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S区碳酸盐岩耐高温酸压酸液体系优选及性能评价

曹广胜，李哲，隋雨，白玉杰，王大業

石油化工高等学校学报 2020, 33 (5): 48-53. DOI: 10.3969/j.issn.1006-396X.2020.05.009

摘要（327）

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PDF （1562KB）（102）

S区块碳酸盐岩储层岩性致密，施工温度较高，为了提高采收率，需要对目标储层进行酸压处理。针对目标储层的特点，对酸压所需酸液进行优选评价。通过孔渗实验，测得S区块储层孔隙度为0.1%~2.0%，渗透率在0.01 mD以下，属于超低渗储层；通过单轴压缩实验测得储层抗压强度较高，在40~70 MPa；通过X射线衍射测得储层矿物成分以白云岩和方解石为主，两者质量分数可达80%~90%，少量石英和黏土（质量分数在10%左右）。确定主体酸为质量分数20%盐酸，稠化剂为质量分数0.3%黄原胶，进行了岩粉溶蚀实验，盐酸单独作用时溶蚀率可达90%左右，优选主体酸液为盐酸；考虑到S区块碳酸盐岩储层岩性致密，地层温度在100~140 ℃，通过高温流变性实验，测得140 ℃时改性黄原胶黏度约为10 mPa·s，选择改性黄原胶作为耐高温的稠化剂。

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喇嘛甸油田二类B油层聚驱渗流特征研究

曹广胜, 隋雨, 杜明宇, 桑丛雨, 刘艺佳, 李世宁

石油化工高等学校学报 2020, 33 (3): 31-36. DOI: 10.3969/j.issn.1006-396X.2020.03.006

摘要（399）

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PDF （2961KB）（99）

喇嘛甸油田目前注聚对象已全面转向二类油层。与二类A油层相比，二类B油层非均质性严重、渗透率低，已投产的二类B油层聚驱开发效果不理想。为此，开展二类B油层聚驱渗流特征研究。结果表明，随着岩心渗透率的升高，聚合物驱相对渗透率曲线等渗点向右移动，两相跨度增大；提高聚合物相对分子质量和注入质量浓度可使曲线右端点右移，开发效果更好；聚合物驱阻力系数、残余阻力系数随着聚合物溶液质量浓度的上升而增大，随岩心渗透率的降低、相对分子质量的增大而增大；聚合物驱阻力系数与分流率有较好的对应关系，阻力系数出现峰值时，分流率出现峰值，之后高渗透层分流率上升；聚合物相对分子质量越大、溶液质量浓度越高、渗透率级差越大，高渗透层分流率上升越早。

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杏南油田含聚污水表面活性剂降压增注研究

曹广胜, 王哲, 王浩, 白玉杰, 朱芷萱

石油化工高等学校学报 2020, 33 (1): 54-60. DOI: 10.3969/j.issn.1006-396X.2020.01.010

摘要（494）

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PDF （1220KB）（153）

杏十三区含聚污水回注区块受残余聚合物影响，导致区块吸水效果下降，影响油田开发效果。因此，开展了含聚污水区块降压增注表面活性剂配方及配套工艺参数研究。首先对注入水进行了全水质分析；以石油磺酸盐为基础药剂，通过测量界面张力进行复配药剂及添加剂的筛选；对体系进行性能评价后，开展了室内岩心驱替实验，从而优化了注入参数。结果表明，降压增注表面活性剂的最佳配方（质量分数）为：0.7%石油磺酸盐+2.0%重烷基苯磺酸盐+0.5%无水乙醇+1.0%NaCl，与原油之间的界面张力为6×10-3 mN/m；在岩心驱替实验中，最佳注入速度为0.15 mL/min，最佳注入量为1 PV，最优段塞组合为0.5 PV+0.3 PV+0.2 PV，在不同渗透率的条件下，降压率均超过24%。

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非均质油藏层间干扰室内实验研究

杨婷媛，曹广胜，白玉杰，杜童，王哲，左继泽

石油化工高等学校学报 2019, 32 (5): 24-30. DOI: 10.3969/j.issn.1006-396X.2019.05.005

摘要（583）

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PDF （2384KB）（185）

为了研究水驱油藏层间干扰机理，制定多层合采开发方案，统计大庆中区西部高台子岩心孔、渗数据，采用不同渗透率的人造岩心进行四管并联恒压驱替实验，研究注采压差、渗透率级差对合采时采收率、含水率的影响。结果表明，不同渗透率岩心合采存在一个合理注采压差，过高或者过低的驱替压差均会导致整体采收率的降低；渗透率级差越大，总体采收率越小；从机理上明确渗透率差异对层间干扰的影响规律，为层段细分调整和层段水量调整提供理论依据。

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原油组分及乳化剂对乳状液黏度影响分析

曹广胜，左继泽，张志秋，白玉杰，杜童，杨婷媛

石油化工高等学校学报 2019, 32 (4): 8-14. DOI: 10.3969/j.issn.1006-396X.2019.04.002

摘要（449）

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PDF （988KB）（220）

在油井堵水技术中,活性原油堵水技术以其低成本、低伤害、有效期长等特点越来越受到人们的关注。但是在应用中发现，不同区块进行活性原油堵水调剖效果差异较大，有些区块措施效果明显，而另一些区块则效果很差，分析原因为不同区块原油组分中胶质、沥青质含量差异较大，而该物质会对活性原油乳化效果产生较大的影响。为了从根本上提高活性原油堵水技术水平，通过室内乳化实验和光谱实验分析了乳化剂结构和原油组分对油包水乳状液的影响因素。分析得出，乳化剂Span系列的亲油端碳碳单链长度越长，乳状液黏度越大；而双键的存在不利于形成乳状液，且形成的乳状液黏度低；胶质中的5个芳香环排列组成的成分有利于沥青质的溶解，同时5个芳香环的面性排列会增加乳状液的黏度。

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三元复合驱采出液沉降处理室内实验研究

余男,曹广胜,白玉杰,李世宁，单继鹏

石油化工高等学校学报 2018, 31 (03): 55-60. DOI: 10.3969/j.issn.1006-396X.2018.03.010

摘要（635）

PDF （3358KB）（223）

三元复合驱采出液中离子矿化度较高，悬浮颗粒半径较大，原油乳化严重，形成了O/W型乳状液，体系黏度较大，成分较复杂，使三元采出液这种复杂的污水体系，在进行油水分离时，很难靠常规沉降处理方法达到较好的分离效果。通过室内沉降实验，研究三元复合驱采出液体系在不同沉降时间、沉降温度条件下的沉降效果，明确三元和聚合物驱体系混掺后沉降效果及技术界限。实验结果表明，三元采出液中混掺聚驱采出液有助于降低三元采出液中油水的分离难度，从混掺污水的水质特性分析，将三元采出液与聚驱采出液混掺，不但可以降低污水处理难度，而且更加有利于现有油田三元采出水处理工艺的稳定运行，且三元采出液与聚驱采出液的最佳混掺比1∶3，最佳混掺沉降时间界限为8 h。

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榆树林油田CO ₂混相驱注气井极限关井时间研究

曹广胜，杜童，白玉杰，杜明宇，闫洪洋，王浩，杨清鹏

石油化工高等学校学报 2018, 31 (03): 50-54. DOI: 10.3969/j.issn.1006-396X.2018.03.009

摘要（563）

PDF （5706KB）（273）

采用水气交替注入的方式开发低渗透油藏既可以扩大波及体积，补充地层能量，又能有效的防止气窜。但是现场施工过程中经常出现注气井的冻堵问题。通过软件模拟注气井井筒内部压力、温度分布规律，分析注气井冻堵原因主要为注气井长时间的关井导致地层流体返出到易冻堵段与井筒内CO ₂反应形成冻堵物，因此采用试井的方法计算关井之后井筒内压力变化规律，进而得出地层流体到冻堵段的时间为该井的极限关井时间。研究结果表明,注气速度对井筒内温度场分布影响较大，随着注入速度的增加井筒内低温延伸越长；井筒内部1 000 m以内会发生CO ₂气体的相态变化，造成该位置低温高压，极易形成水合物；最后根据油气两相渗流规律和关井后井筒内压力变化规律确定注气井极限关井时间为25 d。

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酸化返排液电脱水效果影响因素分析

曹广胜,李世宁,马骁,李泽,杨晓雨,何奇

石油化工高等学校学报 2018, 31 (01): 57-60. DOI: :10.3969/j.issn.1006-396X.2018.01.010

摘要（330）

PDF （1367KB）（224）

针对油井酸化后返排液乳化现象严重,无法进入电脱流程的问题,通过室内模拟实验从温度、pH、含水率、返排液油相、返排液水相、油中泥质、含铁化合物等方面进行了探究,发现当乳化不严重时返排液水相和含水率对电脱影响不大,温度升高有利于返排液破乳,pH 处于中性时最适合返排液破乳,而氢氧化铁胶体包裹着原油、油中污泥和游离水,形成了处于油水两相之间的电导率极高的中间层,是导致返排液过流的主要原因。

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朝阳沟油田特高含水期选择性化学堵水剂配方优选

曹广胜,何奇,周芷仪,白玉杰,李世宁,王培伦

石油化工高等学校学报 2017, 30 (6): 42-49. DOI: :10.3969/j.issn.1006-396X.2017.06.009

摘要（248）

PDF （2601KB）（165）

针对朝阳沟油田高液量高含水井的地质特点，通过测定体系成胶强度、成胶时间、稳定时间，优选堵水剂的主剂类型、浓度及添加剂的类型和浓度，优选出强度较大且稳定性强的新型化学堵水剂配方。所研制的最佳选择性堵水配方（质量分数）为：0.7%HPAM+2%Ca-Ls+0.3%有机铬+0.15%NaHCO ₃ +0.005%硫脲。24 h黏度小于2 000 mPa•s，成胶时间大于48 h，成胶最大黏度大于20 000 mPa•s，且30 d黏度保留率大于80%。对不同渗透率的岩芯，堵水剂的堵水率大于80%，堵油率小于20%，具有良好的选择性。在朝阳沟油田现场施工3口井,累计增油2 225.3 t,累计降水量11 631.2 t，具有较好的封堵性。 

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杏南油田基于石油磺酸盐的降压增注体系配方研究

曹广胜,李泽,李乔,白玉杰,张先强,刘洋

石油化工高等学校学报 2017, 30 (1): 27-30. DOI: 10.3969/j.issn.1006-396X.2017.01.006

摘要（661）

PDF （2214KB）（334）

杏南油田太北区块为典型的低渗透砂岩储层,其具有低孔低渗、非均质严重、储层敏感性强等特性,在生产过程中出现了注水压力上升快、生产井压力和产量下降快等问题。为了缓解这些问题,进行表面活性剂降压增注技术研究,以石油磺酸盐为主剂,通过添加各种助剂,依据测定油水界面张力和岩心模拟降压实验,研究了降压增注表面活性剂体系配方,优化了注入参数,达到了降压增注的效果。结果表明,所研制的配方体系(质量分数)为0.7% XPS+0.9%椰子油二乙醇酰胺+1.2%Na ₂CO ₃ +0.5% NBA,与太北区块原油间的界面张力为8.61×10-3mN/m;在室内岩心驱替中,降压增注表面活性剂溶液的最佳注入质量分数为0.5%,最佳注入量为0.5PV,降压率
为18.37%。

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杏南油田注聚井堵塞原因及解堵剂配方研究

曹广胜,李春成,王婷婷,王桂龙,张先强

石油化工高等学校学报 2016, 29 (2): 32-36. DOI: 10.3969/j.issn.1006-396X.2016.02.007

摘要（399）

PDF （2791KB）（80）

针对杏南油田注聚井堵塞情况日益严重、注入压力升高及注聚效果变差的现状,采用杏南油田某区
块聚合物及水样,进行了模拟现场注聚和堵塞的室内实验,得出了注聚井堵塞原因。结果表明,聚合物及机械杂质
是造成储层孔隙堵塞的主要因素,且储层渗透率越低堵塞情况越严重。针对堵塞原因进行了解堵剂配方的室内实
验研究,最终确定出A、B和C3种药剂组合而成的多元降解剂,在优化每种药剂的质量分数、注入排量和注入顺序
的基础上,该解堵剂配方可使储层解堵率达到102.41%~124.77%。

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