双河油田GL型驱油剂适应性室内实验

GL型驱油剂是在保持石油磺酸盐可以使油水达到超低界面张力作用的同时,复合了改善地层流体流动性的功能;做好双河油田GL型驱油剂适应性分析,对延长油田开发期限,稳定原油产量十分重要。室内实验证实,它不但具有良好的表面张力和降低原油粘度的能力,而且与地层岩性及地层流体的配伍性良好,可使剩余油采收率增幅达17．87％左右。     

渤海稠油油田地层原油粘度计算新方法

针对目前海上稠油油田地层流体取样少或无取样的问题,通过分析渤海地区稠油油田地面及地层流体性质资料,从中寻找二者之间的联系,初步建立了渤海稠油油田储量评价阶段地层原油粘度评价方法。根据计算所得地层原油粘度,可以初步判断储层流体性质,为油田选择开发方式、编制开发方案及采收率预测等提供参考依据。     

高升稠油油藏开发后期驱油助排技术研究与应用

高升油田稠油油藏进入蒸汽吞吐开发后期,地层压力下降,原油重质组份增多,原油黏度不断增加,流动性差,不易返排,地层回采水率低。在总结以往驱油增产相关技术措施效果的基础上,筛选出一种耐温性能好的高效驱油剂,该驱油剂与地层液体配伍性良好,能降低油水界面张力至10-5 N/m数量级,极大地增强了原油的流动性。现场试验增油效果明显,平均单井日增油为4.1 t,平均单井累增油297.2 t。该技术应用前景广阔,为稠油油藏蒸汽吞吐开发中后期高轮次吞吐井驱油助排提供了技术保障。     

莫北油田油气水成因及其分布规律

对准噶尔盆地莫北油田流体性质及成因研究表明，原油分为两类：第一类原油来源于盆1井西凹陷二叠系风城组和乌尔禾组烃源岩混源，且以后为主；第二类原油主要来源于二叠系风城组烃源岩。天然气为成熟一高成熟的混合型气。地层水有两种水型：即，NaHCO3型和CaCl2型，但以前为主。流体在平面分布上受断裂影响较大，在纵向分布上存在一定的规律性。     

含助剂的生物聚合物驱油剂性能研究

针对胜坨油田油层温度和地层水矿化度较高的特点，提出了含助剂的黄胞胶生物聚合物驱油剂。评价了该驱油剂的溶解性、注入性与驱油性能，考察了驱油剂溶液粘度、注入时间与驱油效果的关系。结果表明，该驱油剂有良好的溶解性和注入性，具有明显的增油降水作用，可用于较高温度的高含盐油藏。     

南海西部北部湾区域地层原油黏度预测方法

目前海上油田受多方面因素制约,地层流体取样少或无取样,而南海西部北部湾区域油藏流体性质变化较大,导致地层原油黏度难以准确预测。针对上述问题,通过收集北部湾区域已开发油藏地面及地层流体性质资料,分析影响原油黏度的主控因素,从主到次依次为含硫量、胶质含量、沥青质含量、含蜡量,其中胶质含量、沥青质含量和含硫量组合因素对原油性质影响显著,原油黏度对温度敏感,原油脱气前,压力对其影响小;运用数理统计学原理,建立了地面原油参数团、原油密度、地面脱气原油黏度与地层原油黏度间的3种评价方法,经乌石油田群15个样本点检验,平均绝对误差在0.5 mPa·s左右。该预测方法可为流体评价和油藏开发提供较为科学可靠的地层原油黏度资料。     

带气顶特稠油油藏流体性质的不确定性探讨——以L16油田为例

原油流动性差使得L16油田难以取得合格的地下含气原油样品,无法直接掌握地层原油的高压物性,流体性质具有较强的不确定性。统计分析40个国内主要稠油油藏脱气原油黏度和气油比,回归出二者之间的对数关系式。根据L16-3井脱气原油黏度计算L16油田地层原油的气油比为8.67 m3/m3。结合室内原油复配实验,进一步得出地层含气原油的饱和压力约为3.77 MPa,黏度约为10299 m Pa·s。发现带气顶的L16油田原油饱和压力远小于地层压力(11.4 MPa),存在与经典油层物理理论相悖的现象。通过对国内外同类油藏的深度调研比对,结合L16油田的自身特点,认为L16油田在长期的油水气相互作用过程中,极有可能形成具有封隔作用的沥青壳,从而将油藏形成的气顶与原油隔离开来,使得天然气难以回溶至地层原油内。表现为虽存在气顶,但原油的饱和压力却远低于地层压力,最终合理地解释了油藏流体存在的不确定性和矛盾。     

井下测量地层流体样品的甲烷含量及气油比（GOR）

在钻井时采集地层流体样品能确保及时获取用于油田规划决策的关键地层资料。当使用油基泥浆(OBM)钻井时，样品的污染会严重影响PVT特性的测量，新开发的油基泥浆污染监测技术用光学方法监测样品采集过程中流体的颜色及甲烷的光吸收信号。原状地层气油比(GOR)测量技术是利用原油中的甲烷与原油组分的光学性质，在井下实时测量流体样品的GOR，无需对样品进行相分离。     

新型表面活性驱油聚合物GL的研究

针对油田现有聚合物抗盐性差并且难以提高洗油效率的问题,合成了一种具有表面活性的耐盐型驱油剂GL,考察了它在大庆特定油藏条件下的溶液性质。研究表明:在温度45℃、矿化度2400 mg/L、浓度在250¹500mg/L范周内,GL溶液的表观黏度均高于油田现阶段常用的HPAM溶液的。在温度45℃、浓度1000mg/L下,二者溶液的黏度均随着矿化度的增加而降低,但GL溶液的黏度始终比HPAM高20mPa·s左右;浓度为1000mg/L的GL溶液与原油形成的乳状液稳定时的析水率较低,为50%左右,而HPAM在相同条件下与原油形成乳状液的析水率达到95%。相同浓度(1000mg·L^-1)或者相同黏度（62mPa·s）的两种溶液岩心驱替实验结果表明,GL溶液驱的采收率分别比HPAM溶液驱的高4.0%和2.6%。图6表1参7     

原油指纹分析技术在葡北油田的应用

原油指纹分析方法在油田开发领域已得到广泛应用。该技术主要通过对采油井单层、合层流体样品开展指纹分析研究，建立产出流体的“指纹”对比档案库，分析评价不同层位、不同时间原油指纹的差异，计算油井分层产能贡献率、描述和评价地层流体特征变化规律。以吐哈盆地葡北油田为例，首次将原油指纹技术拓展应用到注气混相驱油田开发研究领域，通过对比评价不同时期原油“指纹”的变化，研究注气混相驱替过程中产出流体组分特征变化规律，计算出分层产油贡献率，经过实际产液剖面测试资料验证，所计算结果与实测值吻合程度较高，证明原油指纹分析技术作为新手段应用到注气混相驱油田开发研究领域是可信的。另外，还介绍了应用色谱法开发出的计算软件，应用该软件对典型井葡北101和葡北20进行分层贡献率计算，计算结果与实测结果误差小于6％。     

地层原油粘度计算方法

根据辽河油区15个油田77个地面原油分析和高压物性分析数据,运用数理统计学原理,建立了计算地层原油粘度经验方程,由此可采用地面脱气原油粘度计算稀油在地层条件下的原油粘度,平均绝对误差为1.50mPa.s。该方程可为流体评价和油藏开发提供可靠的地层原油粘度资料。     

地面管道流体监控装置

油田地面单井输油管道常用的单流阀密封易失效,液体回流难以发现,容易发生原油地层倒灌现象。结合现场实际需求,设计了地面管道流体监控装置。现场应用结果表明:该装置结构简单,拆装方便,性能可靠,工艺技术成熟,可直观监控管道内液体的流向,提高了油井巡回检查质量,避免了原油地层倒灌现象,具有良好的推广应用前景。     

开发中后期试井解释中PVT及相关参数确定方法

为提高试井解释精度，针对胜利油区已开发油田的流体性质和开发现状对试井解释中的原油体枳系数、原油压缩系数、粘度等PVT参数进行了确定。根据各油田有代表性的高压物性资料，采用多项式的方法对实测点进行拟合，得出原油的高压物性与地层压力之间以及各参数间的相互关系式。同时给出了其他常用参数的确定方法。     

含水率对原油粘度影响的实验研究

应用高温高压流变仪，模拟地层条件下流体状态，对塔河油田的原油进行了试验研究，测量了不同温度、不同压力下油水混合物的粘度，研究结果表明含水原油粘度随含水率变化存在极大值（非乳化拐点）。结论可为油田的开发及油气集输提供科学依据。     

无机凝胶流度控制技术室内研究

介绍一种适合低渗透、裂缝性油藏的高效廉价的三次采油用剂。它是一种无机凝胶类驱油剂，产生的无机凝胶具有比无机盐大得多的粘度，利用与地层岩石的吸附作用达到控制地层流体流度，改变水驱效率，提高采收率的目的。室内试验结果表明它具有良好的驱油效果，而且成本低廉。     

渤海稠油高压物性经验公式适应性评价

渤海是中国海上发现稠油储量最多的海域,稠油储量大,产量占比高,原油黏度是决定开发方式的关键参数。针对目前海上稠油油田地层流体取样少或无取样的问题,通过分析渤海地区稠油油田地面及地层流体性质资料,从中寻找二者之间的联系,初步进行了渤海稠油油田高压物性经验公式适应性分析,给出不同高压物性参数预测的最优公式。     

稠油吞吐后期多元复合热载体提高采收率技术研究与应用

针对克拉玛依油田九5区齐古组油藏稠油开发后期出现的高含水、地层亏空、汽窜、剖面动用不均等现状,通过室内实验在氮气辅助蒸汽泡沫驱的基础上,添加优选的驱油剂,建立一套适合油藏特点的多元复合热载体泡沫流体配方评价技术。     

驱油剂对中间层原油乳状液稳定性的影响

考察了孤岛油田中间层原油和外输原油的稳定性差异以及驱油剂对原油乳状液稳定性的影响.对于同一种破乳剂TA1031,在相同的脱水条件下,外输原油与中间层原油的最终脱水率分别为95.48％和78.40％,加入二元复合驱之后,脱水率分别为83.33％和70.30％.随着驱油剂浓度的增加,zeta电位的负值越来越大,乳状液稳定性...     

关于易挥发原油物性实验分析标准的几点讨论

通过对新疆准噶尔盆地卡因迪克油田多个易挥发性油藏流体样品的PVT相态实验的测试研究认为，石油天然气行业标准SY/T6435-2000《易挥发原油物性分析方法》中对易挥发原油的实验测试方法和物性计算方法存在不适应性，其中挥发性油藏原始地层流体中的重质含量计算、饱和压力的确定、单次闪蒸实验以及定客衰竭实验等内容和方法值得商榷，并提出了具体的改进方法。该研究对于正确认识易挥发性原油流体的相态特征，有效地指导该类特殊油藏的开发具有重要意义。     

歧口18-1 油田晚期注水研究

在边水能量微弱的天然条件下,歧口18-1 油田投产后衰竭开采7.5 a,导致地层压力由30.5 MPa下降到注水前的14.8 MPa,远低于28.9 MPa 的原油饱和压力。地层压力大幅度下降对油气储层及流体产生了一定的伤害,使流体脱气形成油、气、水三相流动,大大降低了原油相对渗透率,从而降低原油产量。根据室内岩心实验结果,并类比国内外相似油田开发经验,运用物质平衡及油藏数值模拟方法进行研究,结果表明,在注水初期以不低于6 的日注采比注水,既能使地层压力得到一定恢复,又能使晚期注水仍取得较好的开发效果。