聚合物溶液浓度均匀性对注入压力的影响研究

针对注聚井注入压力异常现象,通过聚合物溶液稀释程度、聚合物溶解程度对聚合物溶液注入压力的影响实验,展开聚合物溶液浓度不均匀对注入压力的影响研究。研究表明,依次注入稀释程度在100%、50%、0阶段的1500mg/L的SNF3640C聚合物溶液时,注入压力波动现象越来越明显,稀释程度为0时,注入压力波动差值为0.19MPa;依次注入溶解程度为100%、50%、0的1500mg/L的SNF3640C聚合物溶液时,注入压力显著上升,并且波动范围变大,注入溶解程度为0的聚合物溶液时,注入压力波动差值为1.48MPa。结果表明,聚合物溶液从母液到目标液的稀释程度和聚合物溶解程度越低,聚合物溶液注入压力波动现象越明显。

抗盐聚合物污水配聚体系驱油可行性实验研究

通过不同水质抗盐聚合物污水配聚体系回注1000mD岩心的流动性实验,以渗透率损失率评价配聚体系对岩心的伤害程度,确定了其注入界限并通过驱油实验评价了驱油效果,研究结果对抗盐聚合物污水配聚回注的油层保护和提高采收率具有积极作用。

准噶尔盆地石南31井区清水河组油气水层分布规律

针对石南31井区储层岩性多变、油气水关系复杂等问题,按不同岩性识别油气层、水层和干层,据油气不同测井响应特征进一步识别油层和气层.将储层划分为细砂岩、中粗砂岩和砂砾岩3类,识别储层流体性质,分析油藏分布特征,指出油层、隔夹层平面分布特征,探讨油气水层分布规律.结果表明,石南31井区主要有4个油藏.储层所含流体有油、水和气,中北部细砂岩储层为纯油层,南部中粗砂岩储层为水层.气层从南到北分布于全区,主要位于油藏北部和东部局部区域,为今后解释工作具很好指导意义.

油气田开发后期的采油工艺技术研究

为了提高油气田开发后期阶段的采油效率,对油气田开发后期采油技术进行分析,对油气田开发后期采油效果的影响因素进行探讨,对油气田开发后期采油水平提升措施进行研究,为进一步推动我国油气田开发的发展奠定基础。

海上化学驱油田含聚油泥分析及预防措施

对于注聚油田,在污水处理中,含聚油泥已经成为油田开发中的主要污染能源之一,且处理困难。针对这一问题,通过室内实验,对聚驱污水中聚合物、悬浮物和原油在注水缓冲罐中的沉降原理进行了分析,并提出了含聚油泥产生的模型。结果表明:在含聚污水中的悬浮物粒径和油滴粒径尺寸范围内,均不易聚集沉降。在生产过程中出现的含油污泥,其主要原因是,在采出液处理过程中,悬浮物、油滴和聚合物相互作用发生聚集沉降。在开发生产过程中,尽量避免选用阳离子处理剂,而选择一些非离子型水处理剂,可以有效的减少处理剂与聚合物、黏土颗粒的聚沉作用,从而减少含聚油泥的产生。

低粘延缓交联凝胶化学驱油体系注入方式优化

随着油田的开发已经进入中后期阶段,采出液的含水率大幅上升,单依靠聚合物驱,采收率无法得到进一步的提高,储层中依然存在大量的剩余油未采出,造成了资源的严重浪费。为解决上述问题,本文提出了一种低粘度延缓交联凝胶+高浓度聚合物的驱油体系,并通过三管岩心驱油实验,改变了凝胶和聚合物的段塞组合方式,对该体系的注入方式进行了优化,得到了最优的注入方案。结果表明,在化学驱阶段采用0.06PV低粘度延缓交联凝胶+0.2PV高浓度聚合物+0.04PV低粘度延缓交联凝胶+0.4PV高浓度聚合物的注入方式能够最大程度提高采收率,最终采收率能够达到72.72%,较只采用单轮次调堵时提高了3.12个百分点。该驱油体系具有封堵-驱替-再封堵-再驱替的特点,可以扩大波及体积,提高采收率。其封堵能力、波及范围和驱油效率均明显高于聚合物驱,具有良好的应用前景。

国内油气管道腐蚀检测技术研究进展

油气管道在服役时主要受到内、外两个不同环境的腐蚀而导致泄漏事故发生且环境污染。管道检测可以发现管道腐蚀情况,及时采取措施。根据管道检测实施部位的不同,可将管道检测技术分为外检测技术和内检测技术。本文对油气管道的内外检测技术分别进行探讨,同时提出技术提升建议,并对管道检测技术的发展趋势进行了展望。

基于GDC的滑塌浊积砂体构型表征

储层构型单元识别是构型表征的核心,但是对于近源快速堆积、岩性杂、砂体叠置变化快的沉积类型,构型界面识别难度大,需要研究提高识别精度的手段。以南海EN油田韩江组滑塌浊积砂体为例,以滑塌浊积扇成因机制为指导,在岩矿分析基础上,优选自然伽马曲线、密度曲线构建储层特征响应曲线Gamma-Density Comprehensive Curve(GDC),增强电测资料对构型单元的识别能力,共识别了辫状水道、水道侧翼、漫滩、水道间等构型单元,建立了浊积扇砂体构型样式和规模定量预测公式。研究方法可用于其他相似类型(如扇三角洲、水下冲积扇等)的构型研究。