油藏润湿性对采收率影响的实验研究

为了研究润湿性对油藏水驱采收率的影响,实验选用了低、中、高三种不同渗透率的露头砂岩心,利用甲基硅油、模拟油等化学剂将其润湿性由亲水状态改为中性和亲油状态,通过岩心驱替实验,研究了不同润湿性对水驱油采收率的影响。实验表明,岩心的润湿性由亲水和亲油状态转向中性润湿后,最大限度降低了多孔介质中毛管渗流阻力,从而提高了水驱效果。本实验条件下,建议将水驱后期油藏的润湿性由亲水或亲油状态转为中性润湿,则有利于水驱效率的大幅度提高。

石油磺酸盐对胜利油田原油、胶质、沥青质界面性质的影响

研究了石油磺酸盐对胜利油田孤四水驱原油及由该原油提取的胶质、沥青质油水界面性质的影响。实验结果表明,石油磺酸盐能显著降低各模拟油的油水界面张力,并可使其达到超低界面张力范围;而对各模型油油水界面剪切粘度的影响却不同。在一定浓度范围内,原油和沥青质模拟油的油水界面剪切粘度均随石油磺酸盐浓度的增加而增加,但当石油磺酸盐浓度足够高时,二者的界面剪切粘度却有所下降,只是下降的幅度不同;胶质模拟油的油水界面剪切粘度随着石油磺酸盐浓度的增加而减小。随石油磺酸盐浓度的改变各模拟油的ζ电位也发生了明显变化。

Zeta电位和界面膜强度对水包油乳状液稳定性影响

通过对表面活性剂、聚合物溶液和煤油体系油水界面剪切黏度和油珠的Zeta电位的测定,考察了界面膜强度和Zeta电位对水包油乳状液稳定性的影响。在煤油、表面活性剂、聚合物聚丙烯酰胺(3530S)或其氧化降解聚合物体系中,含有3530S时,界面膜强度值最大,最大值大于0.10 mN/m,Zeta电位为-18.4 mV,绝对值最大,乳状液最稳定。结果表明,油水界面膜强度和油珠表面的Zeta电位对水包油乳状液稳定性影响较大。界面膜强度和Zeta电位绝对值较大时,乳状液最稳定;当界面膜强度相差不大时,Zeta电位绝对值大的乳状液较稳定,此时双电层对乳状液稳定性起主要作用;当Zeta电位相差不大时,界面膜强度大的乳状液较稳定,此时界面膜强度对乳状液稳定性起主要作用。研究还表明,机械或氧化降解后的聚合物体系,界面剪切黏度和Zeta电位绝对值变小,乳状液稳定性变差。

交联聚合物微球分散体系封堵性能

用低压差核孔膜过滤实验、动态光散射实验和填充砂管实验对交联聚合物微球分散体系的封堵性能及其影响因素进行了研究。结果表明:交联聚合物微球分散体系可以对1.2μm的核孔膜形成有效封堵,而聚丙烯酰胺溶液(HPAM)基本不对核孔膜产生封堵;随着水化时间的增加,微球分散体系通过1.2μm核孔膜的过滤速率逐渐减小,对核孔膜的封堵程度逐渐增强,15 d时封堵性能最好;随着NaC l质量分数的升高,微球分散体系的粒径逐渐减小,封堵性能也逐渐减弱;随着微球质量分数的增大,微球分散体系对1.2μm核孔膜形成的封堵性能增强;随着水化温度的升高,微球分散体系的溶胀速度加快,封堵能力减弱;交联聚合物微球分散体系能够进入填充砂管中深部,具有较好的深部运移能力和封堵能力。

复合驱过程中化学剂损失与超低界面张力有效作用距离

以大庆天然油砂制作填砂管模型,通过改变复合体系的注入量,研究了碱、活性剂、聚合物3种组分的动态吸附特性,并模拟计算了不同注入量下各组分在地层中运移距离与损失量的关系.结果表明,活性剂的损失量最大,在运移1/5井距后即损失约80%;而聚合物和碱的损失分别只有12%和15%.结合界面张力随运移距离的变化情况可以判断,超低界面张力在油层中的有效作用距离有限,而体系在非超低界面张力状态下对采收率的贡献应予以足够的重视.

油包水乳状液中胶质和沥青质的界面剪切黏度和乳状液稳定性的关系

采用红外和紫外光谱分析了胜利原油中胶质和沥青质的结构,采用界面剪切黏度对其油、水界面膜强度进行了表征,测定了胶质和沥青质模拟油油包水乳状液的稳定性。结果表明,沥青质和胶质的结构和平均相对分子质量不同,沥青质含有更多的芳环结构,平均相对分子质量比胶质大,界面膜强度也比胶质强,其乳状液更稳定。

交联聚合物溶液与聚合物溶液的特性差异

采用光学显微摄影、动态光散射和核孔膜过滤等方法,研究了低浓度部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)与柠檬酸铝(AlCit)形成的交联聚合物溶液(LPS)中交联聚合物线团(LPC)的形态、尺寸、变形性等特性。结果表明,LPC与聚合物线团(PC)相比,在形态、尺寸、变形性能等方面存在明显差异。干燥后的LPS样品中,LPC为球形,PC的形状不清晰。低于某一临界质量浓度(0.200～0.300g/l)时,LPC尺寸略小于PC;高于此浓度后,LPC的尺寸始终大于PC。HPAM/AlCit交联体系的临界质量浓度(0.280g/l)略高于聚合物溶液的临界交叠质量浓度(0.250g/l)。由于分子内的交联作用,与PC相比,LPC的剪切变形能力和水化变形能力有限,LPC较强的抗剪切变形特性使其具有特殊的封堵多孔介质的能力。

Span80-Tween60/白油/丙烯酰胺/丙烯酸钠/H_2O体系形成反相微乳液的研究

采用电导法和相体积法相结合,并借助相图、黏度、光学显微镜,研究了Span80-Tween60/白油/丙烯酰胺/丙烯酸钠/H2O体系形成反相微乳液的过程,以及表面活性剂Span80与Tween60质量比、温度、乙酸钠对体系形成反相微乳液区的影响.结果表明,体系中表面活性剂质量分数小于20%时,电导法与相体积法确定的反相微乳液区边界基本一致;表面活性剂质量分数大于20%时,两方法确定的反相微乳液区边界相差甚远.说明仅由电导率突变不能准确确定反相微乳液区的边界,必须与相体积法相结合来共同确定相区的边界.当质量比m(Span80):m(Tween60)=13:7、温度为25～30℃、乙酸钠质量分数为2%时,体系能形成比较大的反相微乳液区,适合进行微乳液聚合.

影响原油乳状液稳定性的因素研究

研究了室内制备油包水型原油乳状液的制备参数(转速、乳化时间)、含水率、水电导率以及温度等因素对原油乳状液稳定性的影响。结果表明,转速对原油乳状液的形成起决定性作用,转速为7000r/min,乳化时间为8min时形成了乳状液,而且转速越大、乳化时间越长,水滴粒径越小,粒径分布越均匀,原油乳状液越稳定;含水率越高,原油乳状液稳定性越差;原油乳状液电导率的大小取决于乳状液中水电导率的大小,能够反映原油乳状液的稳定性。温度升高,原油乳状液的稳定性降低。

高尚堡油田构造式样及油气分布规律

描述了高尚堡地区继承性披覆背斜的发育背景、构造组合式样、断裂组系特征及其结构形式 ,分析了不同规模断层在控制圈闭形成与分布、圈闭的有效侧向封堵性及其在油气藏形成过程中的疏导分配作用。进而揭示了高尚堡地区油气分布规律及油气成藏类型 ,明确指出了影响该区油气分布的 3个主要因素 。

表面活性剂对低渗油湿灰岩表面性质及渗吸行为的影响

裂缝发育的低渗灰岩储层,当基质岩块为混湿及油湿时,毛细渗吸驱油作用很弱。本工作采用毛管上升、渗吸及相对渗透率曲线方法,在62℃下研究了CTAB和SDBS溶液对油湿灰岩表面性质及渗吸行为的影响。浓度为700mg/L时,SDBS溶液与原油间的界面张力为0.035mN/m,而CTAB溶液为1.25mN/m;随着浓度增大,SDBS溶液使亲油的毛管表面润湿接触角缓慢减小,而CTAB溶液使润湿接触角大幅减小,在与最大吸附量对应的浓度下润湿接触角有最低值;亲油岩心在CTAB溶液中的渗吸驱油速度较SDBS溶液中的渗吸驱油速度高;相渗曲线表明,与亲油岩心/SDBS溶液体系相比,亲油岩心/CTAB溶液体系的油相相对渗透率较高而水相相对渗透率较低。因此,CTAB类阳离子表面活性剂可望用于该类油藏的开发。讨论了相关的机理。图6参10。

交联聚合物溶液封堵多孔介质机理研究

交联聚合物溶液是由低浓度部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)和交联剂柠檬酸铝(AlCit)形成的交联聚合物线团在水中的分散体。采用毛玻璃模型和并联岩心实验对交联聚合物溶液的封堵机理进行了研究。结果表明,交联聚合物溶液的封堵性能与多孔介质表面的特性是密切相关的,交联聚合物线团与水润湿多孔介质表面的相互作用力较强,易于在多孔介质喉道处吸附、滞留、聚集,形成较高强度封堵;对于油润湿多孔介质,交联聚合物线团难以在喉道处滞留形成封堵;交联聚合物溶液在驱替过程中,聚合物、柠檬酸铝和交联聚合物线团的吸附都不是平衡吸附,在近井地带的吸附滞留量小于远井地带,产生架桥封堵的可能小,因此交联聚合物溶液能够深入地层深部产生深部调剖效果。

固体颗粒对O／W乳状液稳定性的影响研究

采用界面张力仪、表面粘弹性仪和Zeta电位仪研究了部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)溶液与大庆原油模拟油之间界面性质以及固体颗粒对这些界面性质的影响。结果表明,含100 mg/L的HPAM溶液中加入固体颗粒后,聚合物溶液与原油模拟油之间的界面张力上升,界面剪切粘度下降,但随着固体颗粒浓度的增加,聚合物溶液与原油模拟油间的界面张力和界面剪切粘度基本保持不变。在聚合物溶液中加入固体颗粒后,其与原油模拟油形成的O/W乳状液稳定性变差,乳状液内部油珠表面Zeta电位负值增加。O/W乳状液的稳定性取决于油水界面剪切粘度和Zeta电位的双重影响。

磺甲基酚醛树脂在水中的分散特性

测定磺甲基酚醛树脂水溶液流体力学直径和ζ电势,以此考察磺甲基酚醛树脂在水中的分散特性。结果表明:在去离子水中,当磺甲基酚醛树脂的质量浓度小于0.05g/L时,体系分子聚集体的流体力学直径为105nm,其表面带负电;当磺甲基酚醛树脂质量浓度高于0.05g/L时,磺甲基酚醛树脂分子聚集体之间开始聚集,聚集体的流体力学直径随之增加;不同电解质对磺甲基酚醛树脂水溶液的聚沉作用不同,NaCl与CaCl2,MgCl2,AlCl3,Na2SO4聚沉值之比为1:0.032:0.66:0.00058:0.79;随NaCl质量浓度的增加,磺甲基酚醛树脂分子聚集体的流体力学直径随之增加,ζ电势随之降低;pH=3.0时聚集体流体力学直径最大,ζ电势绝对值最小。

剪切与高温降解聚合物对水包油乳状液稳定性的影响

研究了聚合物3530S及其降解后的聚合物对水包油乳状液稳定性的影响,用界面剪切粘度和zeta电位考察了水包油乳状液的稳定机理。研究发现,热氧降解后聚合物的界面活性升高,降解后的聚合物使乳状液的稳定性变差,水包油乳状液的稳定性主要由界面膜强度和油珠表面的zeta电位决定。

聚合物溶液的黏弹性对残余油膜的作用

从微观驱油实验和理论出发,研究系列质量浓度的黏弹性聚合物(HPAM)溶液和系列黏度的甘油溶液对简化收缩流道中的残余油膜的驱油效率,分析黏弹性的HPAM溶液和甘油溶液对残余油膜的作用效果,给出HPAM溶液的弹性与残余油膜厚度的关系.研究结果表明:在相同黏度条件下,HPAM溶液驱后的残余油膜厚度比甘油溶液的小,聚合物溶液对油膜的驱替效率比甘油溶液的大;随溶液弹性的增强,对油膜的驱替效率增大,残余油膜的厚度减少;聚合物溶液的弹性改变了聚合物溶液在孔道中的受力状态,增加了凸角内流体的流速,对油膜的作用增强,增加了携带能力,提高了微观驱油效率.

PAFSi-PAM^+-CTAB复合体系在胜利油田钻井废水处理中的应用

考察矸石基聚硅铝铁絮凝剂(PAFSi)与阳离子聚丙烯酰胺(PAM+)、十六烷基三甲基溴化铵(CTAB)复合体系在胜利油田钻井废水处理中的应用效果,利用正交试验设计优化其最佳配比,通过测定体系的透光率和化学需氧量(COD),考察不同投药体系对胜利钻井废水的处理能力,利用显微镜测定絮凝体的形态,并对其结构特征进行分析。结果表明:矸石基聚硅铝铁絮凝剂与PAM+、CTAB之间存在明显的协同效应,效果优于聚合氯化铝与PAM+、CTAB的复配体系;聚硅铝铁为3 mL、PAM+质量分数为0.05%、CTAB质量分数为0.2%时,对胜利油田钻井废水具有最佳处理效果,COD去除率达到97%。

考虑多段流动耦合的鱼骨刺井产能评价模型

根据实际油藏中鱼骨刺井井眼轨迹的三维空间展布特征,建立上下封闭边界油藏中鱼骨刺井生产段油藏渗流数学模型,考虑主井眼与分支井眼完井方式和井筒内流动损失,形成主井眼生产段井筒内变质量管流、主井眼生产段近井油藏渗流、分支井眼生产段井筒内变质量管流和分支井眼生产段近井油藏渗流耦合作用的鱼骨刺井产能评价模型,并进行应用分析。结果表明:鱼骨刺井生产时,主井眼生产段沿程压降呈非线性增加,分支井眼与主井眼生产段交汇处存在压降突变点;主井眼与分支井眼生产段的势相互干扰,主井眼生产段径向流量分布呈两端高、中间低、交汇点处减小的特征,而分支井眼沿程径向流量呈跟端低、中间逐渐增大、指端高的特点。

复合絮凝剂PAC-CPAM的制备及其处理钻井废水研究

由丙烯酰胺、二甲基二烯丙基氯化铵接枝共聚合成CPAM。将CPAM引入氯化铝中,采用慢速滴碱法制备出无机-有机复合絮凝剂PAC-CPAM。研究了反应条件、投加量等对油田钻井废水絮凝效果的影响,通过环境扫描电镜观察了絮凝剂的形貌特征。结果表明,最佳制备条件为:碱化度(B)为0.5,m(CPAM)∶m(A l)=0.05,CPAM特性黏度(η)为455 mL/g,反应温度为65℃;当PAC-CPAM投加量为4.2 g/L时,废水COD去除率可达95%,浊度<6,且在同等条件下,复合絮凝剂PAC-CPAM对钻井废水的处理效果明显优于单独使用PAC或(PAC+CPAM)复配时的效果。

耐温抗盐HPAM/Al^(3+)弱凝胶调剖体系的研制及评价

针对深部调剖对化学剂耐高温抗高盐的要求,采用水解聚丙烯酰胺与实验室自制的交联剂和稳定剂以及一些助剂组成耐温抗盐弱凝胶体系。实验表明,该体系能够耐温100℃,抗盐250 g/L[其中ρ(Ca2+)=4 g/L];对高低渗透层的吸水剖面调整能起到明显的作用,高低渗透层的级差越大,则剖面改善效果越明显;在室内实验条件下,该种调剖剂可以较大幅度地提高采收率(平均提高采收率程度为16.1%)。该体系已经在现场调剖施工中成功应用,效果明显。