浅谈我国财政收入与国内生产总值的关系

在我国众多的经济指标中，财政收入和国内生产总值是两个很重要的经济指标。研究这两项经济指标具有十分重要的经济意义。本文选取了我国2000～2012年的国内生产总值和财政收入的数据，通过对这两项经济指标的描述，并且通过建立一元线性回归模型进行分析，最后得出一系列结论与建议。     

低渗透率岩石润湿性对驱油效率的影响

在岩心渗透率小于10.0×10-3μm2的条件下改变岩石润湿性开展岩心驱油实验,当润湿接触角分别为6°,46°,84°和164°时,对应水驱采收率平均值分别为6.73%,8.80%,8.17%和2.96%.复合驱提高采收率幅度随润湿性由强亲油到强亲水变化而逐渐提高,强亲水时比水驱平均提高采收率高10%.实验得出了水相润湿角与复合驱提高采收率平均值之间呈直线关系.流度比和毛细管压力是低渗透岩心润湿性影响驱油效率的主要因素.岩石孔喉半径越小产生的毛细管压力越大.强亲油性岩石孔壁对原油的强附着力使低界面张力体系不能完全活化残余油,因此驱油效率较低;亲水性增强时驱油效率逐渐提高.应用复合体系活化特低渗透孔隙介质残余油时应考虑岩石的润湿性.     

纳米聚合物微球/表面活性剂复合调驱体系评价及应用

针对长庆低渗透油藏特点,提出聚合物微球/表面活性剂复合调驱提高采收率技术。以丙烯酸、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、2-巯基苯甲酸、过硫酸铵、亚硫酸氢钠等为原料制备聚合物微球,以烷醇酰胺聚氧乙烯聚醚磺酸盐与椰子油脂肪酸二乙醇酰胺为原料制得表面活性剂。研究了表面活性剂和表面活性剂/聚合物微球混合液的油水界面张力,考察了聚合物微球与混合液的调驱性能,优选了复合调驱注入方式,并在安塞油田进行了现场应用。结果表明,聚合物微球初始粒径为50～300 nm,具有水化膨胀特性,膨胀倍数为20～100倍。微球在水化膨胀过程中产生聚集特性,分散性、球形度均较好,且粒径呈高斯正态分布。表面活性剂适宜用量为3 g/L。聚合物微球加入表面活性剂后混合液黏度增大,微球分散相颗粒屏蔽了表面活性剂的界面活性以及形成胶束的能力,导致油水界面张力降幅变小,不利于表面活性剂驱油。聚合物微球溶液对岩心的封堵性较好,微球质量浓度大于4 g/L时的封堵率约80%。体积比为1∶1的聚合物微球与表面活性剂段塞式注入岩心的驱油效果好于二者混合式注入。该体系在安塞油田现场的应用效果显著,累计增油3576 t。     

低渗透油藏水凝胶调驱剂的制备及封堵性能评价

为了提升低渗透油藏调驱剂的注入性和封堵性,开发了一种水凝胶体系,以成胶强度为指标优选了水凝胶配方及制备条件,并评价了其封堵性能和调驱性能。优化的水凝胶配方如下：丙烯酸用量为20 g/L、丙烯酰胺用量为5 g/L、过硫酸铵用量为0.07 g/L、改性淀粉用量为5 g/L、交联剂N,N-亚甲基双丙烯酰胺用量为0.08 g/L,最佳合成条件为中和度75%、反应温度9℃,所生成水凝胶的成胶强度为35～37 Pa·s。通过机械剪切、烘干得到微米级粒径的水凝胶调驱剂。封堵实验表明,质量浓度为0.1～0.7 g/L的水凝胶调驱剂对渗透率为1600×10^-3～1900×10^-3μm²的填砂管的封堵率在92%以上,随着水凝胶质量浓度的增大,阻力系数增大,注入压力爬升较快,但残余阻力系数和封堵率变化较小。水凝胶作为驱油剂使用建议采用低浓度注入,在水驱基础上可提高采收率10%左右。低浓度微颗粒水凝胶调驱剂可有效解决低渗透油藏调驱注入性和封堵性的矛盾。综合考虑注入性、封堵性和驱油性能,推荐水凝胶水溶液现场应用的质量浓度为0.1～0.3 g/L。     

白云岩储层交联酸酸压体系的防腐性能评价

交联酸携砂酸压技术作为一种新的油气增产措施在碳酸盐岩储层中的成功应用为酸压工艺技术的发展开拓了新的领域。在酸压工艺过程中酸液对采油设备的腐蚀易使井下油管脱扣,管材突发性破裂等,造成重大的经济损失。对交联酸防腐性能的研究是评价交联酸性能指标的一种重要参数之一。根据腐蚀速率和缓蚀率的行业标准中挂片失重法,试验结果选择了醛酮铵复配的丙炔醇为主剂的缓蚀剂作为白云岩高温储层的交联酸酸压防腐添加剂。静态、高压动态测试结果表明,腐蚀速率和缓蚀率均在行业标准内。与其它酸相比缓蚀性能更好。交联酸体系、各组成及其它添加剂对缓蚀性能影响很小。现场应用表明,交联酸体系能够满足白云岩储层酸压的防腐要求。     

低渗透油藏纳米微球调驱剂封堵性评价新方法

纳米聚合物微球具有初始粒径小、黏度低、吸水缓膨等良好的深部调驱性能。基于渗流力学原理,以及渗透率与岩石学参数的数学关系,明确了微球在地层聚集,增大比表面、降低渗透率的调驱机理,建立了微球调驱封堵率的计算方法,并对王窑低渗透油藏微球调驱封堵率进行了计算与分析。研究结果表明:微球粒径越小,质量浓度越高,注入地层后渗透率降低幅度越大,封堵性能越强;小粒径微球聚集封堵、大粒径微球单个卡堵大孔喉,在地层协同作用下达到逐级调驱的目的;填砂管实验结果与理论封堵率趋势一致,从端面效应分析了填砂管封堵率偏高的原因,对低渗透油藏纳米微球调驱机理探索及调驱工程设计具有较好的指导意义。     

一种季铵盐双子表面活性剂自转向酸的变粘特性评价

长庆油田开发过程中地层CaCO_3垢引起堵塞造成油井产量下降,论文提出采用清洁无伤害的粘弹性表面活性剂自转向酸解除储层堵塞,并利用酸增粘形成暂堵屏障使后续酸分流转向改造未有效动用的低渗透油层。室内确定了一种自行合成的季铵盐双子表面活性剂自转向酸的主体配方:5%季铵盐表面活性剂15%盐酸。酸液最佳增粘温度在50～75℃;增粘后在170 s~(-1)下剪切2 700 s后粘度仍大于170 mPa·s;盐离子对酸液后期粘度的保持贡献的高低依次为Ca~(2+)>Na~+>Mg~(2+);高粘胶束遇原油等烃类能够自动破胶降粘,易返排对地层无伤害。该自转向酸适用于长庆油田三叠系和侏罗系的中低温、高矿化度油藏。     

一种双子表面活性剂自转向酸的酸岩反应特性

粘弹性表面活性剂自转向酸在注入地层后酸岩反应酸增粘形成暂堵屏障使后续酸分流转向,能够较好地解决油田开发过程中地层CaCO3垢堵塞的问题,同时可有效改造低渗透油层段.室内确定了一种适合于长庆油田三叠系中低温、高矿化度油藏的季铵盐双子表面活性剂自转向酸体系.酸岩反应特征是酸化酸压体系研究的重要内容,也是施工设计的重要依据.从溶蚀率和静态酸岩反应动力学考察了该自转向酸的酸岩反应特性.     

改性淀粉聚合物溶液在孔隙介质中的不可入孔隙体积效应

不可入孔隙体积影响聚合物在孔隙介质中的流动性,设计注聚时需考虑不可入孔隙体积效应。实验考察了改性淀粉聚合物溶液通过岩心的IPV值,结果表明,改性淀粉聚合物溶液分子线团最大半径主要分布在0.2～1.2μm,吸附层厚度越大,IPV值就越大。由岩心孔隙分布拟合计算出的IPV值略低于双段塞法的实验值,其原因是部分聚合物分子回旋半径虽然小于孔喉半径,但可能在孔隙外部滞留产生了不可入孔隙体积。不可入孔隙体积的存在主要有2个原因：聚合物溶液分子线团尺寸与岩心孔喉尺寸不完全匹配,聚合物分子线团尺寸越小、孔喉尺寸越大,越利于其通过孔隙喉道,产生的不可入孔隙体积就越小,反之越大;孔隙介质中的边界层效应和聚合物溶液滞留吸附作用,相当于降低了孔喉的有效半径,而增大了IPV值。     

接枝淀粉聚合物调剖体系的封堵性能评价

开展室内岩心实验考察接枝淀粉聚合物调剖体系在孔隙介质中的封堵性能,结果表明：①接枝淀粉聚合物调剖体系成胶前具有一定的流度控制能力;成胶后残余阻力系数较大,具有降低大孔道渗透率的能力;②体系的残余阻力系数随注入速度的增加而减小;③体系对岩心具有很高的封堵率,当注入0．45PV时封堵率就可达到90％以上,注入量越大,封堵率越高;④体系具有较高的堵塞强度。注入后的突破压力梯度随流速的增加而增大;⑤体系的耐冲刷性好,经70PV注水冲刷后其封堵率仍保持在80％以上。油相驱替封堵率明显较低,最高只有39％,经70PV冲刷后已降至10％。接枝淀粉聚合物调剖体系具有堵水不堵油的特性。