs, 2018, 11(2): 25–30.
[4] 黄婷,苏良银,达引朋,等. 超低渗透油藏水平井储能压裂机理研究与现场试验[J]. 石油钻探技术,2020,48(1):80–84. doi: 10.11911/syztjs.2020024 HUANG Ting, SU Liangyin, DA Yinpeng, et al. Research and field test on energy storage fracturing mechanism of horizontal wells in ultra-low permeability reservoirs[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2020, 48(1): 80–84. doi: 10.11911/syztjs.2020024
[5] 杨浩,李新发,陈鑫,等. 低渗透气藏水平井分段压裂分段优化方法研究[J]. 特种油气藏,2021,28(1):125–129. doi: 10.3969/j.issn.1006-6535.2021.01.018 YANG Hao, LI Xinfa, CHEN Xin, et al. Study on staged optimization method of staged fracturing for horizontal wells in low-permeability gas reservoir[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2021, 28(1): 125–129. doi: 10.3969/j.issn.1006-6535.2021.01.018
[6] 蔡卓林,赵续荣,南荣丽,等. 暂堵转向结合高排量体积重复压裂技术[J]. 断块油气田,2020,27(5):661–665. CAI Zhuolin, ZHAO Xurong, NAN Rongli, et al. Volume re-fracturing technology of temporary plugging and diverting with high displacement[J]. Fault-Block Oil & Gas Field, 2020, 27(5): 661–665.
[7] 周宗良,蔡明俊,张凡磊,等. 高含水油藏多介质驱替剩余油赋存状态与时移特征[J]. 断块油气田,2020,27(5):608–612. ZHOU Zongliang, CAI Mingjun, ZHANG Fanlei, et al. Residual oil occurrence state and time-shift characteristics of multi-media displacement of high water-cut reservoirs[J]. Fault-Block Oil & Gas Field, 2020, 27(5): 608–612.
[8] 廖月敏,付美龙,杨松林. 耐温抗盐凝胶堵水调剖体系的研究与应用[J]. 特种油气藏,2019,26(1):158–162. LIAO Yuemin, FU Meilong, YANG Songlin. Study and application of water plugging and profile control system of heat and salt resistant gel[J]. Special Oil & Gas Reservoirs, 2019, 26(1): 158–162.
[9] 贾玉琴,郑明科,杨海恩,等. 长庆油田低渗透油藏聚合物微球深部调驱工艺参数优化[J]. 石油钻探技术,2018,46(1):75–82. JIA Yuqin, ZHENG Mingke, YANG Haien, et al. Optimization of operational parameters for deep displacement involving polymer microspheres in low permeability reservoirs of the Changqing Oilfield[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2018, 46(1): 75–82.
[10] 张莉,岳湘安,王友启. 基于非均质大模型的特高含水油藏提高采收率方法研究[J]. 石油钻探技术,2018,46(5):83–89. ZHANG Li, YUE Xiang’an, WANG Youqi. Research on large scale heterogeneous model based EOR methods for ultra-high water cut reservoirs[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2018, 46(5): 83–89.
[11] 侯建锋,王友净,胡亚斐,等. 特低渗透油藏动态缝作用下的合理注水技术政策[J]. 新疆石油天然气,2016,12(3):19–24. doi: 10.3969/j.issn.1673-2677.2016.03.004 HOU Jianfeng, WANG Youjing, HU Yafei, et al. Reasonable waterflooding technical policy for extra low permeability reservoirs under dynamically fractures effect[J]. Xinjiang Oil & Gas, 2016, 12(3): 19–24. doi: 10.3969/j.issn.1673-2677.2016.03.004
[12] 张衍君,葛洪魁,徐田录,等. 体积压裂裂缝前端粉砂分布规律试验研究[J]. 石油钻探技术,2021,49(3):105–110. doi: 10.11911/syztjs.2021065 ZHANG Yanjun, GE Hongkui, XU Tianlu, et al. Experimental study on silt distribution law at the front end of fractures in volume fracturing[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2021, 49(3): 105–110. doi: 10.11911/syztjs.2021065
[13] 周丹,熊旭东,何军榜,等. 低渗透储层多级转向压裂技术[J]. 石油钻探技术,2020,48(1):85–89. doi: 10.11911/syztjs.2019077 ZHOU Dan, XIONG Xudong, HE Junbang, et al. Multi-stage deflective fracturing technology for low permeability reservoir[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2020, 48(1): 85–89. doi: 10.11911/syztjs.2019077
[14] 赵振峰,李楷,赵鹏云,等. 鄂尔多斯盆地页岩油体积压裂技术实践与发展建议[J]. 石油钻探技术,2021,49(4):85–91. doi: 10.11911/syztjs.2021075 ZHAO Zhenfeng, LI Kai, ZHAO Pengyun, et al. Practice and development suggestions for volumetric fracturing technology for shale oil in the Ordos Basin[J]. Petroleum Drilling Techniques, 2021, 49(4): 85–91. doi: 10.11911/syztjs.2021075
-
期刊类型引用(17)
1. 丁乾申，吴春新，李金泽，邹德昊，夏金娜，何滨. 电热化学聚能冲击波致裂储层数值模拟及破岩规律研究. 石油钻探技术. 2025(01): 67-74 . 
本站查看
2. 汤强. 低渗透油藏油井有效压裂技术研究. 石河子科技. 2025(03): 30-32 . 百度学术
3. 张翔宇，于田田，李爱芬，张仲平，郑万刚，初伟，马爱青，冯海顺. 低渗透夹层分布对正韵律非均质储层渗流规律的影响. 特种油气藏. 2024(05): 102-109 . 百度学术
4. 余金柱，王嘉鑫，李建辉，达引朋，任佳伟，赵争光，兰倩，王春蕾. 基于微震事件时空分布特征的连续裂缝网络建模方法研究——以致密砂岩储层重复压裂效果评价为例. 地球物理学进展. 2024(06): 2275-2285 . 百度学术
5. 张腾换，张涛，王同丁，唐凡，王燕，张煜. 高含水油井双向调堵剂性能评价及工艺参数优化. 应用化工. 2024(11): 2528-2532 . 百度学术
6. 段鹏辉，李向平，白晓虎，雷冠宇，黄婷，董奇. 裂缝性水淹油井梯次充填深部堵水延长措施有效期方法. 石油钻采工艺. 2024(04): 466-478 . 百度学术
7. 高明，王学洲，李涛，杨智. 油田压裂活动中低渗透技术的应用. 中国石油和化工标准与质量. 2023(06): 173-175 . 百度学术
8. 孙凤林，魏子扬，朱立国，吴清辉，张艳辉，左清泉. 高强度无机复合高温堵剂体系研究. 精细与专用化学品. 2023(04): 24-26 . 百度学术
9. 唐可，赵勇，李凯，宁朦，蒲万芬，田开平. 致密油藏压裂井气驱暂堵调剖剂研制与评价. 特种油气藏. 2023(02): 161-167 . 百度学术
10. 肖杭州. CL区块登娄库组致密砂岩气藏压裂液体系适应性评价. 特种油气藏. 2023(03): 143-147 . 百度学术
11. 张亚楠，张荣军，张超，林鹏，丁乾申. 新型延迟交联堵水剂体系的制备及性能评价. 应用化工. 2023(07): 2080-2083 . 百度学术
12. 蒲堡萍，魏建光，周晓峰，尚德淼. 基于机器学习的低渗透砂岩聚合物驱采收率预测. 科学技术与工程. 2023(28): 12045-12056 . 百度学术
13. 赵文景，王敬，钱其豪，于春磊，张民，刘慧卿，黄义涛. 非均质油藏水驱优势渗流通道演化规律. 断块油气田. 2023(05): 847-857 . 百度学术
14. 邹龙庆，何怀银，杨亚东，龚新伟，肖剑锋，苌北. 页岩气水平井暂堵球运移特性数值模拟研究. 石油钻探技术. 2023(05): 156-166 . 本站查看
15. 余金柱. 低渗透油田压裂技术及发展趋势. 中国石油和化工标准与质量. 2023(21): 175-177 . 百度学术
16. 张天涯. 高含水率油藏人工强边水驱技术研究. 石油化工应用. 2022(10): 13-18 . 百度学术
17. 马虹，段斌. VOCs尾气光催化治理技术研究进展与文献计量学分析. 石油化工应用. 2022(10): 10-12+18 . 百度学术
其他类型引用(1)
计量
- 文章访问数: 408
- HTML全文浏览量: 294
- PDF下载量: 80
- 被引次数: 18
