不稳定注水开始时机对注水效果的影响

不稳定注水是非均质油藏提高采收率的经济有效方法。影响不稳定注水效果的主要因素有储层性质,不稳定注水工艺参数和不稳定注水开始时机等。本文采用人造非均质地层模型进行了不稳定注水实验,研究了不稳定注水开始时机对注水效果的影响。得到了不稳定注水全过程的生产特征和阶段划分,指出了不稳定注水的主要见效期;不稳定注水开始时机越早注水效果越好,尤其是在注入水突破前开始不稳定注水。可大幅度提高采收率和大幅度降低耗水量;注入水突破后开始不稳定注水,随含水率的增高增产效果逐渐变差,但也能在一定程度上提高采收率和降低耗水量。     

层状非均质油藏不稳定注水室内实验研究

为了认识不稳定注水的驱油机理和主要因素对不稳定注水开发效果的影响,采用人造2层纵向非均质块状模型进行不稳定注水和常规注水驱油实验.实验结果表明,不稳定注水有效地改善了层状非均质砂岩油藏的开发效果;地层纵向非均质性对不稳定注水开发效果影响显著;开始不稳定注水的时机越早越好,连续注水转不稳定注水的最佳时机是含水率40%左右;非对称型不稳定注水效果要好于对称型不稳定注水,其中短注长停方式效果最好.     

低渗透油田不稳定注水基本特征及影响因素

不稳定注水是低渗非均质油田提高采收率经济有效的方法。低渗油田不稳定注水与常规中、高渗油田有所不同。本文采油渗透率呈两极分布的非均质质物理模型研究了低渗油田不稳定注水的基本特征和非均匀质程度对不稳定注水效果的影响;提出了低渗有效储层界限及不稳定注水的适用范围。     

疏松砂岩油藏不稳定注水机理研究及矿场实践

孤东油田1996年开展了单井单层单向、单井多层单向、多井多层单向三类井组进行了不稳定注水试验,见到初步效果.1999年运用物理模型、数值模拟、渗流力学和油藏工程方法开展了不稳定注水机理研究,研究了油层非均质性、岩石润湿性、毛管力、原油物性、开发井网、不稳定注水时机、压力保持状况、注水强度、注水周期等因素的影响,表明孤东油田油藏适合开展不稳定注水,并确定了有关技术界限.在具体不稳定注水实施方案编制过程中,由于考虑的因素很多,采用正交法和模糊决策法优化参数设计.2001年以来在孤东七区西63 4等5个区块进行了整体不稳定注水,效果显著.     

大庆油田葡北二断块南部周期注水应用方法研究

为了改善大庆油田葡北二断块南部的开发效果,抑制区块含水上升速度,根据油田的地质特征,进行了不稳定周期注水室内实验研究,设计了14种不稳定周期注水方式,评价了不稳定周期注水效果,提出了最优的不稳定周期注水方式.对不稳定周期注水方式的适用条件进行了理论研究,并通过地质建模技术建立了葡北二断块南部三维地质模型,应用数值模拟技术,研究了脉冲间歇注水、轮换间歇注水、层段交替注水及同类性质油层组合对提高采收率的影响.结果表明,在相同的注水周期条件下,短注长停的注水方式开采效果好,葡北二断块南部的周期注水半周期可选为3～4个月,半周期为4个月的开采效果最好,采收率提高幅度最大,为7%,葡北二断块南部实行周期注水的最好方式是轮换间歇注水.     

孤东油田疏松砂岩油藏不稳定注水矿场实践

孤东油田1996年开展了单井单层单向、单井多层单向、多井多层单向三类井组不稳定注水试验,初步见效。1999年应用物理模型、数值模拟、渗流力学和油藏工程方法,对油层非均质性、毛管力、原油物性、开发井网、不稳定注水时机、压力保持状况、注水强度和注水周期等因素开展了不稳定注水机理研究,研究表明孤东油田适合不稳定注水。在试验初见成效和不稳定注水理论的支持下,2001年又在孤东七区西6~(3+4)等5个区块进行了整体不稳定注水,其应用效果表明,不稳定注水投资少、见效快、增油明显.对油藏条件要求宽,能够有效地减少无功注水、无功采液和挖掘剩余油潜力,是一种深化二次采油、改善水驱油藏开发效果的有效技术方法。     

裂缝性低渗透砂岩油田周期注水数值模拟研究及矿场应用

以扶余油田为例,建立了砂岩油田的模拟裂缝模型,利用ＶＩＰ黑油模,研究了双重介质砂岩油藏的驱油机理,对比了裂模型的稳定注水和不稳定注水（周期注水）过程中压力场、渗流特征的变化及剩余油分布特点。分析了影响周期注水效果的因素,对周期注水的最佳注入时机等问题进行了探讨。为裂缝性砂岩油田通过油藏数值模拟方法研究一系列驱油机理进行了尝试,以指导矿场试验,取得了良好的效果。     

不稳定注水宏观地质模型及适应性分析

不稳定注水技术是针对非均质油藏的开发方法,但现阶段不稳定注水主要集中在油田应用研究,其实验研究与现场应用存在偏差.以现阶段不稳定注水宏观地质模型的层内与层间模型为基础,运用不稳定注水理论,结合油藏实际进行分析可知,由于储层的垂向非均质使得层间存在非渗透层,油水交渗难以实现,因此只有层内模型能够明显地体现非均质油藏不稳定注水的宏观机理.该研究对系统地指导油田生产有一定的意义.     

不稳定注水的机理及影响因素研究

本文针对低渗透油田老井含水率高,采收率低下的特点,提出不稳定注水技术,并对其机理以及影响因素进行研究。     

不稳定注水技术研究及应用

为了提高剩余油采收率,首先对用玻璃微珠填充的油藏物理模型进行了不稳定注水模拟,然后选择了一块面积为1km^2的油藏,采用VIP模拟器进行数值模拟,在模拟的基础上从理和实践2方面进行了综合分析,阐明了周期注水（包括改向注水）提高非均质油藏采收率的机理和不稳定注水工程参数的优化等问题,并在胜利油区辛109沙一段和胜索油田坨沙二段1－2砂组做了不稳定注水油矿试验,实施制定的不稳定注水方案后,取得了较好的控水稳油效果。     

糖类羟基乙酰化研究进展

乙酰化是保护糖类羟基最常用的方法。将糖类羟基乙酰化反应用催化剂分为碱、无机酸、有机酸、Lewis酸、硅铝酸盐、离子液体和其他催化剂,分别综述了其研究进展。     

紫外可见分光光度计在污水含油分析中的应用

随着环境意识的增强,石油化工企业的污水分析与处理已经成为一项重要的工作。本文介绍了紫外可见分光光度计的原理及使用方法,提出了在污水含油分析使用中应注意的问题,并且总结了定量分析方法。     

降低汽油烯烃技术进展

从国内外降低催化裂化(FCC)汽油烯烃含量的催化剂、助剂及工艺的开发和应用，以及改善汽油组分构成等方面，介绍了国内外降低汽油烯烃技术的进展情况，提出了国内采用降烯烃技术的注意事项。     

准噶尔盆地二叠系风二段凝灰岩储层孔隙多重分形特征

凝灰岩储层作为致密油气储层的一种,其微纳米孔隙对油气的储存有着较大的影响。为明确准噶尔盆地哈山地区二叠系风二段凝灰岩储层孔隙结构及非均质性特征,选取哈山地区哈11井6块凝灰岩样品,采用总有机碳含量测定、全岩矿物组分分析,通过CO2和N2吸附实验对凝灰岩储层孔隙结构进行表征,结合多重分形理论,分析孔隙的非均质性及连通性。结果表明：所选凝灰岩样品TOC平均为0.931%,矿物组分以长石、石英、黏土矿物以及白云石为主。微孔主要发育0.33～0.38,0.50～0.68及0.72～0.86 nm3个孔径区间内的孔隙,介-宏孔主要发育2.94～16.09 nm孔径区间内的孔隙。广义分形维数（Dq）随着q的增大而减小,奇异分形谱呈凸起的非对称抛物线状,凝灰岩储层孔隙具有多重分形特征。微孔（0～2 nm）具有较小的奇异谱谱宽（Δα）和较大的Hurst指数（H）,而介-宏孔（2～100 nm）具有较大的Δα值和较小的H值,表明微孔具有较好的均质性和连通性。介-宏孔的非均质性受孔体积的影响,随着孔体积的增大,孔隙非均质性增强,连通性降低。TOC和矿物组分对孔隙非均质性含量和连通性均有不同程度的影响,TO...     

离子色谱技术在蒸气水阴离子分析中的应用

采用离子色谱电导法,利用电化学自动再生抑制器,同时选择了1.35mmol/L的Na2CO3与1.0mmol/L的NaHCO3混合液作淋洗液,对炼油厂蒸气水中的阴离子进行了分析测定,回收率在98%～104%之间,相对标准偏差小于5%。该分析测定方法准确、快速,可广泛应用于实际生产中。     

Gasoline production in stabilization of feedstock in hydrocyclones

Fundamentally new technology for production of gasoline in stabilization of crude oil and gas condensate in a centrifugal force field is directed toward increasing the intensity of the process and decreasing capital and power costs. By regulating the pressure and temperature at the inlet into the hydrocyclone, it is possible to control production of unstable gasoline. By-products of petrochemistry are used to increase its octane number. Synergism in improving the quality of the gasoline in multistage hydrocycloning of crude and incorporation of oxygen-containing components was demonstrated. __________ Translated from Khimiya i Tekhnologiya Topliv i Masel, No. 1, pp. 6–9, January–February, 2006.