水包稠油乳状液中稠油极性组分与乳化剂的相互作用研究

采用吸附色谱法分离孤岛和辽河稠油,得到了胶质和沥青质组分。以甲苯、正十二烷为模拟油,添加稠油极性组分和乳化剂十二烷基苯磺酸钠,分别考察了稠油极性组分和乳化剂添加前后体系界面张力的变化以及pH值对体系界面张力的影响。结果表明,稠油极性组分与乳化剂间存在相互作用,其相互作用程度取决于稠油极性组分自身的界面活性,界面活性越强,相互作用程度越强。加入乳化剂前稠油极性组分在碱性条件下界面张力较低,加入乳化剂后体系在强酸性条件下界面张力较低,在中性和弱酸弱碱条件下稠油极性组分与乳化剂之间表现出较强的协同作用。

微量水分对喷气燃料中悬浮物形成的影响

采用在喷气燃料中直接加入水分和加入水分后再蒸馏等方法,分别用SC-6微量水分测定仪和Abakus颗粒测量分析仪测定了喷气燃料中的微量水分和悬浮物的颗粒数及粒度分布,考察了水分对喷气燃料中悬浮物形成的影响。实验结果表明,水分的存在是影响喷气燃料中悬浮物形成的重要因素之一。加水后再蒸馏的喷气燃料中,密封静置120 d后基本没有悬浮物产生。喷气燃料中的水分含量控制在21.50×10-6时,能抑制悬浮物的生成。

天然矿物低温催化脂肪酸酯生烃反应动力学研究

选择十八烷酸甲酯为模型化合物,以10种天然矿物为载体,通过动力学方法考察了天然矿物对脂肪酸酯生烃反应的催化作用。结果表明,地质低温条件下天然矿物对脂肪酸酯生烃反应具有催化作用。矿物的催化作用主要体现在对反应活化能和指前因子的影响上。粘土、碳酸盐和金属元素对于脂肪酸酯生烃反应具有不同的催化作用,碳酸盐矿物相对于粘土矿物使生烃反应的活化能降低,过渡金属化合物矿物存在时,催化反应活化能介于碳酸盐和粘土矿物之间。天然矿物的存在能够升高或降低反应指前因子。

辽河稠油组分间相互作用对油水界面张力的影响

考察了辽河稠油脱沥青质油、胶质、沥青质及胶质与沥青质混合物对水包稠油乳状液油水界面张力的影响。结果表明:在不同的水包稠油乳状液体系中,辽河脱沥青质油中饱和分、芳香分的存在能够促进胶质与乳化剂的相互作用,降低体系的油水界面张力;辽河胶质与沥青质两者之间相互作用较弱,对油水界面张力影响很小;沥青质的界面活性高于胶质和脱沥青质油,在水包稠油乳状液的形成过程中,沥青质起主要稳定作用;具有高芳碳率、低烷基碳率、高芳香环缩合程度的组分在水包稠油乳状液中界面活性较高。

绥中36-1油田注入水结垢情况分析及结垢防治

绥中36-1油田的注水管网中发现有结垢物存在,针对绥中36-1油田注水系统的特点,对碳酸盐垢、硫酸盐垢的结垢趋势分别进行了理论预测、计算机预测和实验验证,确定油田注水存在结垢倾向。经过对垢物的分析,确定其为碳酸钙垢,但不能形成硫酸盐垢。根据结垢特点,为绥中36-1油田注入水系统研制了BHF-04防垢剂,在现场注水井中加入BHF-04防垢剂试用了2个月后,注水管网中没有新的结垢物生成,防垢效果良好。

未熟烃源岩低温催化脂肪酸酯生烃动力学研究

采用低温催化法研究未熟烃源岩催化脂肪酸酯生烃的动力学具有地质学上的实际意义。在模拟未熟油生成的地质条件下,选择十八烷酸甲酯作为模型化合物,以6种抽提有机质的未熟烃源岩作为载体,通过动力学的方法考察了未熟烃源岩矿物对脂肪酸酯生烃反应的催化作用。实验结果表明,在地质温度小于200℃的条件下,未熟烃源岩矿物催化脂肪酸酯生烃反应的活化能与碳酸盐含量、粘土总含量有一定的相关性。

石油助剂对喷气燃料中悬浮物形成的影响

用模拟蒸馏等方法对石油磺酸盐、环烷酸盐等助剂与喷气燃料中悬浮物形成的相关性进行了研究,用ABAKUS颗粒测量分析仪测定了喷气燃料中悬浮物的颗粒数量及粒度分布。结果表明,石油磺酸盐和环烷酸盐等助剂都能加速喷气燃料中悬浮物的形成。当添加磺酸盐的质量分数为0.01和0.02时,样品中粒度大于25μm的颗粒数分别为770和249570。碱洗与水洗方法对此类悬浮物的形成有一定的抑制作用。

压力对未熟烃源岩低温催化脂肪酸酯水解的影响

选择十八烷酸甲酯为模型化合物,以 7种抽提有机质的未熟烃源岩为载体考察了压力对未熟烃源岩矿物催化脂肪酸酯水解反应的影响。结果表明,在未熟烃源岩低温催化脂肪酸酯的水解反应中,压力是重要的影响因素,压力效应不可忽视。7种未熟烃源岩产生了不同的压力效应,并因此引起了水解率的升高或降低。文中对压力效应产生的原因进行了探讨,认为观测到的压力效应是压力对反应促进和抑制作用共同作用的结果。

基于逐步回归分析的海上原油反相点预测方法研究

以渤海海域B油田群、Q油田群和s油田群油田原油物性和反相点为研究对象，用传统方法获取三个区块原油的9项物性参数。将社会科学统计sPss软件应用到研究原油反相点与原油物性之间关系的研究，建立了原油反相点与原油物性数据关系模型：y=364．838x1-1．081x4-1．176x，＋403．716。由模型可知，20℃密度、胶质含量和蜡含量与原油反相点最为密切。预测模型相对误差范围在0．07％-7．82％，误差小，模型准确性高。结果表明，在建立海上原油物性参数数据库后，利用数学预测模型，快速获取原油反相点数据，可克服传统方法装置庞大、操作复杂、耗时长等缺点。

渤海渤中25-1/S油田泥浆材料和固井添加剂配比实验评价

渤海渤中25-1/S油田各个平台在钻完井作业期间,发现有硫化氢产生。开展对其生产中泥浆材料和固井添加剂进行热稳定性实验及模拟地层条件配伍性评价,并进一步进行硫含量测定。得出的结论是,各种添加剂中,TEMP硫化氢的含量最高,为0.0091mg/m^3,有四种添加剂可以产生硫化氢,其它添加剂没有发现产生硫化氢。泥浆添加剂是产生硫化氢的次要原因。

稠油组分与十二烷基苯磺酸钠相互作用对油水界面Zeta电势的影响

考察了阴离子乳化剂十二烷基苯磺酸钠（LAS）质量分数、水相pH等因素对稠油及其组分油水界面Zeta电势的影响，并初步探讨了稠油组分与阴离子乳化剂的协同作用。研究表明，孤岛、辽河两种稠油及其胶质、沥青质组分油水界面Zeta电势绝对值，随着IAs质量分数的增加先增大后减小，在质量分数为0．1％附近出现最大值，绝对值大于120mV。在强酸强碱条件下，Zeta电势受pH影响较大，其绝对值大幅度降低，低于80mV，体系的电稳定性较差。pH=4-10的中性及弱酸弱碱条件下，LAS在界面上吸附能力减弱，稠油及其极性组分能够竞争吸附在界面上，与IAs发生相互作用，表现出较强的协同作用效应，使Zeta电势绝对值增大至高于120mV，体系的电稳定性明显增强。

水包稠油乳状液中孤岛稠油组分间相互作用初探

研究了孤岛稠油脱沥青质油、胶质、沥青质及胶质与沥青质混合物对水包稠油乳状液界面性质的影响。结果表明,具有高芳碳率、低烷基碳率、高芳香环缩合程度的沥青质组分界面活性较高。在水包稠油乳状液形成过程中,芳香分的存在有利于以稠合芳香环系为核心的胶质粒子的溶解,促进胶质单元结构在油滴表面的吸附,使脱沥青质油的界面活性高于胶质。胶质对沥青质有很好的分散作用,使沥青质在油相中溶解度增加,沥青质分子以较小的缔合体或以自由分子状态存在,沥青质分子中所有极性基团较易到达油水界面,使油水界面张力降低。稠油组分与阴离子乳化剂 LAS 存在正的协同作用,与非离子乳化剂 OP-10存在负的协同作用。稠油各组分共同与乳化剂作用形成稳定的水包稠油乳状液。

全直径油气储层岩心三维可视化信息采集方法及应用前景

在微米X-CT基础上,通过对X射线强度的调整和扫描方式的更新,建立了Geoscan系列,并相应将样品室改装成了平放式加长扫描区,实现了对全直径岩心进行三维扫描成像。测试结果显示,以往难以描述的岩心断面构造、层理结构、非均态构型、孔—缝展布等全直径三维参数信息均能得到清晰的三维图像,有效拓宽了地学领域微观分析的视野。通过对石油钻井岩心全直径扫描,可以实现在一个较为宽泛的深度段内,观察分析不同矿物组分的含量变化、油气运移轨迹以及缝隙的延展性等重要参数信息,通过对储层物性参数数字化处理的图像可直接反映油气聚集的有效性及储集空间展布规律。这项技术将通过提供储集岩孔—渗架构三维可视化网格图和给予的储层品质定性结论来指导优化油区勘探部署。

渤中凹陷深层特低孔特低渗砂砾岩储层储集空间精细表征

利用自动矿物定量识别系统(QEMSCAN)、二维大尺寸背散射图像拼接技术(MAPS)、多尺度微米CT、铸体薄片、恒速压汞等实验技术,对渤中凹陷深层孔店组特低孔特低渗砂砾岩储层的储集空间进行了二维、三维多尺度精细表征,并系统研究了砂砾岩储层渗流能力影响因素。实验结果显示,研究区砂砾岩孔隙毫米-微米-纳米级多尺度连续分布,孔隙度相对大的储层,孔径分布范围较宽,储层粒间原生孔、粒间溶蚀孔等大孔隙占比较高,粒内溶蚀孔、晶间孔占比较低。基于三维孔喉网络模型,孔隙主要半径分布区间为1.5~60μm,喉道半径分布在0.5~8.0μm之间,孔喉连通性的分布形态有条带状、连片状、孤立状,储集性较好的储层孔喉在三维空间多为连片状,渗透率相对较差的储层孤立状的大孔较多。孔隙型储层的渗透率与孔喉形态、喉道半径、配位数等参数密切相关。裂缝明显改善了砂砾岩的物性,也为酸性流体对储层的溶蚀提供了有效通道,导致溶蚀孔隙相对发育。综合研究认为,渤中凹陷深层砂砾岩储层的渗流能力受裂缝发育程度、孔喉连通性双重控制,储层中黏土矿物和碳酸盐矿物胶结对孔隙结构、储层渗流能力有重要影响。

利用微流控技术评价聚合物与储层岩石相互作用

油田对聚合物的选择主要是通过孔喉大小和聚合物相对分子质量大小来确定的,但随着微流控技术的产生与发展,目前可视的微观液体流动形态的尺度已经缩小到纳米尺度,为了精细筛选聚合物的适应条件,利用微流控技术从微观角度模拟真实储层以评价聚合物对储层的影响是很必要的。介绍了目前利用聚合物驱油提高原油采收率的相关研究,利用微流控技术对聚合物与储层岩石间的相互作用进行了研究分析,并对微流控技术未来发展进程和方向进行了展望。

乌干达油田注水配伍性及储层保护技术研究

本文针对乌干达某油田注水过程中注入压力上升较快、酸化施工频繁这一问题,在室内开展了储层粘土矿物、注入水与地层水配伍性、含油污水以及悬浮物对岩心的损害等研究。研究结果表明:储层粘土矿物含量较高,其中高岭石含量为53.52%,伊/蒙间层矿物含量为10.5%,粘土易水化膨胀造成注水压力偏高;注入水与地层水配伍性较差,注入水:地层水=6:4时,结垢量为115mg/L;质量浓度为2%的FP-6防膨剂的防膨率高达96.52%,质量浓度为30%的阻垢剂BHF-12A的阻垢率为96.2%。注入200PV含油量为20 mg/L的溶液对岩心的损害率高达46.88%;注入100PV粒径中值为5μm、浓度为11mg/L的悬浮物溶液对岩心的伤害率为28.83%。措施液驱替实验中,段塞式注入、连续式注入(120PV溶液)时对岩心伤害率分别为26.15%、14.49%,建议在施工过程中采取连续式驱替方式。

低渗透油田措施返排液对原油乳状液破乳效果的影响及对策

渤海某低渗透油田在经过压裂酸化措施后,大量措施返排液改变了原油产出液的状态,导致原油乳化加剧,破乳困难。针对此问题,研究了不同类型措施返排液对破乳剂效果的影响,并提出了相应的改善对策。实验结果表明:在破乳剂浓度为200 mg/L时,酸化残液乳状液破乳效果极差,脱水率仅为5%,压裂废液乳状液的脱水率相对较高;通过对比模拟水、污水配制的乳状液破乳效果,提出了稀释、沉降、消除污水中高价金属离子的含量来提高乳状液破乳效果的对策;随着稀释倍数的增加,乳状液的破乳效果逐渐增加,稀释5倍时,脱水率达到65%;提高污水的p H值能够大幅度提高其破乳效果,乳状液脱水率由原来的10%提高到70%。

渤海西部海域某区块油田注水过程储层伤害机理

基于海上油田高效开发的理念,如何在注水开发过程中降低储层伤害成为高效开发海上油田的关键。针对渤海油田某区块注水过程中注入压力偏高、地层欠注等问题,进行了储层敏感性分析,以及悬浮物、垢样的扫描电镜分析等。实验发现:储层具有中等偏强的水敏伤害,黏土矿物蒙皂石以及伊/蒙间层不同程度地发生膨胀、分散,造成储层堵塞。注入水中的悬浮物含量高达16.7mg/L,严重超出平台标准要求;注入水中的颗粒粒径大约集中在30μm,容易造成储层堵塞。储层经过注水冲刷,孔喉中零星分布着大量的碳酸盐颗粒,使得储层渗透率降低。在明确了注水开发过程中储层伤害机理的基础上,提出了优化加药方式、酸化等保护措施。施工后注水井井口注入压力下降了7MPa,日注水量增加了6倍,酸化解堵效果明显。

底水块状油藏立体水平井井网优化及特征研究

在开发块状油藏时,立体水平井井网可以最大程度地控制油藏储量,提高开发效果,而这种井网形式在开发底水块状油藏时具有怎样的规律,如何将这种规律运用到开发过程中来提高开发效果,需要进行深入研究。运用数值模拟方法,研究了立体水平井井网水平井布井方向问题和对底水锥进的影响,得出了立体水平井井网的开发规律:由于井筒摩阻和沿井筒压降的影响,采用水平井注采井跟端异向情况生产效果好于注采井跟端同向情况;而如果注采井之间存在部分遮挡断层或者低渗条带时,效果将发生改变;从抑制底水锥进的角度上,分析了立体水平井井网在开发块状底水油藏中的优势。

一种低伤害增效压裂液体系的研制及性能评价

目前,我国大多数油气田在压裂施工时所采用的压裂液是水基胍胶压裂液体系。但是,由于胍胶价格的急剧上涨,不可避免的导致了压裂施工的费用也大幅上升,而且现阶段,又没能研制出技术上成熟、而且价格上又为合理的胍胶替代品,胍胶体系仍不能被彻底取代。针对这一现象,笔者从提高压裂液添加剂性能入手,研制出一种高效添加剂AM,降低压裂施工成本。室内对比评价实验发现加入添加剂AM的冻胶压裂液破胶后残渣含量得以有效降低,表面张力为23.15 mN/m,油水界面张力为0.362 mN/m,岩心伤害实验发现其伤害率仅为14.29%。在未影响冻胶性能的情况下,压裂液成本以及地层伤害得以大幅降低。