中医辨证治疗方案对老年社区获得性肺炎出院后患者生存质量和疗效满意度的评价研究

背景社区获得性肺炎(CAP)为常见的感染性疾病之一,尤其在老年患者中,其临床症状不典型,易出现严重并发症,缺乏有效的治疗措施,常预后不良。目的探究中医辨证治疗方案对老年CAP出院(1周内)患者的生存质量及其疗效满意度情况。方法本研究为多中心、随机双盲安慰剂临床研究。选取河南中医药大学第一附属医院、河南省胸科医院、河南省人民医院、郑州市中医院、郑州人民医院5家医院呼吸科2018年4月—2020年1月病房收治的老年CAP出院后患者为研究对象,采用中央随机入组模式将患者分为试验组和对照组。试验组患者经中医辨证后给予相应中药颗粒剂进行治疗,气虚痰湿证给予补肺健脾化痰方,气阴虚痰热证给予益气养阴清肺方。对照组则给予与中药颗粒外观、重量、颜色、气味基本一致的安慰剂。治疗疗程为2个月,随访至治疗开始后6个月。比较两组患者治疗前、治疗1个月、治疗2个月、随访3个月、随访6个月的生存质量[采用中文版生存质量评分量表(SF-36)评价]和疗效满意度[采用肺炎患者疗效满意度问卷(ESQ-CAP)评价]。结果纳入120例患者中,脱落8例,最终纳入符合方案集的病例112例,其中试验组54例、对照组58例。治疗前两组性别、年龄、出院后时间、中医辨证分型、CUBR-65评分、基础疾病比较,差异无统计学意义(P>0.05)。组别对SF-36生理机能领域评分(F组间=5.057,P组间=0.027)、一般健康状况领域评分(F组间=7.286,P组间=0.008)、情感职能领域评分(F组间=6.858,P组间=0.010)主效应显著。组间比较:治疗2个月、随访3个月、随访6个月,试验组SF-36生理机能领域评分高于对照组(P<0.05);治疗1、2个月和随访3、6个月,试验组SF-36一般健康状况领域、情感职能领域评分高于对照组(P<0.05);随访3、6个月,试验组SF-36精神健康领域评分高于对照组(P<0.05)。组别对ESQ-CAP日常生活与能力领域评分(F组间=16.218,P组间<0.001)、方便领域评分(F组间=25.013,P组间<0.001)及ESQ-CAP总分(F组间=13.843,P组间<0.001)主效应显著。治疗2个月和随访3、6个月,试验组ESQ-CAP日常生活与能力领域评分高于对照组(P<0.05)。治疗1、2个月和随访3、6个月,试验组ESQ-CAP方便领域评分及ESQ-CAP总分高于对照组(P<0.05)。随访3个月,试验组ESQ-CAP总体疗效领域评分高于对照组(P<0.05)。结论中医辨证治疗方案对于老年CAP出院后患者的生存质量和疗效满意度具有较好的改善作用。

表面活性剂对水驱普通稠油油藏的乳化驱油机理

为了研究乳化降黏驱油剂对不同渗透率的水驱普通稠油油藏的驱油效率和孔隙尺度增效机理,选取了烷基酚聚氧乙烯醚(J1)、α-烯基磺酸盐类表面活性剂(J2)、十二烷基羟磺基甜菜碱(J3)、J3与烷基酚聚氧乙烯醚羧酸盐复配表面活性剂(J4)作为驱油剂,开展了4种驱油剂一维驱油和微观驱油模拟实验,明确了乳化降黏驱油剂在孔隙尺度的致效机理。结果表明,降低界面张力对提高驱油效率的作用大于提高乳化降黏率。在油藏条件下,乳化降黏驱油剂需要依靠乳化降黏和降低界面张力的协同增效作用,才能大幅提高驱油效率。乳化降黏驱油剂的乳化能力越强、油水界面张力越低,驱油效率增幅越大。当化学剂乳化降黏率达到95%时,油水界面张力从10^(-1)mN/m每降低1个数量级,化学剂在高渗透和低渗透岩心中的驱油效率依次提高约10.0%和7.8%。乳化降黏驱油剂注入初期通过降低界面张力,使得高渗透岩心和低渗透岩心中的驱替压力分别为水驱注入压力的1/2和1/3,从而提高注入能力。注入后期大块的原油被乳化形成大量不同尺寸的油滴,增强原油流动性,提高驱油效率。乳化形成的界面相对稳定的稠油油滴,能暂堵岩石的喉道和大块稠油与岩石颗粒形成的通道。油滴的暂堵叠加效应,使高渗透和低渗透岩心的驱替压差分别为水驱压差的5.2倍和32.3倍,大幅提高了注入压力,从而扩大平面波及面积。降黏驱油剂驱油实现了提高驱油效率的同时扩大波及范围。研究结果为水驱稠油开发用驱油剂的研发提供参考,为大幅提高水驱普通稠油采收率奠定基础。

二元驱体系水动力尺寸与储层喉道尺寸匹配关系

针对低渗透油藏二元驱过程中聚合物分子量和浓度选择无依据的问题,首先,采用激光粒度分析仪测试不同条件下二元驱体系水动力学尺寸,明确了二元驱体系水动力学半径随聚合物分子量、聚合物浓度、表面活性剂浓度、基液矿化度的变化规律;然后,通过恒速压汞实验测试不同渗透率人造岩心平均喉道半径,并拟合出了人造岩心渗透率与平均喉道半径经验公式,最后,基于二元驱体系注入性实验结果,结合现场数据计算得到的判定标准,明确当岩心渗透率小于20×10^(-3)μm^(2)时,注入聚合物的分子量应小于300万,质量浓度小于500 mg/L;当岩心渗透率处于20×10^(-3)~40×10^(-3)μm^(2)之间时,注入聚合物的分子量应小于500万;当岩心渗透率处于40×10^(-3)~70×10^(-3)μm^(2)之间时,注入聚合物的分子量应小于1200万,结合基液矿化度和表面活性剂浓度对二元体系水动力尺寸影响规律,可为现场二元体系配方调整提供指导。

南非奥特尼夸盆地构造沉积演化与油气成藏

南非奥特尼夸盆地油气勘探程度非常低,2019年与2020年连续的天然气大发现吸引了国内外油气公司广泛关注。基于IHS数据库、新项目评价及文献等资料,综合分析表明:奥特尼夸盆地经历了二叠纪以来的前裂谷、同裂谷、过渡期和裂谷后4个演化阶段;主要沉积了裂谷期陆相碎屑岩及过渡期–裂谷后的海相碎屑岩。盆地主力烃源岩为豪特里维阶和巴雷姆–阿普特阶海相页岩;发育了同裂谷期凡兰吟阶顶部浅海相砂岩和漂移早期阿尔比阶海相深水碎屑岩两套重要的储集层,储盖组合条件优越;共形成了巴雷姆–阿尔比阶砂岩、凡兰吟−豪特里维阶砂岩、上侏罗统−下白垩统砂岩和基底4套成藏组合。油气分布呈“西多东少”格局,目前应以Bredasdorp次盆大陆边缘深水区白垩系透镜状浊积砂岩为勘探重点。

界面改性提高碳酸盐岩有水气藏渗流能力

针对碳酸盐岩有水气藏水侵大幅度降低产量的问题,采用界面改性剂(硅烷偶联剂)对碳酸盐岩表面进行超疏水改性,通过室内多孔介质流动实验对比研究了界面改性前后对水相、气相及气液两相渗流能力的影响。结果表明,在界面改性剂质量分数为3%时,改性后的碳酸盐岩与自来水的接触角为153°,碳酸盐岩的界面达到超疏水状态。与改性前(接触角为0°)相比,超疏水状态的碳酸盐岩在单相恒压(0.05~0.40 MPa)注入条件下,单独水相渗流速度可提高72.1%~85.9%,单独气相的渗流速度可提高52.9%~72.5%;在气相恒压(0.3 MPa)、水相恒流(0.05~0.20 mL/min)的两相流条件下,填砂管流出端的出液时间可降低41.0%~47.4%,气相渗流速度可提高102.1%~104.5%;在气相及水相均为恒压(0.07~0.30 MPa)的两相流条件下,碳酸盐岩界面改性为超疏水时,水相进入孔隙中的量可降低75.6%~100.0%,气相渗流速度可提高111.1%~200.0%。通过对有水气藏近井地带进行超疏水界面改性,水相在孔隙中的毛细管力变为阻力,可以有效阻止地层水进入近井地带孔隙,降低水侵程度;同时,可降低气相在孔隙表面的黏性摩擦力,水相在界面产生“滑移效应”,降低气相及水相渗流阻力,最终提高气藏产量。

乳化沥青提高原油采收率研究进展

乳化沥青具有注入性能好、封堵强度高等优点,作为一种选择性堵剂在油田提高采收率领域比其他化学剂体系更具应用潜力。本文总结了国内乳化沥青堵水体系的开发历程及现场选择性堵水的应用效果。通过调研近年来国内外文献,概述了乳化沥青堵水的作用机理,一种是作为乳液的作用机理,主要是乳液颗粒被变形捕获产生贾敏效应和乳液液滴的机械滞留使水的流动阻力增大;另一种是其分散相也就是乳液破乳后沥青的作用机理,主要是沥青黏附在岩壁上起到的堵水作用。同时,总结了乳化沥青稳定的主要影响因素,包括温度、水相中的电解质浓度和pH值以及分散相中的沥青质,并且论述了各因素影响乳化沥青稳定性的作用机理。最后,详细叙述了乳化沥青应用于油田调剖堵水领域的最新研究进展,研究表明乳化沥青不仅具有优异的封堵效果,还具有独特的封堵选择性。此外,乳化沥青还能与CO_(2)吞吐、泡沫调驱组成复合增产技术进行现场应用,并且指出了乳化沥青应用于调剖堵水领域存在的问题与未来展望。

抗220℃高温两性离子聚合物降黏剂的制备与性能

针对当前高温高密度水基钻井液流变性调控难题,基于分子结构优化设计和单体优选,制备了新型抗高温两性离子聚合物降黏剂HP-THIN。通过正交实验与单因素实验相结合的方法,对HP-THIN的制备条件进行了优化。采用红外光谱仪、乌氏黏度计和热重分析仪等分别对HP-THIN的分子结构、热稳定性以及相对分子质量进行表征和测定,研究了HP-THIN在220℃超高温条件下对淡水浆、盐水浆、含钙浆和高密度复合盐水浆等不同类型钻井液基浆的降黏性能。在室温下,测试了HP-THIN对基浆黏土颗粒吸附能力、Zeta电位和粒径的影响,并与国内外同类产品(Polythin和xy-27)进行了对比。结果表明,合成降黏剂HP-THIN的反应温度为60℃,反应时间为3 h,引发剂用量和链转移剂用量均为反应单体总量的1%,单体总质量分数为30%;单体AM、AA、AMPS、PTM物质的量比为1.9∶7.5∶2.1∶1。该聚合物的分子结构中含有设计官能团,其黏均相对分子质量约为8211,且具有较好的热稳定性。220℃老化后,HP-THIN在最优加量(0.3%)下对淡水基浆、盐水基浆、含钙基浆和高密度复合盐水基浆的降黏率分别达86%、72%、73%和51%,HP-THIN对不同类型钻井液基浆的高温降黏效果均优于国内外同类产品,相对于xy-27和Polythin,降黏剂HP-THIN对基浆黏土吸附能力强、Zeta电位绝对值大、黏土颗粒尺寸小,可以更好地消除黏土颗粒间网状结构,降低钻井液黏度,具有良好的应用前景。

耐高温泡沫树脂低伤害均匀固砂技术

针对常规泡沫树脂体系耐温性较差和辽河油田疏松砂岩稠油油藏化学固砂储层伤害大与有效期短的问题,以环氧树脂、酚醛树脂、疏水纳米SiO_(2)、硅烷偶联剂等为原料制得纳米改性树脂基液,然后加入固化剂、乳化剂、起泡剂、稳泡剂等添加剂制得泡沫树脂固砂体系。评价了该体系的固化温度、固砂强度、渗透性能、耐温性能和非均质多层注入性能;研发了配套的泡沫发生器,形成了耐高温泡沫树脂低伤害均匀固砂技术,并在辽河油田进行了现场应用。结果表明,泡沫树脂固砂体系的最优配方为:20%~30%树脂基液+8%~12%酚醛胺类固化剂+0.3%乳化剂OP-10+0.5%起泡剂有机硅表面活性剂+0.1%固体稳泡剂纳米SiO_(2)+0.1%聚合物稳泡剂聚乙二醇+57%~71%清水。该体系的起泡体积约为发泡前的7倍、半衰期大于20 min,可在35℃以上固化,固化后耐温可达280℃,既具有低温固化的特点,又具有耐高温的特点。在不同温度下固化的泡沫树脂固结岩心的抗压强度达到5 MPa以上,固砂强度高,满足疏松砂岩固砂强度的要求。对用0.25~0.42 mm石英砂制得的固结岩心的固砂渗透率达到4.8μm2,优于常规树脂固砂剂(1.9μm~2)。在非均质多油层中可明显防止高渗透层突进,改善固砂剂注入剖面,实现均匀固砂。现场试验取得良好的防砂效果,验证了该技术可实现均匀固砂和低伤害特性。利用泡沫树脂流体特性实现非均质多油层均匀固砂,达到了提高化学固砂效果和防砂有效期的目的。

含双温敏单体的耐220℃高温降失水剂

针对目前油井水泥降失水剂高温条件下耐温性差的问题,通过分子结构设计,以丙烯酰胺(AM)、对苯乙烯磺酸钠(SSS)、双温敏单体N,N-二甲基丙烯酰胺(DMAA)与N,N-二乙基丙烯酰胺(DEAA)为原料,通过水溶液自由基聚合法制备了一种耐高温降失水剂(LHF-1L)。以失水量为评价指标,对合成条件进行了优选,同时对LHF-1L进行了结构表征和性能评价。结果表明,在AM、SSS、DMAA、DEAA物质的量比为4∶6∶2∶0.5,引发剂为单体总质量0.75%的过硫酸钾(KPS)溶液,反应物溶液pH值为7,反应温度为65℃,反应时间为4 h的条件下制得的LHF-1L的降滤失性能最佳。在220℃、7%加量下的失水量为42 mL。FT-IR、TG和GPC测试结果表明,4个单体均成功参与聚合并生成目标产物。当温度达到273℃后,LHF-1L才出现明显的热损失,其多分散系数为1.396,数均分子量为171 351 g/mol。此外,LHF-1L对水泥浆流动度和水泥石抗压强度发展的影响较小。在220℃下,在水泥浆中加入7%LHF-1L后的失水量仍能控制在50 mL以内。在150℃、94.4 MPa下,LHF-1L不会使水泥浆急剧增稠和超缓凝,稠化曲线正常,未发生异常胶凝现象。采用双温敏单体制备LHF-1L,增强了其在高温下的温敏疏水缔合作用,从而提高了高温降滤失性能,可以满足高温条件下的固井技术需求。

倍数与百分数的正确使用与表达

在生活与工作中常用到倍数和百分数,然而在汉语与英语的相关表述中却很容易出错。针对这一问题,从倍数、百分数的概念入手,通过具体的实例说明二者的正确使用方法,介绍了常用的倍数增减、百分数、百分点的翻译方法。在表述倍数增加时,需注意“增加几倍”和“增加到几倍”的区别,前者强调净增量,后者强调增加后的结果。在表述倍数减少时,应使用分数。倍数增减的译法均有多种,在翻译时要注意汉语与英语表达思维方式的差异与不同。百分数与百分点既有联系又有区别。百分数是将两个指标进行相对程度对比(相除),而百分点是将两个指标进行绝对程度对比(相减)。用百分数翻译倍数减少时,需注意净减数和减少到某个数量的区别,正确使用介词by和to。

在实践中学习和实施《学术论文编写规则》

GB/T 7713.2—2022《学术论文编写规则》代替GB/T7713—1987《科学技术报告、学位论文和学术论文的编写格式》中的学术论文编写格式部分,于2023年7月1日起实施。做好新版标准的学习和实施工作,对学术论文编写和出版标准化、规范化,方便学术论文的检索和传播,促进学术成果的交流和使用具有重要意义。在学习《学术论文编写规则》时,要注意要求型、推荐型、允许型及陈述型条款的区别,区分各条款使用的能愿动词,如应、宜、可等。结合油气行业的特点和实际编校工作,对题名、摘要、关键词、正文部分、量和单位、表格、数字和数学式中常见的不规范问题进行了解析,以期进一步增强作者与编辑的标准化意识,提升学术论文写作和编校规范化水平。

水合物动力学抑制剂合成及其作用机理的分子动力学模拟

针对现有动力学抑制剂耐受过冷度较低、对水合物生成的诱导时间短的问题,采用N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)、N-乙烯基己内酰胺(NVCL)、甲基丙烯酸二甲氨乙酯(DMAEMA)3种单体,制备了水合物动力学抑制剂P(NVP-g-NVCL-g-DMAEMA);以模拟天然气水合物抑制过程中的过冷度和诱导时间为指标,优化了合成条件;用红外光谱仪表征了产物结构,利用分子动力学模拟软件模拟抑制过程,揭示水合物动力学抑制剂的作用机理。结果表明,NVP、NVCL、DMAEMA单体质量比为8∶20∶1,引发剂(过硫酸铵、亚硫酸氢钠质量比为1∶1)为单体总质量的0.5%,反应温度65℃,反应时间6 h为最佳反应条件且产物为目标产物。当该条件下合成的抑制剂加量为1.0%时,常压条件下可将水合物形成的过冷度从2.6℃提高到9.6℃,诱导时间从20 min延长至945 min。该抑制剂的作用机理主要是通过分子链上五元环及七元环上的双键氧和酯基上的双键氧与水分子形成氢键吸附从而抑制水合物的生成,其次分子链上的氮原子也可以形成氢键而吸附;另外,抑制剂的空间位阻也会阻碍水合物分子的聚集进而抑制水合物的结晶。该抑制剂不仅带有可形成氢键的活性基团,增强抑制剂对水合物笼的吸附性,还存在能影响甲烷分子运动及分布状态的烷基链,进一步提高过冷度并延长诱导时间。

采出水中核壳型荧光微球浓度的检测方法

聚合物微球调驱是改善水驱效果的主要技术之一。微球在地层中的运移以及能否在采出水中有效检出会直接影响调驱效果。因此,将荧光碳点引入微球调驱剂中,起到示踪的作用。荧光核壳微球调驱剂由含荧光碳点的核心微球溶液和壳层水溶液混合吸附而成。为了降低油水分离后采出水中的杂质对核壳荧光微球有效检出的干扰,首先对荧光微球的浓度与荧光强度进行线性拟合,验证该方法的可行性;然后用硅胶对地层采出水进行吸附,通过对比采出水吸附前后的荧光发射光谱,验证硅胶吸附的实用性;最后用硅胶对采出水配制的荧光微球进行吸附,绘制荧光强度和微球浓度的标准曲线。结果表明,在激发波长为347 nm的条件下,荧光微球的质量浓度与445 nm发射波长处的荧光强度具有良好的线性关系,相关判定系数(R^(2))为0.9870。经硅胶处理后,水驱采出水的荧光发射强度显著降低,硅胶吸附能有效去除采出水中的杂质。在激发波长为347 nm、荧光光谱仪狭缝为10~20 nm、微球质量浓度为1~1200 mg/L时,荧光核壳微球水分散液的质量浓度(x)与462 nm处的荧光发射峰值(y)呈正比线性关系,拟合方程为y=2497.1042+3.1847x,R^(2)为0.9972,置信度较高。荧光强度与核壳微球浓度的线性阶段可满足现场检测要求。该方法可为类似油藏荧光微球含量的定量检测提供借鉴。

基于轮廓测量的牙膏磨损性测定法的研发概述

牙膏中的磨料是提供牙膏清洁力的主要成分之一。恰当的磨料种类选择以及添加量的设定可以为消费者提供良好的牙齿清洁效果,甚至达到较佳的外源性色斑的去除而美白牙齿。然而,不当的磨料添加会导致过度磨损牙齿,从而引起安全性问题。因此,制定方便有效的牙膏磨损性测定法一直是业界的需求。然而,由于实验条件等限制,国际上惯用的示踪法(RDA)无法在国内实施。本文介绍了一种优化后的基于轮廓仪测量法开发的RDA替代方法Radioactive Dentin Abrasivity–Profilometry Equivalent (简称RDA-PE),并对RDA-PE方法的建立、方法学验证以及与RDA方法间的关系进行了简要的介绍.。同时,对RDA-PE方法用于测定牙膏产品摩擦型性能的可行性进行了讨论。

东胜气田致密高含水气藏合采气井层间干扰影响因素

为了明确鄂尔多斯盆地北缘致密高含水气藏合采气井层间干扰及其影响因素,指导同类型气藏合采气井高效开发,以该盆地北缘东胜气田致密高含水气藏为研究对象,分析了储集层地质条件、储集层改造对合采井产层段贡献的影响,指出了该类合采气井层间干扰的主控因素。研究结果表明:(1)合采井各产层段贡献率主要受各产层段的孔隙度、渗透率及含气饱和度控制,其产层段孔隙度占主导地位;(2)储层压裂改造对于提高气井产量具有较大的作用,但对合采井各产层段的贡献率却很小;(3)对于致密高含水气藏而言,含气饱和度是合采井产层段贡献率及层间干扰的一个重要影响因子;(4)合采井各产层段之间的孔隙度级差、渗透率级差及含气饱和度级差直接影响着合采井层间干扰程度。结论认为:(1)合采井产层段的孔隙度越大、渗透性越好、含气饱和度越高,则产层段的产量贡献率越大;(2)合采井孔隙度、渗透率及含气饱和度3个参数的级差越大,层间干扰程度越大,当孔隙度级差大于1.248或渗透率级差大于2.69或含气饱和度级差大于1.22时,合采井层间干扰已经非常严重,亟需开展治理。

适于徐深气田的耐寒耐高温泡排剂

针对徐深气田深度≥3000 m、井温≤150℃、冬季时间长、气温低的特点,以马来酸酐、十六胺、无水亚硫酸钠为原料,通过酰胺化反应和磺化反应两步合成了阴离子表面活性剂棕榈酰胺磺基丁酸二钠(ASB-16A)。将ASB-16A与优选的起泡剂月桂基葡糖苷(APG1214)、防冻剂乙醇、去离子水混合制得耐寒耐高温泡排剂(CYY-1)。评价了CYY-1的泡沫性能、耐高温性能、低温稳定性、与地层水的配伍性,并在徐深气田进行了现场应用。结果表明,CYY-1的最优配方为:10%ASB-16A、10%APG1214、44%乙醇,其余为去离子水。CYY-1的起泡性和稳泡性较好。在80℃下,1.25%CYY-1溶液的初始泡沫高度为150 mm,静置3、5 min的泡沫高度分别为150、75 mm,携液量为1100 mL。在150℃、pH=8.5的弱碱条件下老化24 h,对CYY-1的泡沫性能影响较小。CYY-1的低温稳定性好于常用的低温泡排剂。在-35℃冷冻7 d,CYY-1变浑浊,但仍可在管线中流动,满足装置自动加注要求。CYY-1与地层水的配伍性良好,0.5%~10.0%的溶液在常温下静置48 h后仍澄清透明,可以实施自动化泡排加注。在现场试验2口井,某井日产气量由2.46×10^(4)m^(3)增至3.07×10^(4)m^(3),日产水量由5.77 m^(3)降至3.70 m^(3),实现稳定带水生产。CYY-1适用于井温≤150℃、矿化度≤16 g/L、pH值为8.5的气井的泡沫排水采气。

油气井除垢剂的性能优化与除垢机理

垢堵问题是造成油气田减产的主要问题之一。目前常用的酸性解堵剂存在较强的腐蚀性,影响到油气井的安全生产。为了解决以上问题,采用Gaussian 09软件通过DFT优化分子结构计算了几种螯合剂的HOMO/LUMO能级和螯合剂与金属离子的结合能,优选了螯合剂二乙烯三胺五乙酸(DTPA);同时,采用计算化学对复合型除垢剂的除垢机理进行了深入探索,研究了不同助剂之间的协同作用;在理论研究基础上研发一种以DTPA为主剂的非酸性除垢剂体系:12%DTPA+0.3%阻垢剂PASP+0.4%渗透剂JFC。该配方对某现场垢样的溶垢率最高可达到80%以上,具有较好的溶垢效果。根据动力学模拟,验证了除垢剂体系对于碳酸钙的溶垢过程符合准二级动力学模型。

微观剩余油分布及提高采收率评价方法

随着常规油藏进入高采出程度和高含水“双高”阶段,剩余储量可动用性变差,稳油增产难度日益增加。为长期挖潜油藏剩余油,加强剩余油分布赋存状态及表征,全面了解剩余油分布规律成为提高原油采收率的必要前提。通过梳理国内外针对不同油藏开展的岩心分析、一维岩心驱油、微观驱油实验,并结合激光共聚焦、核磁共振成像、CT扫描成像、荧光分析等技术,从定性到定量对一到三维微观剩余油分布研究方法进行全面总结。结果表明,含油薄片分析因高保留残余油分布状态、能真实反映残余油原貌特征且技术成熟成为研究残余油分布的基本实验方法;传统岩心驱油模型是研究剩余油分布规律及提高采收率机理必不可少的实验方法,可反映真实储层情况,但只能从宏观视角分析不同因素对渗透效果的影响;真实岩心可视化模型可有效弥补传统岩心驱油模型的不足,但可视化实验装置耐高温高压有限,制作成本较高,图像处理不太清晰;微流控模型作为新兴技术,参数可控、实验重复性高,同时可将各种驱油模式下的微驱过程、流体的流动情况进行可视化展示,为评价驱油效果提供一条新途径,但简化的微观多孔模型与实际驱替实验结果仍存在一定差距。以核磁共振成像技术、X射线CT成像技术为主的成像分析技术凭借各自优势与真实岩心实验相结合,成为从微观角度有效描述剩余油分布特征的重要方法。该综述将为了解现有剩余油研究方法提供重要借鉴,为不同类型储层进行剩余油分布、高效开发、提高原油采收率等研究提供理论支撑。

马来酸酐与烯丙基磺酸钠共聚物的聚合过程及阻垢性能

为了分析马来酸酐(MA)与烯丙基磺酸钠(SAS)聚合过程的影响因素,在配方和工艺基本不变的情况下,设计了两种变量:中和度和引发剂加量。通过改变其中一个变量,合成了一系列MA/SAS共聚物,采用核磁共振波谱仪和凝胶渗透色谱仪对产物进行了表征。结果表明,MA与SAS共聚活性良好,中和度不超过100%时(相对于MA的物质的量分数),少量引发剂加量(2.4 g过硫酸钠)下就有较高的单体转化率,但仍有6%~8%的单体未聚合。剩余单体的种类和数量与中和度以及引发剂加量息息相关。MA在水溶液中部分水解成了马来酸,尽管马来酸数量较少,但其聚合活性相对较差,导致共聚物的分子量呈双峰分布。添加碱可以中和马来酸,当中和度不超过100%时,马来酸主要变为具有较好聚合活性的马来酸单钠盐,间接促进了MA类单体的聚合;当中和度为200%时,马来酸主要变为马来酸二钠盐,其聚合活性相对较差,严重阻碍了聚合;未中和以及中和度为100%时,需7.0~7.2 g引发剂才能将单体全部转化,而在适当的中和度(约20%)下,用少量引发剂(4.0~4.2 g)就可以获得聚合较完全的共聚物,节约了大约40%的引发剂用量。用较佳条件下合成的MA/SAS共聚物对碳酸钙、磷酸钙和硫酸钙的静态阻垢性能进行了研究,共聚物表现出良好的阻磷酸钙垢和阻硫酸钙垢、较好的阻碳酸钙垢性能,对应的最大阻垢率分别为94.38%、100.00%、59.03%。

低渗透致密油藏压裂驱油剂润湿性评价及效果

针对低渗透致密油藏压裂驱油剂的润湿性评价问题,分析现有接触角法的误差及不确定性,提出了评价压裂驱油剂润湿性的改进方法,采用润湿倾向指数,即驱油剂与蒸馏水在亲水/油表面的润湿接触角的比值来表征压裂驱油剂的润湿性改变方向和程度。结果表明,用接触角和接触角变化的最大值反映驱油剂对储层润湿性改变方向和能力都存在一定的不确定性。亲水表面的性质非常稳定,润湿接触角偏差较小,但亲油表面的润湿接触角偏差较大。蒸馏水与亲水/油表面润湿接触角的相对平均偏差分别为0.281%、8.929%。另外,部分驱油剂在亲水/油表面的接触角最大变化值差异不明显。用润湿倾向指数可较好地表征驱油剂的润湿性改变程度。润湿倾向指数不确定度远小于接触角不确定度。0.2%磺酸盐类驱油剂、聚氧乙烯醚类驱油剂、氟碳类驱油剂在亲水表面的接触角(润湿30 s)不确定度分别为1.24、3.11、0.64,而水润湿倾向指数不确定度分别为2.48×10^(-2)、6.33×10^(-2)、1.76×10^(-2)。通过Amott方法,测得7种压裂驱油剂作用下天然岩样的水湿指数。该水湿指数从大到小的排序与用接触角法测得的水润湿倾向指数从小到大的顺序一致。两种方法的测试结果进一步证实了使用润湿倾向指数的准确性和优越性。该方法有利于快捷地评价压裂驱油剂对储层润湿性的改变能力,优选低渗透致密油藏压裂驱油剂。