二氧化碳-原油体系最小混相压力预测模型

二氧化碳-原油体系的最小混相压力（CCMMP）是CO₂ 驱油方案设计的关键参数之一。为了提高CCMMP的预测精度,利用实验测定的46个二氧化碳-原油体系最小混相压力数据,选取油藏温度、原油中的挥发组分、中间组分、C₅₊、注入二氧化碳中所含的甲烷、乙烷 丁烷、氮气和硫化氢的含量8个因素,运用统计与回归理论建立了8参数的CCMMP预测模型。并将本模型和已经发表的9种方法预测的46个油样的最小混相压力结果进行了对比,结果表明本模型的预测精度大幅度提高。利用该模型对吉林油田CO₂ 驱油试验区的5口井油样的CCMMP进行了预测,并与实验结果进行了对比,相对误差范围0.05%～3.39%,进一步验证了本模型的可靠性。     

高含水后CO2驱油机理的探讨

针对高含水油藏水驱效率低,不流动区域无法波及等问题,利用微观可视模型,研究了CO₂超越水的驱油机理、油膜运移特征以及CO₂与原油间传质过程,并提出了CO₂驱替不连通区域的驱替机制。实验结果表明,在CO₂驱油过程中,原油中的蜡不断在孔喉处沉积并堵塞孔喉,CO₂可以超越孔道中水的阻碍进一步驱替残余油,通过柱面流和柱状流两种流动方式将其中的原油驱替出来,且由于CO₂中分子聚集现象的存在,使其具有较强的溶解原油的能力,可从原油中萃取轻烃组分,对原油中重质组分具有一定的溶解能力。     

弱碱三元复合体系各组分作用关系研究

辽河油区锦16块(西)面临油层非均质性严重、采出程度高和含水率高等开发难题,亟待采取提高采收率技术措施.针对油田开发实际需求,在室内实验的基础上,研究了不同类型聚合物和表面活性荆对复合体系粘度和界面张力的影响,并探讨了表面活性剂浓度对三元复合体系溶液的增粘特性,以及碱浓度对三元复合体系溶液粘度和聚合物分子结构的影响,并首次利用界面张力值来评价表面活性剂在天然油砂上的吸附特性.实验结果表明,聚合物添加剂对界面张力存在不利影响,使复合体系的界面张力值升高.表面活性荆分子与聚合物分子链形成络合结构,对三元复合体系溶液具有增粘作用.不同类型表面活性荆在天然油砂上的吸附量存在差异,羧酸盐类表面活性剂在天然油砂上的吸附量最低.     

利用分子生物学技术分析生物气藏中甲烷形成途径

针对松辽盆地阿拉新气田杜6-3井、敖南气田敖-7井地层水样品,以基因组总DNA为模板,用细菌和古茵的引物对16S rDNA基因进行聚合酶切反应扩增、基因转化和测序;基于基因序列信息,构建气藏中微生物细菌、古菌克隆文库,绘制本源微生物细菌、古菌系统发育树,分析微生物群落结构,推测甲烷合成的可能途径。结果表明,杜6-3井和敖-7井样品中微生物种类较少,细菌文库中绝对优势微生物为假单胞菌属微生物,古菌文库中绝对优势微生物为甲烷杆菌属微生物。适宜的条件下,杜6-3井和敖-7井中的微生物菌群均具备利用CO2转化为甲烷的潜力。杜6-3井菌群产甲烷途径推测主要为CO2还原途径,不能完全排除有少量乙酸发酵产甲烷的可能性;敖-7井样品中,甲烷微生物合成途径明确为CO2还原途径。     

三元复合驱提高石油采收率宏观渗流机理的三维油藏物理模拟研究

利用胶结三维物理模型上布置的压差传感器和饱和度测量探针,通过测量三元复合驱的开采效果、压力场和饱和度场变化,研究了三元复合驱提高波及效率与驱油效率的宏观渗流机理。三元体系在模型内的吸附、滞留、乳化等作用下使渗流阻力增大,压力上升,流动转向,提高了地层的整体压力,并且在井附近出现显著的压力降漏斗。三元体系从主流线流向两侧非主流线的剩余油区,不仅驱替出主流线上的残余油,而且通过提高波及范围驱替出两侧剩余油区内的剩余油,在油藏内形成一个从主流线向两侧扩展的油墙,提高了宏观波及体积。因此,三元复合驱可以提高波及效率和驱油效率,从而可以大幅度提高原油采收率。     

确定油田经济产量的最低运行费用法

我国大部分老油田已进入注水开发中后期，产量递减不可避免，油气开采成本逐年递增，直接影响着油田的经济效益。最低运行费用法从生产决策的角度出发，以油井为计算单元，通过确定单井的最低运行费用来计算油田的经济产量。单井日产油量的税后收入与维持油井正常生产所必须的最低日消耗费用刚好持平时，其日产油量就是该井的经济极限产量；而当日产油量的税后收入低于最低日运行费用时，其日产油量则为单井无效益产量。这种方法既涉及油田的地质开发参数，又考虑了目前的经济技术参数。参3(刘斌摘)     

高温高压油气水混合液粘度测量装置

原油及混合物的粘度对原油开发方案编制、数值模拟、原油集输和了解原油在地下的渗流机理等均是非常重要的。根据落球法测量粘度的基本原理及方法，设计制作了一套高温高压油气水混合液粘度测量仪，可以测量原油及油气水混合物的粘度与温度、压力、含水率、含气率的关系，以及不同含气率、温度下原油的泡点压力值等。通过在实际工作中的广泛应用验证，该装置具有测量精度高、重复性好、应用范围广等优点。     

悬浮液中固相微粒吸附系数的研究

由于传质扩散吸附方程的解析解不易求得,故对溶液体系中岩心的吸附系数大多按常数处理.但就悬浮液体系而言,其吸附作用对岩心驱替过程的影响要远大于扩散作用,按常数处理吸附系数会导致结果失真.尝试建立了悬浮液体系浓度分布数学模型,并采用数值模拟和实验相结合的方法对悬浮液体系吸附系数的测量及其性质做尝试性研究.采用该方法只需对一定体积量流体的平均浓度做一次测量,通过拟合即可求出吸附系数,降低了常规方法的实验误差.计算模型考虑了吸附系数随时间呈线性变化和岩心吸附饱和的情况,可求出吸附系数的初始值,可以模拟出岩心各处不同时刻的浓度值.通过实验验证了模型的准确性和方法的可行性.图5参6     

低孔低渗透岩心分析中的几个问题——以中原油田文东地区为例

本文介绍了常规岩心分析中经常遇到的低孔低渗透岩心的诸如孔隙度、渗透率等测定中的几个问题,及其对实验室内测定结果的影响因素。储层岩心试验表明,围压对气体渗透率的测定有较大影响,岩石渗透率随围压的增加而减小;地层水中含有不同浓度的盐,对实验室内渗透率的测定也有不同程度的影响,而对岩石孔隙度的测定基本没有影响;用饱和液体法确定岩石孔隙度,其饱和程序对孔隙度的测定结果有较大影响。     

变应力条件下低渗透储层近井地带渗流模型

通过室内试验研究,探索了变应力条件下岩石发生弹性、弹塑性变形时,其孔隙度、渗透率、压缩系数与应力的关系,得到岩石在发生弹性、弹塑性形变时的渗透率、岩心孔隙度 (压缩系数)-应力状态方程;以此为基础,建立了低渗透储层近井地带的一维两相径向渗流模型,并利用常规三维两相微分方程数学模型为径向流模型提供边界条件,对二者进行结合和转化形成计算机模型。利用该模型,可计算、分析变应力条件下低渗透储层近井地带油水渗流的一般规律,定量研究低渗透储层发生弹性变形和弹塑性变形对单井流入动态的影响情况。因此,这种方法在低渗透油田开发中具有一定的理论意义和应用价值。