油气藏流体—CO2体系粘度的实验测与计算

应用RUSKA落球式高压粘度测试装置,测定了某油藏原油在油藏温度下粘度随压力的变化,着重研究了CO2注入量对该油样的减粘效果,实验结果表明,注CO2对该油样的减粘效果明显,当注入的CO2与原始油样的摩尔比为0．33时,粘度为原始油样的60．9％,但CO2注入量继续增加油样粘度下降的幅度变缓,当CO2注入量与原始油样的摩尔比2．00时,油样粘度为原始油样的40．9％,用PR粘度模型对含CO2明确组合分体系和注CO2油气藏流体体系的粘度进行了预测计算,对CO2－n-C10H22二元体系,PR粘度模型的总均误差为7．2％,对注CO2油气藏体系,PR粘度模型的总均误差为12．59％,结果表明,PR粘度模型可用于预测注CO2油藏体系的粘度,计算精度显优于石油工程中常用的其他粘度模型。     

烃类混合物及油气藏流体的粘度计算模型

根据ｖａｎｄｅｒＷａａｌｓ单流体混合规则，将基于两参数Ｐｅｎｇ－Ｒｏｂｉｎｓｏｎ状态方程的流体粘度计算模型应用于烃类混合物及油气藏流体粘度的计算。     

油气藏流体—CO2体系相行为的实验测定与计算

利用高压相平衡实验装置,地某油田Ｆ６６Ａ井和Ｆ３０井的原油在油藏温度下注入不同量的ＣＯ２（注入ＣＯ２与油藏流体的摩尔比为０￣２．００）时的ＰＶＴ关系进行了测定,共取得ＰＶＴ数据点１６５个,泡点压力点和体积系数点各１１个。实验结果表明帛于原始油样的组分结构和组成不同,其注气体系相行为有较大的不同。Ｆ６６Ａ井油藏原油的饱和（泡点）压力随着ＣＯ２注入量的增加近似呈线性增加,而Ｆ３０井的饱和压力和ＣＯ注入     

油气藏流体-CO2体系相行为的实验测定与计算

利用高压相平衡实验装置 ,对某油田F6 6A井和F30井的原油在油藏温度下注入不同量的CO2 (注入CO2 与油藏流体的摩尔比为 0～ 2 .0 0 )时的PVT关系进行了测定 ,共取得PVT数据点 16 5个 ,泡点压力点和体积系数点各 11个。实验结果表明 ,由于原始油样的组分结构和组成不同 ,其注气体系相行为有较大的不同。F6 6A井油藏原油的饱和 (泡点 )压力随着CO2 注入量的增加近似呈线性增加 ,而F30井的饱和压力和CO2 注入量之间呈二次曲线关系 ,上升速度比F6 6A井缓慢 ,注气体系的体积系数的增加速度与CO2 注入量近似呈直线关系。对油藏流体中各组分进行适当组合合并为假组分后 ,用PR和SRK状态方程对所测注CO2 原油体系的相行为进行了预测。结果表明 ,PR状态方程的预测精度优于SRK方程 ,但两者均不能用于计算高CO2 注入量时油藏流体的相行为     

烃类混合物及油气藏流体的粘度计算模型

根据ｖａｎｄｅｒＷａａｌｓ单流体混合规则,将基于两参数ＰｅｎｇＲｏｂｉｎｓｏｎ状态方程的流体粘度计算模型应用于烃类混合物及油气藏流体粘度的计算。对３种二元烃类混合物（甲烷丙烷、甲烷正丁烷和甲烷正癸烷）的粘度进行了计算,２４３９个数据点的平均相对误差为１６．７２％．计算了９种天然气及１７种油藏原油的粘度,其平均相对误差分别为９．８０％和１７．２９％．这种模型优于现有的油气藏流体粘度模型。     

江汉油藏油及其注二氧化碳体系高压粘度的实验测定

对国产江汉原油进行了组成分析；实验测定了井流物在油自条件下的粘度以及在油藏条件下注ＣＯ２后样品的粘度随温度和压力的变化。所得实测数据已应用于江汉油田注ＣＯ２混相驱开采方案的制订。     

注CO2油气藏流体体系油/水和油/气界面张力实验研究

采用高压界面张力装置测定了某油田在油藏温度下,原油中不同CO2注入量时油藏流体/地层水的界面张力,并考察了压力的影响.实验发现,随着原油中CO2注入量的增加,油藏流体/地层水界面张力不断减小.相同CO2注入量时,随着压力升高,油藏流体/地层水界面张力增大;当CO2摩尔分数达到0.650时,测得的油藏流体/地层水界面张力随压力的升高已变化很小,同时,从测得的PVT关系中也已很难分辨出泡点压力,体系接近一次接触混相的状态.当CO2摩尔分数为0.578时,油藏流体/CO2界面张力随着压力的升高而降低.研究表明,对某油井采用注CO2降低油藏流体/地层水、油藏流体/CO2间的界面张力的方法是可行的,注CO2方法在降低界面张力的同时,还增加了地层压力,对提高油井的采收率有利.     

注CO2油气藏流体体系油/水和油/气界面张力实验研究

采用高压界面张力装置测定了某油田在油藏温度下，原油中不同CO2注入量时油藏流体／地层水的界面张力，并考察了压力的影响。实验发现，随着原油中CO2注入量的增加，油藏流体／地层水界面张力不断减小。相同CO2注入量时，随着压力升高，油藏流体／地层水界面张力增大；当CO2摩尔分数达到0．650时，测得的油藏流体／地层水界面张力随压力的升高已变化很小，同时，从测得的PVT关系中也已很难分辨出泡点压力，体系接近一次接触混相的状态。当CO2摩尔分数为0．578时，油藏流体／CO2界面张力随着压力的升高而降低。研究表明，对某油井采用注CO2降低油藏流体／地层水、油藏流体／CO2间的界面张力的方法是可行的，注CO2方法在降低界面张力的同时，还增加了地层压力，对提高油井的采收率有利。     

Lohrenz剩余粘度模型的改进及其应用

用Peng Robinson状态方程计算的密度和典型原油粘度的实测数据对Lohrenz等提出的剩余粘度模型中对比密度多项式的系数进行了重新关联 ,并通过引入C 7组分的有效相对密度和CO2 的有效摩尔分数 ,使改进后的剩余粘度模型成功地用于预测油藏原油和注CO2 原油的粘度 ,预测精度可满足工程应用要求。     

纯组分高压流体的粘度模型

基于ｐ－Ｖ－Ｔ和Ｔ－μ－ｐ图形有相似性,并结合两参数Ｐｅｎｇ－Ｒｏｂｉｎｓｏｎ状态方程,建立了一个能够同时预测纯流体气、液相粘度的统一模型。该模型能够同时描述气、液相及超临界流体的粘度随温度、压力和组成的变化情况。模型的纯组分参数已普遍化为对比温度、对比压力和偏心因子的函数。在较宽的温度、压力范围内（Ｔ＝２８０￣６００Ｋ,ｐ＝０．１￣１００ＭＰａ）,对２２种烷烃、二氧化碳和氮气的粘度进行了计算,其     

油气藏渗流的热模拟理论及实验研究

本文提出了一种新的油气模拟方法—热模拟,井介绍了热模拟方法的基本理论和径向渗流热模拟尖脸.实脸结果表明:热摸拟方法可以方便地摸拟某些复杂油气截的非称定态渗流规律.     

油藏描述研究的新进展

传统的油藏评价是经过单一流水线方法，即针对某一油藏，按不同学科收集、处理及解释各种数据。目前，油藏描述技术允许所有学科的科学家协同工作，集合大范围的信息，生成共用模型，利用新的数据或由测井、地震、生产历史提供的解释数据，对地层模型进行描述与变更。文中以实际资料和应用效果及近年来的研究成果，阐明了油藏描述的研究进展、现状及发展趋势。     

L—2型表观粘度函数快测仪的原理和设计

描述了一种新的L型表观粘度函数快测仪。它是在原L—1型的基础上经重要改进后完成的。它保留了原仪器的一个主要特点即仅用一次测试就能求得复盖一定范围的切变率下的非牛顿流体表观粘度;同时能在通常认为难以测量,却又十分重要的“低剪切” 段令人满意地工作。且所需样品少于2mL。     

受控多体系统的力约束分析与实验研究

针对受控多体系统，提出力约束的概念、力学描述及其性质，通过引入偏（角）速度和广义力，以Ｋａｎｅ方程为基础，建立了具有力约束的受控多体系统动力学方程，并实现了动力学求解，以工业机器人为例，分析了系统在力约束下的动力学解算方法，并进行限实验验证。     

复杂裂缝性油气藏裂缝系统储量的早期预测

川中大安寨油藏为典型的低孔、低渗复杂裂缝性油藏,具有严重的非均质性,其独特的地质与开发特征,使常规的油藏工程方法难以开展或不能取得满意的效果。裂缝系统地质储量的早期预测一直是急待解决的问题。为此,提出了油藏影响函数法,建立了通用影响函数模型,并采用线性规划法求解其数值解。利用该方法可快速、准确地预测裂缝系统弹性容量、地质储量等,为滚动勘探开发提供了决策技术依据,为深化裂缝系统的油藏工程研究提供了新的途径。     

FeO-SiO_2-CaO-MgO系高镁炉渣粘度的测定

测定了合成的不同成份的FeO－CaO－MgO系炉渣的粘度，得知：在炉渣中，当mFe／mso2为1.2～1.5，ωMgO为6％～9％，ωFe3O4为3％～4％，ωCaO为0～9％，温度范围为1250～1450℃时，炉渣粘度随ωFe／ωSiO2和ωCaO的升高而降低，随着ωMgO的升高而增大；在1350℃以上时，上述变化关系则不明显．对于闪速炼镍所采用的FeO－SiO2－CaO－MgO系炉渣，在一般的冶炼操作温度（1300～1350℃）下，当渣中ωMgO高达6％～8％时，仍可获得流动性能良好的渣；当ωMgO在9％以上时，则渣的粘度迅速上升以致不适合于冶炼．同时，在炉渣总量不变的情况下，在一定的范围内通过减少SiO2的加入量和补加CaO含量可使炉渣粘度得到改善．