表面扩张模量对泡沫生成的影响

通过向起泡剂中加入硬脂酸,构建了高表面扩张模量气泡体系。对比研究了起泡剂溶液的表面扩张模量对搅拌法和多孔介质中气液同注两种泡沫生成方式的影响。结果表明:与常规起泡体系相比,高表面扩张起泡体系通过搅拌法生成的泡沫高度较低,析液半衰期较短,但生成的泡沫粒径小;而对于向多孔介质中同时注入气液生泡方式,高表面扩张模量起泡体系具有生泡速度快,泡沫粒径小,封堵压差高的优点。填砂管驱替实验结果表明:高表面扩张模量起泡体系生成的泡沫具有更好的提高采收率效果。因此,起泡体系的筛选应主要以填砂管中的泡沫评价结果为主。     

塔河油田12区奥陶系油藏溶洞充填机理及挖潜方向

塔河油田12区奥陶系油藏溶洞普遍发育,但受暗河沉积物和后期剥蚀改造作用的影响,溶洞充填比例高达33%,对完井段的选取和完井方式的制定带来极大的困难。为提高充填溶洞预测水平、深化充填机理认识、明确充填溶洞挖潜方向,以12区36口井的钻井、测井和录井资料为基础,综合应用岩溶地质识别、地震属性提取、地震反射特征对比、古地貌恢复等方法,对充填溶洞展开全面研究。结果表明：12区奥陶系发育暗河沉积型、地表河凸岸堆积型、敞口充填型和垮塌充填型等4种溶洞充填类型;存在粉砂岩、泥岩、垮塌角砾岩和方解石等4种溶洞充填物。同时,建立了3种充填溶洞地震预测方法：地震反射特征对比法、奥陶系中-下统顶面形态对比法、古地貌恢复法,并提出了3个挖潜方向：充填溶洞段内挖潜、充填溶洞段间挖潜和充填溶洞井间挖潜。     

羧甲基辛基酚聚氧乙烯醚羧酸盐的合成

以辛基酚聚氧乙烯醚（ＲＢ－６）、氢氧化钠（ＮａＯＨ） 和氯乙酸钠（ＣＥＡ－Ｎａ） 为原料,通过液相色谱测定反应产物中辛基酚聚氧乙烯醚ＲＢ－６ 的含量,研究了ＲＢＣ－６ 的合成条件。结果表明,ＲＢ－６、ＮａＯＨ 和ＣＥＡ－Ｎａ 物质的量的比为１. ０ ∶ ２. ０ ∶ １􀆰 ２,在７０℃反应６ ｈ,ＲＢ－６ 有较高的转化率。以此条件合成了氧乙烯链节数不同的ＲＢＣ－４、ＲＢＣ－６、ＲＢＣ－７、ＲＢＣ－９ 和ＲＢＣ－１０。评价结果表明,在矿化度为２２×１０４ｍｇ／ Ｌ、钙镁离子含量为１. ２×１０４ｍｇ／ Ｌ 的塔河油田碳酸盐岩油藏地层水中,ＲＢＣ－６、ＲＢＣ－７、ＲＢＣ－９ 和ＲＢＣ－１０ 具有较好的溶解性,其中ＲＢＣ－７ 在０. ０３％～０􀆰 ２０％的质量分数范围内使油水界面张力降至１０－２ｍＮ／ ｍ 数量级,并且具有良好的耐温能力和洗油能力。     

密度和黏结性可控的PE/POE/CaCO3体系颗粒流道调整剂的制备

采用聚乙烯（PE）、聚烯烃弹性体（POE）和碳酸钙（CaCO₃）共混制备了聚合物类颗粒流道调整剂，考察了不同CaCO₃含量和PE与POE比例条件下的PE/CaCO₃、POE/CaCO₃、PE/POE/CaCO₃三类颗粒流道调整剂的密度、熔点熔程、黏结性能、力学性能差异。结果表明，颗粒流道调整剂的密度随CaCO₃含量增加而增大，实现了1.05~1.20 g/cm³范围内可调；结合PE的熔融特性和POE的黏结性能，实现了黏结性能由PE/CaCO₃共混物熔融黏结转为POE/CaCO₃、PE/POE/CaCO₃体系软化黏结的可控调节；通过调节CaCO₃含量、PE与POE比例可以改变流道调整剂颗粒的熔点熔程和拉伸强度，相同CaCO₃含量时PE/POE/CaCO₃体系颗粒的拉伸强度随PE含量升高而增大。     

线型酚醛树脂交联 P（AM-co-AMPS）暂堵剂的制备及耐温耐盐性能

针对缝洞型油藏长期水驱开采造成的油水同出问题,设计开发了一套耐温耐盐的化学胶塞用剂体系。以低相对分子质量聚合物P(AM-co-AMPS)代替目前常用的高相对分子质量聚丙烯酰胺,线型酚醛树脂作交联剂,研究了聚合物和交联剂的不同加量对体系黏度、成胶时间和凝胶强度的影响及体系的耐温抗盐性。研究结果表明,随聚合物用量和交联剂用量增加,体系黏度增加,成胶时间缩短,凝胶强度提高,该体系可根据地层条件调整试剂用量,以满足不同地质条件的堵水作业。凝胶产物的TG和DSC测试结果显示凝胶具有良好的热稳定性。该体系具有优良的耐温抗盐性能,P(AM-co-AMPS)用量4.8%、酚醛树脂用量10%时所形成的凝胶产物在环境温度120℃、矿化度22×104mg/L的模拟地层水中48 h不降解。     

低盐水配制酚醛树脂冻胶在高盐水中的稳定性北大核心CSCD

目的塔河碳酸盐岩油藏地层温度高(110℃以上)、地层水盐质量浓度高(22×10^(4) mg/L,其中,钙镁离子近2×10^(4) mg/L)。针对塔河油田高温、高盐的苛刻油藏条件,现有堵剂选择性单一,封堵时间较短,需研发新类型堵剂进行封堵。方法设计在低盐含量模拟注入水中,以AM-AMPS共聚物为成胶剂,以水溶性酚醛树脂为交联剂,加入纳米SiO_(2)做稳定剂配制成胶液,测定成胶时间和冻胶强度,并将130℃形成的冻胶老化3天后放于高盐含量模拟水浸泡,考查其长期稳定性。另外,为探索冻胶的稳定性和脱水收缩机理,将在高盐含量水中老化前后的冻胶逐级脱水并干燥后进行了SEM和IR、XPS分析。结果在相同的交联剂与聚合物用量下,增加纳米SiO_(2)的含量,冻胶稳定性增加,可在高盐含量模拟水中保持60天脱水率低于10%;脱水程度随交联剂质量分数的增加而降低。冻胶在高盐水中浸泡后,由于伯酰胺的水解及其生成的羧酸根与地层水中钙镁离子的交联作用,冻胶网格变密,储能模量增加。结论在低盐水中制备的AM-AMPS40-水溶性酚醛树脂满足塔河油田堵水的要求,该结果可为高温高盐油藏用堵剂选择提供指导。     

适用于高温高盐油藏控水的耐温耐盐堵剂

针对常规堵剂耐温耐盐性能差,而难以满足高温高盐油藏控水进一步提高采收率的问题,研发了一种耐温耐盐(97℃,197.35 g/L)的延缓冻胶体系。该体系由耐温耐盐非离子聚丙烯酰胺PAM、有机交联剂HDAME组成,目标油藏条件下,优化的冻胶体系配方为(0.40%~0.50%)PAM+(0.12%~0.20%)HD+(0.12%~0.20%)AME,成胶时间在24~60 h。室内物理模拟实验表明,耐温耐盐延缓冻胶体系具有较好的剖面改善能力,采收率增值达到34.6百分点。采用环境扫描电镜(ESEM)和差示扫描量热仪(DSC)探究了冻胶的微观结构和耐温耐盐性能,并从冻胶的交联机理、微观结构阐明了其耐温耐盐特性。     

塔河缝洞型油藏水驱后期开发方式研究

塔河碳酸盐岩油藏储集空间以孤立溶洞和溶蚀裂缝为主,三维空间展布极其复杂,针对缝洞型油藏单元注气驱油规律认识不清、常规物模研究方法适用性较差的问题,设计制作了缝洞型可视化模型,开展不同驱替方式驱油规律研究。实验结果表明：“阁楼油”是缝洞型油藏水驱开发后期剩余油的重要存在形式;N₂在高部位流动,作用于构造顶部“阁楼油”,水在低部位流动,驱替低部位剩余油,泡沫在高、低部位均可流动,波及面积最大;对比不同注入方式提高采收率程度,泡沫驱最高达38.0%,其次为气水混注,提高采收率19.7%。实验研究揭示了缝洞型油藏注N₂驱油规律,为后续段塞组合优化、注采参数设计和现场试验提供了技术支持。     

邻菲罗啉型示踪剂配体的合成与理论计算

多轮次调剖配套示踪剂测试后,常用示踪剂背景值高,难以分析,有必要开展新型示踪剂的研究。1,10-邻菲罗啉是一类常见的刚性共轭化合物,具有良好的溶解性及较低π反键轨道能量,极易发生MLCT电子跃迁,是一类光学活性配体,同时也是合成光致发光配合物常用的一种螯合配体。主要对其5,6位修饰的对称和不对称结构化合的合成、表征及密度泛函计算作研究,该配体通过与不同金属离子螯合,有望形成系列化的示踪剂配方。     

塔河缝洞型碳酸盐岩油藏堵漏工艺概述

塔河碳酸盐油藏储集空间以溶蚀孔洞为主,钻完井及措施过程常伴随大量漏失,严重影响施工安全和措施效率,本文从施工方式和堵漏剂堵漏两方面进行防漏失优化,形成塔河缝洞型碳酸盐岩油藏五种堵漏方法,现场试验证明效果较好,有效提升施工安全和措施效率。