高矿化度产出水集输中的阻垢实验研究

中原油田采油一厂九区42#站产出水矿化度高,文侧215-5井产出水中SO₄^2-和HCO₃^- 含量分别为1734mg/L与2343mg/L;文215-10井产出水中Ca²⁺含量为12600mg/L;文215-2和文215-4井产出水离子成份复杂。预测结果和配伍性实验表明,此井站产出水混配有无机垢产生,由X衍射分析该沉淀大部分为硫酸钙水合物,这是因为混合体系中Ca²⁺     

气田低温站污水的处理

本文通过对气田低温站污水调查与分析，经试验确定了对该污水进行“混凝沉降.H₂0_2/Fe^z+氧化”的处理工艺及条件，文章还对彩响处理效果的各种因素进行了讨论.试验表明，该工艺对有机污染较重的气田污水具有良好的处理效果.     

AMPS抗盐弱凝胶的研究

采用AMPS系列聚合物和活性酚醛交联剂，在总矿化度为1×10⁵mg/L、二价阳离子Ca²⁺和Mg²⁺的质量浓度为2000mg/L以及温度为85℃条件下，通过室内弱凝胶成胶实验，研究了高矿化度下聚合物类型、聚合物浓度、交联剂浓度及总矿化度对弱凝胶成胶性能的影响。实验结果表明：AMPS共聚物的磺化度是影响抗盐弱凝胶性能的主要因素，高矿化度有利于AMPS共聚物与酚醛交联剂形成弱凝胶体系；聚合物质量浓度越高，形成的弱凝胶粘度越高且稳定性越好；交联剂质量浓度过高，弱凝胶的稳定性有所下降。     

印刷线路板厂有机显影废水处理方法研究

采用酸性混凝+高级氧化+生物接触曝气系统处理红板(江西)线路板厂有机显影废水,并通过正交实验确定最佳药剂投加量。结果表明,处理500mL显影废水的最佳工艺条件是pH为4.0,10%的PAC的投加量为3.3mL,0.2%的PAM投加量为3.4mL,10%的FeSO4·7H2O的投加量为2.7mL,30%的H2O2投加量为0.72mL,10%的Na2S投加量为4.4mL,10%的LIME投加量为7.7mL,0.2%PAM投加量为4.6mL。将最佳工艺条件应用于工程实践,处理后废水COD的值降为75mg/L,低于《污水综合排放标准》(GB8978-1996)一级排放标准中COD的最高允许排放浓度。     

预测气井临界携液产量新方法及应用

针对气液比大于1400m³/m³的气井临界携液产量计算公式存在的修正系数问题,在假设气井井筒中的液滴为扁平形,考虑曳力系数与雷诺数（1.0×10³~2.2×10⁵、2.2×10⁵~1.0×10⁶）关系的基础上,结合经典力学建立了气井高气液比携液的临界产量新公式。从理论上解释了人们对临界携液产量模型理论公式是否需要提高20%所产生的争议。使临界携液产量模型在理论上更加完善,并与现场实际更加吻合。     

川中川南地区须家河组天然气地球化学特征

四川盆地川中川南地区须家河组天然气组成主要以烃类气体为主,甲烷含量在80%～96％,C＋2重烃含量较高,分布在3％～18％;天然气干燥系数（C1/C1-5）以小于0.95为主,为典型的湿气,主要属于干酪根热降解气。天然气同位素组成特征是碳、氢同位素均较轻,δ13C1介于-43‰～-37‰,δ13C2介于-30‰～-24‰;δDCH4介于-190‰～-150‰,δDC2H6介于-150‰～-110‰。甲烷碳同位素值与干燥系数之间有很好的正相关关系,天然气碳同位素值明显比海相层系天然气碳同位素值轻,具有煤型气特征,表明须家河组天然气主要来源于上三叠统煤系烃源岩。     

卫2块气顶底水油气藏剩余油分布研究

针对卫2块气顶底水油气藏的地质特征,应用地质建模软件建立起构造模型、储层模型,展现出气顶底水油气藏的构造和储层特点,通过建立不同的油层、水层、气层物性解释图版,应用地质统计学方法精确计算出储层非均质参数,描述了该断块储层的非均质特征。在此基础上,应用VIP数模软件描述了剩余油分布特征,讨论了气顶底水油气藏剩余油的分布特征,认为剩余油主要分布在注采系统局部不完善区、未注水的弹性区、未受油水井控制的储量损失区;而剩余气则主要集中在北部地区和顶部砂组。根据所提出的剩余油气分布认识,进行了治理方案部署,经实施后取得了良好的效果,平均年增油2.3×10⁴t,年增气0.2×10⁸m³,年综合递减减缓2.1%。实现了油气同时高效开采。     

致密砂岩气藏储量难动用影响因素及开发对策

致密砂岩气藏复杂地质特性和特殊渗流机理造成相当一部分储量难以得到有效动用。以川西新场气田Js¹₂、Js³₂气藏为例，在大量室内实验及现场试验的基础上，对致密砂岩气藏渗流机理进行了深入的研究，认为水锁效应、应力敏感伤害、启动压力效应是影响储量难以动用的主要影响因素。目前的生产压差为10MPa，远大于合理的生产压差7MPa，造成较严重的应力敏感伤害；压裂过程中水锁效应则导致压裂液返排率低，压裂液滤失带启动压力高，气相渗透率低，制约了压裂开发的效果。以低伤害为核心，高效返排为手段的大型加砂压裂技术、多层压裂合层套采技术、水平井及水平井压裂技术是开发新场气田Js₂¹、Js₂³气藏难动用储量的主要技术手段。     

采出污水配制聚合物溶液的影响因素研究

研究了聚合物驱采出污水中Na+、K+、Ca2+、Mg2+、Fe2+、Fe3+六种离子对聚合物溶液初始黏度的影响和溶解氧、阳离子、粘土矿物以及细菌对其稳定性的影响程度，提出了采出污水配注聚合物的参考控制指标和限度。研究结果表明，高价金属阳离子是影响聚合物水溶液初始黏度的主要因素，其由大到小的顺序为Fe2+＞Fe3+＞Mg2+＞Ca2+＞Na+＞K+。配制用水的基本要求是不含铁离子，Ca2+离子含量控制在200mg/L以下，最好控制在50mg/L以下；Mg2+离子含量控制在100mg/L以下，最好控制在30mg/L以下；Na+、K+离子含量应该控制在2000mg/L以下，最好控制在500mg/L以下。高价金属离子和溶解氧是影响聚合物溶液黏度稳定性的主要因素，其由大到小的顺序为：Fe2+>Mg2+(Ca2+)>Fe3+>Na+(K+)，一价阳离子和悬浮物对聚合物溶液黏度稳定性也有一定影响，细菌对其影响相对较小。     

柴西北尖顶山地区油源及油气成藏研究

尖顶山和南翼山是柴达木盆地西部北区的两个相邻构造,尖顶山浅层获得工业油气流,但深层一直没有大的突破,而南翼山构造深浅层都发现较大油气储量,因此解剖该地区的油源及成藏特征对勘探具有重要的指导意义。应用原油轻重组分的地球化学特征综合判识油源,指出尖顶山油田N₂²储层原油主要来自N₁成熟源岩。在成藏过程中,有沿途或浅层低-未成熟油的混入,深层储层抽提物来自E₃²源岩。分析认为储层原油属于成熟阶段的产物且是就近捕获,不是从南部源岩长距离运移而来。结合源岩生烃史与构造演化史,建立了成藏模式。     

基于浓缩理论的大型压裂破胶优化技术及应用

针对储层孔、渗条件很差的致密砂岩油气藏，常规的破胶剂加量技术已经不能满足大型压裂对破胶的更高要求，在考虑了压裂液在地层中由于滤失而产生浓缩效应的基础上，提出了一种新的压裂液破胶优化技术。通过压裂施工裂缝温度场模拟，不同温度条件下的破胶实验以及考虑液体滤失浓缩后的破胶实验，认为大型压裂施工现场破胶剂加量应该在常规加量基础上进行一定程度的增加，才能保证大型压裂的破胶效果，实现快速排液，降低伤害。该破胶优化技术在CX491井155.6m³大规模压裂施工成功应用，开井17h液体返排率达到了74.9%，且返排液破胶彻底，天然气测试产量从射孔后的0.2×10⁴m³/d（敞井）增加到14×10⁴m³/d（井口压力22MPa），目前该技术正在川西地区大型压裂施工中逐步推广。     

不同腐蚀介质中改性咪唑啉的缓蚀性能

由油酸、多胺及改性试剂合成了4种咪唑啉衍生物。通过静态挂片失重法评价了咪唑啉缓蚀剂在不同矿化度的模拟盐水、饱和CO₂的模拟盐水以及油田回注污水中对A3碳钢腐蚀的抑制作用。实验结果表明，所合成的咪唑啉缓蚀剂可以抑制溶解氧的腐蚀，对CO₂的腐蚀抑制效果更好，10mg/L缓蚀剂D缓蚀率达95.36%。腐蚀介质的矿化度对缓蚀效果有一定影响，矿化度在10000～70000mg/L变化时，缓蚀率波动在10%～15%。油田回注污水实验表明咪唑啉型缓蚀剂适合应用于现场，尤其是偏酸性水质，腐蚀速率满足小于0.076mm/a的油田标准。