耐温抗盐AM/AA/AMC_(12)S共聚物的合成及性能评价

以1-十二烯、丙烯腈和发烟硫酸为原料制备了2-丙烯酰胺基十二烷磺酸(AMC12S),在此基础上又以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)和AMC12S为原料合成了水溶性三元共聚物AM/AA/AMC12S。设计了一组正交实验,考察了单体总质量分数、AMC12S含量、引发剂含量、AM∶AA值以及温度等对共聚反应的影响,确定了三元共聚物AM/AA/AMC12S的最佳合成条件为:总单体质量分数为24%、AMC12S质量分数为0.04%、引发剂质量分数为0.1%、AM∶AA=7.0∶3.0、反应温度为40℃。通过红外光谱和扫描电镜对三元共聚物AM/AA/AMC12S进行了表征。讨论了共聚物的黏浓关系、耐温、抗盐等性能。结果表明,共聚物的增粘性远大于HPAM;90℃条件下共聚物的黏度保留率为45.0%,高于HPAM;氯化钠浓度为80 000 mg/L时,黏度保留率为14.6%,氯化镁或氯化钙浓度为2 000 mg/L时,粘度保留率分别为14.4%,12.5%。与部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)相比,该共聚物具有良好的耐温抗盐性能。     

电解盐水杀菌技术在新疆油田污水处理中的应用

新疆油田含油污水中细菌含量高,使用常规化学杀菌剂效果不好,并且单位处理成本较高,给油田安全生产带来一定的影响。为解决上述问题,油田公司开展了电解盐水杀菌技术应用性评价工作,分别对其杀菌效果、加药浓度、生产成本、系统的腐蚀性以及油田处理站内使用的安全性进行了理论和实践研究。现场试验结果表明,电解盐水杀菌装置在合适的条件下,可将油田回注污水中细菌含量控制在注水标准规定的要求内,充分体现了该杀菌技术杀菌效果好,且经济、环保、可靠。     

纳米材料应用于化学驱提高石油采收率研究

化学驱油技术是一种水驱过后使用的可以驱动附加原油提高产量的3次采油技术。纳米材料因其独特的物理、化学性质吸引了大量的注意力,已被广泛的应用于电子、石油和化工领域。简要回顾了近年来纳米技术在化学驱提高原油采收率方面的应用,详细介绍了纳米乳液、纳米粒子降低界面张力、增强乳化性能以及降低交界面粘附功的作用机理及方法。     

油田作业废液处理技术研究及应用

在研究分析不同作业废水特点的基础上,采用技术集成和多重工艺技术有机组合的技术思路,对某处理站外围万方池中的作业废水开展预处理关键技术研究工作。在充分了解不同作业废液的主要成分及它们对含油废水影响原因的基础上,室内针对不同作业废水,在预处理工艺运行参数的合理选择方面,展开相应的室内静态、动态模拟试验研究,确定了"氧化+混凝净化+曝气气浮"预处理工艺技术可行性。现场的实施结果表明,该预处理工艺技术对作业废液的达标回掺、降低处理成本、提高处理效率和环保节能等方面,提供了理论依据。     

加强质量管理 促进实验室发展

以计量认证体系准则为依据,以实验检测工作实际为基础,对实验室规范化管理工作进行了切实可行的探讨,建立符合实验室科学发展的质量管理体系,按要求建立规范流程,对实验检测全过程的各个环节和有关因素进行控制,做到以预防为主,防检结合,重在提高,实现实验室质量控制的目标,从中探索出一种切实可行、操作性强的实验室管理办法,促进实验室和谐健康地发展,打造绿色、环保、节能的现代化实验室。     

致密砂岩气藏近井地带含水饱和度变化规律

致密砂岩气藏普遍含水,近井地带极易形成积液,从而导致气井减产甚至停产,因而研究近井地带含水饱和度变化规律对于认识气井产水机理具有重要的意义。为此,根据气井径向渗流原理设计了一套近井地带储层含水饱和度变化物理模拟实验流程,运用直径分别为10.5 cm、3.8 cm、2.5 cm的致密岩心由远及近串联以模拟气藏中直井压裂后的生产状况;基于气井降压生产方式,分别用20μm、30μm、40μm、50μm的微管来模拟气井油管以控制产气量,研究气藏衰竭开采过程中近井地带含水饱和度的变化及其影响因素,结合现场生产井资料计算气井近井地带及不同区域、不同微管直径下的含水饱和度及产水量,并分析其变化情况。研究结果表明:(1)不同采气速率各自对应一个临界含水饱和度,当原始含水饱和度低于临界值,近井地带和中部区域流动的地层水会随气体的采出而携出,近井地带不会产生积液;(2)当原始含水饱和度高于临界值时,由远端运移的地层水大量聚集在近井地带导致近井地带积液;(3)含水饱和度相同时,采气速率越大,越容易导致近井地带积液;(4)同一含水饱和度下,采气速率越大,产水越严重,采收率越低。结论认为,由物理模拟实验新方法计算得到的气井累计产水量图版与对应气井的产水动态具有较好的一致性,该研究成果可以有效预测气井产水量,对于气井采取合理的治水措施具有指导作用。     

古隆起埋藏期沟谷残丘地貌下沉积体系及油气藏发育模式——以准噶尔盆地腹部石南地区清水河组一段为例

准噶尔盆地腹部下白垩统清水河组为在大型车莫古隆起埋藏期继承性地貌背景下发育的一套沉积层系,是盆地继侏罗系和三叠系后又一油气勘探热点层位,但前期有关清水河组沉积体系及油气藏类型研究均未充分考虑古隆起埋藏期地貌演化,制约了油气的有效勘探开发。研究利用岩心、测井—录井、三维地震、野外露头和分析化验资料等,在对清水河组层序地层格架厘定基础上恢复沉积期古地貌,明确储层沉积相类型及沉积体系展布,同时结合前期相关研究成果,建立大型古隆起埋藏期地貌—沉积体系演化模式,并分析其对油气藏类型的控制作用。结果表明：清水河组为一套完整的三级层序,清一段（清水河组一段）可划分为低位及湖侵体系域,而清二段（清水河组二段）则为高位体系域。受控于研究区特有的沟谷—残丘地貌特征,低位域主体为局限于沟谷内部的砾质辫状河相沉积,而环残丘边部(沟谷边缘)可发育滑塌泥石流沉积;湖侵早期研究区发育浅水辫状河三角洲前缘沉积,而湖侵晚期全区被滨浅湖相—半深湖相所覆盖。区域上,持续性差异风化剥蚀及河流侵蚀使得古隆起在晚侏罗世可作为盆地内物源而存在并逐渐演化为不同规模的沟谷—残丘,但自白垩纪开始古隆起内物源作用消失且古隆起区逐渐被覆盖,地貌也逐渐准平原化并最终演变为盆地沉积沉降中心。而受控于埋藏期沟谷—残丘地貌,古隆起区油气藏类型可划分为侏罗系古残丘型油气藏、清水河组地层超覆油气藏及构造油气藏。     

普通稠油油藏渗流特征实验研究——以新疆油田九4区齐古组油藏为例

稠油油藏原油粘度高,流体渗流不符合达西定律,其流动时存在启动压力。根据稠油油藏渗流特点,设计了合理确定稠油启动压力的实验测试方法。通过对新疆油田稠油油藏不同原油粘度、不同渗透率、不同温度条件下天然岩心的渗流实验,研究了束缚水饱和度下油相启动压力梯度及流速-压差关系,并对实验数据进行回归,得到了启动压力梯度、流速-压差曲线参数与岩石气测渗透率、流体粘度关系的经验公式。实验结果表明,利用该测试方法能快速、准确地测定稠油油藏的启动压力。原油粘度对稠油启动压力梯度的影响大于储集层物性的影响。稠油启动压力梯度及描述流速-压差曲线的参数和岩石气测渗透率与流体粘度比值有很好的相关性。     

无机矿物对三元复合驱中聚合物吸附性能影响

三元复合驱过程中，聚合物会发生吸附现象，导致黏度降低，波及体积变小。研究了新疆油田三元复合驱实验中，无机矿物对聚合物吸附的影响因素。结果显示，对聚合物吸附最强的是蒙脱石，其次是绿泥石、伊利石，长石和石英砂最小；聚合物在松散岩心上的吸附大于胶结岩心上的吸附；随着渗透率的降低，聚合物的动态吸附量逐渐减小。与纯聚合物驱相比，三元复合驱中聚合物的黏度和吸附量要小的多，这主要是因为三元复合驱中高浓度的碱相当于增大了无机盐的浓度，压缩了聚合物导致吸附变小；而表面活性剂与聚合物产生了竞争吸附，降低了聚合物的吸附量。     

准噶尔盆地东道海子凹陷北斜坡上二叠统梧桐沟组储集层成岩作用与孔隙演化

准噶尔盆地东道海子凹陷油气资源十分丰富,构造背景有利,开展优质储层的预测能够有效地指导井位优选,实现油气新发现。复杂成岩作用的改造决定了岩石物性和孔隙结构的演化,利用岩石薄片、铸体薄片、扫描电镜、X射线衍射等微观实验分析技术对东道海子凹陷北斜坡上二叠统梧桐沟组进行成岩作用研究,划分成岩阶段,并定量计算各阶段孔隙的改变量,明确孔隙度降低的主要影响因素。研究结果认为:(1)梧桐沟组成岩作用主要包括压实作用、胶结作用、交代作用及后期的溶蚀作用,目前主要处于中成岩A期;(2)压实减孔是梧桐沟组孔隙度损失的主要原因,平均减少23.59%,胶结作用所损失的孔隙度平均为3.30%,溶蚀作用较弱,平均增加孔隙度为2.36%;(3)叠后相干能量梯度属性方法裂缝预测认为梧桐沟组裂缝发育区与构造断裂特征有相关性;(4)有利储层受岩性、构造作用、成岩作用共同控制,滴南8井扇三角洲前缘断块群为有利储层发育区。该研究成果对该区下一步的勘探开发工作具有指向作用。