泡沫油运动形态的可视化研究

委内瑞拉Orinoco地层油复杂的“泡沫油”流动特征在油藏开发及实验室研究中受到高度重视,不同压力下的泡沫油微观形态研究对探寻渗流机理尤为重要。低于泡点压力时泡沫油表现出复杂的形态变化,实验利用可视化模型观察和分析了气泡的形成、生长过程、合并和分裂现象,并发现气泡通过孔隙时具有独特的运移特征：当气泡接近和通过孔喉时,运移速度明显加快。不同直径的气泡伴随有变形、翻转和吸附等形式。对模型表面粗糙度、孔隙大小、气泡尺寸等因素进行分析后,发现气油比是影响气泡数量的关键因素,但其不是气/液界面相互作用的主要因素。气泡的产生及运动过程受压降和重质组分的双重作用,高沥青质、胶质含量决定了泡沫油的渗流特征。     

气泡生长及脱离过程的格子玻尔兹曼模拟

为了研究气液相变过程中重力加速度、壁面温度以及成核点间距离对气泡生长及脱离的影响，课题组在Shan Chen伪势格子Boltzmann模型的基础上，通过将密度分布函数与温度分布函数进行耦合求解的方式建立了气液相变模型。同时采用此模型计算得到了液滴内外压差与液滴半径倒数之间的关系，发现其符合Young Laplace定律，从而验证了模型的正确性。进而利用此模型对气液相变现象中的气泡生长及脱离过程进行了二维数值模拟。结果表明：气泡脱离直径会随着重力加速度的增大而呈现出逐渐减小的规律，而且气泡生长及脱离的过程与文献结果甚为相符，此外将模拟得到的气泡脱离直径进行了非线性拟合，发现其结果与新的经验关系式吻合良好；同时较高的壁面温度会增大气泡断裂颈部与壁面之间的距离，而且壁面温度的升高会增大气泡的脱离直径；还发现随着成核点间距离的增加，气泡的脱离直径会呈现出先减小而后增大的趋势。     

电场中气泡在换热表面上的变形及对沸腾换热影响

从电场分布的角度，研究了换热表面上气泡在电场力作用下的变形规律和气泡变形影响EHD(electrohydrodynaInics)强化沸腾换热的机理．电场分布决定了气泡在电场力作用下的变形方式，如果换热表面的电场强度高于周围液体或电极的电场强度，则气泡受拉伸作用：反之，气泡受压制作用．热边界层的存在会减小电场力对气泡的拉伸作用，增强电场力对气泡的压制作用，但不会改变气泡的变形方式，气泡在换热表面上无论是被拉伸还是被压制，都能使沸腾换热得到强化，但两者的强化换热机理不同。     

S7 断块油藏表面活性剂渗流行为及驱油机理

以SN 油田S7 块油藏为例研究了表面活性剂进入多孔介质后,在岩石/油/水这个复杂系统中的渗流、驱油过程。表面活性剂对残余油的作用机理分为乳化、运移、富集3 个方面。低界面张力体系能使油珠分散,使油珠直径变小,使油珠易于流动。实验研究表明,注入表面活性剂后,相对渗透率曲线发生变化,水相曲线左移,液相渗透率明显提高,残余饱和度减少。     

飞机支线架注塑成型缺陷分析和多目标优化

课题组以飞机支线架注塑成型过程中的熔接痕和气泡为优化目标，通过浇口位置寻优和更改浇口形式，消除了塑件成型过程中在浇口附近产生的熔接痕和气泡缺陷，同时发现了熔接痕和气泡在塑件成型过程中位置和形状的一致性；将浇口直径、模具温度、熔体温度、注射时间、V/P转换体积和保压压力作为工艺参数进行正交试验。通过工艺参数寻优，对熔接痕和气泡缺陷进行多目标优化，发现浇口直径对熔接痕和气泡的影响度较大，并得到最佳工艺参数组合为：模具温度60 ℃，熔体温度245 ℃，注射时间5 s，V/P转换体积99%，保压压力245 MPa，浇口直径1 mm。同时发现熔接痕和气泡在受工艺参数影响方面具有一致性，证明了熔接痕和气泡在形成机理、成形位置和形状、受工艺参数影响度的一致性。最终结果是熔接痕长度减少了35.66%，气泡面积缩小了26.74%。浇注系统和工艺参数优化2方面因素，为今后对熔接痕和气泡缺陷研究，以及工程生产中消除熔接痕和气泡缺陷提供了参考。     

聚–表二元驱油体系性能对比研究

基于不同分子结构,探讨了表面活性剂分子与聚合物分子、高价金属离子的相互作用机理,认为与钙离子结合能力排序为：十二烷基硫酸钠> 部分水解聚丙烯酰胺> 十二烷基苯磺酸钠,从而导致聚–表二元复配体系黏度的差异。同时,驱油体系驱油实验的结果表明,驱油效率主要受到体系黏度、油水界面张力的影响,但驱油体系性能相近的情况下,具有更大分子截面积的表面活性剂,在驱替过程中,会表现出较好的界面张力保持能力,得到相对较高的驱油效率。     

水泥混凝土构件气泡的防治探讨

针对水泥混凝土构件表面出现气泡的原因,提出了减少和预防出现气泡的措施和对策。     

一亩油莎豆 收入三千元

“油莎豆”是高产高效的油粒作物，是农民快速致富的可靠门路，种1亩油莎豆相当于种5亩花生的收入，油莎豆易种易管，适应性强不择土壤，4-7月可随时播种，为产1000-1500公斤，如售种亩收入上万元。油莎豆可生吃、炒食、烧菜、榨油等，营养丰富，味美香甜，     

心的距离

油楠 上个世纪80年代，我国科学家在海南省发现了油楠。这种树主要生长在海南岛尖峰岭、吊罗山、霸王岭三大林区，树高约30米，树干直径有的达1米以上。     

高凝油油藏注水开发方式研究

通过室内实验分析了高凝油油藏储层敏感性、流体性质和不同温度下的水驱油规律。结果表明：温度和储层敏感性对高凝油油藏的开发影响较大；高凝油由于其含蜡量高、凝固点高，温度变化对其流变特性影响很大；随着温度的下降，油相渗透率降低，降温后再升温，油相渗透率可以恢复，但不可逆；温度对高凝油油藏驱油效率影响较大，温度低于析蜡温度以后，蜡的析出影响水驱油效率；而当析蜡温度接近地层温度时，就会产生冷伤害，因此应采取相应措施使油层温度保持在原油析蜡温度以上。沈84-安12块注水井温度测试表明，目前地层存在冷伤害，如果油层温度下降过快，应适当考虑提高注入水温度，使油层温度高于析蜡温度，改善油田开发效果。     

气藏水平井连续携液理论与实验

在气藏水平井中随着生产管柱倾斜角度的变化，井筒内液体的重力作用会发生改变，从而引起气液两相流型的变化。以产气为主的气井井筒内液体主要以液膜、液滴的形式出现，由此出现了液滴模型与液膜模型两种解释积液的理论。从这两种携液理论出发，考虑生产管柱倾斜角度的影响，对倾斜管内液滴、液膜进行受力分析，推导出了随管柱倾斜角度变化的连续携液临界流速的计算式，使之适用于水平井连续携液临界流量的计算。设计制作了水平气井连续携液实验装置并进行了实验研究，观测气藏水平井中气水两相运动与流型变化情况并测试其临界携液气量，结果表明，气藏水平井中水平井段的液体以液膜携带为主，但直井段中越接近井口，越以液滴携带为主，液滴模型也能适用于计算气藏水平井的连续携液临界流速。     

水基泡沫流变特性研究进展

水基泡沫在石油钻井、驱油及矿物浮选等方面应用广泛，但因其自身结构的复杂性及不稳定性，准确描述其流变性需要考虑液膜排液、气体扩散、泡沫质量、泡沫结构、可压缩性、壁面滑移、测量系统相对于气泡的尺寸、环境温度及压力等多方面因素，以致于目前尚无有关泡沫流变性的公认理论。实验研究过程中控制壁面滑移的较普遍做法是增加流道壁面（转子表面或管壁）的粗糙度，基于适当假设所提出的一些理论修正方法具有较好的适应性。体积平衡法假设泡沫管流摩擦系数为常量，在一定程度上解决了泡沫可压缩性给管流压降计算所带来的困难。目前普遍认为泡沫流变性可用幂律模式或赫谢尔–巴尔克莱模式很好地描述，是否存在“屈服应力”则因测试条件差异而存在争议。     

中原油田文25 东块聚合物微球调驱研究与应用

针对中原油田高温高盐油藏开发后期的剩余油挖潜，提出了聚合物微球深部调驱的技术设想；以现有微球制备技术为基础，通过调整水相比、交联比和耐温抗盐单体共聚，研制出了适于文东试验区孔喉尺寸及油藏特征的系列调驱微球，并在高温高盐的油藏条件下，评价了微球的膨胀性能、抗剪切强度和持久稳定性；采用均质和非均质填砂模型，模拟了微球浓度、注入量和注入模式对调驱效果的影响，为矿场试验方案的合理制订提供了理论支撑；文25 东微球调驱矿场试验共实施2 个层系9 个井组，通过“PI 技术”的动态调整，共注各类调驱微球276.58 t，总体实现了注入压力升高、波及体积改善和明显增油的目的；通过微球调驱，区块自然递减显著下降，油田稳产基础进一步得到增强。     

确定含油气面积存在的问题及正确的方法

本文对传统的石油地质理论定义的含油气面积提出了异议，用倒转背斜油气藏、断层下盘油气藏和不整合面下油气藏的实例阐明在传统定义下确定含油气面积存在的问题，指出用这种方法确定的含油气面积小于实际面积。笔者将含油气面积定义为含油气体在水平面上的投影区域，并推荐了三种正确的确定方法、     

韦5 断块三角洲前缘储层构型及剩余油分布

高邮凹陷韦5 断块阜一段一砂组三角洲前缘储层剩余油潜力大，但分布规律不明。针对该问题开展了对三角 洲前缘砂体构型特征及其与剩余油分布关系的研究。研究中充分利用岩芯、测井和动态监测等信息，取得如下认识： 在识别出的六级构型界面中，四级界面是层内剩余油分布的主要控制界面；以四级界面为界，识别出8 种成因砂体构 型单元；构型单元内部砂体韵律与构型单元之间的渗流差异控制剩余油分布。研究区内剩余油富集区可划分为边缘 型和孤立型两种，前者主要位于分流河道末梢或边缘、河口坝侧缘，以及与主力构型邻接的天然堤、席状砂和远砂坝； 后者主要位于不与水下分流河道连通的透镜状河口坝、远砂坝等。     

玛北油田三叠系百口泉组储层四性关系研究

利用岩芯、测井、试油、分析化验等资料，对准噶尔盆地玛北油田三叠系百口泉组的岩性、岩石学特征、物性及含油性等关系进行分析，总结岩性与电性、物性及含油气性之间的关系及影响因素，得出孔隙度、渗透率及含油饱和度等油层参数的解释模型。研究表明，岩石类型、粒度、分选、泥质含量，以及胶结物类型等是控制百口泉组储层物性的关键因素；各种岩性的含油产状普遍较高，砾岩、砂砾岩和含砾砂岩含油产状较好；储层具有物性变好，含油显示级别升高的特点；储层物性，含油饱和度，以及地层电阻率呈正相关。通过对百口泉组储层四性关系的研究，并根据试油资料与储层物性、电性参数交会，制定了油、水、干层的定量解释标准，为下一步的油气勘探与开发工作提供了科学依据。     

低渗透储层可动剩余油核磁共振分析

针对有代表性密闭取芯岩芯平行样，分别进行油水饱和度和油水高速离心驱替实验核磁共振分析，定量获得 储层目前剩余油饱和度、采出油相对量、可动油饱和度及驱油效率上限等参数，对比各参数建立储层可动剩余油饱和 度核磁共振分析方法。研究表明，建立岩芯饱和油束缚水状态和水驱油的最佳离心力分别为2.250 MPa 和0.220 MPa， 4 个渗透率级别（>50、[10，50）、[1，10）和<1 mD）储层采出油饱和度分别为23.49%、16.81%、8.70% 和9.99%，可动油 饱和度分别为50.34%、43.76%、29.67% 和22.89%，可动剩余油饱和度分别为26.85%、26.95%、20.97% 和12.90%，由 于储层非均质性影响，大于10 mD 储层采出油明显高于10 mD 以下储层，但大于10 mD 储层可动油饱和度较高，故可 动剩余油饱和度也较高，小于1 mD 的储层可动剩余油明显低于其他储层。     

苏丹1/2/4区块状强底水油藏高效开发技术

苏丹1/2/4区块状强底水油藏经过8年的高速高效开发，已经进入高含水开采期，油田产量递减趋势明显，稳产难度增大。针对这种情况，通过油藏地质综合研究、开发动态分析和精细油藏数值模拟研究，确定出油藏中剩余油纵向上主要集中在油层顶部，平面上主要分布在井网稀疏区、局部构造高部位和断层附近。在此基础上，利用加密井、水平井、提液、卡堵水、低效井侧钻以及合理射孔等相适应的开发调整技术与策略，现场应用取得了很好的效果。在油田开发过程中形成了一套块状强底水油藏高效开发调整技术。