油田化学论文范文参考 油田化学毕业论文范文[精选]有关写作资料

目录

1. 第一篇油田化学论文范文参考：胜利油田夏8断块稠油油藏化学驱提高采收率技术研究
2. 第二篇油田化学论文样文：牛心坨油田化学剂调驱提高采收率技术研究
3. 第三篇油田化学论文范文模板：表面活性剂提高油田污水回注效率的机理研究
4. 第四篇油田化学论文范例：大庆油田聚合物溶液粘度控制因素研究
5. 第五篇油田化学论文范文格式：东濮凹陷胡庆油田油藏地球化学与成藏规律研究

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第一篇油田化学论文范文参考：胜利油田夏8断块稠油油藏化学驱提高采收率技术研究

胜利油田夏八断块东二段是比较完整的火山岩披覆顶陷背斜构造.油层埋深1460m-1520m,含油面积4.6Km2,石油地质储量540.6*104t.含气面积2.7Km2,天然气地质储量5.21亿立方米.储层孔隙度平均32%,空气渗透率平均950×,10-3μm2,地面原油粘度1331～5606mPa.S,地下原油粘度118～384mPa.S,属中孔中渗透顶气底水稠油油藏.

夏8断块稠油油藏存在水敏性严重的问题,夏8-P1井两次注蒸汽,都不成功,因此不适应注蒸汽热采；同时注水开发油水流度比大,采出程度低.为此进行稠油油藏化学驱研究是合理的选择.

根据夏8断块原油的性质特点,通过表面活性剂室内评价试验,室内化学驱物理模拟实验,开发数值模拟研究,得出如下结论：

1.筛选出以0.03%聚合性多子磺酸盐（DSPS）、0.2%多羟基胺构成的复配体系作为夏8稠油的化学驱油体系.

2.室内物理模拟实验直接用优化配方驱替至含水98%时的最终采收率为71.7%,比水驱提高37%.化学驱进行时油井含水率越低,化学驱的最终采收率越高.

3.微观驱油实验表明,由聚合磺酸盐与有机碱组成的驱油体系能渗入原油中形成油包水乳状液,增加了驱替阻力,从而降低了水油流度比,提高了波及系数,又具有较高的洗油效率.

4.通过数值模拟研究,化学驱开发效果明显优于水驱和边水驱的开发效果,化学驱可较大幅度提高原油采收率,有效提高采油速度.因此,该区块实施化学驱技术上是可行的

5.化学驱优化注入参数为：注入速度为100m3/d、驱油剂注入浓度为0.4%,采取方案9的调剖加驱油的段塞式注入.采出程度可达36.93%,相比水驱采收率提高了13.75%,开发效果较好.

6.与水驱开发方式相比,化学驱方案累计增油8.3419×,104t.累计注入化学剂体积29.2×,104m3,注入调剖剂体积3.5×,104m3.累计化学剂成本1448万元,增产吨油化学剂成本为173.58元,化学驱技术经济上是可行的.

7.实施优化方案固定资产投资较少,现场操作简单,实施风险较小.

第二篇油田化学论文样文：牛心坨油田化学剂调驱提高采收率技术研究

牛心坨油田原油粘度高,含蜡量高,油水流度比的差异较大,加之油藏非均质性严重,且低孔低渗,目前已进入中高含水期(70%以上)产量快速递减阶段,尤其下层系及合采区水淹更加严重,综合含水已达75%以上,以往所进行的措施(压裂、调剖、分注)无法起到稳油控水作用,开发难度越来越大,举步维艰,迫切的需要研究筛选出低成本高效的调驱技术,提高牛心坨油田注入水波及体积及注水效率,改善牛心坨油层开发效果,从而达到稳油控水进一步提高牛心坨油层采收率的目的,为牛心坨油田的良性发展提供技术支持.

该项目应用室内物理模拟实验方法,利用牛心坨油田天然岩心,分别进行聚合物驱和聚合物／活性剂二元复合驱的驱油实验,通过考察这些驱油体系的驱油效果,选择出适合牛心坨油田的最佳驱油体系.

本文应用了数值模拟方法,建立了牛心坨油田N1-N7油层的精细地质模型,在水驱历史拟合的基础上、完成了T33-35井组及全区的水驱方案预测、调驱参数及段塞注入方式的优选,其中调驱参数优选主要包括聚合物分子量、用量、溶液浓度、注入速度、调驱时机的优选,形成适合牛心坨油田的最佳驱油方案,使牛心驼油田原油采收率在水驱基础上提高10个百分点左右.

经过对不同含水初值分类的井组进行聚驱注入参数数值模拟的研究可知：综合含水率小于80%的井组其最佳驱油方案为采用先调后驱的方法,调剖剂用量为0.02PV,注入主段塞1500mg/L聚合物0.3PV,注入保护段塞800mg/L,0.2PV,注聚速度为0.075PV/a,后续水驱至含水98%；而综合含水率大于80%的井组其最佳驱油方案为采用先调后驱的方法,调剖剂用量为0.02PV,注入主段塞1500mg/L聚合物0.3PV,注入保护段塞800mg/L,0.2PV,注聚速度为0.08PV/a,后续水驱至含水98%.

经过牛心坨油层聚驱注入参数数值模拟优选出适合现场施工的最佳驱油方案为：采用先调后驱的方法,调剖剂用量为0.02PV,注入主段塞1500mg/L聚合物0.3PV,注入保护段塞800mg/L,0.2PV,注聚速度为0.08PV/a,后续水驱至含水98%.

第三篇油田化学论文范文模板：表面活性剂提高油田污水回注效率的机理研究

油田注水开发中后期大量污水产生,目前胜利油田油井产液量为86.7×,104m3/d,综合含水92%,产水量为79.8×,104m3/d.从地下采出的油田污水均需再次回注地下油藏用于驱替原油,从而实现污水的循环再利用.

从地下采出的污水中含有原油、固体悬浮物、细菌以及大量的无机盐,在油田污水回注过程中主要存在两个方面的问题：一方面由于中低渗透油藏储层物性差、渗透率低、微孔隙发育、渗流阻力大等原因,在油田污水回注过程中普遍存在水井注水压力高、注水量小和水驱采收率低等问题.采用表面活性剂提高油田污水回注率是补充地层能量,提高油井产能的新方法.表面活性剂通过改善油/水界面和岩石/水界面活性,提高油水两相在地层中的渗流能力,降低污水回注压力,增加污水回注量.该研究在减少污水外排,实现污水注采良性循环以及中低渗油藏高效开发等方面具有重要意义.

另一方面污水是导致化学驱油体系中聚合物溶液粘度损失的主要原因.在化学驱油过程中,通过投加大量的聚合物增加注入水粘度是提高原油采收率的主要手段.然而,污水中各种复杂的化学组分对聚丙烯酰胺分子的降解作用导致聚合物溶液在配制和注入过程中溶液粘度下降,驱替相的流度控制能力变差,驱油效率降低,进而限制了该项技术在油田的推广应用.

本文在大量文献调研和文献分析基础上,从界面力学研究入手,分析油水两相在地层微孔隙中的渗流阻力和渗流特征；通过扫描电镜技术分析聚丙烯酰胺分子链的空间构象,研究聚丙烯酰胺分子降解机理.探索表面活性剂提高污水回注量及其驱油效率的内在机制,为实现油田污水循环再利用和中低渗油藏高效开发提供理论指导.主要研究内容及结果如下：

1.采用物理模拟实验技术和核磁共振技术,分析了水驱油过程中的毛管阻力、贾敏效应、岩水界面摩阻和水驱毛管数与表面活性剂物化特性的相关性.

研究结果表明,在水驱油过程中,用于提高低渗油藏注水能力的表面活性剂并非界面活性越高越好.在史深100油藏条件下,当活性剂体系将油水界面张力降至4×,10-2～2×,10-2mmN/m时,注水压力降幅最大达到75%.

2.合成并提纯了不同种类阴离子表面活性剂,并分别测定了其主要物化性能,包括表面活性剂的表面张力(γcmc)、临界胶束浓度(cmc)、界面饱和吸附量、pC20、表面压、Gibbs吸附能.研究结果表明：(1)对于单一体的阴离子磺酸盐类表面活性剂,仅石油磺酸盐(SHL-PS、KAQ-PS)、C2024AOS、 C18AESO-3可以在较短时间内使动态界面张力瞬时达到10-3mN·,m-1数量级,甚至10-4mN·,m-1数量级,平衡界面张力维持在10-2mN·,m-1数量级.其它表面活性剂因亲水性较强,因此油水界面张力较高,一般分布在10-1mN/m或更高数量级.(2)在以C2024AOS为主的二元体系中,按协同增效作用从小到大的排列顺序为：C2024AOS/C416AOS<,C2024AOS/C16AESO-3<,C2024AOS/Dow8390,由此可初步认为：亲水基体积小的阴离子表面活性剂与亲水基体积大的阴离子表面活性剂的协同增效效果相对较好,而两种亲水基体积小的阴离子表面活性剂之间协同增效效果不明显.(3)在以石油磺酸盐为主的二元体系中,在C1416AOS/SHL-PS复配比例为1：19时,产生了较强的协同效应,其动态界面张力始终维持在10-3mN/m；不同EO数C18AESO均可以与SHL-PS发生协同增效效应,将界面张力降低到10-3数量级,三者瞬时最小动态界面张力的大小顺序为C18AESO-3<,C18AESO-5<,C18AESO-7.鉴于C18AESO与C1416AOS的亲水性大小和分子结构具有显著的不同,推断两个复配体系在降低界面张力的机理上是有所差别的.

3.考察了几组阴离子表面活性剂及复配体系的物化性能(γcmc、cmc)与应用性能(界面张力、乳化性能、油膜粘附功、岩石润湿性、洗油率)之间的相关性.研究结果表明：(1)对于不同种类的磺酸盐表面活性剂,总体来看,临界胶束浓度越低,界面张力亦较低,二者大体上呈正相关性.(2)不同表面活性剂水溶液的表面张力与其界面张力间无明显的关联.(3)降低临界胶束浓度,有利于提高乳化性能,但不同系列表面活性剂的临界胶束浓度与乳化指数之间无明确的对应关系.适度增加疏水链长度,有利于提高乳化力；EO数增加,不利于乳化.(4)表面活性剂的表面张力与乳化性能无相关性.(5)不同系列表面活性剂水溶液的表面张力与接触角、粘附功基本上呈正相关性,即在同一亲油固体表面上的接触角随表面张力降低而减小,但分子结构不同,润湿反转的能力不同.(6)表面活性剂的临界胶束浓度与油膜粘附功及润湿性之间无相关性.(7)对于亲油表面而言,界面张力和乳化对洗油率的影响程度不及润湿性.换言之,当润湿性处于中性润湿状态时,驱油效率最高.(8)较低的界面张力、较高的乳化能力和中等润湿状态均有利于提高驱油效率,且三者的贡献具有加合性.(9)不同分子结构的表面活性剂对原油和石蜡的洗脱能力明显不同.脂肪醇聚氧乙烯醚磺酸盐表面活性剂能有效洗出原油中的芳烃类组成,而对石蜡类物质的洗脱能力较低,Dow8390对石蜡的洗脱能力较高.

4.采用单因素分析法系统研究了油田污水中的各水质参数对聚合物溶液粘度的影响.采用正交实验分析法研究了各水质参数在降低聚合物溶液粘度过程中的协同作用以及影响聚合物溶液粘度的主要水质参数.研究结果表明：(1)油田污水中含有大量的金属离子,这些金属离子对聚合物溶液粘度具有不同程度的影响,阳离子对聚合物溶液粘度的影响程度由大到小的为Fe2+>,Fe3+>,Ca2+、Mg2+>, Na+、K+.(2)油田污水中的Fe2+、S2等离子具有还原性,这种离子对聚合物溶液粘度的影响远大于其它离子,它们对聚合物溶液的粘度的影响与溶解氧的存在有密切的关系.在密闭条件下,Fe2+、S2对聚合物溶液粘度的影响较大,当的溶解氧一定浓度时,污水中的Fe2+、S2大幅度减少或消失.

5.采用红外光谱和扫描电镜分析方法,探讨了污水降低聚合物溶液粘度的机理.研究结果表明：(1)Na+、K+、Ca2+、Mg2+引起聚合物溶液粘度下降的原因是Na+、K+、Ca2+、Mg2+所带的正电荷,具有屏蔽聚丙烯酰胺分子羧酸基上负电荷的能力,从而使聚丙烯酰胺分子发生去水化作用,分子链收缩,导致聚合物溶液粘度降低,其中Ca2+、Mg2+因为具有较多的电荷而且Mg2+、Ca2+易与羧酸基相结合且不易电离,导致聚合物溶液粘度降低程度更大.(2)Fe2+对聚合物溶液粘度的影响由Fe2+的氧化还原反应引起.它在水中与氧发生反应生成氧自由基,同时在水的存在下生成过氧化物,诱发一系列的自由基链反应,从而使聚丙烯酰胺分子链断裂,聚合物溶液的粘度降低.S2-的影响机理与Fe2+相类似.

要想保持聚合物水溶液粘度的稳定性,必须改善聚丙烯酰胺分子的空间效应,增加聚丙烯酰胺分子的电荷密度,增强聚丙烯酰胺分子链节的静电斥力,增加聚丙烯酰胺分子的溶剂化作用.以增强聚合物溶液粘度稳定性为主要功能的表面活性剂配方设计可以从这三方面攻关研究.

6.针对油田污水对聚合物溶液粘度的影响,研制了三种表面活性剂配方进行水质改性,将污水配制的聚合物溶液粘度从12.5mPa·,s提高至30mPa·,s以上,实现了油田污水在化学驱油单元的资源化利用.

第四篇油田化学论文范例：大庆油田聚合物溶液粘度控制因素研究

聚合物驱是大庆油田增油降水的主要手段,初始阶段主要采用地面清水配制聚丙烯酰胺溶液,粘度控制因子较少,溶液粘度保持较好.近年来主要采用油田采出水配制,由于采出水组成复杂,水质影响其粘度因素众多,控制聚丙烯酰胺溶液粘度因子较多,所以其粘度大幅度降低,制约了聚合物使用率的发挥.本课题在分析大庆油田某采油厂配制聚丙烯酰胺的油田普通水和深度水水质组成的基础上,确定出油田采出水配制聚丙烯酰胺溶液粘度控制因子,并将主要控制因子进行分类,采用实验方法对这些控制因子进行评价和定位,找出因子控制趋势和规律.研究结果表明油田采出水配制的聚丙烯酰胺溶液粘度控制因子主要有物理因子和化学因子两类,部分因子影响较大,温度、高价阳离子、特征有机物等控制因子可以大幅度降低聚丙烯酰胺溶液的粘度.

配制水的工艺处理之一的就是曝氧过程,课题研究了普通水、深度水与曝氧水配制的聚丙酰胺溶液的粘度值,研究结果表明氧气、Fe~(2+)、S~(2-)、细菌四个方面因素具有曝氧增粘作用,通过实验测算出当充氧量达到2.6mg/L时,聚丙烯酰胺溶液粘度达到最大.

为了证明不同水质配制的聚合物溶液粘度影响机理和结论,我们对大庆油田不同水质配制的聚丙烯酰胺溶液、不同水质经过曝氧工艺后配制的聚丙烯酰胺溶液、配注系统中不同位置的聚丙烯酰胺溶液进行形貌学研究,研究过程中采用快速冷冻制样法,确保样品的聚合物分子形态与原水化状态一致,用扫描电子显微镜(SEM)测量,研究表明：在聚合物溶液体系中存在二价离子时,分子的伸展度明显收缩,存在蒙脱土等悬浮物时,聚合物有缠绕现象,网络骨架变细,证明二价离子和悬浮物对聚合物溶液的粘度有明显的影响,也说明了深度水比普通水配制的聚合物溶液的粘度高的原因.

油田配注系统结构复杂,聚合物溶液经过管道长距离地输送混合,在配注系统中不同位置处其粘度可能发生变化,研究表明：同一浓度聚合物溶液,各部位的溶液粘度大小为：混合器出口＜井口＜泵出口,其原因是聚合物在井口为网状结构,分布较为均匀,但取样时可能出现不均匀,粘度小的优先流出来,所以溶液粘度下降.而聚合物溶液在混合器出口混合不均匀,并有机械降解的作用,导致粘度下降.

本课题从油田配制聚丙烯酰胺使用的水质分析入手,从水中所含物质及曝氧工艺过程等方面探讨聚丙烯酰胺溶液粘度控制因子,并从形貌学角度揭示了聚丙烯酰胺溶液粘度控制微观机理.结果对于采出水水质控制、配制水的曝氧工艺控制、聚合物粘度控制提供指导性方法和数据.对于油田生产,具有理论和实践意义.

第五篇油田化学论文范文格式：东濮凹陷胡庆油田油藏地球化学与成藏规律研究

本文以东濮凹陷胡庆油田为研究对象,针对该区油源关系不清、油气运移和油气成藏过程缺乏系统的研究以及油气成藏机制等问题,利用地质、测井、分析化验等资料以及现代有机地球化学分析手段对胡庆油田烃源岩、原油及储集层抽提物的物理性质和分子地球化学特征进行了总结,在此基础上进行了油气类型划分、油/源关系研究和含油气系统问题的探讨.本文还利用分子地球化学技术、流体势分析、流体包裹体分析技术及盆地模拟技术对胡庆油田原油的运移方向、油气成藏期次和成藏时间以及烃源岩的生烃演化史进行了研究,文章最后对胡庆油田油气的成藏规律进行了总结,指出了有利勘探方向.取得的主要成果如下:

(1)胡庆油田古近系存在沙一段和沙三段两套烃源岩,两套烃源岩在有机质丰度、类型以及成熟度方面存在明显差异.沙一段烃源岩有机质丰度较高,有机碳平均值大于1.0%,有机质类型为Ⅰ或Ⅱ型,但多数地区演化程度较低,还处于未熟-低熟阶段,沙三段有机质丰度中等,母质类型以过渡型为主,大部分地层正处于或已经历了生油高峰,综合评价为较好烃源岩.生物标志物分布特征表明研究区烃源岩主要形成于半咸水—咸水湖泊的还原环境中,物源输入为水生生物和陆源高等植物混合生源为主,沙三段烃源岩是胡庆油田目前投入开发原油的主要来源,沙一段烃源岩由于其演化程度低对原油的贡献不大.

(2)根据原油的物理性质和族组成特点,将胡庆油田原油划分为三种类型:Ⅰ类原油属于低密度、低粘度轻质原油,多分布在长垣、邢庄断层下降盘及柳屯—海通集洼陷区,饱和烃含量高于70%,具有高饱和烃、低非烃+沥青质含量的特征,原油成熟度高,Ⅱ类原油属于中密度、中粘度中质原油,是胡庆油田主要油气类型,主要分布在胡状集、庆祖集的二台阶地区,原油成熟度较低,Ⅲ类原油属于高密度、高粘度重质稠油,主要分布在邢庄、石家集断层上升盘,部分原油遭受了生物降解作用,饱和烃含量低于50%,非烃+沥青质含量较高.

(3)油源对比选取了反映源岩生源构成、沉积环境、成熟程度等几个方面从宏观分布到生标组成来进行,旨在总结那些指标可以有效地应用于胡庆油田进行油源关系研究.研究表明,胡庆油田具有就近生油成藏的特点,一般都分布在洼陷周边地区.胡庆油田长垣断层下降盘胡41块、邢庄断层下降盘胡96块等近洼带沙三中、下亚段原油成熟度较高,为其下覆源岩生成,属自生自储型油藏,胡状集—庆祖集Ⅱ台阶原油主要来自海通集洼陷沙三中段源岩和Ⅱ台阶本身源岩,部分地区捕获来自柳屯洼陷向南运移而来的油气,邢庄断层上升盘胡19块原油,成熟度较低,主要为马寨洼陷低熟烃源岩生成的产物.并根据烃源岩分布、储盖组合条件以及油源对比结果等以沙三2、3盐岩为界划分出含油气系统,分为盐上、盐下两个子系统,盐下沙三3、4段子系统是本区主要含油气系统,盐上沙一、沙二段、沙三1、2段子系统是次要含油气系统.

(4)利用烷基二苯并噻吩作为油气示踪参数,结合地*体势特征,确立了胡庆油田油气的整体运移方向.研究结果表明,靠近柳屯—海通集洼陷部位的流体势高,往斜坡带的流体势相对较低,洼陷为主要的供流区,斜坡带为泄流场所,在同一平面,流体势表现出东南高西北低的总体规律.对于盐上子系统,柳屯洼陷向南、向北是油气运移的主指向,向东、向西是次要运移指向,海通集洼陷向北、向东是主要运移指向,向西、向南是次要运移指向,尤其是向斜坡带方向只是在洼陷北部才有所显示.对于盐下子系统,马寨洼陷生成的油气部分朝南运移至胡19块聚集成藏,柳屯洼陷生成的油气受盐岩的封堵不能通过断层向上运移,早期生成的、成熟度较低的油气通过沟通的砂体向南运移至胡5块,晚期生成的、成熟度较高的油气被断层封堵在洼陷区聚集成藏,胡—庆地区二台阶,尤其是北段一方面接收海通集洼陷生成的油气,同时也接收二台阶本身烃源岩生成的油气,庆祖集地区有由南向北的运移趋势,海通集洼陷晚期生成的、成熟度较高的油气在近洼及洼陷区可被断层封堵聚集成藏.

(5)利用流体包裹体技术及盆地模拟技术,并结合地层的埋藏史和古地温史,标定胡庆油田不同区带油藏的成藏时间和成藏期次.研究表明,一台阶主要发育早、晚两期油气充注过程,早期充注发生于19～10Ma,晚期充注发生时间为6～2Ma,二台阶的油气历经三期充注过程,其中第一期主要发生在30Ma左右,第二期主要发生于19～7Ma,第三期则主要发生于4Ma以来,三台阶主要为一期油气充注,发生于3Ma左右.相比之下,二台阶构造带内原油成藏时间相对较早,且自一台阶→二台阶→三台阶,同期次的油气充注时间有依次变晚的趋势.

(6)以油藏地球化学理论方法为指导,建立胡庆油田油气成藏模式,划分出自源—砂体侧向运聚成藏模式、混源—砂体—断层侧向—垂向运聚成藏模式和它源—砂体—断层—不整合面侧向—垂向阶梯状运聚成藏模式三种类型.胡庆油田一台阶以自源—砂体侧向运聚成藏模式为主,易形成高温高压岩性或断层—岩性油气藏,二台阶以混合源—砂体—断层侧向—垂向运聚成藏模式为主,自源—砂体侧向运聚成藏模式为辅,形成多类型和复杂的油气藏,其油气最为丰富,三台阶基本上为它源—砂体—断层—不整合面侧向—垂向阶梯状运聚成藏模式,成藏条件较为苛刻,油气富集程度较低,总结了胡庆油田的油气成藏规律,指出了多个有利的油气勘探方向和潜在领域.

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