• 2019年第36卷第2期文章目次
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    • 延长油田致密油藏水平井强封堵钻井液优选 与现场应用 与现场应用 与现场应用

      2019, 36(2):191-195. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.001

      摘要 (1395) HTML (0) PDF 1.23 M (2627) 评论 (0) 收藏

      摘要:为了加快致密油开发进程和提高延长油田致密油藏水平井钻井技术,针对现阶段延长油田致密油藏钻井所用的聚丙烯酰胺钾盐(K-PAM)聚合物钻井液体系存在流变性不佳、封堵和抑制性不足等缺点,室内对现场常用降滤失剂、抑制剂、润滑剂、封堵剂等处理剂进行优选,获得适合致密油藏使用的强封堵型纳米聚合醇水基钻井液配方,并在现场进行了应用。结果表明,聚合物降滤失剂COP-FL可显著提高体系失水造壁性,无荧光防塌润滑剂FT342抑制性较强,液体极压润滑剂JM-1整体润滑效果好,复配封堵剂无水聚合醇WJH-1和纳米乳液RL-2 可使钻井液封堵率提高 51.7%,增强井壁稳定性;将配方为 4%钠膨润土+0.2%纯碱+0.4% K-PAM+2%COP-FL+1.5% FT342+1.0% JM-1+5% WJH-1+3% RL-2的水平段强封堵型钻井液体系用于延长致密油藏两口水平井现场试验,施工过程中体系防漏失、封堵效果较好,机械钻速相比邻井提高30%,施工周期缩短35%,井下事故率降低85.7%,钻井成本减少34.7%,为延长油田致密油藏水平井的优快钻井提供了有效的技术支持。图1表4参19

    • 环保无荧光生物质润滑剂ZYRH的性能与应用

      2019, 36(2):196-200. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.002

      摘要 (1250) HTML (0) PDF 1.29 M (1904) 评论 (0) 收藏

      摘要:针对目前常用润滑剂荧光级别高、热稳定性差的缺点,研究了一种无荧光生物质润滑剂ZYRH的荧光级别、乳化稳定性、润滑性和抗温耐盐性能,并考察了ZYRH对钻井液流变及失水造壁性能的影响。研究结果表明,ZYRH荧光等级小于3级、乳化稳定性好、抗温达200℃、抗盐达饱和;基浆中加入1%ZYRH润滑剂后,极润滑系数降低率达91.5%~93.0%;生物毒性EC50值>1.0×106mg/L;与聚合物钻井液、聚磺钻井液、微泡钻井液等配伍性好。产品在卫455井、文23储气库等25口井进行现场应用,均取得良好效果,且产品对环境无污染。图5表4参14

    • 亚微米水泥体积膨胀及水泥浆形变机理

      2019, 36(2):201-208. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.003

      摘要 (874) HTML (0) PDF 2.06 M (1575) 评论 (0) 收藏

      摘要:亚微米水泥固化后体积明显膨胀及析水现象无法用现有理论解释。为探究其机理,分别将G级水泥浆、超细水泥浆和亚微米水泥浆置于高温与外界绝湿环境中养护,它们在水化过程中的形变既有许多相似又有明显不同,但具有规律性。分析总结实验数据并参考前人的研究成果后得出:在不同水化反应阶段,浆体内水化产物微粒先后经历了互相排斥、互相牵引和互相挤压,是水泥浆依次出现初期膨胀、收缩、开裂、膨胀、析水等诸多现象的根本原因。提出的水泥浆形变机理假说可对有关现象做出合理解释。图8表2参20

    • 芥酸酰胺丙基二甲基叔胺改性纤维素溶液的 流变性能与交联性能

      2019, 36(2):209-214. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.004

      摘要 (1263) HTML (0) PDF 1.78 M (1854) 评论 (0) 收藏

      摘要:为了改善纤维素溶液的增稠能力和交联性能,合成了一种新型疏水醚化改性剂(3-氯-2-羟丙基芥酸酰胺醋酸铵),并采用该改性剂对羧甲基羟乙基纤维素(CMHEC)进行疏水改性,首次制得了芥酸酰胺丙基二甲基叔胺疏水改性纤维素(ED-CMHEC),研究了CMHEC和ED-CMHEC溶液的流变性能(表观黏度、流动曲线、触变性和黏弹性)和交联性能。研究结果表明,改性后ED-CMHEC溶液的表观黏度得到显著提升并表现出更显著的触变性与黏弹性。质量分数0.3%的 CMHEC和ED-CMHEC 溶液在30℃、170 s-1的表观黏度分别为18 mPa·s和71mPa·s,后者较前者提高了2.94倍。不同质量分数(0.3%~0.5%)的CMHEC和ED-CMHEC溶液均表现出剪切变稀性质,其流动曲线可用Cross模型进行描述。有机锆交联剂FAC-201加量为0.2%时,质量分数0.3% ED-CMH EC溶液交联形成凝胶的黏度是改性前的2.4倍,表现出更强的交联性能。图9表4参22

    • “水质调节-絮凝-O3氧化”工艺处理胍胶压裂返排液 及回用技术

      2019, 36(2):215-218. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.005

      摘要 (865) HTML (0) PDF 1.28 M (1947) 评论 (0) 收藏

      摘要:基于对延长油田某油井的胍胶压裂返排液的水质特性分析,采用“水质调节-絮凝-O3氧化”工艺对该压裂返排液进行处理,通过实验探索各工艺参数对处理效果的影响,并考察了处理后返排液回配滑溜水压裂液的性能。先将压裂返排液的pH值调至9.0,然后加入800 mg/L絮凝剂IF-A和1.0 mg/L 助凝剂FA-B,再在通臭氧量30 mL/min 处理 500 mL 返排液的情形下通气处理 40 min。处理后水质呈无色、清澈透明状,SS 含量小于 3.00mg/L,Fe离子含量0.5 mg/L以下,黏度降至1.28 mPa·s,细菌含量低。用处理液回配滑溜水压裂液的各项性能与用自来水配制的滑溜水压裂液性能相近,符合DB.61/T 575—2013《压裂用滑溜水体系》标准,满足滑溜水压裂液配制用水要求。图3表2参11

    • 胍胶自增稠支撑剂性能及其储层伤害性评价

      2019, 36(2):219-224. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.006

      摘要 (737) HTML (0) PDF 1.52 M (1640) 评论 (0) 收藏

      摘要:为大幅减少现有压裂液工艺配制和运输费用,实现在线配制携砂液,本文采用将胍胶细粉黏附在支撑剂颗粒外表面的方法制作了新型自增稠支撑剂,并以高温高矿化度油藏环境为实验条件,开展了该自增稠支撑剂性能评价及储层伤害性实验。研究表明,在温度高于80℃的情况下,与SZ36-1油田注入水、长庆油田注入水、大庆油田污水和大庆油田清水相比,由矿化度最高的大港油田注入水配制的胍胶增稠剂溶液增黏性最好,视黏度最高,储能模量最大,携砂能力最强。当砂比大于30%后,用大港油田注入水配制自增稠支撑剂悬浮时间小于20 s,沉降时间大于4 h。当自增稠支撑剂破胶剂加量为0.03%~5.0%时,破胶时间为14~2.5h。恒速实验中,随着岩心渗透率增大,滤失量逐渐升高,伤害率逐渐降低。恒压实验中,随着滤失压差的增大,滤失量逐渐增加,伤害率逐渐增加。该胍胶自增稠支撑剂可满足高温油藏压裂施工需求,具有广阔的应用前景。图5表6参20

    • 助破胶胶囊型压裂屏蔽暂堵保护剂的制备与性能评价

      2019, 36(2):225-229. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.007

      摘要 (919) HTML (0) PDF 1.32 M (3100) 评论 (0) 收藏

      摘要:为降低压裂过程中压裂液滤失侵入储层、破胶后的固相残渣等给储层带来的伤害,基于屏蔽暂堵油气层保护理论,结合微胶囊破胶剂的特点,以有机酸为芯材、乙基纤维素为囊材、聚乙烯吡咯烷酮为致孔剂、聚乙烯醇为保护剂,采用液中干燥法制备了助破胶胶囊型压裂屏蔽暂堵保护剂TD-1,优选了制备工艺条件,评价了TD-1的性能。结果表明,在聚乙烯醇加量2.0%、乙基纤维素与聚乙烯吡咯烷酮加量4.0%、搅拌速率为500 r/min的条件下制得的TD-1主要粒径约为300 μm,包覆芯材有机酸的含量为34.1%,释放率为69.0%。TD-1有助于压裂液的破胶,可使压裂液破胶液黏度降低35.6%,固相残渣含量降低44.9%,并对压裂液黏度与破胶时间的影响较小。TD-1可在储层表面形成暂堵带,降低压裂液滤液、固相物质侵入储层造成伤害,提高渗透率恢复率11.32%,使岩心渗透率恢复率达82.47%,具有良好的屏蔽暂堵保护油气层的作用。图5表2参24

    • 阳离子聚合物铬冻胶的研制与性能评价

      2019, 36(2):230-235. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.008

      摘要 (1013) HTML (0) PDF 1.38 M (1992) 评论 (0) 收藏

      摘要:针对高强度铬冻胶堵剂普遍成胶过快的问题,通过优选阳离子聚合物并利用铝溶胶对配方进行优化,制得适用于深部调剖的阳离子聚合物有机铬冻胶堵剂,并对其性能进行了评价。结果表明,对于丙烯酰胺(AM)/丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DAC)二元共聚物有机铬冻胶,其阳离子度越低,成胶时间越长;铝溶胶可以有效延缓阳离子聚合物有机铬冻胶成胶时间,并能提高其强度和长期稳定性;阳离子聚合物有机铬冻胶体系最优配方为0.8%聚合物Y5(阳离子度5%)+0.3%醋酸铬+0.2%铝溶胶,90℃下的成胶时间为55 h,成胶后弹性模量为16.6 Pa,属于高强度冻胶;该冻胶堵剂注入性好,同时具有较好的抗剪切性和耐温抗盐性,封堵率可达96%以上,满足深部调剖对堵剂的要求。图4表8参18

    • 乳液型聚合凝胶调驱体系性能评价

      2019, 36(2):236-239. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.009

      摘要 (745) HTML (0) PDF 1.36 M (1037) 评论 (0) 收藏

      摘要:为了提高海上油田的驱油效率、满足海上平台作业要求,通过测定乳液型聚合物溶液和凝胶体系的黏度随时间的变化,得到适合海上油田深部调驱的乳液型聚合物凝胶体系;通过长度为1 m的填砂模型封堵实验和均质岩心驱油实验,研究乳液型聚合物凝胶的封堵性和驱油效果。结果表明,乳液型聚合物的稳定性较好,溶液放置31d后的黏度保留率为71.15%。由两种酚醛类交联剂和乳液型聚合物组成的聚合物凝胶成胶时间为8 d,成胶黏度为911 mPa·s,稳定性良好。水驱和聚合物驱注入速率为5 m/d时,填砂模型封堵效果相对较好,沿程封堵率均超过90%。岩心驱油实验中,渗透率5000×10-3μm2岩心的采出程度增幅比渗透率为1000×10-3μm2和3000×10-3μm2的岩心高12.46%和3.83%,聚合物凝胶体系可以进入油藏深部实现高渗条件下的深部调驱,改善水驱效果。图4表4参19

    • 低初始黏度可控凝胶调堵剂的研制及性能评价

      2019, 36(2):240-244. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.010

      摘要 (772) HTML (0) PDF 1.27 M (1814) 评论 (0) 收藏

      摘要:为了满足聚合物驱后深部定点调堵的需求,进一步挖潜剩余油,研发了一种以相对分子质量2500万的部分水解的阴离子型聚合物、金属离子交联剂、调节剂、缓凝剂、增强剂组合的低初始黏度可控凝胶调堵剂体系,对其性能进行了评价。研究结果表明:用现场回注污水配制的配方为500~1000 mg/L聚合物LH2500+1000~2500mg/L交联剂CYJL+200~500 mg/L调节剂(柠檬酸)+100~150 mg/L缓凝剂(亚硫酸钠)+100~200 mg/L增强剂(多聚磷酸钠)的凝胶初始黏度低,在10 mPa·s以内;成胶时间10~40 d内可控,成胶黏度2000 mPa·s以上。体系耐矿化度可达20000 mg/L,应用pH范围为8~9;体系具有较好的岩心封堵性能,对水测渗透率为0.48~3.9μm2的岩心封堵率均在99%以上,残余阻力系数为95.6~396.1。三层并联岩心实验结果表明该体系对中、低渗透层的污染少,可以满足现场的封堵要求。图2表7参10

    • 成膜型控砂剂的分子模拟、制备及性能评价

      2019, 36(2):245-249. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.011

      摘要 (702) HTML (0) PDF 1.27 M (1678) 评论 (0) 收藏

      摘要:成膜型控砂剂有效期取决于其在储层孔隙表面的吸附性能。为了延长成膜型控砂剂有效期,采用分子力学与蒙特卡洛相结合的方法研究了不同阳离子化合物在岩石表面的吸附性能,根据分子模拟结果设计和制备了两亲型有机阳离子聚合物作为新型成膜型控砂剂,研究了成膜型控砂剂的耐冲刷性能,并在胜利油田进行了现场应用。模拟计算结果表明,二酸类单体己二酸(HDA)、二胺类单体对环己二胺(DM1)与水互溶差而与油互溶性好,HDA-DM1型聚酰胺链段具有较好的吸附性能,在石英上的吸附能为-56.34 kcal/mol,热力学和机械性能较好。按照HDA-DM1结构合成的嵌段型高分子控砂剂具有良好的耐冲刷能力,耐冲刷性能高于标准要求的3倍以上。成膜型控砂剂在胜利油田应用达10口井,控砂效果较好,控砂有效期长。图2表2参12

    • 大庆原油组分在界面膜的扩张流变性质

      2019, 36(2):250-255. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.012

      摘要 (666) HTML (0) PDF 1.68 M (1570) 评论 (0) 收藏

      摘要:利用悬挂滴的方法系统研究了大庆原油中四种活性组分在煤油-水间界面扩张流变性质,并深入探讨了振荡频率和质量分数的影响。结果表明,实验所用的大庆原油中的四种活性组分表现出较强的界面活性,其降低界面张力能力的顺序为:胶质>沥青质>芳香分>饱和分。随着振荡频率增大,这四种活性组分的扩张模量均增大,而相角均降低。此外,随质量分数增大,实验所用大庆原油中的沥青质的扩张模量线性增加,最大值高达50 mN/m,明显高于其它三种活性组分,也比一般原油中组分的扩张模量高。与此同时,这四种大庆原油活性组分的相角随质量分数增加虽然略有加大,但数值仍然较低,其界面吸附膜表现出较强的弹性行为。图12表1参26

    • 注水阻力分析及功能型减阻增注剂的性能评价

      2019, 36(2):256-261. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.013

      摘要 (773) HTML (0) PDF 1.74 M (1084) 评论 (0) 收藏

      摘要:为了提高低渗透油藏注水井的降压增注效率,本文研究了岩石表面润湿性、界面张力等因素对低渗透油藏注水阻力的影响规律,并在此基础上研究了一种多功能型减阻增注剂CNG,评价了CNG溶液改变油水界面张力、改变岩石表面电性和润湿性和改变岩心降压增注效果的能力。研究结果表明:CNG既能降低油水界面张力至10-3 mN/m数量级、消除岩心毛管阻力;又能吸附在岩石表面消除岩石表面负电荷、改善岩石表面润湿性至弱水湿。CNG适用于含有残余油的岩心降压增注,又适用于强水湿油藏的减阻增注,还适用于即有残余油又强水湿油藏的降压减阻增注。对于胜利油田某区块天然岩心,CNG 用于不洗油的原始岩心时,渗透率提高48.49%,驱替压差降低31.25%;CNG用于没有残余油、呈现水润湿状态的岩心时,渗透率提高36.32%,驱替压差降低27.66%。图10表1参10

    • 长庆姬塬油田长效在线增注技术现场应用

      2019, 36(2):262-266. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.014

      摘要 (809) HTML (0) PDF 1.51 M (1509) 评论 (0) 收藏

      摘要:针对姬塬油田物性差、注水压力高、多次欠注井逐年增多,且治理困难的问题,结合长庆油田“小水量、树枝状”的流程特点,分析主力区块特性,提出以“增压注水,药剂控压”为技术思路的长效在线增注技术。在井场安装注水量100~300 m3/d不同型号的增压装置,同时在满足注水需求的前提下配套加注综合降压增注药剂,建立主力区块的压力预测图版,并在姬塬油田进行了现场应用。结果表明,增压装置满足了现场局部在线提压增注要求;以剥离分散剂、螯合剂、润湿剂、清洗、酸化缓蚀剂和甲醇为主剂的注水井用综合降压增注剂COA-2具有防膨、阻垢、降低油水界面张力的优点,控压增注效果较好;主力区块的压力预测图版为有效控制压力上升幅度提供了依据。在采油厂累计实施48个井组,改善了105口多轮次增注措施无效井欠注问题,平均有效期为266d,平均单井日增注11 m3,累计增注达54.95×104m3,对应826口油井中234口油井见效,平均单井组日增油2.25 t,累计增油1.95×104t,达到了多轮次增注措施无效井长期稳定注水的目的。图5表2参13

    • 致密储层纳米流度改性剂的微流控模拟评价

      2019, 36(2):267-270. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.015

      摘要 (686) HTML (0) PDF 1.94 M (1213) 评论 (0) 收藏

      摘要:为克服常用注入液体性能评价方法的不足,同时实现对致密储层注入液体驱油过程的有效评价,通过自主设计的3种微流控模型(2维多孔介质模型、2.5维孔喉模型和半圆多通道模型)对研发的致密储层纳米流度改性剂开展了驱油性能的在线、可视模拟评价研究。结果表明,纳米流度改性剂可显著降低注水启动压力,比水更易进入小孔隙,并可快速将原油分割为小油滴,大幅提高原油的流度与运移能力,驱油效率高达90%以上,可用于致密储层的高效开发。图22参12

    • 冀东低渗透油藏降压增注剂的性能评价与应用

      2019, 36(2):271-276. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.016

      摘要 (849) HTML (0) PDF 1.33 M (1921) 评论 (0) 收藏

      摘要:针对冀东高尚堡油田注水开发过程中,注水压力抬升快、高压欠注的问题,结合冀东低渗透油藏物性特征制得阳离子-非离子表面活性剂降压增注剂JDZC,研究了JDZC加量对其表面张力、油水界面张力、乳化能力的影响及其耐温性和降压增注能力,并在现场进行了推广应用。结果表明,用聚氧乙烯醚类非离子表面活性剂和环氧丙基三季铵盐制得的JDZC降压增注剂耐温可达130℃。随JDZC加量的增加,溶液表面张力降低并逐渐稳定,500 mg/L JDZC溶液的表面张力为28 mN/m;用冀东油田注入水配制的JDZC溶液的临界胶束浓度为1000mg/L。500~5000 mg/L的JDZC与冀东原油的最低界面张力维持在10-2mN/m的数量级。JDZC对原油的乳化能力较好,且加量越大,乳化能力越强。JDZC对冀东高尚堡主力层岩心具有明显的降压增注效果,可使洗油后的岩心渗透率提高40%,压力降低26%。现场38口井应用结果表明,现场实施有效率为94%,注水井初期注水压力平均下降8.5 MPa,有效期超过半年,平均单井增注超过2×103m3,改善了冀东高尚堡低渗透油藏注水难题。图3表5参12

    • 渤海油田注水用液体脱硫剂的筛选和现场应用

      2019, 36(2):277-279. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.017

      摘要 (772) HTML (0) PDF 1.22 M (1952) 评论 (0) 收藏

      摘要:针对渤海某油田注水系统硫化氢浓度过高的现状,通过测定脱硫剂对注入水的脱硫效率和阻垢剂对注入水中钙离子浓度的影响,优选出改性三嗪类液体脱硫剂和聚磷酸盐防垢剂,并在注水水源井所在C平台进行了现场中试。结果表明,改性三嗪类液体脱硫剂对注入水的脱硫效率为98.1%,脱硫效果最好,但会使水中钙离子浓度降低,出现结垢。与聚磷酸盐防垢剂一起使用可明显减少钙离子的沉积。在平台现场药剂中试时,脱硫剂和防垢剂加量分别为500 mg/L和20 mg/L,水源井系统的硫化氢浓度由800 mg/m3降至约20 mg/m3,产液中的硫化氢量从150 mg/m3降至约4 mg/m3,满足平台脱硫的需求,同时避免了沉积垢。图2表2参12

    • 油酸改性纳米TiO2的制备及其驱油性能评价

      2019, 36(2):280-285. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.018

      摘要 (1091) HTML (0) PDF 1.65 M (2021) 评论 (0) 收藏

      摘要:纳米颗粒驱油技术在低渗油藏有较好的驱油效果,但纳米颗粒作为驱油剂在水溶液中的团聚并堵塞地层小孔隙的问题,一直未得到很好的解决。本文使用低成本的油酸对纳米TiO2进行表面改性,采用红外光谱分析仪、扫描电镜和Zeta电位分析仪分析了改性纳米TiO2的结构和形貌。并通过低渗透岩心模拟驱油实验优选合理的驱油体系。研究表明,使用油酸对纳米TiO2表面进行改性,当反应物摩尔比为1∶1,在60℃条件下反应4 h时,改性得到的纳米TiO2在水溶液中稳定性最好。红外光谱测定证明了油酸基团成功接枝到纳米TiO2表面。改性后的纳米TiO2颗粒分散稳定性得到大幅提升,粒径的测试结果显示纳米TiO2在水溶液中的平均粒径为246.7nm。质量分数为0.05%的改性前后的纳米TiO2体系在亲水载玻片表面的接触角分别29.95o、81.44o,油水界面张力值分别为0.475和0.74 mN/m,说明改性TiO2颗粒提高采收率的机理依然是主要依靠改变岩石润湿性和降低油水界面张力两方面。对于渗透率范围在9×10-3~12×10-3μm2的低渗油藏,合理注入体系为0.1%改性纳米TiO2+0.05% OP-10,注入体积为0.3 PV,提高采收率达到15%。纳米TiO2溶液不仅能降低注入水的压力,而且能提高低渗透油藏的采收率。图7表1参18

    • CO2在原油中扩散系数测定方法的研究进展

      2019, 36(2):367-372. DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.034

      摘要 (923) HTML (0) PDF 1.44 M (3240) 评论 (0) 收藏

      摘要:CO2在原油中的扩散在油藏增产中起着重要的作用,其影响到采收率提高幅度和原油黏度的降低程度等。本文从直接法和间接法两个方面进行了CO2在原油中扩散系数测定方法研究进展总结,重点阐述了间接方法测定扩散系数的模型差别及研究进展,指出了完善影响因素分析、丰富研究维度、完善不同尺度孔隙中扩散规律研究等将成为未来CO2在原油中的扩散研究重点和热点。图10表1参47

主编:张熙

创刊年:1984年

ISSN: 1000-4092

CN: 51-1292/TE

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