石油磺酸盐驱油体系微乳液的形成及增溶特性研究

大庆油田北二西区块进行的三元复合驱矿场试验是我国首个使用石油磺酸盐弱碱体系为主段塞提高石油采收率的工业化大规模矿场注采试验,对该采出液进行了系统研究,发现油水分离后的所谓透明游离水具有溶油活性,进一步的实验表明是一种以低浓度石油磺酸盐表面活性剂为乳化剂的微乳液。实验揭示了这种O/W型乳状液的基本组成和微观结构,分析了微乳液的形成和稳定机理,为严重乳化的三元复合驱采出液的油水分离提出了新思路。     

考虑乳化作用的三元复合驱数学模型

该模型在三元复合驱(ASP)室内研究和矿场实验的基础上,考虑到注入体系与原油在多孔介质中的就地乳化以及所生成乳状液在多孔介质中的渗流,建立了一个考虑乳化作用的三元复合驱数学模型.其中对乳化机理的数学描述包括乳状液生成判断、类型、乳化程度、乳化外相粘度修正以及渗透率修正,利用该模型可以更好地进行室内岩芯驱替拟合和矿场应用效果预测.     

重力稳定气驱判别模型和试验

通过室内试验,研究储层倾角、注入速率和原油黏度等因素对重力稳定注气提高驱油效率的影响,根据注采数据和管内残余油砂分布,分析其提高采收率原理。通过理论推导,建立简易量化的顶部注气重力稳定判别模型NGAGI,综合考虑储层倾角、渗透率、驱替液与被驱替液密度差异、原油黏度和注气速率等因素的影响。结果表明:增大地层倾角、减小注气速率和降低原油黏度,可延长重力稳定高效驱油时间,提高采收率,气驱后管内残余油砂分布显示,排除端部效应导致模型两端效果不好,模型中部重力稳定气驱后残余油饱和度低于10%;当NGAGI1时,可实现重力稳定气驱模式,并通过室内和矿场试验验证,可有效评价重力稳定气驱前缘稳定性,为油田矿场应用提供一定的决策依据。     

红岗油田复合驱先导性矿场试验

红岗油田目前的注采井网和注水方式已基本上满足了油田开发的需要,依靠常规技术提高采收率的难度越来越大,有必要探索出一种适合红岗油田实际情况的三次采油方法。经过室内研究和矿场试验证实:在红岗油田进行复合驱是可行的。矿场试验情况表明:三元复合驱技术是适合于红岗油田萨尔图油层的,尤其对剩余油饱和度较大、非特高含水井的效果非常显著。另外在国内首次把复合驱技术应用于注采井距大的反十三井网中,为红岗油田稳产高产提供了一条新的途径。     

超声乳状液的配制及其段塞驱油试验研究

针对我国部分油田高含水期开发的实际情况，采用超声技术成功地配制了原油超声乳状液，并进行了乳状液段塞驱油试验，试验表明，超声乳状液能够在水驱油的基础上进一步提高原油的采收率，降低产出液的含水率，超声乳状液具有不加化学药剂、配制简单、稳定性好等优点，适用于高含水期油田的进一步开发．     

混合菌提高采收率技术在油田中的应用研究

目前微生物采油技术的研究主要集中在单菌种微生物提高采收率方面,有关混合菌驱油实验和矿场试验方面的研究甚少.对混合菌采油效果进行了室内实验研究,并进行了矿场试验.室内实验研究表明:所选用的DQ7、DY3两株实验菌,具有降解原油中重质烃类、生成表面活性剂和气等性能,可使原油黏度降低,凝固点下降.现场试验效果表明:所用混合菌可有效疏通井筒及近井地带石蜡和胶质沥青质的沉积,降低原油黏度,改善原油的流动性能,从而减缓结蜡速度,有效提高原油产量.     

无碱二元复合体系驱油机理研究

依据毛管数理论,传统观点认为界面张力越低,采收率越高,因此超低界面张力一直是评价表面活性剂界面活性的重要指标。基于并联岩心物理模拟试验研究了界面张力与提高采收率的关系,发现非均质油藏条件下低界面张力体系采收率高于超低界面张力体系。通过室内试验研究驱油体系形成乳液状态及粒径分布规律,揭示采收率与乳液粒径之间的关系。研究认为,低界面张力体系形成的乳液液滴粒径与高渗透层喉道尺寸匹配,能够有效封堵高渗透层,迫使更多注入液转向进入低渗透层,在扩大波及体积的基础上提高洗油效率,因此低界面张力体系比超低界面张力体系具有更好驱油效果。     

乳状液粒度分布影响因素研究

油水乳状液的粒径分布是乳状液的重要特性之一。本文利用MS 2000 Micro激光粒度仪研究各因素对乳状液粒径分布的影响,结果表明,活性剂的加入使乳状液细微化,但活性剂的浓度对乳状液的粒径大小影响不是很大;矿化度的升高使得乳状液的粒径增大。聚合物的加入使得乳状液的粒径变大,随着聚合物浓度的增加,乳状液的粒径增大,且粒径分布变宽。     

稠油热力-表面活性剂复合驱数值模拟研究

对稠油油藏热采添加表面活性剂复合驱过程中的主要物理化学现象进行了分析,考虑乳状液的生成和作用,建立了完整的热力—化学复合驱数学模型。运用自行研制的软件进行了理论模拟计算,并对复合驱渗流机理及影响开发效果的因素进行了分析。研究结果表明,表面活性剂性质、浓度等在很大程度上影响着复合驱的开发效果;乳状液的形成改善了流度比,调整了注采剖面,提高了稠油采收率。     

分层注采三元复合驱对大庆二类油层适应性评价

为了克服传统小岩心驱油实验在宏观尺度上的局限性,制作了三层非均质性三维平板径向流物理模型,在五点法井网条件下,分别开展笼统注采三元复合驱和分层注采三元复合驱实验,研究驱替过程中三个层位沿主流线方向上压力分布状况、采出液粘度和界面张力变化情况以及三个层位上每一点处含油饱和度变化情况,对比分析两种注采方式下的驱油效果和剩余油分布特征。研究结果表明,波及效率是影响非均质油藏最终采收率的一个非常重要因素,而分层注采能够有效提高水驱阶段中渗、低渗层的波及效率;在三元复合驱开始后,驱油剂在中渗、低渗层中运移距离更远,发挥作用时间延长,基质动用程度和最终采收率大幅提高。本实验的研究结果为油田矿场开发方案的编制提供了理论指导和参考依据。     

原油及其族组分裂解过程中产物组成变化特征

采用高温模拟技术,对原油和原油族组分样品进行模拟实验,并对其产物进行系统的地球化学研究.结果表明:原油及其族组分在裂解过程中产物组成变化是有一定规律的.最初,高碳数化合物裂解为较高碳数化合物C<,25>～C<,32>;随着模拟温度的升高,C<,6>～C<,14>化合物丰度增加,伴随一定量的C<,1>～C<,5>气态烃生成;继续加热,C<,6>～C<,14>化合物大量裂解为C<,1>～C<,5>气态烃,伴随苯及其同系物的生成;最后,产物以甲烷、苯及其同系物为主.实验中还发现,原油及其族组分裂解过程中产物的组成变化特征与模拟温度有很大的关系,能为原油裂解程度进行量化描述.     

原油-水混合体系的黏度特性及预测方法研究进展

在原油开采、集输过程中,原油、水两相发生乳化形成乳状液,会改变油水体系的有效黏度,从而对多相流的流动特性产生显著影响。原油-水混合体系的黏度特性与原油乳状液的形成条件及分散状态直接相关。系统阐述了外部混合条件、原油物性、水相物性、乳状液液滴粒径及分布等因素对原油-水混合体系黏度特性影响的研究进展。准确计算原油-水混合体系的有效黏度是一个重要的工程问题,系统解释了原油-水混合体系黏度预测方法的研究进展,并总结了现有黏度预测模型。此外,对原油-水混合体系黏度特性及预测方法的下一步研究方向进行了分析和展望。     

页岩油压裂用纳米变黏滑溜水的合成及其性能评价

常规滑溜水压裂液已经成功运用于页岩等非常规油气储层压裂中,但其携砂性能差、渗吸采收率低的问题仍然未得到有效解决。针对这一问题,本文合成一种新型纳米变粘滑溜水,该体系不仅具有常规滑溜水优异的减阻特性,还兼具了较强的变粘携砂性能;另外,该体系含有优选的纳米乳液,可将混合润湿或油润湿的页岩油储层改性为水润湿,具有强渗吸置换作用。通过一系列室内实验评价可以发现：碳纳米渗吸（carbon nano imbibtion,CNI ）体系纳米变粘滑溜水为乳液状,可实时在线配制,通过调整其浓度,粘度发生显著变化,达到低浓度时高减阻、高浓度时强携砂的效果,残渣含量及对储层伤害低,实现了一剂多效;同时它还具有常规滑溜水与瓜胶携砂液所没有的改性驱油的效果,从而提高原油采收率。纳米变粘滑溜水同时具备高减阻、高携砂、低伤害和强置换的性能,可作为未来页岩油压裂的主体压裂液。     

不同酸液体系残酸-原油乳状液破乳室内评价

 酸压后的残酸与原油混合形成的乳状液会增加泵、管柱的载荷,也容易造成管柱腐蚀结蜡等,给实际生产带来诸多不便。因此,在酸压后的开井试产前尽量让残酸与原油混合形成的乳状液破乳,将水分脱出。为测定残酸与原油混合形成的乳状液的破乳效果,确定破乳时间,针对目前使用比较广泛的胶凝酸、冻胶酸、变黏酸体系,进行这3 种酸液体系不同浓度残酸与原油混合形成的乳状液的破乳室内评价研究,对各种影响因素进行分析,得出了破乳效果胶凝酸>冻胶酸>变黏酸,在模拟井底温度（90℃）时,胶凝酸残酸原油乳状液破乳脱水率达到98%以上;酸液浓度越低,越有利于破乳,变黏酸的这项特性尤为突出;时间越长破乳效果越好,但在90 min 时达到基本破乳;在高温条件下残酸与原油形成的乳状液破乳快,脱水率高。但随着开井试采,地层原油由储层流动到井口,温度降低,脱水率可能降低。     

大庆原油活性组分及相关界面性质

用沉淀法和色谱分离法将大庆原油分离成沥青质、极性物和抽余油 3部分。傅立叶红外光谱分析表明 ,沥青质组分和极性物中存在羧酸类或酚类以及含氮化合物 ,抽余油主要为烃类物质 ,可能还存在很少量的非极性基团较大的酯类物质。测定结果表明 ,在大庆原油中 ,沥青质的相对分子质量最大 ,其次为极性物 ,抽余油的相对分子质量最小。沥青质、极性物和抽余油都具有一定的界面活性。原油乳化实验表明 ,沥青质具有较弱的W /O乳化能力 ,抽余油具有较强的W /O乳化能力 ,是造成大庆原油W /O乳化的主要组分 ,极性物是造成大庆原油O/W乳化的主要组分。     

准噶尔盆地乌伦古地区石炭系油气源特征及潜力探讨

目前研究认为乌伦古坳陷油气主要来自石炭系烃源岩的贡献,根据原油产状、原油物性、轻烃指纹、生物标志化合物特征及天然气组分、同位素特征,将乌伦古坳陷原油划分为I、II两类,天然气划分为A、B两类,彼此之间存在显著的差异。通过油源对比,及两类油气饱和烃、生物标志化合物以及碳同位素特征,表明I类原油生物标志物与滴水泉组具有较强的相似性,主要来自下石炭统滴水泉组,II类原油主要来自上石炭统巴塔玛依内山组。气源分析结果表明,A类天然气产自于上石炭统巴塔玛依内山组烃源岩,B类天然气来自于下石炭统姜巴斯套组烃源岩。     

普通稠油降粘剂驱物理模拟和数值模拟

为实现普通稠油热采转化学驱,通过物理模拟实验和数值模拟方法研究了降粘剂驱提高稠油采收率的驱替机理。首先通过实验评价了降粘剂的性能参数,然后通过岩心驱替实验开展了降粘剂驱注入特征和驱油效果研究,通过微观可视化实验研究了降粘剂驱提高采收率的机理,最后对物理模拟实验结果进行了数值模拟和历史拟合。研究结果表明,稠油降粘剂驱过程中能够形成稳定的水包油乳状液,稠油驱替过程可划分三个阶段：启动压力突破阶段,压力快速下降阶段,压力低位运行阶段;降粘剂驱可以降低稠油启动压力梯度,减小驱替压力,实施降粘剂驱后采收率提高了12.4%,总采收率达到46.6%;降粘剂提高采收率的主要机理是降低原油粘度,减少残余油饱和度;采用非线性混合规则拟合实验结果,表征了原油粘度随降粘剂浓度的变化规律,可以应用于数值模拟计算,模拟结果和实验值拟合得较好;先导试验表明该技术能够降低水井注入压力,降水增油效果显著,试验区内油井全面见效。     

纳米SiO2和表面活性剂协同稳定的水包油乳状液驱油性能研究

我国稠油资源丰富,但水驱采收率低,因此如何进一步提高普通稠油油藏的采收率是开发中亟待解决的问题。用纳米Si O2和表面活性剂TA-13制备出一种乳状液,可用来提高水驱稠油油藏的采收率。物理模拟结果表明,制备的乳状液对低渗透岩心具有更好的封堵能力,对高渗透率岩心、低渗透率岩心残余阻力因子分别为39.45、129.40。乳状液对于低渗透率岩心具有较好的驱油效果,采收率最大增值可达45.11%。乳状液注入速度低有利于提高原油的采收率。注入速度较低时(小于0.1 m L/min),采收率最大增值可达48.01%;注入速度较大时,不易注入岩心,且采收率最大增值只有16.39%。     

东濮凹陷西部斜坡带混合原油地球化学特征

东濮凹陷西部斜坡带原油地球化学特征同凹陷内其他地区原油明显不同,而研究程度相对较低.系统分析了原油饱和烃、芳烃组成及生物标志物,研究结果表明:原油生油母质类型较好,以低等水生生物为主,陆源高等植物占次要地位;原油中伽玛蜡烷含量高,类异戊二烯烃呈植烷优势,表明源岩沉积环境为强还原的半咸化-咸化湖相;原油成熟度参数具有不一致性,表明原油并非是低熟油,应为混合原油,其主要来源于沙三段成熟烃源岩.