高温高盐油藏二元复合驱体系配方筛选

针对中原油田一些油藏高温高盐高二价阳离子的特点 ,筛选确定了适合温度 82～ 85℃ ,矿化度 12×10 4～ 15× 10 4mg/L ,二价阳离子含量 4 15 0～ 4 5 17mg/L条件的二元复合驱油体系配方 ,该体系具有较好的热稳定性能 ,室内岩心驱油实验提高采收率 2 0 % ,含水最高下降 33.3%。     

用于天然气驱的发泡剂筛选试验

进行了发泡剂与油藏水配伍性、地层温度下的发泡性能、耐高温性能、高温发泡性能等室内试验，研究筛选出性能较好的发泡剂。     

化学驱中阳离子交换参数的测定与分析

注水开发过程中，注入油层的水相与油层的岩石相存在阳离子间的交换，这一交换将改变水相及岩石相的离子构成，影响化学驱中驱油剂的相关性能。如聚合物的黏性、表面活性剂的吸附性及油水界面张力等。因此，阳离子交换是聚合物驱、表面活性剂驱乃至复合驱油数值模拟中不可忽视的问     

户部寨构造低渗致密砂岩气藏裂缝描述与预测研究

东濮凹陷户部寨构造沙四段储层致密、裂缝发育，主要为高角度、未充填剪切缝，具有明显的组系特征。在岩心裂缝描述、裂缝综合识别、岩石力学试验等研究的基础上，应用三维有限元数值模拟，对该区沙四段低渗致密砂岩裂缝发育特征及其分布规律进行了定量预测。预测结果表明，b1-1井-b1-2井、v353井、v318井等井区裂缝发育程度高，b2井以东地区裂缝发育程度低。     

边缘小断块油田供注水与洗井工艺技术研究

针对中原油田边缘小油田的地质及地理特点,为了节约地面工程投资及运行成本,简化供注水和洗井工艺,研究及应用了全程密闭简易供注水和活动式洗井的新工艺.该工艺既满足了注水井的注水水质和水量,又保证边缘注水井的正常洗井,为高效开发边缘小断块油田创造了条件.     

现代产量递减分析基本原理与应用

近期国际上出现了利用油气井日常生产数据通过"递减曲线典型图版拟合法"计算储层储渗参数的现代产量递减分析技术,这为油气田开发动态分析提供了一种新方法。在调研大量文献的基础上,结合实际应用情况,系统阐述了现代产量递减分析方法中的基本概念以及常用的Arps、Fetkovich、Blasingame、Agarwal-Gardner、NPI及FMB递减曲线典型图版的理论基础、适用条件和主要功能,并给出了应用实例。现代产量递减分析技术的出现,实现了不同类型油气井、不同阶段生产曲线的标准化,为利用大量的日常生产动态数据定性和定量分析油气井储渗特征提供了手段。与不稳定试井相比,该方法成本低、资料来源广泛,但由于是基于不稳定试井的基本思想发展而来的,生产动态数据录取的准确性对分析结果会产生很大影响。因此还不能代替不稳定试井分析。     

濮83块油田二元复合驱油体系研究

针对中原油田P83块油藏的特点 ,采用多种表面活性剂复配的方法 ,确定了适合条件的低界面张力体系配方 ,并通过考察低张力体系与不同类型聚合物的配伍性能对聚合物进行了选取 ,对确定的二元复合驱油体系的热稳定性能、岩心驱油效果进行了研究 ,结果表明 ,二元复合体系的热稳定性能优于单独聚合物的性能 ,体系驱油效果明显。     

SDC-M型天然混合羧酸盐高温高盐下的性能特点

本文介绍了改进产品SDC—M型天然混合羧酸盐的主要性能特点,实验表明,在高温高盐条件下,SDC—M型天然混合羧酸盐与分散剂DSB复配使用,可较好地溶于不同矿化度的污水中,一定比例条件下,二者可与高二价阳离子形成超低界面张力,具有较好的洗油效果,可广泛用于油井洗井及单井吞吐采油技术中。     

HPAM／有机钛弱凝胶调驱剂研制

在室内研制了一种可供较高温度、高矿化度油藏深部调剖用的HPAM/有机钛弱凝胶调驱剂.考察了组成变量和环境条件对弱凝胶形成及粘度的影响,得到了弱凝胶的典型配方如下(单位 mg/L);聚合物HPAM(M=1.8×107,HD=21%)1 000;有机钛交联剂J(以Ti4+计)300;交联延缓剂Y 150;稳定剂WD 50.用矿化度6.0×104 mg/L,含Ca2+ +Mg2+ 1 200 mg/L的水配成成胶溶液,适用pH值范围5.0-8.0,最佳pH值6.0,适用温度范围60-80℃,70℃成胶时间为3天,10天时粘度达到最高值(1 220 mPa·s),180天后保留粘度920 mPa·     

耐温抗盐的醛交联聚合物弱凝胶成胶时间的控制

用于高温、高矿化度油田调驱的混合醛交联聚合物HPAM弱凝胶,在90℃下的成胶时间约为200h,对油藏和调驱作业的适应性差,针对这种弱凝胶体系研制了由金属化合物和有机物复配而成的交联反应促进剂,代号JCH M。在用矿化度1.6×105mg/L、Ca2++Mg2+浓度5000mg/L的盐水配制、HPAM浓度1500mg/L、交联剂浓度500mg/L、pH=7.0的成胶溶液中加入JCH M10～70mg/L,可使溶液90℃下的成胶时间由200h缩短到70～1h,在90℃维持20d后在90℃测定的凝胶粘度由520mPa·s升到550～730mPa·s。实验结果表明通过改变HPAM或交联剂浓度控制成胶时间的方法是不适当的。表1参2。