三次采油用抗温抗盐聚合物分析

对聚丙烯酰胺不能适应油田三次采油耐温耐盐要求的原因和目前国内外三次采油用抗温抗盐聚合物进行了分析，将国内外正在研制的三次采油用抗温抗盐聚合物分为五大类，并对不同结构聚合物的抗温抗盐作业机理进行了分析，指出当前研制抗温抗盐聚合物存在的问题，认为两性聚合物、疏水缔合聚合物、耐温耐盐单体共聚物、多元组合共聚物在目前情况下，还不适合用于油田三次采油，提出了提高油田三次采油用聚合物抗温抗盐能力的途径和抗温抗盐聚合物驱油剂的研究发展方向。     

适宜高温高盐地层的无机涂层调剖剂室内研究

交联聚合物调剖在高温、高地层水矿化度条件下的应用受到限制。为了解决塔里木盆地高温、高矿化度地层水深昙油藏的调刮问题．研究了WJSTP无机凝胶涂层调剖剂。该调剖剂与高矿化度地层水反应后形成密度与水相当的无机凝胶,以吸附涂层方式在岩石骨架表面逐渐结垢．形成无机凝胶涂层,使地层中的流动通道逐渐变窄而造成流动阻力．达到使地层流体转向、扩大波及体积的目的。采用瓶试实验和岩心物理模拟方法．研究了该调剖剂与油田水反应的凝胶化性能,以及无机凝胶涂层对多孔介质的封堵性能,并通过管流试验模拟涂层对大孔道的封堵效果。结果表明．WJSTP调剖剂与高矿化度地层水形成的无机凝胶具有极好的耐温、耐盐及热稳定性能．通过多次涂层．可买现多孔介质中不同程度的封堵．在管流模型中获得同样的无机凝胶涂层封堵效果。图3表1参7     

致密油储层水平井产能影响因素研究

致密油储层致密,开发难度大,产能影响因素多。为研究致密油储层地质特征、水平井方位以及布缝方式等因素对单井产能的影响,采用数值模拟方法,分别建立了压裂水平井的单井模型,研究不同参数对产能的影响,并定义了影响因子,量化油藏地质参数对不同阶段单井产量的影响。结果表明,天然裂缝的导流能力决定了单井初期产能的高低,而产量递减速度主要取决于基质孔隙度的大小;在初期阶段产能的主要影响因素是天然裂缝的导流能力,后期阶段主要影响因素是基质孔隙度。当水平井筒方向与裂缝方向垂直时,通常获得较大的产能;体积压裂形成的网状缝可以大大改善开发效果,但是在网状缝难以形成时,通过增加压裂段数,可以达到相近的开发效果;合理地交错布缝,可以有效地采出缝间及井间的储量,从而大大改善开发效果。     

CT技术研究水平井置胶成坝深部液流转向机理

根据水平井置胶成坝深部液流转向技术思路,采用室内水驱油实验结合计算机断层扫描(CT)成像技术,研究水平井置胶成坝提高采收率机理。人工胶结非均质模型表面用环氧树脂浇铸,对模型置胶成坝前后驱油过程进行CT动态扫描,观察胶坝分布特征,实时跟踪非均质模型内部油水分布、水驱流线改变、含油饱和度分布及其动态变化。结果表明：对于正韵律油层,应用水平井置胶成坝,能够有效封堵高渗透层位深部窜流通道,使注入水转向驱替,启动低渗透层位剩余油。置胶成坝后,水驱采收率提高16.7%,含水上升速度减慢。水平井置胶成坝技术突破了堵剂无法深部放置的技术瓶颈,实现油藏深部液流转向,有效扩大了水驱波及体积,是正韵律厚油层高含水期一项有前景的控水挖潜技术。图11表1参11     

应用CT研究水平井置胶成坝深部液流转向机理

根据水平井置胶成坝深部液流转向技术思路,采用室内水驱油实验结合计算机断层扫描(CT)成像技术,研究水平井置胶成坝提高采收率机理。人工胶结非均质模型表面用环氧树脂浇铸,对模型置胶成坝前后水驱油过程进行CT动态扫描,观察胶坝分布特征,跟踪非均质模型内部油水分布、水驱流线改变、流体饱和度分布及其动态变化。结果表明:对于正韵律油层,应用水平井置胶成坝,能够有效封堵高渗透层位深部窜流通道,使注入水转向驱替,启动低渗透层位剩余油。置胶成坝后,水驱采收率提高16.7%,含水上升速度减慢。水平井置胶成坝技术突破了堵剂深部放置的技术瓶颈,实现油藏深部液流转向,有效扩大了水驱波及体积,是正韵律厚油层高含水期一项有前景的控水挖潜技术。     

委内瑞拉稠油水包油乳化降黏的研究

以委内瑞拉稠油为研究对象,采用不同类型表面活性剂制备委内瑞拉稠油水包油(O/W)体系,以体系的表观黏度为主要评价手段,考察了不同类型表面活性剂形成的稠油O/W体系的初始乳化性能;考察了表面活性剂含量、体系中油与水体积比(简称油水比)及搅拌转速对体系乳化性能的影响。实验结果表明,阴离子和非离子表面活性剂对体系界面黏性及乳化性能产生较大影响;在非离子表面活性剂质量分数0.08%、油水比7:3、搅拌转速3500～5000 r/min的条件下得到的体系的初始表观黏度较低,且初始乳化性能最佳。     

一种地下胶凝的深穿透低伤害盐酸酸化液

加有抗酸、抗盐特殊添加剂VPH 110 (3% )、缓蚀剂、铁离子稳定剂、助排剂等的 12 %～ 2 0 %盐酸液 ,鲜酸粘度很低 ,与岩石反应后pH≥ 2 .5时可在酸蚀面上形成高粘度冻胶层 ,使后续酸液向深部穿透 ,转向低渗层 ;冻胶接触原油 (烃类化合物 )时彻底破胶 ,破胶后的乏酸粘度低 ,易返排。给出了基本配方。测定了加入VPH 110等的 2 0 %盐酸液的性能与常规的 5 %盐酸液进行了比较。与大理石反应后的VPH 110酸液 2 5℃时的粘度 ,pH =0 .5时为 4mPa·s,pH =2 .5时达到 14 4 0mPa·s,pH >2 .5时高粘度基本不变。在渗透率低且级差不大的两组平行三岩心实验中 (渗透率约为 0 .0 5 ,0 .0 4 ,0 .0 31μm2 ) ,VPH 110酸液提高中、低渗透岩心渗透率的幅度及产生的酸蚀孔洞长度均远大于常规酸液 ,VPH 110酸液的注入压力通过极大值 ,指示深度穿透和转向的发生。pH =7的VPH 110乏酸冻胶破胶液对高、中、低渗岩心渗透率的伤害率仅分别为 0 ,1.5 7%和 0 .79% ,在 2 0～ 80℃下的粘度与常规乏酸液大体相当。图 3表 2参 3。     

页岩气水力压裂裂缝缝网完善程度概论

受页岩气实际储层条件和施工工艺技术的限制,相同或相近的改造体积内的人工裂缝网络分布状态千差万别。仅用改造过的页岩气藏体积(SRV)进行改造效果的表征和评价,有可能导致评估认识上的偏差甚至错误。为此,利用人工裂缝扩展数值模拟技术和产能数值模拟技术,研究了人工裂缝和天然裂缝的空间分布状态、改造过的页岩气藏内部的压力状态和采出程度,提出了页岩气缝网、理想缝网、页岩缝网完善程度3个概念。研究成果表明:(1)在开采结束时,各目标区域根据被改造过页岩气藏内气体采出程度和生产时间,可以划分成"改造相对完善区""改造过渡区"和"改造不完善区"等3类;(2)缝网最终形态参数和储层特性是影响缝网完善程度的两个主要因素,对于特定的气藏在井眼轨迹给定的情况下,人工裂缝的方向、长度、导流、高度和空间位置是影响页岩气缝网完善程度主要因素。结论认为,页岩气水力压裂裂缝缝网完善程度理论的提出,丰富了页岩储层改造技术理论体系,对致密油气等其他非常规储层裂缝系统的表征也具有借鉴作用。     

聚氨酯防水透湿织物的发展及研究现状

本文叙述了聚氨酯防水透湿织物的防水透湿机理、加工方法以及目前的发展动态。提出其智能化、多功能化及绿色环保是今后研究的重点。     

TiAl合金与C/SiC复合材料钎焊接头界面组织和性能

采用AgCu箔片对TiAl合金和C/SiC复合材料进行钎焊,研究了接头界面组织的形成及演化过程,分析了界面组织对接头性能的影响.结果表明,TiAl合金的溶解量对接头界面组织的影响较大,当钎焊温度为900℃,保温10 min时,TiAl侧观察到团块状AlCu2Ti相,并伴随少量的条状AlCuTi相和AlCu4相,靠近复合...