油膜对取样式电容法持水率测量影响研究

简述取样式低频电容法测量持水率的基本原理；分析了传感器所测电容的组成，并从理论上详细分析了油膜沾污对持水率测量影响的机理，提出了改进办法。实验证明该方法效果良好。     

电导法筒持水率的方法研究

依据油、气、水混合物电导率主要取决于的体积含量（持水率）这一性质，并参照固态非均匀介质电阻率分布模型，提出了油（气）、水混合流体电导率与持水率的关系式；探讨了在中等工作频率下用双线圈系测量多相流动持水率的可行性及仪器设计中削弱直耦信号和套管涡流影响的技术措施。图１表１参３     

基于电容法的原油局部持水率检测方案

针对阵列式电容法原油持水率检测提出平面交指式电容传感器结构,设计实现基于电容频率转换的一体化检测方案,开发了基于电源电流变化的信号检测电路。实验结果表明,该方案传感器体积小,电路连接线少,被测电容值经变频后抗干扰能力强,在低持水率段(≤50%)有良好的分辨率,对阵列式电容法原油持水率检测仪器研究具有参考价值。     

核磁共振测井测量持水率、粘度初探

该文提出了核磁共振测井在生产测井中的一个应用方向——用来测量流体的持水率和粘度。阐述了当前生产测井领域测量持水率的几种方法，重点论述了用核磁共振测量持水率的核心思想——测量流体的Ti(纵向弛豫时间)和信号的处理方法，同时对裸眼井中的核磁共振测井和生产井中的核磁共振测井进行了比较。     

基于折射率调制的持水率测定方法研究

论述了一种新型的油井持水率测定方法。它采用基于折射率调制的光纤传感技术，可避免传统电容法的不足。其持水率测定范围从０％￣１００％，精度〈１％。详细分析了这种传感器的特性，指出对于特定的外界折射率范围，需设计纤芯折射率、光纤半径、弯曲半径三个参量的最佳组合。     

微波持水率测量方法研究

相位法持水率测量仪器在高含水条件下取得了明显好于电容法持水率测量的效果,但较低的频率限制了灵敏度的进一步提高和仪器小型化.采用双同轴传输线结构和正交相位检测技术,实现了微波相位法持水率测量.在三相流动实验装置上开展了油水两相流动实验.实验条件为常温常压、流量为10 m3/d时油水比例从0～100％测量点的变化情况及仪器响应情况.当流量大于10 m3/d、含水大于60％时该仪器能反映含水的变化;当流量小于10 m3/d时,由于漂流效应的影响,仪器反映含水变化情况的能力较弱.该仪器在低流量测量方面的能力尚待完善.给出的模型和公式可以将仪器测得的相位信息转化为持水率信息.实验结果说明微波持水率仪器能够有效识别流体,在高含水条件下能够准确地提供持水率信息.     

持水率对热式流量计测量影响的理论分析

恒功率热式流量计由于良好的低流量检测特性成为低产液油井流量检测的一种选择方案,但油水两相流持水率对其测量的影响妨碍了它实际的应用。针对这一问题,介绍了热式流量计的测量原理,建立油水两相流持水率和流体主要物性参数的关系,应用Matlab数值模拟软件分析不同持水率条件下热式流量计测量结果与油水两相流流量的关系。数值模拟和实际实验结果表明,相同流速下,热式流量计输出电压随着持水率的增加而单调减小。实际应用时,热式流量计的测量结果必须结合持水率才能给出正确的流量解释。     

电导法测量井筒持水率的方法研究

依据油、气、水混合物电导率主要取决于水的体积含量（持水率）这一性质，并参照固态非均匀介质电阻车分布模型，提出了油（气）、水混合流体电导率与持水率的关系式；探讨了在中等工作频率下用双线圈系测量多相流动持水率的可行性及仪器设计中削弱直耦信号和套管涡流影响的技术措施。图１表１参３     

水平井油水两相流电容阵列持率仪算法研究

水平井和大斜度井的平均持水率参数测量是多相流产出剖面解释中一个非常重要的参数。由于水平井中随着流量、含水率和井斜的复杂组合变化,井筒中油水两相流的流型复杂多变,目前采用的测量方式是多探头环形分布测量。为了准确获取平均持水率参数,在多相流实验平台中,采用控制变量的方式进行不同流量和含水率的物理模拟实验,然后利用阵列持率仪进行数据采集和预处理。提出自然间断点法,对油水两相进行划分和计算平均持水率,并采用Java进行算法的具体实现。通过对比分析自然间断点法所算持水率与关井持水率的一致性,认为自然间断点法可以有效地进行油水两相边界的划分以及平均持水率参数的计算。     

水平管油水两相流持率仪响应特征试验研究

准确获取井筒中各相持率是生产测井产出剖面精确解释的关键步骤之一,水平管中因普遍存在层流导致常规居中测量的持率仪器响应产生纵向片面性。电容阵列仪是一种采用多探头覆盖全井眼信息采集的新型流体识别技术,研究基于电容阵列仪、放射性流体密度计和电容持水率计的室内模拟试验,分析了水平管油水两相流动型态和电容阵列仪的持率确定方法,详细研究了3种不同持率测量仪器随流体流动型态变化的响应规律,提出了水平管油水两相流持率参数优化选取的方案。     

高温高盐油藏用化学驱油剂的研究

综述了油田开发用表面活性剂和聚合物驱油剂的应用,对耐温抗盐表面活性剂和聚合物驱油剂的研制开发作较详细介绍。耐温抗盐表面活性剂包括非离子-阴离子复合型表面活性剂,尤其是非离子和阴离子表面活性官能团在同一分子中,其抗盐性更好;芳基烷基磺酸盐;α-烯烃磺酸盐系列以及高分子型阴离子表面活性剂。耐温抗盐聚合物包括两性聚合物,耐温耐盐单体共聚物,疏水缔合聚合物,梳型聚合物,水溶性双亲聚合物以及多元组合聚合物。分析了高温高盐油藏用化学驱油剂的应用前景。     

塔里木油田高温高矿化度油藏三次采油初步研究

概述了塔里木高含水油藏主力油田塔中4 油田和轮南油田的开发现状及目前面临的问题。提出了塔里木油田高温高矿化度油藏三次采油前期研究思路,重点突破口在于剩余油分布和新材料的研究。从高分子水凝胶、高分子树脂、有机无机复合材料及无机材料方面对剖面调整所需材料进行了初步研究。从表面活性剂如非离子-阴离子表面活性剂、多极表面活性剂和特殊表面活性复配方面对驱油剂进行了初步研究。     

高矿化度地层脉冲中子测井的应用效果

ＰＤＫ－１００是由微处理器控制的脉冲中子俘获测井仪。在新疆塔里木油田的３０多口开发井中,用ＰＤＫ－１００测井资料在定量求取剩余油饱和度,划分水淹层,监测油（气）水界面变化,找出产水层、识别低阻油层以及地层含有的特殊化学物质等方面具有独到的应用效果。     

胜坨油田高温高盐油藏疏水缔合聚合物驱油先导试验研究

针对胜坨油田,通过室内试验和数值模拟研究了新型疏水缔合聚合物的驱油机理及驱油效果。结果表明,新型疏水缔合聚合物比常规聚合物在高温高盐条件下增黏能力强,驱油效果好,能满足Ⅲ类高温高盐油藏大幅提高采收率的要求。采用数值模拟与经济评价结合的方式对T28先导试验区的注采参数进行了优化,矿场首次采用污水配制母液,污水稀释注入的注入方式,预测可提高采收率6.1%,增产原油10.55×104t。矿场单井试注试验证明新型疏水缔合聚合物有效地增加了流体在地层的渗流阻力,起到了较好的降水增油效果。     

胜坨油田高温高盐油藏强化聚合物驱油体系的性能评价

胜坨油田地层温度大于80℃、地层水矿化度大于20000 mg/L、地层水钙镁离子大于500 mg/L,非均质性强。根据该油藏特点,室内研制了强化聚合物驱油体系,在超高分疏水缔合型聚丙烯酰胺中加入聚合物强化剂。结果表明,强化剂加量由0增至2500 mg/L,驱油体系的表观黏度由7.8增至42.9 mPa·s,黏性模量由120增至315 mPa,弹性模量由0增至106 mPa。在模拟胜坨油田条件下,强化聚合物驱油体系（超高分缔合聚合物、强化剂质量比4:1）老化60 d的黏度保留率为85.5%,好于改性聚丙烯酰胺（GXPAM）（66.2%）,热稳定性良好。在非均质岩心中注入强化聚合物驱油体系（2500 mg/L）,高渗模型产液百分比由98.5％逐渐降低,最低值为32.7%;低渗模型产液百分比由1.5%逐渐增大,最大值为67.3%;后续水驱1.0 PV时,高渗模型产液百分比为58.5%,低渗模型的为41.5%,岩心非均质性得到明显改善。岩心渗透率级差分别为1:5和1:3时,强化聚合物驱油体系的采收率增幅为26.0%和10.9%,GXPAM的为14.8%和7.1%。强化聚合物驱油体系的驱油效果明显优于GXPAM,并且在高渗透率级差下的驱油效果较好。     

高温高盐油藏用OYDH调驱剂性能研究及应用

针对高温高盐油藏中存在的水窜现象开展了适用调驱剂攻关研究,研制开发出OYDH调驱剂,该调驱剂是以疏水缔合水溶性聚合物、含有苯环的缓释交联剂和交联引发剂组成。考察了溶液pH、温度、水质矿化度、恒温时间及非均质岩芯对调驱剂性能的影响。结果表明,该调驱剂成胶时间可控,耐温80～120℃,耐盐70000mg/L,热稳定性好,能够明显改善岩芯的非均质,并且具有较好的驱油能力。应用该调驱剂在胜坨油田T142X23井进行调剖试验,平均含水量由93．9％下降到92．4％,产油量由16．6Cd提高到20．3Cd,获得良好的增油降水效果。     

一种耐高温耐盐泡沫酸起泡剂的筛选研究

根据120℃下对代表性中原砂岩油藏岩心的静态溶蚀性能,选出由12%盐酸、2%氢氟酸、3%有机酸、0.5%辅剂组成的混合酸液为酸化液的主体酸,为该酸液筛选了起泡剂。实验研究的起泡剂共6种,代号分别为:QP-1,阳离子型的1227;QP-2,非离子型的OP-10;QP-3,非离子型的AC1210;QP-4,两性离子的BS-12;QP-5,自制复合型;QP-6,阴离子型的K12。在水中,6种起泡剂起泡能力相差不大,1%溶液的起泡倍数在7~10之间,QP-5最大,QP-6次之。在混合酸液中QP-6不起泡,其余5种起泡剂的起泡倍数略有差别,QP-5最大,QP-4次之。QP-6除外的含1%起泡剂的混合酸液在不同温度下保持4小时,温度≥90℃时QP-2起泡能力大降,其余4种在120℃均可用。用质量比8∶1的NaCl+CaCl2调节含1%起泡剂的混合酸液的矿化度,矿化度≥1.6×105mg/L时QP-1失效,QP-5、QP-4、QP-3的起泡倍数分别为6.1、6.0、4.1。当含油量由0%增至30%时,1%QP-5在混合酸液中的起泡倍数仅由7.0降至4.9,QP-4、QP-3、QP-1均迅速失去起泡能力。代号QP-5的复合起泡剂可用于制备中原高温高盐砂岩油藏用的泡沫混合酸,用量0.8%~1.2%。图6表1参4。     

粘土在高温高盐油藏封堵大孔道的应用研究

针对高温、高盐油藏地层条件,选用耐温耐盐的粘土体系封堵大孔道。激光粒度仪分析了稳定化钠土的粒径,析水指数法考察了稳定化钠土的分散能力。研究表明,稳定化钠土分散性能好,其粒径不均匀,适合的渗透率范围在3μm^2～20μm^2,注入性试验验证了此结果。同时,研究了四种稳定化钠土的封堵体系的封堵能力,主要包括粘土分散体系、粘土-超细水泥固化体系、粘土-AM—AMPS共聚物、粘土-酚醛树脂冻胶体系,稳定化钠土-超细水泥固化体系于2009年在孤岛油田现场应用2井次,取得了较好的增油效果。     

高温高盐条件下嗜蜡菌的培养、驯化及应用潜力

针对许多深度油藏具有高温、高矿化度的特点,通过培养、驯化而得到耐温耐盐的嗜蜡菌,并应用于极端油藏油井的微生物清防蜡。试验证明,采用驯化的方法可培养出耐温耐盐的嗜蜡菌,其中盐度(以NaCl计,下同)为1%～10%的弱耐盐嗜蜡菌可在75℃下生长;盐度为10%～22%的中等耐盐嗜蜡菌可在62℃下生长;盐度为22%～35%的极端耐盐嗜蜡菌可在55℃下生长。该菌种应用于江汉油田取得了较好的清防蜡效果。     

大港油田南部高温高盐油藏污水聚合物驱实验研究

系统分析了大港油田南部官80断块注入污水中无机离子、有机成分以及3种细菌的含量.研究了污水活性组分对聚合物氧化降解的机理.针对高温高盐油藏条件,用污水配制聚合物,研究了聚合物溶液的增粘性、粘弹性、剪切性和渗流特性,并开展了物理模拟驱油实验.评价出适合官80断块的功能型聚合物驱油体系,在人造岩心上驱油平均提高原油采收率17.3%(OOIP).