三元复合驱油各组分在大庆油砂上的吸附研究

实验测定了ASP驱油液各组分在大庆油田矿场试验区油砂上的静态吸附量和油藏岩心内的动态滞留量,考察了3种有机牺牲剂减少吸附量的效能,实验温度45℃,油砂由岩心制得,其岩石和粘土矿物组成已测,当溶液含12g/L碱（NaOH或Na2CO3),1200mg/L HPAM时,表面活性剂ORS41（Witco)和B（Stepan)在油砂上的吸附等温线均经过最大值,出现最大值时的平衡浓度分别为3．1和2．1mmol/L,预吸附牺牲剂生物表面活性剂RH（1．5g/L),石油羧酸钠（5g/L),木质素磺酸钠（10g/L)不改变吸附等温线的形状,但使表面活性剂吸附最大值降低60％－30％,ASP驱油液中,两种碱和HPAM在油砂上的吸附等温线均为Langmuir型,碱耗达到平衡需要20－30小时,NaOH的碱耗约为Na2CO3的2倍,HPAM的最大吸附量为0．4mg/g油砂,在不使用牺牲剂时,表面活性剂,碱（NaOH),HPAM在岩心内的滞留量分别为0．081,0．210,0．057mg/g岩心（注入0．6PV ASP驱油液,再水驱到4PV）,流出液中初见HPAM,NaOH和表面活性剂时的注入量分别为0．2,0．23,0．3PV,相对浓度达到最大时的注入量分别为0．9,0．9,1．0PV,各组分在岩心内的相对滞留量大小依次为表面活性剂,碱,聚合物。3种牺牲剂降低组分滞留的效果,在作为前置段塞时较混入主段塞中注入时略好。     

弱凝胶—表面活性剂室内试验

弱凝胶-表面活性剂调驱具有大幅度提高原油采收率的特点。在对弱凝胶黏度、表面活性剂与模拟原油界面张力性能评价的基础上,优选出高效的弱凝胶-表面活性剂复合体系,其配方为2000 mg/L AP-P3+(5~40) mg/L Cr3++500 mg/L SDBS表面活性剂。体系中凝胶在60℃条件下能稳定半年以上,表面活性剂与模拟油的界面张力达到超低(10-2 mN/m)。体系中弱凝胶与表面活性剂配伍性试验表明,所筛选出的弱凝胶与表面活性剂有较好的配伍性。物理模型驱油效率试验结果表明,在水驱至不出油后,改注0.4 PV弱凝胶后跟注0.4 PV表面活性剂,再注0.4 PV 1800 mg/L聚合物溶液保护段塞,可提高层间非均质模型的采收率19.6个百分点,其中低渗透层采收率提高幅度为31.4个百分点。     

胜利石油磺酸盐驱油体系的动态吸附研究

石油磺酸盐表面活性剂驱油时在油藏中的吸附损耗、色谱分离会直接影响复合驱油体系协同效应的发挥,从而影响驱油效果。为此,用动态吸附实验考察了石油磺酸盐表面活性剂浓度对油砂吸附量的影响;考察不同长度填砂模型对胜利石油磺酸盐与助剂1^#混合物的色谱分离现象。结果表明,胜利石油磺酸盐浓度在10g/L以上时,油砂吸附量最大达4．8mg／g;胜利石油磺酸盐与助剂1^#之间存在色谱分离现象,且填砂模型越长,分离越明显,说明现场应用时,只要适当增加注入液浓度,复配协同效应可得到发挥。     

塔中402CIII高温高盐油藏表面活性剂

针对塔中402CIII均质段油藏高温高盐高硬度的特点,优选出驱油用表面活性剂BS-12（甜菜碱）,优化了使用浓度,考察了乳化、吸附及驱油性能。实验结果表明,在油藏条件下（温度110℃、矿化度11.52×10⁴ mg/L、钙镁离子浓度7654 mg/L）,BS-12溶液与地层水有良好的配伍性,质量分数0.03%~0.05%的BS-12溶液与塔中原油间的界面张力为1.5×10^-2~5.2×10^-2 mN/m。110℃老化30 d后的界面张力仍保持在10^-2 mN/m数量级,热稳定性好。0.03%、0.05% BS-12溶液与原油形成的乳状液在放置12 h后趋于稳定,析水率分别为69%和50%,乳状液液滴分布稀疏,直径为0.3~1.0 μm。在水砂比为20:1时,0.05% BS-12在油砂表面的静态吸附量为6.592 mg/g。动态吸附量为4.938 mg/g,动态吸附滞留量为1.411 mg/g。岩心驱替实验表明,注入0.2%、0.3 PV表面活性剂后,采收率增幅可达4.14%。     

用于低渗透高温油藏降压增注的表面活性剂二元体系

针对低渗高温的留西油藏,研究了碳酸钠/季铵盐表面活性剂二元体系的降压增注及驱油性能.所用季铵盐为工业品,二元体系用矿化度627 mg/L的注入水配制,碳酸钠浓度为2 g/L.季铵盐浓度为1.5 g/L的二元体系与路44断块高凝高黏原油间的界面张力(75℃)在10-1～10-2 mN/m范围,该体系在120℃热老化13天后界面张力稳定在10-2mN/m;该体系在路44断块岩心片上的接触角为10.2°(注入水为56.7°);含黏土9%的岩心粉在该体系中的膨胀率降低17.24%.在80℃下,注水引起气测渗透率1.26×10-3～4.64×10-3μm2的油饱和天然岩心注入压力大幅升高,连续注入季铵盐浓度0.5～2.0 g/L的二元体系时,注入压力下降并趋于平稳,当季铵盐浓度为1.5g/L时压降率最大(38.78%),采收率增幅也最大(9.84%);在水驱之后注入1.5 g/L季铵盐的二元体系,压降率和采收率增幅均随注入量增大(0.5～2.0 PV)而增大,注入量1.0 PV时压降率较高(27.32%)而采收率增幅为20.51%,十分接近最高值.     

石油磺酸盐/烷醇酰胺复配体系吸附损耗及色谱分离研究

以石油磺酸盐、烷醇酰胺形成的复配体系为研究对象,油砂为吸附介质,考察了吸附损耗和色谱分离。实验结果表明,在温度70℃、质量分数0.2%、溶液体积和油砂比例为3∶1(mL/g)的条件下,石油磺酸盐和烷醇酰胺的平衡吸附量分别为1.2mg/g和6.9mg/g;最大吸附量分别为7.0mg/g和10.3mg/g。石油磺酸盐和烷醇酰胺之间存在色谱分离现象,同时存在色谱重叠现象。以色谱分离度为评价指标,建立该体系的色谱分离模型,并以此为标准对石油磺酸盐和烷醇酰胺之间是否发生色谱分离和色谱分离程度进行了评价。     

适合低渗高盐油藏的表面活性剂复配体系及性能研究

为获得适合长庆油田低渗高盐油藏使用的驱油体系,通过将石油磺酸盐阴离子表面活性剂CQPS和脂肪醇系列非离子表面活性剂ZFC-2复配,并加入醇类助剂ZJ-5,得到表面活性剂复配驱油体系YFFP-2,对其界面特性、乳化性能、吸附性能和提高采收率性能进行了研究。结果表明,YFFP-2复配体系的最佳配方为0.15%CQPS+0.05%ZFC-2+0.005%ZJ-5。在80℃、矿化度50 g/L的条件下,YFFP-2与脱水原油的界面张力为3.35×10-3m N/m;YFFP-2乳状液静置15 h后的析水率约15%;在天然低渗(20×10-3μm2)岩心上的动态吸附量为0.63 mg/g,远小于其在油砂、净砂上的静态吸附量(13.9、12.8 mg/g);YFFP-2驱油的最终采收率为68.4%,采收率增幅为26.4%,提高采收率的作用优于CQPS。     

渣油磺酸盐表面活性剂对晋45断块高温油田的适应性评价

通过对渣油磺酸盐在晋45断块高温油田溶解性、界面张力、稳定性、吸附量及驱油效率的测定,研究渣油磺酸盐在高温油田的驱油性能。结果表明,该表面活性剂在晋45断块油藏条件下,具有较好的溶解性,与该断块脱水原油的界面张力可以达到10-3mN/m数量级;注入浓度0.3%时,在晋45断块岩心上的吸附量小于2 mg/g油砂;0.2%表面活性剂自发吸吮采收率达到25%。室内岩心驱油试验结果表明,0.2%表面活性剂注入0.3 PV可比水驱提高采收率13个百分点以上。研究认为,该表面活性剂可以较大幅度地提高晋45断块油藏采收率。     

石油羧酸盐/重烷基苯磺酸盐/碱复配体系的界面活性及吸附特性

实验考察了石油羧酸盐(POS-2和POS-4)/重烷基苯磺酸盐(ORS-41)/碱(NaOH)复配体系与大庆脱气原油(45℃粘度18.7 mPa·s)间的界面张力IFT(45℃)及2种表面活性剂在大庆去油油砂上的吸附特性.实验复配体系用矿化度4.3 g/L的模拟注入水配制.在复配体系中加入C2～C5正构脂肪醇使实验油水体系IFT达到平衡的时间由～70 min缩短至～50 min,使IFT稳定值(～5.8×10-3 mN/m)有所降低,各种醇的影响力相差不大,C3醇略好.当POS-2、ORS-41、C2、C3混合醇(1∶1)质量比为24∶8∶1时,在POS-2浓度0.6～6.0 g/L、NaOH浓度2.5～12 g/L范围出现超低IFT.POS-4/CTMAB或CPC/NaOH复配体系只在很窄的阳离子表面活性剂浓度范围出现超低IFT.OP类和Tween类非离子表面活性剂使POS-2/NaOH体系的IFT升高,升高幅度随加入量和乙氧基数增大而增大.POS-4和ORS-41在油砂上的吸附符合Langmuir定律,从POS-4/ORS-41/NaOH(2.5/0.83/12 g/L)复配体系中的吸附量(饱和吸附量为1.444和6.741 mg/g油砂),低于从POS-4/NaOH(2.5/12 g/L)和ORS-41/NaOH(0.83/12 g/L)体系中的相应吸附量(分别为2.925和7.581 mg/g油砂).图6表1参9.     

含碱和表面活性剂的HPAM/Cr+3弱凝胶调驱剂的研制

从3种有机酸铬中选择一种烯基多元羧酸铬为交联剂,用于交联大庆油田三元复合驱油体系,制备弱凝胶调驱剂。以阻力系数(RF)特别是残余阻力系数(RRF)作为性能参数筛选调驱剂各组分的用量,得到了基本配方(以g/L计)如下:HPAM(M=1.2×107,HD=25%)0.9 交联剂(有效成分50%)0.18 表面活性剂(ORS41)3 碱(NaOH)8 稳定剂0.2,用大庆某三元复合驱试验区污水(矿化度3824mg/L)配液,其RRF值为清水(矿化度890mg/L)弱凝胶的～45%。基本配方弱凝胶45℃下7天时粘度18.3mPa·s,RF值81.2,RRF值8.2,随时间而减小,120天时分别为12.8mPa·s,66.1和7.3;油水界面张力仍在10-3mN/m数量级,只比常规三元复合体系略高;体系中表面活性剂在油砂上的静态吸附量为0.495mg/g油砂,比常规三元复合体系的相应值(0.462mg/g油砂)略高;岩心流动实验中测得的表面活性剂滞留量(0.067和0.070mg/g岩心)也高于常规三元复合体系的相应值(0.054和0.059mg/g岩心)。若用Na2CO3代替NaOH,则碱剂浓度可由6～8g/L提高到8～10g/L。表8参4。     

阿姆河右岸酸性气田井口冲蚀及对策

中亚土库曼斯坦阿姆河右岸气田群为高含H_2S和CO_2的碳酸盐岩气藏,单井产量高,井口设备均出现了不同程度的腐蚀。初步分析认为其原因是生产过程中仅考虑酸性介质对气井井口的化学腐蚀,而没有考虑气体流速对井口的冲蚀作用,极大地影响了气田的安全生产。为此,通过对节流阀上下游阀道、法兰面均出现明显坑状腐蚀的进一步分析,明确了化学腐蚀和气体冲蚀的交互作用是井口磨损的主要影响因素,气流冲刷腐蚀坑的化学腐蚀产物会加速冲蚀损害;进而借鉴冲蚀与腐蚀运行环境下的多相管流管道的磨损计算理论,计算了该运行环境下的冲蚀极限速度,得到了不同生产工况下节流阀的抗冲蚀流量;最后,根据气田生产情况,针对性地提出了按气井配产要求来选择采气树类型、节流阀通径及类型冲蚀的技术控制策略。此举为气田安全生产提供了工程技术保障。     

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库的渗流规律

微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏储层非均质性强,边底水选择性水侵,渗流规律复杂,为了提高地下储气库的建库效率,需要研究储层在改建地下储气库多周期强注强采过程中的多相流体渗流规律。在获取有代表性的裂缝发育碳酸盐岩岩心较为困难的条件下,通过对天然岩心进行剪切造缝和多轮次气水互驱实验,研究了地下储气库气水过渡带在注采过程中的多相渗流规律,分析了裂缝合气空间贡献率以及储气库含气空间动用效果。结果表明:裂缝模型的相渗曲线近似于"X"形,多次气水互驱后相渗曲线基本没有变化,基质岩心模型相渗曲线经多次气水互驱后气水两相共渗区间变窄,共渗点降低;微裂缝对储层含气空间贡献率较高,微裂缝发育储层的含气空间利用率保持在较高水平,徽裂缝不发育储层的含气空间利用率逐渐降低并趋向稳定。因此,在微裂缝—孔隙型碳酸盐岩气藏改建地下储气库过程中可以在徽裂缝不发育储层布置生产井,同时通过控制边底水运移范围降低注入气损失,从而提高地下储气库的建库效率。     

山前地区深井超深井套管防磨与减磨技术研究

针对山前地区深井超深井钻井过程中套管磨损严重的问题,在分析套管磨损机理的基础上,开展了山前地区套管防磨与减磨技术研究,基于技术研究成果及应用实践,得到如下结论:1应用Power V等垂直钻井系统控制井眼轨迹,特别是上部井段的狗腿度和井斜,可明显减小侧向力和磨损量,缩短套管磨损时间;2应综合考虑套管磨损率、磨损系数以及钻杆耐磨带本身的磨损量,优选出效果最优的耐磨带;在狗腿度严重的位置,可考虑采用一定数量的橡胶钻杆卡箍来减轻对套管的磨损;3山前地区钻井液采用CX-300减磨剂能够显著降低磨损速率,减轻套管磨损程度,但在不同钻井液体系使用之前应进行优化分析以确定最佳使用量;4在迪那204井使用高密度钻井液体系,全部采用优选的高密度重晶石粉代替铁矿粉作为加重剂,整个钻进过程中未出现钻具及套管磨损,迪那204井易损件消耗量仅为邻井迪那203井的左右,防磨减磨效果非常显著。     

Biodiesel Projects Helpful to Ease Energy Shortage

Nearly 7,000 hectares of biodiesel forest will take shape in the northern province of Hebei in 2008, part of a national campaign to fuel the fast growing economy in a green way. In no more than five years, the Pistacia chinensis Bunge, whose seeds have an oil content of up to 40 percent, will yield five tons of fruit and contribute about two tons of high-quality biological diesel oil, according to the provincial forestry administration.     

State Energy Base Proposed in Inner Mongolia

Experts recently suggested China set up a state energy base in lnner Mongolia Autonomous Region to ease its energy thirst. The survey was co-conducted by senior researchers from the National Development and Reform Commission, Development Research Center of the State Council, Chinese Academy of Sciences and the Ministry of Finance. To plan and establish strategic energy bases at state level is in line with the principle of ＂giving priority to energy saving and diversifying energy consumption with the utility of coal at the core.＂     

烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的气相色谱研究

利用气相色谱法测定了不同色谱柱温度和不同载气流速下,C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的保留时间,并利用相关公式对测试结果进行了线性回归分析,测得了吸附热力学参数和扩散系数;考察了色谱柱温度、烷烃碳链长度和载气流速对烷烃在ZSM-5分子筛上吸附扩散的影响。实验结果表明,回归分析的线性相关性良好,色谱柱温度越高,孔道对吸附质的吸附能力越弱;在不同载气流速下,轴向扩散系数不同;随烷烃碳链长度的增加,吸附焓变呈先增大后减小的趋势,轴向扩散系数呈线性增长;C1~12烷烃在ZSM-5分子筛上的吸附焓变在-1.264~-42.975 k J/mol之间;当载气流速为2.654~4.246 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.328 8~0.551 7 cm2/s之间;当载气流速为5.308~13.270 cm/s时,C1~4烷烃的轴向扩散系数在0.430 2~1.456 4 cm2/s之间。     

四川盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性

目前,我国的氦气资源主要依赖进口,寻找大中型高含氦天然气田是改变这一现状最现实的途径。为此,对四川盆地威远地区高含氦天然气藏的成藏机理和氦气来源进行了分析,以探讨在该盆地前震旦系勘探高含氦天然气藏的可行性。首先根据盆地周缘12条野外露头剖面和4口钻穿震旦系单井的资料,系统分析了前震旦系的岩石学、沉积相、烃源岩等特征,认为前震旦系发育的沉积地层为南华系,东南缘露头剖面的地层序列为南沱组、大塘坡组、古城组和莲沱组,推测盆地内部可能发育相同的地层序列;南沱组、古城组和莲沱组主要为冰川沉积,为砂砾岩夹泥岩;而大塘坡组为间冰期沉积,发育一套砂泥岩地层,其下部泥页岩的有机质含量高,为较好烃源岩。进一步的研究表明:南沱组砂砾岩储层、大塘坡组烃源岩和地层中侵入的花岗岩"氦源岩"可形成较好的高含氦天然气藏成藏组合;前震旦系沉积岩的分布主要受早期裂谷控制,在裂谷内部充填厚层的沉积岩地层。结合地震资料预测了威远—资阳地区沉积岩和花岗岩的分布,结论认为在资阳地区对震旦系—前震旦系进行高含氦天然气藏的勘探是可行的。     

水平井多级压裂管柱力学、数学模型的建立与应用

水平井多级体积压裂技术是近几年国内外为有效开发页岩气藏和低渗透油气藏而发展起来的一项新技术,但随之出现了压裂管柱力学环境更加复杂的新问题。针对该复杂的力学、数学问题,根据水平井多段压裂工艺管柱受力特点,建立了悬挂封隔器以下,多封隔器坐封、开启压差滑套和开启投球滑套3种工况的力学模型,并根据各工况的受力特征,建立了这3种工况管柱力学计算的数学模型。根据弹性力学理论中厚壁筒的Lame公式和Von Mises应力计算公式,推导出了管柱受内压力、外挤力和轴向应力共同作用下油管柱安全性评价的等效应力计算数学模型,建立了多级压裂管柱力学强度安全评价的数学模型;根据已建立的水平井多封隔器管柱力学计算的数学模型,开发了水平井多级压裂管柱力学安全评价的实用软件。该研究成果已经在新疆塔里木盆地塔河油田某气井得到了应用和验证,取得了很好的效果,为水平井多级压裂管柱安全工作参数的优化设计和安全性评价提供了理论依据和简便可靠的技术手段。     

基于洛伦茨曲线评价水驱油藏驱替均衡程度

针对水驱油藏开发过程中无法有效定量描述驱替均衡程度的问题,利用高台子油层各井动态指标和小层纵向上的注采关系占总体的比重情况,绘制相应的洛伦茨分布曲线,得到用于量化评价油藏平面、纵向驱替均衡程度的“开发均衡指数”,该值小于0.4时驱替程度相对均衡。将研究成果应用于评价二次开发前后水驱油藏的驱替均衡程度,研究结果表明：目标区采出情况均衡指数降低了0.1615,含水情况均衡指数降低了0.0950,整体驱替均衡程度达到了相对均衡的水平,但纵向上仍差异悬殊。建立的洛伦茨曲线评价驱替均衡程度的方法,充分考虑了单井产能差异所造成的驱替不均衡情况,准确度高。研究成果为二次开发水驱油藏的驱替均衡程度评价提供了定量标准。     

复杂地质条件气藏储气库库容参数的预测方法

国内复杂地质条件气藏型地下储气库经过10余周期注采后工作气量仅为建库方案设计工作气量的一半,运行效率偏低。为此,利用气藏地质、动态及建库机理,建立了地下储气库注采运行剖面模型,根据气藏开发、气藏建库及稳定注采运行过程中纵向上流体的分布特征及其变化趋势,将地下储气库剖面分成4个区带(建库前纯气带、气驱水纯气带、气水过渡带及水淹带);按区带确定了影响建库有效孔隙体积的主控因素(储层物性及非均质性、水侵和应力敏感)及其量化评价方法,进一步考虑束缚水和岩石形变的影响,并引入注气驱动相,根据注采物质平衡原理建立了气藏型地下储气库库容参数预测数学模型。该模型涵盖了地质、动态及建库机理,从微观和宏观角度综合评价了影响建库空间的主控因素,大大提高了预测结果的准确度和精度,使建库技术指标设计更趋合理,目前已广泛应用于中国石油天然气集团公司气藏型地下储气库群的建设当中。