调流剂颗粒在裂缝中的输送实验与数值模拟

通过实验和数值模拟方法,研究了低密度调流剂颗粒在碳酸盐岩缝洞型油藏裂缝中的运移沉降规律。在平板裂缝模型中开展不同携带液黏度和密度的调流剂颗粒输送实验,利用高清摄像机观测颗粒在裂缝进口和远端流场中的流动特征,以及砂堤的堆积位置和高度。为了能够量化颗粒输送过程中的运动参数,建立了基于CFD-DPM的颗粒输送模型,并进行流体和颗粒相的双向耦合模拟,量化了在注入速度、携带液密度和黏度、颗粒直径等因素作用下调流剂颗粒的速度和沉降距离,进而得到了各因素与颗粒流的沉降剖面和颗粒沉降百分比之间的关系。

自生CO_2泡沫驱油可行性研究

针对低矿化度,中低温的稠油油藏,开展自生CO2泡沫驱油的可行性研究。通过大量的实验,筛选出了稳定高效、经济可行的生气体系以及性能优越的起泡剂和稳泡剂,得到了优良的自生泡沫体系配方。考察了温度对自生泡沫体系起泡性和稳泡性的影响,并对自生CO2泡沫体系的粘度的长期稳定性和油水界面张力性质进行了测定。实验结果表明,黄原胶做稳泡剂时,能保持粘度的长期稳定稳定性;自生CO2泡沫体系比单一聚合物能提高的采收率6.2%～8.4%。

自生CO_2泡沫驱油室内研究

通过大量的室内实验,筛选出可适用于中低温的稠油油藏的自生CO2泡沫驱油体系。在油藏温度下,筛选出自生CO2泡沫驱油体系,研究温度对自生CO2泡沫体系的泡沫性质的影响,同时对自生CO2泡沫驱油体系的界面张力和粘度稳定性进行评价。实验结果表明,黄原胶做稳泡剂时,能保持粘度的长期稳定稳定性;自生CO2泡沫体系比单一聚合物能提高的采收率6.2-8.4个百分点。

注水替油失效井治理方法试验与评价

注水替油技术是塔河碳酸盐岩缝洞型油藏提高采收率的主要方式之一。本文针对近年来塔河油田注水替油失效井比例逐年增大,注水替油效果逐年变差的问题,分析注水替油失效原因,探讨相应治理措施,并开展CRS注水替油增效技术研究,进行室内研究和现场试验,分析CRS注水替油增效技术的驱油机理,开展CRS注水替油现场试验,分析该技术在碳酸盐岩缝洞型油藏的适应性,形成CRS技术选井原则。

塔河油田高温高盐油藏氮气泡沫调驱技术

为降低塔河油田边底水高温高盐油藏的含水率，提高产油量，进行了氮气泡沫调驱技术研究。通过评价耐温耐盐发泡剂的性能，优选出了适用于塔河油田高温高盐油藏的发泡剂，并通过室内岩心驱替试验，分析了泡沫注入时机、注入量、注入方式对氮气泡沫调驱效果的影响。结果表明：发泡剂GD-2在130℃下，210000mg／L矿化度的情况下，老化10d后的半衰期可以维持在850s，耐温耐盐性能较好，适合在塔河油田使用；水驱至含水率为80％～90％时，注入氮气泡沫采收率提高幅度最大；氮气泡沫的注入量为0．5倍孔隙体积时，采收率提高幅度最大；段塞方式注入氮气泡沫的采收率提高幅度比连续注入方式和气液交替注入方式大。塔河油田TK202H井组的现场试验表明：注入氮气泡沫进行调驱后，3口生产井的产油量得到提高，含水率得到降低。这表明，塔河油田边底水高温高盐油藏采用氮气泡沫调驱技术可以降低含水率，提高油井产量。

稀释剂对环氧树脂高强度堵剂性能的影响评价

为了获得一种适用于低渗透裂缝油藏的环氧树脂堵剂体系,研究了稀释剂对环氧树脂的稀释效果、固化时间、密度、树脂固化物强度以及收缩性等的影响。研究表明,在中温油藏条件下,无水乙醇的稀释效果最佳,其对强度等性能的影响较小,用量过多时固化物的收缩性影响较大,加入邻苯二甲酸二丁酯(DBP)复配,复配比为1∶3~1∶5时复合稀释剂有良好的稀释效果,且固化时间可调,加入预处理的微硅粉可以提高固化物强度至10MPa以上,同时对固化物体积收缩率影响较小(收缩率在1%~2%之间),且树脂堵剂固化物具有一定的韧性。在封堵裂缝时,应尽量调整体系密度与地层水密度接近。环氧树脂体系的封堵率很高(>99%),完全可以封堵大裂缝。图5表5参11。

气相法白炭黑与炭黑配比对氢化丁腈橡胶性能的影响

以气相法白炭黑和炭黑为补强填料,制备了复合补强型氢化丁腈橡胶(HNBR),探讨了气相法白炭黑与炭黑质量比对复合补强型HNBR性能的影响。结果表明,随着气相法白炭黑与炭黑质量比的增大,HNBR的焦烧时间从1.28 s缩短至1.17 s,最低扭矩从1.21 dN·m升至1.57 dN·m,最高扭矩与最低扭矩的差值从17.28 dN·m先升至20.82 dN·m后降至18.23 dN·m,流动性逐渐变差;门尼黏度从85.1先降至82.2后升至108.7;当应变低于10%时,储能模量和损耗模量均升高,损耗因子逐渐降低;当应变超过10%后,储能模量和损耗模量变化不大,损耗因子逐渐升高;拉伸强度和邵尔A硬度基本保持稳定,拉断伸长率从333%升至467%,拉断永久变形从7%升至25%,100%定伸应力和300%定伸应力分别从6.8 MPa和29.9 MPa降至2.8 MPa和12.1 MPa;经150℃处理96 h后拉伸强度变化不明显,拉断伸长率逐渐增加,模量逐渐下降;在二甲苯中溶胀24 h后的拉伸强度从6.9 MPa最终升至7.5 MPa,拉断伸长率从95%升至178%,质量增加率从68%最终降至56%。

注N_2对原油性质及组成的影响研究

对注N2后原油性质及组成变化进行分析研究,研究表明地层注入N2较难达到混相,属于非混相驱;注气后饱和压力上升快,原油体积系数增加,但增加量逐渐变小,依靠氮气增溶驱油的效果受到一定影响;N2对原油中轻烃组分有一定的抽提作用,导致原油变重,可能会形成沥青质沉淀而影响原油的流动能力。

塔河油田微生物采油菌株性能研究

塔河油田稠油胶质沥青质含量高,本文根据地层水特性及稠油特性,指定培养基,筛选出以沥青质为唯一碳源的稠油降解微生物TH-26。室内实验表明TH-26能以沥青质为唯一碳源降解稠油,研究成果为进一步进行现场试验提出了可靠数据,菌种的开发为稠油降粘技术提出了新的方向。

环氧树脂液体胶塞封窜堵剂体系性能评价

在油田开发过程中,由于修井、采油及地层结构的影响,油水井经常出现管外窜通和钻井液漏失等问题,严重影响采油速率和油水井的使用寿命。本文以环氧树脂作为封窜剂主剂,考察活性稀释剂缩水甘油丁醚加量、固化剂TEA加量、硅烷偶联剂KH-560加量对环氧树脂胶塞堵剂固化时间、固化强度、封窜等性能的影响,并根据简化的环氧树脂固化动力学模型,模拟得到树脂胶塞封窜剂凝胶时间和温度的关系曲线。研究结果表明,环氧树脂胶塞封窜剂中稀释剂缩水甘油丁醚的最佳加量为15%(占环氧树脂用量),固化剂TEA加量为10%数20%时,在130℃下环氧树脂胶塞封窜剂的固化时间可控制在2数5 h,固化后抗压强度可达到20 MPa以上,封窜强度5.57 MPa,当KH-560加量为3%数4%时,树脂胶塞的封窜性能提升2倍左右,具有很好的封窜性能,完全能够满足套管封窜要求。通过模型模拟得到稀释剂加量15%、固化剂TEA加量15%的环氧树脂胶塞浆液的凝胶时间tgel与温度T关系为:tgel=1.234exp(13208/T+273),对现场施工具有指导意义。图9表3参18。

聚丙交酯/淀粉复合材料的制备及其质损率

采用熔融挤出法制备了可降解聚丙交酯/淀粉复合材料,通过添加复合增容剂(丙三醇与环氧树脂),复合材料的力学性能和相容性得到明显改善。以塔河油田为研究对象,研究了地层因素对复合材料降解行为的影响。实验结果表明,塔河模拟水的弱酸性、高温度、搅拌剪切等因素,都可以加速复合材料的质量损失;聚丙交酯/淀粉复合材料在模拟水、125℃、搅拌速率300 r/min的条件下,经过48 h,质损率达98.2%,为该复合材料的现场应用提供了理论和数据支撑。