二元乳状液稳定性影响因素的研究

制备了聚合物/表面活性剂二元乳状液,考察了聚合物相对分子质量、聚合物质量浓度、表面活性剂质量分数、油水比(原油与聚合物/表面活性剂二元乳状液体积比)对二元乳状液稳定性的影响。结果表明:提高表面活性剂的质量分数和聚合物的质量浓度,采用相对分子质量较低的聚合物,降低油水比,有利于二元乳状液的稳定。     

大庆油田分子膜驱油室内实验研究

选取大庆油田主力油层的砂岩岩心,测定分子膜驱的相对渗透率曲线和岩心的润湿性变化,在水驱、聚合物驱和三元复合驱后进行了不同浓度、不同注入量的分子膜驱油实验.结果表明:分子膜驱相对于水驱可降低残余油饱和度,提高驱油效率;可使岩心表面的润湿性由亲油向亲水方向转化;在水驱、聚合物驱和三元复合驱的基础上,分子膜驱可进一步提高采收率.     

复合驱驱油用无碱表面活性剂筛选

无碱表面活性剂/聚合物二元复合驱油体系能与原油形成低的界面张力,而且由于配方中没有了碱,解决了设备腐蚀和乳化等问题,减小了采出液地面处理的难度。通过室内实验优选出二元复合体系的配方,并对该配方与试验区块油水条件的配伍性、黏度稳定性、热稳定性、抗盐性能、抗硬水性能、乳化性能等方面进行了评价,认为该配方各方面的性能均符合要求。并利用该复合体系进行了物理模拟研究,结果表明:洗油效率在采收率中所做的贡献只占复合驱采收率的一部分,而聚合物扩大波及体积对其采收率的贡献占有一定的比例。正是二者的协同作用提高了驱油效率。     

对构建国际流域治理体系的思考：以澜沧江-湄公河为例

由于“湄公河治理”是一个自主运作却又开放的组织集合,这种集合不仅仅是主权国、更是各类型组织组成的,因此它的治理直接面临着两个“根本性的难题”,即国际流域治理碎片化与各成员参与合作的约束与激励问题。因此如果单独采取科层制、市场机制或网络机制来协调澜沧江—湄公河治理中的矛盾都可能导致“囚徒困境”。根据西方各国经验并结合各流域国的国情,“澜沧江—湄公河治理”应着力于“整体性安排”,基本包括：完善合作的组织机构及机制、改善中国参与澜沧江—湄公河治理的方式、流域政府的政绩评价、流域生态补偿与政府间平权机制、多中心的混合制治理制度。     

海拉尔—塔木察格盆地凝灰质储层次生孔隙及碱交代作用

海拉尔—塔木察格盆地凝灰质储层次生孔隙成因为碱交代作用和流体致裂作用.碱交代作用以大规模碱性流体碱解和碱交代为核心特征;流体致裂作用包含构造流体压裂作用、流体泵压、引张溶蚀非平衡动力学作用.该地区经过多年勘探未发现常规砂岩储层,但在主体勘探目的层南屯组以下发现凝灰质类储层,在1 400~1 900m的次生孔隙储集空间主控油气藏,次生孔隙比例为40%~80%,在2 000m以下的次生孔隙比例大于90%,储集作用及空间格局与常规砂岩储层完全不同,溶蚀格局在常规砂岩中未见.伴随次生孔隙形成,凝灰质储层中发生大规模碱性溶解和交代现象,形成大量碱性成因标型矿物组合,如柯绿泥石、钠板石、碳钠铝石、方沸石、绿磷石、铈褐帘石、铁绿泥石等,呈现大规模碱性作用的次生孔隙成因控制格局,与此同时,发生天然构造流体致裂作用形成微裂缝.     

两亲聚合物稠油活化剂的降黏效果及驱油性能研究

为有效开发黏度超过200 mPa·s 的稠油油藏,研究了两亲聚合物稠油活化剂对稠油（黏度400 mPa·s）的降黏效果和驱油性能。结果表明,稠油活化剂溶液黏度随浓度的增加而增加,1500 mg/L活化剂溶液的黏度为39.1mPa·s;活化剂可与沥青质发生较强的极性作用,使沥青质容易从岩石表面脱落;活化剂乳化分散原油效果较好;随活化剂加量增加,原油黏度和油水界面张力降低,活化剂与原油质量比为1∶1 时可将原油黏度降至100 mPa·s以下,活化剂质量浓度为1500 mg/L时的油水界面张力为2.6 mN/m;驱油实验结果表明,活化剂驱油的总采收率为54.45%,好于同浓度的部分水解聚丙烯酰胺（32.73%）;稠油活化剂可有效封堵高渗层,改善吸水剖面,活化剂不仅可通过聚集体调整吸水剖面,而且乳化分散稠油后形成的“乳化油滴”同样具备剖面调整的能力,使岩心中的残余阻力系数由乳化前的100增至约200。图15 表2 参17     

不同格子Boltzmann模型在毛细管流动模拟中的应用

格子Boltzmann方法(LBM)在孔隙尺度流动模拟方面具有模型简洁、易于并行计算的优势,对于不同类型的流动状态,相应的理论LBM模型被提出,但理论模型的适用性和准确性仍待研究。针对流体在孔隙尺度层面上的等温不可压缩流动,采用不同的LBM模型进行了建模、编程,计算了单相流体在毛细管中的流动,并将计算结果与对应解析解进行了对比,分析了不同LBM数值模型的数值精度和稳定性。结果表明,在模拟孔隙尺度层面,对于毛细管定常流动,Zou-Hou模型的模拟结果与解析解吻合度及稳定性最高;但在模拟非定常流动问题时,Zou-Hou模型无法求解,应优先考虑He-Luo模型。研究结果为多孔介质流动模拟技术的适用性评价和模型优选提供技术参考。     

二类油层不同注采类型井组聚驱最佳调整时机

大庆油田二类油层与主力油层相比,油层非均质性更加严重,决定了其聚驱动态特征与主力油层有较大差别,二类油层笼统注聚过程中,层间开采矛盾依然较突出,薄差层动用程度低,厚层突进现象严重,聚驱整体技术经济效果不理想。为明确大庆油田二类油层不同注采类型井组的聚驱调整时机,达到最佳的聚驱效果,针对大庆油田二类油层4种典型的矿场注采类型,建立厚注厚采、厚注薄采、薄注薄采、薄注厚采4种注采类型井组,通过开展4种注采类型模型等压聚合物驱油实验,得到厚注厚采、厚注薄采、薄注厚采、薄注薄采最佳调整时机聚合物用量分别为740 PV·mg/L、780 PV·mg/L、810 PV·mg/L和860 PV·mg/L。各井组在最佳调整时机时吨聚增油量最大,提高采收率值最高,应在最佳调整时机停止注聚合物,同时应在注聚过程中及时采取跟踪调整措施,最大限度地达到不同注采类型井组技术经济界限注入量,提高聚合物驱效率和效果。通过对比厚注薄采与薄注厚采聚合物驱效果,得到了平面非均质地层开采时,高渗带注入、低渗带采出的注采模式驱替效果更好,更有利于开采。     

原油稳定站换热器堵塞的成因

原油稳定站换热器结垢堵塞造成换热效率下降,降低原稳效果,影响外输油品质。为了解决大庆油田田某原稳站换热器堵塞问题,研究人员采用不同类型换热器和运行参数,收效甚低。鉴于此,本文通过对换热器堵塞物和进出口进行取样,采用化学分析、XRD衍射、扫描电镜等手段对其成分进行定性和定量分析,确定了造成换热器堵塞的原因。即三采采油技术发展导致来油杂质含量高,一是油中无机组分特别是硅离子和铝离子经过一定化学反应形成硅铝垢层吸附在管壁;二是油品中重质组分含量高,易于从油中脱离出来吸附在管壁,重质油又加强了无机垢组分在管壁吸附力,加速了无机组分沉积,形成了一个有机和无机混合的堵塞物团,最终导致换热器堵塞,换热效率降低。     

功能型聚合物提高采收率实验

为给老油田提供增产新技术，以适用于大庆油田的新型聚表剂为例，探索聚合物-表面活性剂驱油技术，利用红外光谱和扫描式电子显微镜对比Ⅰ型、Ⅱ型2种聚表剂的分子结构和微观形貌差异，结合增黏性、抗剪切性、耐盐性以及乳液稳定性、渗流特征、驱油动态性能等，研究聚表剂的构效关系。结果表明：Ⅰ型、Ⅱ型聚表剂的基础结构均是聚丙烯胺；Ⅰ型聚表剂分子链具有立体网状结构，具有更粗壮的链条，其增黏性能、耐盐性能和抗剪切性能均优于Ⅱ型聚表剂；Ⅱ型聚表剂分子链以平行的形式排列，其空间网络结构复杂，乳化性能更佳，Ⅱ型聚表剂具有较低的阻力系数以及驱油注入压力，其与储层的匹配性较好，所以在相同条件下Ⅱ型聚表剂的采收率比Ⅰ型聚表剂高4.52百分点，具有更好的提高采收率效果。研究成果可为改善聚驱效果提供新的技术手段。