准噶尔盆地车排子东缘原油地球化学特征与油源分析

对准噶尔盆地车排子东缘主要储油层新近系沙湾组一段(N_1s_1)和二段(N_1s_2)、白垩系清水河组(K_1q)及侏罗系八道湾组(J_1b)油砂抽提物的生物标志物特征进行了详细分析,并结合对应的原油物性、族组成和碳同位素资料,探讨了原油来源,提出今后应加强对侏罗系湖相泥岩的勘探.研究结果表明:N_1s_1油砂抽提物稠化严重,饱和烃总离子流图基线出现"大鼓包",并检出完整的25-降藿烷系列,但中低碳数正构烷烃及类异戊二烯烷烃丰度仍然较高,说明N_1s_1原油至少经过两期充注,以第1期严重生物降解原油为主;K_1q和J_1b相对于N_1s_2,原油密度较大、黏度较高、含蜡量和芳烃含量较低、碳同位素偏轻,油砂抽提物中孕甾烷和升孕甾烷含量较高,C_(27),C_(28),C_(29)规则甾烷呈"反L型"分布,C_(20),C_(21),C_(23)三环萜烷呈"山峰型"分布,而N_1s_2油砂抽提物中C_(27),C_(28),C_(29)规则甾烷呈"V字型"分布,C_(20),C_(21),C_(23)三环萜烷呈"下降型"分布.油源对比结果表明N_1s_1稠油、K_1q和J_1b原油主要来自于沙湾凹陷二叠系鸟尔禾组烃源岩,而N_1s_2油砂抽提物Pr/Ph明显偏低、规则甾烷呈"V字型"分布等特征与典型煤成油特征不符,因此认为N_1s_2原油主要由侏罗系湖相泥岩与煤系烃源岩混源而形成,主要来源于沙湾凹陷.甾烷与甲基菲成熟度指标反映结果存在矛盾,表明侏罗系生成的原油在向上运移的过程中同时受到白垩系烃源岩的浸析作用.     

表面粗糙度对轮轨黏着特性影响

水油介质下极易发生轮轨低黏着现象,结合轮轨黏着试验和根据二维滚动接触理论和部分弹流润滑理论建立轮轨黏着数值仿真模型,给出了水油介质下轮轨表面粗糙度对轮轨黏着系数和增黏的影响规律,验证了数值仿真模型的有效性.结果表明:水介质下随蠕滑率增加黏着系数呈先快速增加后小幅减小并稳定的变化;水、油介质下随表面粗糙度增加轮轨黏着系数呈增加趋势;水介质下轮轨表面粗糙度从1μm提高到50μm,黏着系数增加126.5%,油介质下轮轨表面粗糙度从5μm提高到20μm,黏着系数增加61.4%.     

红河油田空气泡沫驱实验

鄂尔多斯盆地南部红河油田长8油藏为典型的致密双重介质储层,注水采油时出现沿裂缝水窜现象,导致开发效果变差.为有效补充地层能量、提高采收率,开展红河油田长8储层空气泡沫驱实验.通过空气原油氧化实验,确定红河油田原油与空气在地层条件下可以发生低温氧化反应,反应速率为(0.025~0.110)×10-5 mol(O2)/(h·g)(oil);通过泡沫体系优选实验,优选阻力因子高、封堵能力强、可有效封堵储层裂缝的泡沫体系;通过长岩心空气泡沫驱油实验,认为空气泡沫驱的采收率比水驱的提高15%以上,气体突破时产出气体中O2的体积分数为1.34%~3.81%,满足空气驱的安全范围.结果表明:空气泡沫驱综合泡沫驱与空气驱的稳定、耐温、耐油和较强封堵能力等优点,在红河油田具有较好适用性,为红河油田提高采收率提供技术储备.     

微波合成SiO2气凝胶核/聚苯乙烯壳微球研究

将水玻璃为硅源所制备的纳米孔硅气凝胶与苯乙烯单体用微波加热合成法制备出SiO2气凝胶核/聚苯乙烯壳复合微球.用顺序间隔取样测试方法试验复合微球的密度、转化率和包覆率与微波合成温度、时间和聚合体系各组分变化情况,分析讨论了影响变化因素和原因.通过TEM和FE-SEM对复合微球进行结构与形貌表征.结果表明,优选体系组分配比为SiO2气凝胶3g、苯乙烯21g、乙醇水溶剂配比为380g∶20g、引发剂4.2g及稳定剂2g,微波合成工艺参数为加热功率500W,加热时间40min、加热温度60℃.在此工艺条件下合成,复合微球合成转化率是67.1%、包覆率为32.7%,制备出的核壳结构复合微球的粒径约为100~200nm、震实密度为0.353g/cm3,且表面凹凸不平状似"草莓"的微粒.     

Gemini型表面活性剂三元复合体系性能和驱油效果

以胱氨酸钠和油酰氯为原料,通过一步反应合成了一种新型阴离子Gemini表面活性剂二油酰胺基胱氨酸钠(Sodium dioleoylamino cystine,SDOLC),利用Texas-500C型界面张力仪和MCR301流变仪研究了Gemini型表面活性剂/HPAM/碱三元复合体系降低油水界面张力性能和黏弹性能,在均质和非均质岩心中评价了体系的驱油效果。结果表明,HPAM的加入不影响Gemini表面活性剂和碱复合溶液与原油界面张力最低值,但可以有效增加体系的黏度。综合考虑界面张力和黏弹性能,选择黏度44mPa·s且与大庆原油界面张力最低值2.4×10-2 mN/m的含质量分数为0.18%HPAM、0.1%SDOLC、0.15%NaOH和0.06%HEDP·Na4体系作为Gemini型表面活性剂三元复合驱油体系。注入0.6PV该体系在均质岩心中水驱基础上可提高采收率26.11%,在非均质岩心中水驱基础上可提高采收率22.25%。     

油基钻井液组分对体系沉降性能的影响

研究了油基钻井液组分对其沉降稳定性能的影响。结果表明,基液类型、油水体积比、内相盐种类、加重材料粒径大小和种类会对油基钻井液的沉降稳定性能产生影响。静态沉降条件下基液黏度越大,体系油水体积比越小,体系沉降稳定性能越好。以NH4Ca(NO3)3为内相的油基钻井液体系沉降稳定性能优于甲酸盐、氯化钙和氯化钠内相钻井液体系。加重材料颗粒的粒径越小,沉降稳定性能越好,动态剪切和静态沉降条件下Mn3O4为加重材料的油基钻井液沉降稳定性能都优于其他加重材料体系。     

PIBSI对油基钻井液性能影响研究

常温条件下分别采用5号和3号两种白油配制基浆和油基钻井液体系,并在基浆和钻井液体系中加入不同质量分数的聚异丁烯丁二酰亚胺(PIBSI),考察不同温度下PIBSI的质量分数对基浆和钻井液体系流变、沉降和滤失性能的影响。结果表明,对于基浆而言,低温条件下(4℃)PIBSI能够提高基浆的沉降稳定性能,基浆的黏度随PIBSI质量分数的增加先降低后增加。对于油基钻井液体系而言,在适当质量分数下(5号白油体系PIBSI质量分数为2%,3号白油体系PIBSI质量分数为0.2%),PIBSI能够有效降低体系低温条件下(4℃)的黏度,而对室温(25℃)和高温(65℃)条件下体系的黏度、动切力等参数影响程度较小。PIBSI质量分数越高,两种油基钻井液体系的高温高压降滤失量越低。     

浅层断块油藏水平井CO_2吞吐增油技术

水平井是高尚堡浅层断块油藏的主要开采方式,在水平井开发过程中易形成边底水突进、水窜、水淹,油井含水上升速度快,导致油井产能下降,严重影响油田的开发效果。针对水平井开发后期产能下降的问题,采用了CO2吞吐增油技术。其主要技术原理为:在地层温度条件下CO2能快速溶于原油中,使原油膨胀,改变原油的物性,大幅度降低原油黏度,降低油水界面张力,增加溶解气驱的能量,进而达到油井增产的目的。34井次的现场应用结果证实,水平井单井日产油量由1.72t增加到4.88t,含水率由95.00%下降到51.45%,控水增油效果显著。     

耐温耐盐乳状液驱替体系性能研究

对合适HLB值的乳化剂进行了筛选和评价,优选了具有较强稳定性能的乳状液。静态测试结果显示乳状液具有较好的耐温和耐盐性能,随着矿化度的提高,其稳定性能略有降低,但是幅度不大。该乳状液体系具有很高的黏度,渗流阻力能够提高140倍左右,说明乳状液体系能够在高温高盐条件下取得很好的驱替效果。驱替实验还表明乳状液滴与孔喉的匹配性决定了乳状液在多孔介质中的运移能力。     

基于磁网络法的潜油电机起动性能计算

由于潜油电机结构特殊,起动过程中轭部饱和问题带来的影响不容忽视.为了提高起动性能的计算精确度,采用建立磁网络模型的方法,总结出用磁化曲线计及饱和效应的计算方法.同时采用有限元数值计算方法对一台二极6 kW潜油电机的实验样机起动过程中的磁场分布进行了仿真,并对该样机进行了实验.结果表明,磁网络计算与实验数据相吻合,相对于传统计算结果大幅度的降低了误差,有效提高潜油电机起动性能的计算精确度.