潘岳
- 作品数：10 被引量：47H指数：4
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- 海相砂岩底水稠油油藏水锥形态物理模拟研究
- 2021年
- 针对P油田底水稠油油藏波及规律影响因素开展研究,利用二维物理模型和三维物理模型,采用预埋电极方式,得到不同因素影响下的水脊变化规律和波及规律。实验表明,海相砂岩底水稠油油藏水平井开发时底水锥形突进,含水上升规律呈“厂”字形,且含水曲线会因隔夹层呈阶梯状上升,而波及系数与流度、驱替速度和隔夹层因素呈正相关关系;在三维物理模型的实验条件下,隔夹层能让波及系数提高18%。因此,P油田下步挖潜策略应在流度高且油藏上部存在隔夹层的区域布井挖潜,开发时采用高采油速度开发。
- 潘岳潘岳汤晨阳李珂刘晨
- 关键词：水平井开发含水上升规律
- 基于矿场数据统计的调剖措施油藏适应性研究——以A油田为例被引量：1
- 2020年
- 针对目前调剖措施效果参差不齐、油藏适应性分析仅局限于室内实验结果等问题,依据海上油田大量井组调剖措施矿场数据,在对各主要影响指标数据处理基础上,运用综合效果评价及数理统计的方法,分析影响海上油田调剖措施效果的主要因素及特征。研究结果表明,正韵律油藏调剖措施效果优于反韵律油藏;油藏平均渗透率为2000×10^-3~3500×10^-3μm^2,渗透率变异系数为0.3~0.5,油藏综合含水为60%~80%,采出程度为0.45~0.60,吸水剖面变异系数为0.3~0.7时,调剖效果均较好;调剖措施实施2轮次时,调剖效果最好,之后效果逐渐变差。该研究为下一步海上油田进行调剖措施的优化决策提供了依据。
- 潘岳潘岳刘晨王凯耿艳宏刘晨
- 关键词：海上油田油藏适应性
- 高效水溶性稠油降黏剂的优选及性能评价被引量：9
- 2019年
- 为了满足辽河油田稠油开采过程中对高效降黏剂的需求,以黏度和降黏率为主要评价指标,通过考察5种水溶性降黏剂[AR-815(S-1,阴离子型)、POI/PL-1(S-2,阴离子/非离子型)、DHF(S-3,阴离子型)、AE-169(S-4,非离子型)、RO-1(S-5,非离子型)]对辽河稠油的降黏效果及其耐温抗盐性优选了水溶性降黏剂,并将优选的降黏剂与表面活性剂复配筛选了最优稠油降黏剂,并进行了微观驱油实验。研究结果表明,在80℃、油水体积比70∶30的情况下,S-1数S-5水溶性降黏剂对原油的最佳降黏质量分数分别为0.5%,0.25%,0.75%,0.5%,和0.3%,降黏率为98.63%数99.72%;在最佳降黏质量分数下,降黏剂S-4和S-5具有良好的耐温性和耐盐性,降黏率基本不受温度和矿化度的影响。0.5%AOS(α-烯烃磺酸盐)+0.3%S-5复配体系对稠油的降黏率最高,降黏率为99.64%,且该复配体系的耐温性和耐盐性好,在200℃、15000 mg/L条件下恒温放置3 d后对稠油的降黏率保持不变。微观驱替实验结果表明,0.5%AOS+0.3%S-5复配体系段塞驱替后,剩余油明显减少,提高采收率效果显著。
- 王凯王凯王泰超周文胜耿艳宏潘岳刘晨黎慧
- 关键词：稠油耐盐性复配体系
- 考虑变表皮影响的海上油田吸水能力预测新方法被引量：4
- 2017年
- 海上陆相沉积油田普遍采用注水的开发方式,深入研究注水井吸水能力变化规律,掌握注水井真实吸水能力,就能合理调整注采系统,提高注水油田最终采收率。统计发现,海上注水开发油田普遍存在吸水能力下降趋势,这一现象与理论研究不符,故利用理论公式来计算所得结果往往偏大。通过引入t时刻表皮因子S(t),模拟注水过程中流动附加阻力的变化,提出了考虑注水表皮影响的海上油田吸水能力预测新方法。海上油田注水井吸水能力主要受:(1)水驱油过程中流度比增加的正影响;(2)由于水源受限、平台水处理设施局限以及水质处理难度大等原因造成的注水表皮增加的负影响。二者的耦合最终体现为油田最终实际吸水能力的变化。与以往理论公式相比,新方法能够考虑注水过程中表皮增加带来的负影响,得到的吸水能力变化趋势更加符合现场实际,对海上注水开发油田吸水能力预测与评价有重要的指导意义。
- 申健周文胜潘岳姚泽邱凌耿艳宏
- 关键词：注水井吸水能力表皮因子
- 高含水期油藏加密井位高效优化方法被引量：1
- 2020年
- 为实现加密井位的快速优化,从油藏实际出发,基于最优化原理,以实现油藏可动油储量的均衡驱替为目标,建立高含水期油藏加密井位优化数学模型,并基于油藏工程理论建立油藏开发指标的快速计算方法,在此基础上,结合智能优化算法实现加密井位优化数学模型的高效求解,从而形成了一套高含水期油藏加密井位快速优化方法。A油田应用实例表明,新方法优化的井位明显优于人工设计井位,通过新方法井位优化使得储层平面驱替更加均衡,累积产油量增加了12.6×104 m3,增加3.29%,验证了该方法实际应用的可行性。该方法求解过程简洁,无须调用数值模拟器,大幅缩短计算时间,具有可实施性强、计算简便快捷的优点,在高含水油田具有广泛的应用前景。
- 刘晨潘岳潘岳李竞王凯唐莎莎周文胜
- 关键词：高含水油田
- 渤海油田吸水能力影响因素与采出程度预测图版被引量：3
- 2018年
- 针对渤海油田注水井吸水能力呈现不同程度的下降,严重影响油田开发效果的问题,运用油藏工程、数值模拟分析方法,结合油田注水现状和存在问题,得出导致渤海油田注水井吸水能力下降的4类主要影响因素,即水质问题,地层压力下降导致储层渗透率降低,现场注水流程的腐蚀、结垢、洗井频次低,调剖作业失败,提出了一套渤海油田吸水能力下降对采出程度影响的预测图版。将研究成果应用于渤海BZ油田的采出程度预测,相对误差为4.9%,满足工程需求。研究成果量化了注水井吸水能力下降对油田开发效果的影响程度,对油田后续注水方案调整提供参考和指导。
- 申健申健潘岳周文胜沙雁红
- 关键词：渤海油田注水井吸水能力影响因素
- 底水稠油油藏水平井含水规律预测方法被引量：4
- 2021年
- 针对底水稠油油藏水平井出水位置难以确定的问题,通过建立底水稠油油藏物理及数学模型,利用Green函数、Newman乘积方法和叠加原理推导底水稠油油藏水平井非均匀产液的压力响应解析解,采用Stehfest数值反演算法得到考虑井筒储集效应和表皮效应的底水稠油油藏水平井分段产液试井井底压力解。通过绘制水平井分段试井典型图版,进行流动阶段划分及分析,进而得到不同生产段长度、生产段数目、生产段位置分布、流量分布等影响因素影响规律,并绘制相关解释图版。矿场应用实例验证了研究结果的有效性及广阔的应用前景。
- 孙鹏霄王凯王凯李珂潘岳汤婧
- 关键词：底水稠油油藏水平井试井解释图版
- 复杂河流相老油田开发后期剩余油主控因素与挖潜对策被引量：8
- 2018年
- M油田Z区属复杂河流相沉积的岩性-构造油藏,已有45年开发历史。储层非均质性强,井网变化形式多样等多方面因素综合作用,导致剩余油分布十分复杂。为认清剩余油分布并提出行之有效的挖潜对策,以动态监测资料和生产数据为历史拟合目标函数,开展建模与数模一体化研究,分析目标区剩余油主控因素与分布模式。研究归纳出制约剩余油分布的主控因素6类,横向主控因素:沉积相、井况、注采井网;纵向主控因素:韵律、构造、隔夹层。在此基础上,总结剩余油分布模式6类,横向分布模式:狭长带状、朵状、片状,纵向分布模式:阁楼油、屋顶油、孤岛状剩余油。结合生产实践,针对不同剩余油模式提出了相应的挖潜对策,可提高采收率3.18%。研究成果可为类似油田开发后期剩余油分析及挖潜调整思路提供借鉴和指导。
- 申健申健姚泽潘岳刘凡姚泽
- 关键词：剩余油主控因素挖潜对策老油田
- 气顶边水油藏合理部署水平井数值模拟研究被引量：2
- 2017年
- 针对国外某未开发的具有强气顶弱边水K油藏,以油藏数值模拟方法为主,油藏工程方法为辅,结合经济评价概算,对水平井布井方式、井网井距和合理井位进行优化。研究表明,水平井应平行于气顶、边水布井,相同生产工作制度下,气顶、边水能量大小决定了水平井垂向位置。强气顶附近,水平井无因次垂向位置位于油藏下部0.8~0.9处为最优;弱边水附近,水平井无因次垂向位置位于油藏上部0.2~0.3处为最优。井距小于一定值时,采出程度增加幅度会降低;油价分别为$60、$80/bbl时,K油藏的注采井距分别为495 m、425 m时最优;通过制定水平井筛选标准,优选出目标区水平井井位。
- 申健申健潘岳姚泽李涛
- 关键词：水平井数值模拟合理井距井位优选
- 清洁压裂液返排液再利用驱油体系研究被引量：15
- 2017年
- 压裂液返排液具有液量大、处理难度大、处理费用高及环境污染等问题,为实现清洁压裂液返排液的再利用,通过对压裂液返排液体系中表面活性剂的有效质量分数、吸附性能、降低界面张力性能、改变岩石润湿性性能及提高采收率性能的室内实验评价,构建了基于清洁压裂液返排液的表面活性剂驱油体系。实验结果表明:清洁压裂液返排液体系中表面活性剂的有效质量分数为0.3%,用于目标区块脱水原油时,当其有效质量分数为0.05%~0.30%时,油水界面张力均可达到10^(-4)~10^(-3)mN/m的超低数量级;该体系改变岩石润湿性性能优良,可使油湿石英片表面向弱水湿方向转变;同时,该体系动态饱和吸附量为9.53 mg/g,且水驱后动态滞留量仅相当于动态饱和吸附量的25%~33%。室内岩心模拟驱油实验反映出,在最优注入方案条件下实现采收率增值12.5%,表明该体系能够满足目标区块压裂后进一步提高采收率的要求。
- 周文胜王凯刘晨潘岳申健刘逸飞
- 关键词：再利用性能评价驱油机理
