冀东油田高浅北油藏天然气泡沫驱泡沫体系优选

模拟冀东油田高浅北区油藏油水条件,综合考虑起泡剂起泡能力、半衰期及界面张力评价指标,初步筛选出CEA/FSA1、CEA/DHF-1两种复配泡沫体系,质量比均为7:3,二者的起泡体积分别为152、140mL,半衰期分别为72、63 min,无因次筛选系数分别为21.144、19.881,界面张力达到10^-3数量级。泡沫性能评价研究结果表明,CEA/FSA1与冀东原油作用后,起泡体积降至110mL,半衰期降至40min,无因次筛选系数为1.180,耐油性较好,并且耐温抗老化能力较强。优选CEA/FSA1为该油藏天然气泡沫驱油起泡剂,起泡剂加量为0.5%。单管封堵实验中,单一CEA/FSA1泡沫阻力因子为127,封堵性较好;CEA/FSA1和爱森聚合物组成的强化泡沫的阻力因子为438,二者匹配性良好。双管驱油实验中,水驱后强化泡沫驱可提高采出程度22.9%,高、低渗模型的采出程度分别提高18.8%、27.0%。     

基于电阻率指数的油水相对渗透率模型

根据多孔介质中骨架和流体并联导电原理建立了基于电阻率指数的水相相对渗透率模型,通过已有研究成果给出了改进的油相相对渗透率模型。对×油田2口检查井12块岩样的电阻率和相对渗透率联测岩石物理实验数据进行了对比验证。提出的基于电阻率指数估算油水两相相对渗透率的方法,其在高孔隙度、高渗透率砂岩中的应用效果较好。     

CO2非混相驱微观实验研究

以大庆榆树林油田扶杨油层为例，利用高温高压微观实验系统，分别在静态和动态条件下应用微观网络模拟技术观察了原油与CO2间的流动现象。通过实验现象，分析了CO2非混相驱驱油机理，并确定了CO2与大庆榆树林原油的拟混相压力。     

碱／表面活性剂（A／S）改善千22块普通稠油开采效果实验研究

方法 针对辽河油区千２２块莲花油层普通稠油油品的界面性质,在室内进行了Ａ／Ｓ复合驱油体系的实验研究。目的 为改善该区块的开采效果提供一种新方法和技术储备。结果 通过对９种抗盐性较好的表面活性剂进行筛选,优选出两种与Ｎａ２ＣＯ３复配后的复合体系,可使油／水界面张力值降至１０＾－３ｍＮ／ｍ以下;由活性图可看出,该复合配方体系有较好的长期稳定性;单独碱液与原油间长期接触后的萃取液可降低新鲜原油的界面张力     

微生物表面活性剂在稠油乳化降粘中的实验研究

方法　利用不同的培养基对不同的菌种进行培养并改变温度等条件 ,对菌种进行驯化、培养 ,同时对其进行评价和对原油乳化能力进行测试。目的　获得某一菌株的代谢产品 ,分离检测和评价其表面活性剂的种类、含量和效果。结果　通过不同的试验条件 ,选出了一株产表面活性剂较多的菌株 ,可以使蒸馏水的表面张力由 88 0mN/m降到 39 0mN/m。该菌能在以液蜡为唯一碳源的培养基中生长 ,但产生的表面活性剂很少 ,而在含糖培养基中则产生较多的表面活性剂。经分离、提纯、分析为脂肽 (或脂蛋白 ) ,其产物水解后 ,经薄层层析测出主要成分为氨基酸和脂肪酸。结论　通过实验证明 ,微生物在合适的条件下进行新陈代谢 ,可以产生大量的表面活性剂 ,对原油具有较强的乳化、分散作用 ,在微生物采油技术的应用中非常重要。同时也为微生物采油的机理研究提供了可靠的数据和相应的评价方法。     

河南油田稠油产出液低温脱水技术研究与应用

河南油田稠油开发产出液处理过程中,由于稠油粘度大、胶质含量高等特点,脱水难度大。提高脱水温度等方法,可以满足破乳脱水的要求,但不仅造成了大量的热能损失,同时给系统带来巨大的运行负荷,影响系统安全运行。新型低温破乳剂的研制应用,降低了原油脱水温度,提高了脱水效率,既有明显的节能效果,又提高了系统稳定性。     

基于格子Boltzmann方法的3D数字岩心渗流特征分析

页岩气储层物性差、各向异性突出且孔隙结构存在多尺度特性,内部流动非常复杂,由于纳米孔隙的存在,宏观连续理论不适用。基于页岩二维扫描电镜图片和计算机处理技术,采用随机生长方法分别重建大孔隙和小孔隙的三维数字岩心,将大孔隙和小孔隙初始模型组合在一起构成多尺度的页岩气储层三维数字岩心组合模型,在此基础上,应用格子Boltzmann方法研究不同尺度孔隙的渗流行为。四参数随机方法重建的图像能较好体现原图的性质,储层的孔隙结构特征对其渗透率具有重要影响,渗透率随着孔隙度的增大而增大,组合模型数字岩心的渗透率大于大孔隙数字岩心和小孔隙数字岩心的渗透率,并且大于二者的总和,说明小孔隙的存在可以极大提高储层连通性。     

富台潜山油藏酸化压裂措施及效果

由于富台潜山油藏埋藏深、储层基质孔隙度及渗透率较低、非均质性强,油层普遍存在污染堵塞,自然产能较低。在分析油藏地质及试油特征的基础上,进行了酸液溶蚀率、降阻剂及缓蚀剂等评价,提出了胶凝稠化酸体系和多级注入闭合酸化、压裂改造工艺,措施井11口,有效井9口,有效率达81.8％。     

Comparison of in-situ and ex-situ microbial enhanced oil recovery by strain Pseudomonas aeruginosa WJ-1 in laboratory sand-pack columns

Microbial enhanced oil recovery (MEOR) applies biotechnology to improve residual crude oil production from substratum reservoir. MEOR includes in-situ MEOR and ex-situ MEOR. The former utilizes microbial growth and metabolism in the reservoir, and the latter directly injects desired active products produced by microbes on the surface. Taking biosurfactant-producing strain Pseudomonas aeruginosa WJ-1 for research objects, in-situ enhanced oil recovery and ex-situ enhanced oil recovery by biosurfactant-producing strain WJ-1 were comparatively investigated in sand-pack columns.The results showed that P.aeruginosa WJ-1 really proliferated in sand-pack columns, produced 2.66 g/L of biosurfactant, altered wettability, reduced oil-water interfacial tension (IFT) and emulsified crude oil under simulated in-situ process. Results also showed that higher biosurfactant concentration, lower IFT, smaller average diameters of emulsified crude oil were obtained in in-situ enhanced oil recovery experiment than those in ex-situ enhance oil recovery experiment. Similar wettability alteration was observed in both in-situ and ex-situ enhanced oil recovery experiment. The flooding experiments in sand-pack columns revealed that the recovery of in-situ was 7.46%/7.32% OOIP (original oil in place), and the recovery of the ex-situ was 4.64%/4.49% OOIP. Therefore, in-situ approach showed greater potential in enhancing oil recovery in contrast with ex-situ approach. It is recommended that the stimulation of indigenous microorganisms rather than injection of microbial produced active products should be applied when MEOR technologies were employed.     

基于水库群联合调度和人工扰动的黄河调水调沙

为减少小浪底水库及下游河段的淤积，通过水库群的联合调度充分利用万家寨、三门峡、小浪底等干流水库汛前蓄水，在小浪底库区人工塑造异重流，加大小浪底水库的排沙量。同时辅以人工的泥沙扰动措施，调整了库尾段不利的淤积形态。利用进入下游河道水流富余的挟沙能力，在黄河下游“二级悬河”及主槽淤积最为严重的卡口河段实施河床泥沙扰动，减轻下游淤积并扩大下游河道的主槽过洪能力。试验取得了预期效果，小浪底库区淤积三角洲冲刷泥沙1.329亿m3，设计淤积平衡纵剖面以上淤积的3850万m3泥沙全部冲刷消除，小浪底库尾淤积形态得到合理调整；下游卡口河段扰起泥沙164.13万m3，扰沙河段的平滩流量增加了510～640m3/s；下游河道利津以上各河段均发生冲刷，小浪底～利津河段共冲刷0.665亿t。说明通过调水调沙塑造适当的水沙过程，可以遏制黄河下游河道形态恶化的趋势。