高强度堵水剂裂缝细管模型堵水模拟实验

在裂缝性致密储层中，裂缝既是油流通道又是水驱窜流通道，在注水开发中由于裂缝的存在导致水驱波及效率低，从而形成无效注水开发。此外，裂缝性储层的封堵又存在大裂缝封堵效果差、有效期短等问题。鉴于此研制了水溶性酚醛树脂冻胶和单体地层聚合高强度堵剂体系，测定了堵剂在70℃下的成胶性能、稳定性以及封堵强度等。通过细管模拟裂缝研究了不同因素对堵剂突破压力的影响；通过可视化细管研究了堵剂在管中的突破方式以及影响因素。研究结果表明，水溶性酚醛树脂冻胶的突破压力随着冻胶强度的增加而增加，随着管径的增加而减小，随着注水速度的增加先减小、后增加，最后稳定；单体地层聚合堵剂的突破压力随着堵剂强度的增加而增加，随着管径的增加先增大、后减小。在可视化细管实验中，堵剂突破时并不完全沿细管中心突破，其堵剂的强度与黏附性等因素有关。     

喹啉型季铵盐缓蚀性能评价

本文采用季铵化试剂与喹啉反应,合成了6种季铵盐型缓蚀剂.通过失重法对它们的缓蚀性能进行了评价,分析了缓蚀剂浓度、腐蚀温度对缓蚀性能的影响,并通过Tafel曲线争EIS谱研究了这些缓蚀剂的缓蚀机理.实验结果表明,6种合成缓释剂的缓蚀效果按从小到大顺序排列为:1,3-二氯化喹啉-2-羟基丙烷＜环氧丙烷基氯化喹啉＜1,2-二溴化喹啉乙烷＜烯丙基氯化喹啉＜(4-乙烯基)-苄基氯化喹啉＜苄基氯化喹啉;当苄基氯化喹啉质量分数为0.1％时,腐蚀电流密度由空白时的222.80μA/cm2降为17.28μA/cm2,缓蚀效率迭92.24％;随缓蚀剂浓度增加,缓蚀效果增强;随温度增加,缓蚀效果减弱.合成缓蚀剂的缓蚀机理均属于“负催化效应”,均为以抑制阳极反应为主的混合型缓蚀剂.对于季铵盐型缓蚀剂,缓蚀剂分子的空间位阻越小,分子中能与Fe原子形成配位键的基团越多,且形成配位键的基团亲水性越差,则缓蚀性能越好.图6表3参7     

塔河油田超稠油混合掺稀降黏实验研究

塔河油田超稠油的开采关键在于降黏,实践证明掺稀降黏是塔河超稠油开采的有效方法,但稀油与稠油在井底混合均匀程度不高,使得降黏效果与室内实验差距较大。研究发现,在掺稀油时掺入少量混合芳烃可提高掺稀降黏效果。实验结果表明,在静态下混合芳烃对塔河超稠油有良好的溶解能力,掺入混合芳烃能够显著降低超稠油黏度,且降黏效果好于单一掺稀油效果,同时又可节约稀油资源。     

高通道压裂非均匀铺砂技术研究进展

高通道压裂技术已成为开发非常规油气资源的重要增产措施。非均匀铺砂技术是高导流裂缝通道形成的关键。在系统调研非均匀铺砂技术相关文献的基础上,从工艺技术、压裂液改进技术及支撑剂表面改性技术3个方面,阐述了支撑剂“团簇”的形成、保持与强化技术的最新研究进展。指出非固化树脂聚砂技术和降低电位聚砂技术是实现非均匀铺砂的关键,是未来支撑剂改性的方向,并从支撑剂改性机理、技术优点及现场应用3个方面综述了上述2种支撑剂改性技术。分析了非均匀铺砂技术及支撑剂表面改性技术所存在的问题及发展趋势,以期为国内高通道压裂技术的普及提供一种新的思路。     

阳离子聚丙烯酰胺微球浓乳液制备及粒径演化

浓乳液聚合产品稳定性好,颗粒尺寸更接近地层孔隙尺寸,在油田开发中具有较大的应用价值。基于微乳液制备了一系列甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵和丙烯酰胺的浓乳液,通过电导率测试、流变性分析、显微镜观察,研究了聚合前后浓乳液结构、粒径分布及稳定性。结果表明浓乳液的黏度及屈服应力,随着水相单体浓度（C_M）增加而降低,随着油相中表面活性剂含量（m_S）增加先升高后降低,乳液稳定性有相同趋势;浓乳液在C_M>40%及m_S=2.5 g时的失稳,原因分别是渗滤作用和高黏度下乳化不充分;聚合前液滴粒径分布在1～30 mm,聚合后微球粒径在0.4～5 mm,且粒径分布由聚合前双峰变为聚合后单峰,这一现象可以由Kolmogoro-Hinze的乳化理论解释,并由微球乳液的黏度增加至原始浓乳液的10倍证实。     

羧甲基辛基酚聚氧乙烯醚羧酸盐的合成

以辛基酚聚氧乙烯醚（ＲＢ－６）、氢氧化钠（ＮａＯＨ） 和氯乙酸钠（ＣＥＡ－Ｎａ） 为原料,通过液相色谱测定反应产物中辛基酚聚氧乙烯醚ＲＢ－６ 的含量,研究了ＲＢＣ－６ 的合成条件。结果表明,ＲＢ－６、ＮａＯＨ 和ＣＥＡ－Ｎａ 物质的量的比为１. ０ ∶ ２. ０ ∶ １􀆰 ２,在７０℃反应６ ｈ,ＲＢ－６ 有较高的转化率。以此条件合成了氧乙烯链节数不同的ＲＢＣ－４、ＲＢＣ－６、ＲＢＣ－７、ＲＢＣ－９ 和ＲＢＣ－１０。评价结果表明,在矿化度为２２×１０４ｍｇ／ Ｌ、钙镁离子含量为１. ２×１０４ｍｇ／ Ｌ 的塔河油田碳酸盐岩油藏地层水中,ＲＢＣ－６、ＲＢＣ－７、ＲＢＣ－９ 和ＲＢＣ－１０ 具有较好的溶解性,其中ＲＢＣ－７ 在０. ０３％～０􀆰 ２０％的质量分数范围内使油水界面张力降至１０－２ｍＮ／ ｍ 数量级,并且具有良好的耐温能力和洗油能力。     

稠油碱驱中液滴流提高采收率机理

利用微观可视化实验和岩心驱替实验,研究了碱驱提高稠油采收率的驱油机理。微观实验结果表明,在稠油碱驱过程中,碱液能够渗入原油中,形成外面包含一层油膜的“水柱”和“小水滴”,出现液滴流现象。依靠液滴流的高黏度和产生的贾敏效应,可以有效抑制驱替液的指进,从而增大了波及系数,且随着碱浓度的上升,液滴流现象越明显,波及系数就越大。岩心驱替实验结果表明,随着碱浓度增加,采收率增值和压力降均上升,这与微观实验得出波及系数随碱浓度的上升而增大规律相吻合。因此,碱驱液滴流增大波及系数是提高稠油采收率的主要作用机理。     

OPS和OPC系列稠油乳化降黏剂的研制

以工业品烷基酚聚氧乙烯醚OP-n（n=4,6,8,10,15）为起始原料,合成了烷基酚聚氧乙烯醚乙酸盐OPC-n和磺酸盐OPS-n两个系列的阴-非离子表面活性剂。以酸值和黏度不同的胜利单家寺和陈庄稠油为实验油样。将OPC-n和OPS-n溶于矿化度5811 mg/kg的胜利标准盐水和NaCl、CaCl2盐水中作为水相,按油、水质量比7∶3在50℃用玻棒搅拌混合,观察是否形成水包油乳状液并测黏度进行确认。在胜利标准盐水溶液中,OPC-n和OPS-n乳化稠油所需的最低质量分数,随稠油、表面活性剂类型及氧乙烯链节数n而变,一般而言,OPC-n系列中的OPC-8和OPS-n系列中的OPS-4乳化稠油的性能最好,该最低质量分数值分别为0.05%或0.025%和0.025%。在NaCl盐水溶液中,OPC-n的该最低质量分数值与稠油和n有关,均随盐含量增加而增大,在盐含量≤15%时,抗盐性最好的OPC-8和OPC-10的该值≤0.05%;OPS-n的抗盐性好于OPC-n。OPC-n的抗钙性良好,钙盐含量为2%时该最低质量分数≤0.1%;OPS-n的抗钙性更好,钙盐含量为2%和3%时该最低质量分数仅为0.025%或0.05%。表6参5。     

底水油藏射孔优化设计

为了优化底水油藏的生产参数，研究了不同产量时射孔长度的优化方法。采用球面流和径向流相结合的模型推导了临界产量和无水采油量的计算公式，分别以临界产量和无水采油量为标准，对胜利油田桩西区块底水油藏上6口油井的射孔长度进行了优化设计，优化结果表明，对于底水油藏应首先按照临界产量对射孔长度进行优化设计，如果得到的最大临界产量不符合实际生产的要求，就应按照无水采油量进行射孔优化设计。研究表明，当油井产量超过临界产量后，以临界产量为标准得到的优化射孔长度会减小油井的无水采油量。     

高温酸化助排剂HC2-1的研究

为了满足高温油藏和深井酸化作业残酸返排的需要，通过表面活性剂的筛选和复配研究，得到了高温酸化助排剂HC2—1。其性能评价结果表明，HC2—1具有使用浓度低、表面活性高的特点，在20％的HCI溶液中，当其浓度为50mg／L时，表面张力为20．7mN／m；具有良好的耐温性能，在180℃下恒温48h，HC2—1仍保持较高的表面活性；具有良好的耐盐能力，加有HC2—1的20％HCl溶液和CaCO3反应至HCl完全消耗，整个反应过程体系无新相生成且表面张力基本不变；可增大酸液体系的润湿角，进一步降低毛细管阻力，使酸液返排率由46％提高到97％，在促进酸液返排的同时与原油不发生乳化反应。