• 2019年第37卷第1期文章目次
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    • 华北牛东地区深井抗高温防塌钻井液技术研究与应用

      2019, 37(1):1-6.

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      摘要:华北油田牛东地区油层埋藏深,井底温度超过 200℃,且钻井中易发生井壁失稳等复杂事故,常规钻井液体系稠化严重、防塌性能不足。基于深部地层岩样 X射线衍射、扫描电镜组构分析结果,进行了深部地层井壁失稳机理及对策研究,结果表明牛东地区深层岩样黏土矿物含量较低,微裂缝发育,钻井液滤失是井壁失稳的主要原因。通过实验优化构建了两性离子聚磺抗高温防塌钻井液体系,并优选了刚性及可变形封堵防塌剂,形成了适合牛东地区的两性离子聚磺抗高温防塌钻井液体系,在牛东 101 井目的层段(井底温度 207℃)进行了试验应用。室内评价结果表明,两性离子聚磺抗高温防塌钻井液体系在 240℃热滚前后具有良好的流变、滤失性能,加入复配的刚性及可变形封堵防塌剂后砂床滤失量降低 80%以上。现场应用过程中,钻井施工正常,电测一次成功,与邻井同井段相比,平均井径扩大率从 56.74%降低为 9.6%,实现了安全钻井的目标。该体系及其现场应用技术对牛东地区甚至其他高温超深井钻井具有非常重要的参考意义。图 2表7参 9

    • pH值和稀释剂对固井前甲酸盐钻井液性能的影响

      2019, 37(1):7-11.

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      摘要:固井前甲酸盐钻井液的流变性和失水造壁性差是导致固井质量不理想的关键问题之一。为提高环空钻井液顶替效率和井壁泥饼冲洗效率,研究了 pH值和稀释剂磺化丹宁对油田现场某井区甲酸盐钻井液流变性和失水造壁性的影响,通过比较甲酸盐钻井液调节前后形成泥饼的微观结构,分析了钻井液性能改变的机理。结果表明,pH值和稀释剂对甲酸盐钻井液的流变性和失水造壁性的影响较大。随 pH值和稀释剂加量的增大,甲酸盐钻井液的塑性黏度、动切力、高温高压滤失量和泥饼厚度先降低后增加,泥饼冲洗效率和界面胶结强度先增加后降低。在 90℃下,现场甲酸盐钻井液适宜的 pH值为 11.5、稀释剂最佳加量为 0.3%。甲酸盐钻井液经 NaOH溶液和稀释剂调节后,改善了黏土颗粒的分散性,优化了钻井液性能,并提高了形成泥饼的致密性,有利于环空钻井液的顶替和井壁泥饼的冲洗清除,改善固井胶结质量。图 9表5参 19

    • 强抑制强封堵深水钻井液的制备与性能评价

      2019, 37(1):12-17.

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      摘要:针对深水钻井中钻井液黏土水化抑制性和封堵性能不足、低温流变性差等问题,以烯丙基磺酸钠(AS)、三羟乙基烯丙基溴化铵(THAAB)和甲基丙烯酸甲酯(MMA)为原料制得多羟基低聚物黏土水化抑制剂 PDWC。在常规水基钻井液中加入 10% KCl和 0.7% PDWC,得到密度为 1.1 g/cm3的强抑制强封堵深水钻井液体系。通过红外光谱仪、热重分析仪和凝胶色谱法表征了 PDWC的结构,研究了强抑制强封堵深水钻井液的封堵性、润滑性和抗温抗盐性。结果表明,PDWC的相对分子质量为 2.2×104,抗温可达 280℃,强抑制强封堵深水钻井液体系具有良好的抑制和封堵性能。红土滚动回收率高达 93.5%,人造岩心在滤液中的常温常压线性膨胀高度仅为1.7 mm。在 0.69 MPa的条件下,钻井液在模拟砂床中侵入 30 min后的深度为 4 cm。钻井液的抗温和抗盐能力较好,其低温流变性和润滑性能良好,满足深水钻井工程需要。图 6表5参 14

    • 旅大特稠油钻开液体系的制备与性能评价

      2019, 37(1):18-22.

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      摘要:旅大某油田储层岩石胶结疏松、孔隙发育,且黏度、密度、胶质沥青质和凝固点高,钻井过程中由于钻开液的滤失导致储层水敏损害、不配伍等储层伤害。为改善以上问题并降低施工成本,在现有钻开液体系基础上,通过优化防膨剂、降滤失剂、流型调节剂等添加剂的加量制得适合旅大某特稠油的新型无固相钻开液体系,研究了钻开液的配伍性、抑制性、降解性和储层保护性。结果表明,在现有钻开液中加入有机防膨剂 CFP、1%降黏剂、1.0%~ 1.5%降滤失剂改性淀粉、0.3%~ 0.4%流型调节剂改性胍胶制得的钻开液体系防膨性较好,与地层流体的配伍性良好,抑制钻屑分散能力较强,无沉淀、无乳化堵塞损害,260℃高温降解后对岩心的渗透率恢复值大于85%,具有良好的储层保护效果。该钻开液体系降低了作业成本,适用于特稠油油田的热采开发。表6参12

    • 泥饼对钻井液用小分子抑制剂的阻挡作用

      2019, 37(1):23-26.

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      摘要:水基钻井液中常加入大量的表面水化抑制剂,却未能有效提高井壁稳定性,造成钻井成本高、回收处理难、环境污染大等问题。因而提出小分子表面水化抑制剂能否有效进入地层这一问题。以抑制效果佳且分子量最低的表面水化抑制剂己二胺为研究对象,采用柱前衍生液相色谱法及线性膨胀实验研究了不同类型泥饼对己二 胺的阻挡作用以及滤液的抑制性变化。结果表明,泥饼对抑制剂的阻挡作用不可忽略,45%~ 90%己二胺不能有效进入地层,己二胺钻井液滤液对岩心水化膨胀的抑制性明显降低,泥饼对抑制剂存在吸附与束缚作用,诠释了现场加入过量抑制剂而不能有效提高井壁稳定性这一问题。图 10参20

    • 高压致密砂岩油藏螯合酸在线酸化增注技术

      2019, 37(1):27-32.

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      摘要:针对姬塬油田长 X储层近年来注水井注水压力高、酸化效果差、多次措施无效的问题,研发了一种螯合酸酸液体系,形成了“不动管柱+在线注入”的主体酸化工艺技术,实现了“一步”代“多步”、高效、快速酸化作业。考察了螯合酸的缓速性能、螯合性能、沉淀抑制性和腐蚀性,并进行了岩心流动实验和现场应用。室内酸液性能评价结果表明,与常规土酸对比,螯合酸具有缓速性好、腐蚀慢、螯合能力强、抑制沉淀能力强等特点,可确保施工工艺,减少了起下管柱、残酸返排等步骤。室内岩心模拟实验结果表明,螯合酸可有效提高岩心渗透率和孔隙度,同时避免了常规土酸生成二次沉淀堵塞孔喉的缺点。矿场试验结果表明,该技术可有效提高单井日注水量,降低注水压力,缩短施工用时,38口欠注井平均施工用时 10 h,平均单井注水压力下降 1.7 MPa,平均单井日增注13 m3,累计增注 311695 m3。 图 3表 4参 10

    • 羧甲基羟丙基胍胶酸性压裂液体系的制备及性能

      2019, 37(1):33-37.

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      摘要:为了改善羧甲基羟丙基胍胶(CMHPG)酸性压裂液性能,满足高温深井储层压裂改造需求,合成了一种有机交联剂,形成了组成为 0.3%~ 0.6%CMHPG+0.6%~ 1.0%有机交联剂 ZJ-1+0.6%交联调节剂 TG-1+0.2%黏土稳定剂 NW-1+0.3%高效增效剂 G-ZP+0.05%APS的酸性压裂液体系,考察了该压裂液体系的耐温耐剪切性能、黏弹性、滤失性能、破胶性能和岩心基质损害率。研究结果表明,CMHPG加量为 0.6%、交联剂 ZJ-1加量为 0.75%的压裂液体系在 130℃、170 s-1连续剪切 90 min,冻胶的黏度大于 200 mPa·s,150℃、170 s-1连续剪切 90 min,冻胶黏度大于 100 mPa·s,表现出良好的耐温耐剪切性;CMHPG加量为 0.3%的酸性压裂液冻胶的 G'/G"值大于 4,结构黏度强,携砂性能好;在 90℃、破胶剂加量 0.05%的情况下可实现 1.5 h内破胶,破胶液黏度小于 3 mPa·s,破胶液残渣含量为 157 mg/L,对钠膨润土的防膨率为 93%,表面张力 23.9 mN/m,与煤油间的界面张力为 0.85 mN/m;压裂液滤失量低,滤液对储层岩心基质渗透率伤害率约 16%,对储层的伤害较小。该 CMHPG酸性压裂液体系在某盆地页岩油探井进行了现场应用,取得了良好的应用效果。图 3表7参 10

    • 一种高效 CO2干法压裂液体系的开发与应用

      2019, 37(1):38-42.

      摘要 (635) HTML (0) PDF 1.34 M (393) 评论 (0) 收藏

      摘要:CO2干法压裂液工作效率是改善 CO2压裂流体的携砂性和造缝性的关键,本文以提高纯 CO2流体黏度和降低纯 CO2流体储层滤失系数为目标,采用乳化增黏降滤的技术路线,自主开发出了一种有机硅型 CO2压裂增稠剂(15%表面活性剂 SFA+85%氯代环烷烃与正辛醇的混合溶剂(体积比 1∶1)),建立了 CO2干法压裂液体系(2%~3%增稠剂+97%~ 98%液态 CO2),并研究了该体系的溶解分散性、黏度、滤失量及对岩心的伤害情况。研究结果表明,该体系的黏度比纯 CO2的提高 500~ 1000倍,储层条件下对岩心综合滤失系数比纯 CO2的降低了 87.8%,对储层岩心无伤害。新型 CO2干法压裂液体系在鄂尔多斯盆地成功开展 5口井的现场试验,施工参数和液体效率明显提升,并在国内首次实现了最高砂比 25%,最大单层加砂量 30 m3的施工规模。图 4表 5参 12

    • 硝酸钠加重海水基压裂液性能评价

      2019, 37(1):43-47.

      摘要 (433) HTML (0) PDF 1.51 M (272) 评论 (0) 收藏

      摘要:为满足海上油气田深井、超深井压裂需要,用 NaNO3加重海水与两性离子胍胶稠化剂、有机硼锆交联剂及其他添加剂配制压裂液,研究了 NaNO3加重海水基压裂液密度,溶胀性能,耐剪切性能,滤失性能,破胶性能,破胶液对岩心渗透率及对支撑剂导流能力的伤害。结果表明,35% NaNO3加重海水与 0.52%两性离子胍胶稠化剂及其他添加剂配制的压裂液密度为 1.20 g/cm3(20℃),NaNO3海水溶液对两性离子胍胶稠化剂溶胀性能的影响大于海水,NaNO3加重海水基压裂液耐剪切性能、降滤失性能等各项性能良好。在 150℃、170 s-1下连续剪切 120min后的黏度为 76 mPa·s;压裂液在 80℃下的动态滤失系数为 2.81×10-4m/min0.5;在 60℃和 80℃下,压裂液在 3~ 4 h完全破胶,破胶液黏度小于 5 mPa·s;压裂液对岩心基质渗透率损害率为 23.3%;在 82.7 MPa闭合压力下对支撑剂导流能力伤害率为 41.89%;满足压裂施工要求。图 4表 3参 15

    • 多功能滑溜水减阻剂的制备及性能评价

      2019, 37(1):48-52.

      摘要 (664) HTML (0) PDF 1.22 M (556) 评论 (0) 收藏

      摘要:为获得滑溜水压裂液优良的减阻性,以柴油为分散介质、失水山梨醇单油酸酯和聚氧化乙烯失水山梨醇单硬脂酸酯为复配乳化剂、过硫酸钾和偶氮二异丁腈为引发剂,以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)和α-十二烯(EA)为反应单体,采用反相乳液聚合的方法制备了滑溜水减阻剂 DGSA-1。用红外光谱仪对合成产物的结构进行了表征。通过测定减阻剂水溶液的特性黏数,对减阻剂制备条件进行了优选,研究了减阻剂的抗盐性、表面活性和减阻性。结果表明,在 AM、AMPS、EA 3种物质摩尔比为 1.1∶1∶0.1、引发剂用量占单体总质量的 0.048%、复配乳化剂的HLB值(表面活性剂的亲水亲油平衡值)为 5.5、反应温度 55℃、反应时间 6 h的条件下制备的滑溜水减阻剂 DGSA-1的减阻效果最佳。DGSA-1减阻剂具有分散溶解性好、抗盐、高效减阻和低表界面张力的特性。0.15% DGSA-1水溶液的黏度在 2 min内达到最大,减阻率为 73.2%,减阻性能优于国内外同类产品。图 3表 2参 16

    • 适用于储气库固井自愈合水泥浆体系

      2019, 37(1):53-57.

      摘要 (663) HTML (0) PDF 1.47 M (470) 评论 (0) 收藏

      摘要:针对储气库在交变载荷作用下易发生封隔失效的问题,优选了热熔型自愈合材料 RS-1,研究了其对水泥石自愈合的影响规律,同时为改善体系水泥石的弹、韧性及胶结强度,加入纤维增韧剂 XW46和膨胀剂 BS500,配合其他外加剂形成了密度 1.89 g/cm3的自愈合水泥浆体系,研究了该体系的常规性能、自愈合性能和力学性能。研究结果表明,自愈合水泥石 1 d愈合缝宽可达 150 μm以上;7 d压折比与胶结强度较常规水泥浆分别提高 33%、67%;弹性模量仅 5854 MPa,弹性极限应力与应变则分别为 37 MPa、0.77%,同时交变循环应力加载第 7周时弹性恢复率达 77%以上。该自愈合水泥浆体系适用于储气库 75~ 90℃的井口压力为 13~ 37 MPa范围的储气库固井。图 5表5参 16

    • 油井水泥用聚合物微球膨胀剂的合成与性能

      2019, 37(1):58-62.

      摘要 (506) HTML (0) PDF 1.62 M (296) 评论 (0) 收藏

      摘要:为解决固井水窜问题,通过借鉴调剖堵水技术原理,选用丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸、丙烯酸酯为主要原料制备了粒径为 100 nm左右的交联聚合物微球 BCP-3S。利用扫描电镜和透射电镜对其微观形态进行观察,开展了聚合物微球水泥浆常规性能评价试验、水泥石膨胀性能测试以及水泥石裂缝自封堵试验。结果表明,聚合物微球膨胀剂 BCP-3S具有良好的球形形态,对水泥浆常规性能无不利影响;加入 0.6%(BWOC)的 BCP-3S后,养护 7 d的水泥石膨胀率最高达 1.62%,远高于目前在用膨胀剂;水泥石出现裂缝遇到水窜后,BCP-3S可进一步发生膨胀,直径由原来的 100 nm左右膨胀为 600 nm以上,有效填充和阻塞裂缝,防止水窜发生。目前该技术在大港油田调整井官 XX井成功实施,固井一界面胶结质量合格率 92%,二界面胶结质量合格率 85%,与同区块井相比,一界面合格率提高 25%,二界面合格率提高 40%,且在后期试采过程中无水窜的发生,可为解决固井过程中的水窜问题提供技术支撑。图 6表 3参 10

    • 特低渗储层压裂用降阻剂 CFZ-1的研制及应用

      2019, 37(1):63-67.

      摘要 (481) HTML (0) PDF 1.30 M (348) 评论 (0) 收藏

      摘要:为了解决冀东油田高尚堡深层特低渗储层大规模体积改造用滑溜水体系添加剂种类多、成本高的问题,针对储层温度高、黏土含量高及吼道细等特点,以超分子化学为基础,结合溶液流变学,以过硫酸钾或亚硫酸氢钠为引发剂,将具备表面活性的 12-烯丙氧基十二烷基羧酸钠和防膨性能的长碳链烷基阳离子季铵盐等多种单体通过共聚反应,合成一种高分子表面活性剂类聚合物,再通过氢键、离子键、范德华力等分子间作用力,逐渐缔合形成超分子网络结构的表面活性剂类聚合物减阻剂CFZ-1。研究了该降阻剂的减阻性能、降解性能及降解后液体对地层的伤害性能等。研究表明:与在用瓜胶体系对比,0.15%~ 0.2%的CFZ-1溶液的减阻率高10%,对岩心基质渗透率的伤害低3%~ 5%。以CFZ-1为主剂配制的滑溜水体系现场成功应用8井次,累计使用1.98万m3,现场配制工艺简单,单方滑溜水成本较胍胶类滑溜水下降63%,最高携砂比达到22%,单井压后增产效果明显。图3表5参15

    • 十二叔胺改性瓜尔胶交联过程的流变性质

      2019, 37(1):68-73.

      摘要 (530) HTML (0) PDF 1.83 M (306) 评论 (0) 收藏

      摘要:为提高瓜尔胶交联凝胶的强度和流变性能,用十二叔胺和环氧氯丙烷对羟丙基瓜尔胶进行疏水改性,制得羟丙基瓜尔胶衍生物(DA-HPG)。用有机锆交联剂与改性前后的瓜尔胶交联,研究了基液质量分数、pH值、温度、剪切速率对交联过程的影响。结果表明,在实验范围内,剪切交联过程的稳态黏度随基液质量分数增大、温度升高、pH 值增大、剪切速率减小而增大;0.3% DA-HPG 适宜的交联条件为基液 pH=10.8~ 11.0、温度 30℃、0.2%交联剂加量。流变动力学模型可较好地描述交联过程。对改性前后的 0.3%的瓜尔胶溶液及交联凝胶进行流变学测试,改性后体系的黏弹性、黏温性均有大幅提升,分子分解温度提高,结构更加稳定。图 11表 5参 19 关键词:羟丙基瓜尔胶;疏水改性;十二叔胺;交联;凝胶;流变动力学

    • 阳离子羟丙基黄原胶的制备及性能评价

      2019, 37(1):74-82.

      摘要 (875) HTML (0) PDF 2.54 M (578) 评论 (0) 收藏

      摘要:为改善黄原胶(XG)的各项性能,以 3-氯-2-羟丙基三甲基氯化铵、环氧丙烷为改性剂与 XG发生醚化反应,分别获得阳离子黄原胶(CXG)和阳离子羟丙基黄原胶(HCXG)。采用红外光谱、核磁共振和 X射线衍射(XRD)等方法表征了产物的结构,研究了 XG、CXG和 HCXG溶液的流变性能及其作为压裂液的性能指标。红外、核磁以及 XRD 测试结果表明,阳离子醚化剂和羟丙基已成功接入 XG。制备的 HCXG 的阳离子取代度平均值为0.3175%,羟丙基化程度为 0.500%。HCXG溶液的流变性能和压裂液基液性能优于 CXG和 XG溶液。XG改性后的溶液黏度增加,0.4% HCXG溶液的表观黏度分别是 XG、CXG溶液的 6.27倍和 2.27倍。XG改性后,溶液强度、屈服应力、黏弹性、耐温耐剪切性、携砂性和破胶性均明显提高。HCXG溶液流变性能和压裂液基液性能较好,可用于压裂液增稠剂。图 19表 3参 21

    • 三相纳米泡沫起泡性能影响因素与封堵调剖效果

      2019, 37(1):83-89.

      摘要 (547) HTML (0) PDF 1.60 M (429) 评论 (0) 收藏

      摘要:针对渤海油田开发现状和技术需求,为解决在泡沫调剖过程中泡沫稳定性差的问题,评价筛选出可大幅增强泡沫稳定性的 SiO2纳米颗粒并分析其稳泡机理,研究了起泡剂阴离子型表面活性剂 PO-FASD和 SiO2纳米颗粒加量、气体类型、环境压力对三相纳米泡沫体系起泡性能的影响,考察了三相纳米泡沫体系的封堵效果和液流转向能力。结果表明,SiO2纳米颗粒自身聚集性越好、粒径越小,对表面活性剂降低界面张力性能影响越小。相较于在二氧化碳和空气环境下,在氮气环境中泡沫的起泡性与稳定性最优。在 PO-FASD加量 0.5%、纳米颗粒(比表面积 350~ 410 m2/g)加量 0.3%和氮气条件下,三相纳米泡沫性能最佳。随环境压力升高,泡沫稳定性增强。三相纳米泡沫封堵性和调剖性良好,对均质岩心的封堵率为 99.3%;在非均质岩心中,可有效封堵高渗透层,低渗透层采收率增幅44.17%,整体采收率增幅达 16.06%,调剖堵水效果较好。图 8表 5参 30

    • 单液法无机沉淀调剖体系的研制和性能评价

      2019, 37(1):90-96.

      摘要 (437) HTML (0) PDF 1.53 M (278) 评论 (0) 收藏

      摘要:无机沉淀型调剖体系具有良好的溶解性和耐温耐盐性能,但存在反应物接触即沉淀的问题,施工方式多为双液法。为改善这一问题,以阻垢剂为缓沉剂,将其加入含碳酸钠和钙镁离子的水中制得可单液法注入的无机沉淀调剖体系。研究了缓沉剂浓度、水矿化度和钙镁离子浓度、温度对该调剖体系生成沉淀起始稀释倍数和稀释后沉淀量的影响,通过填砂管驱替实验考察了该调剖体系的注入性和封堵性。结果表明,缓沉剂的引入可以暂时抑制沉淀的产生以保证无机沉淀调剖体系能以单液法注入;当稀释至生成沉淀起始稀释倍数后缓沉剂将失去对沉淀的抑制作用,调剖体系重新产生沉淀以起到封堵作用。缓沉剂浓度越高,生成沉淀起始稀释倍数越大。增加水中钙镁离子浓度会降低生成沉淀起始稀释倍数,但可提高调剖体系的沉淀量。高温、高盐条件会降低生成沉淀起始稀释倍数,但沉淀量略有升高。组成为 10%碳酸钠和 2%缓沉剂聚天冬氨酸钠的调剖体系的注入性良好,对填砂管的封堵率约为 70%。该无机沉淀调剖体系可用淡水、地层水、海水配注,适用于干旱缺水、海上平台等缺少淡水资源的特殊环境。图7表3参15

    • 部分枝化黏弹性颗粒溶液的增黏性及抗剪切性

      2019, 37(1):97-101.

      摘要 (698) HTML (0) PDF 1.75 M (431) 评论 (0) 收藏

      摘要:为了研究剪切条件下 B-PPG溶液的黏度及黏弹性变化的机理,通过机械剪切(模拟聚合物从设备到井筒注入过程中所受剪切)和射孔孔眼(炮眼)剪切(模拟聚合物溶液通过射孔孔眼及近井地层所受剪切)方法,研究了B-PPG在不同剪切强度作用下溶液的黏度保留率,并利用原子力显微镜观察 B-PPG溶液的微观结构。结果表明,B-PPG的增黏性较好。70℃下当溶液质量浓度大于 3.5 g/L时,颗粒的支化链相互缠绕形成的网络结构导致溶液黏度迅速增大。B-PPG的抗剪切性较好。B-PPG溶液的表观黏度随剪切速率增加而降低;B-PPG溶液浓度越高,溶液黏度降幅越大。机械剪切后 B-PPG溶液的黏度保留率大于 50%,模拟射孔孔眼剪切后的黏度保留率大于 20%。剪切前后的 B-PPG溶液均以储能模量为主。两种剪切条件下 B-PPG原有的交联网络结构均有不同程度地破坏,分子间连接较弱,不同剪切类型及强度对网络结构的破坏程度不同,射孔孔眼剪切对网络结构的破坏最大。图 13参14

    • 海上稠油油藏用自增稠聚合物的室内性能评价

      2019, 37(1):102-106.

      摘要 (574) HTML (0) PDF 1.62 M (307) 评论 (0) 收藏

      摘要:针对海上稠油油藏用常规聚合物的使用浓度高、黏度损失大、稳定性差等问题,研究了一种盐敏自增稠聚合物 YMZC在不同矿化度下的溶解性、在不同条件(矿化度、聚合物浓度、温度和剪切作用)的增黏效果、封堵性能和提高采收率效果,并采用环境扫描电镜(ESEM)直观地探究该体系增稠机理。研究表明,当矿化度为40000~80000 mg/L,聚合物浓度为 2500~ 4000 mg/L,温度为 20~ 80℃时,聚合物增稠效果显著,黏度能够从初始的55 mPa·s左右增至 300~ 2500 mP·s,并且可以保持较长时间的稳定性。岩心物理模拟实验表明,该体系耐剪切性能优良且具有较强的可逆性;在最优调驱方案条件下,该体系实现采收率增值 13.3(OOIP)%,提高采收率效果显著,具有广阔的应用前景。图 9表 1参 22

    • 水溶性聚轮烷交联剂的制备及其在水凝胶颗粒型调驱剂中的潜在应用

      2019, 37(1):107-111.

      摘要 (675) HTML (0) PDF 1.60 M (457) 评论 (0) 收藏

      摘要:提出一种将类似机械“滑轮”的化学结构引入到水凝胶中充当交联点的方案,以期赋予水凝胶颗粒更优异的形变能力。首先通过三步反应设计构筑出一种具有“滑轮”效应的水溶性聚轮烷交联剂,进而与丙烯酰胺交联共聚制备了凝胶颗粒。通过红外光谱、核磁共振、X射线衍射表征了交联剂的结构,对比研究了由聚轮烷交联剂制备的凝胶颗粒和由传统 N,N'-亚甲基双丙烯酰胺交联剂制备的凝胶颗粒的形变能力。结果表明,已引入双键的α-环糊精与改性聚乙二醇形成了包合结构,成功制备了聚轮烷交联剂。聚轮烷交联剂制备的凝胶颗粒具有更优异的形变能力,溶胀 10 h后,以聚轮烷交联剂合成的凝胶颗粒受力为 286.4 N时仍未发生破碎,且外力撤去后凝胶能够恢复至原始状态,而以传统交联剂制备的凝胶颗粒受到 174.2 N的力时即发生破碎。图 9参 15

    • 新型地质聚合物滤砂管的制备与耐腐蚀性

      2019, 37(1):112-115.

      摘要 (421) HTML (0) PDF 1.10 M (301) 评论 (0) 收藏

      摘要:针对环氧树脂滤砂管韧性差、易老化、制造工艺中存在环境污染等问题,以偏高岭土、粉煤灰、黏土、水玻璃、矿渣、石英砂、造孔剂等为原料制备新型地质聚合物滤砂管。研究了原料加量和水热处理方式对新型地质聚合物滤砂管抗压强度的影响,考察了其耐腐蚀性。结果表明,在水玻璃和矿渣质量比为 0.30、含砂量为 70%、造孔剂锌粉(粒径 200目)加量 1.6%的条件下制备的新型地质聚合物滤砂管样件克服了原滤砂管制造工艺的不足,抗压强度可达 10 MPa,渗透率可达 12 μm2。水热处理基本不影响滤砂管的渗透性,但可使其抗压强度增至13.75 MPa,满足防砂工艺的需求。滤砂管具有良好的耐碱、油、盐水侵蚀的性能,可有效延长防砂有效期,但不耐盐酸腐蚀,在应用时应进行先期处理。表 5参 15

    • 含水饱和度对川西致密气藏水平井开发效果和经济效益的影响

      2019, 37(1):116-120.

      摘要 (412) HTML (0) PDF 1.59 M (262) 评论 (0) 收藏

      摘要:为进一步提高致密砂岩气藏高含水饱和度储量区的采收率,以川西致密砂岩气藏不同储层类型水平井为研究对象,通过测定岩心两相相对渗透率和数值模拟技术,分析了水平井生产动态特征、渗流规律及对采收率的影响,研究了含水饱和度对水平井开发效果及经济效益的影响。结果表明,水平井可采储量受含水饱和度影响 明显,并受储层物性条件制约;不同物性条件下,含水饱和度对可采储量的影响程度不同。Ⅰ类优质储层孔喉发育、连通性好,原始地层水占据的孔隙空间小,驱替结束后残余气饱和度低,气相渗流能力强,受含水饱和度影响较小,生产能力强,采收率高;Ⅲ类差储层孔喉欠发育、喉道狭小,可动水饱和度低,渗流能力差,受含水饱和度影响明显,气井产量低,采收率低。在当前气价下,新场沙溪庙组气藏水平井经济极限含水饱和度为 26.35%~67.50%。其中Ⅰ类储层部署水平井均具有较好经济效益;Ⅱ类储层在含水饱和度 52%~ 55%范围内部署水平井可获得较好经济效益,在含水饱和度 55%~ 62%范围内部署短轴水平井可获得经济利益;Ⅲ类储层在目前技术条件下部署水平井无任何经济效益。图 8表 4参 15

    • 海上稠油乳状液稳定性影响因素

      2019, 37(1):121-125.

      摘要 (616) HTML (0) PDF 1.57 M (412) 评论 (0) 收藏

      摘要:为配合注蒸汽热采技术用于海上稠油的乳化降黏,用自制的水溶性乳化降黏剂 SP(阴-非离子表面活性剂)配制水溶液,将渤海油田海上稠油与表面活性剂水溶液以油水质量比 70∶30混合制得 O/W型乳状液。研究了矿化度、pH值、温度和 SP浓度等因素对乳状液稳定性的影响,以乳化体系在 50℃下静置 60 min的出水率作为体系的稳定性表征参数,出水率越高、稳定性越差。此外,通过测定表面活性剂溶液和稠油间的界面张力,分析了乳状液稳定性机制。结果表明,矿化度、pH值对乳状液稳定性的影响最大,SP加量次之,温度的影响较小。随着矿化度的增加,界面张力和出水率先降低后增加,当矿化度为 55 g/L时,体系的界面张力最小,稳定性最好;钙离子对乳状液界面张力的影响大于钠离子。碱性条件有利于乳状液的稳定。随着 SP加量的减少,界面张力升高,乳状液稳定性降低。SP对海上稠油的最佳乳化温度为 50~ 70℃;SP耐温性良好,经 300℃的高温处理后仍具有良好的活性,可配合注蒸汽热采技术用于海上稠油的乳化降黏。图 9表1参 18

    • 渗透率级差对油层实际气液比的影响

      2019, 37(1):126-133.

      摘要 (426) HTML (0) PDF 2.07 M (314) 评论 (0) 收藏

      摘要:为揭示低渗透非均质油藏实际气液比的变化规律,提高气液交替泡沫驱措施成功率,室内进行填砂管物理模拟试验,按气/液体积流量 1∶1的比例交替注入空气及质量分数为 0.1%的起泡剂溶液(0.1 PV起泡剂+0.1 PV氮气交替注入),注采达到平衡后(压力恒定或注入速度等于产出速度),观察不同渗透率级差的高、低渗管的产气量、产液量以及气液比变化规律,研究渗透率级差对泡沫驱油层气液比的影响规律。研究结果表明:当渗透率级差在 1.0~ 14.6的范围内,随着级差的增大,高渗管的载气速率和载液速率逐渐增高,而低渗管逐渐降低,但变化幅度不大,泡沫驱能有效改善地层非均质性。当渗透率级差在 14.6~38.4的范围内,随着级差的增大,高渗管的载气速率和载液速率急剧上升,而低渗管的载液速率和载气速率急剧下降,其中高渗管气液比稳定在 1∶1,能理想发泡,低渗管实际气液比开始偏离此数值,起泡效果不理想,低渗管主要降低油水界面张力来提高单管采收率。当渗透率级差在 38.4~88.3的范围内,大量的气、液沿着高渗层流动,气液比稳定在 1∶1左右,而低渗管载气速率仅为 1.68 mL/h,载液速率仅为 0.04 mL/h,实际气液比严重偏离 1∶1。此时,低渗管处于泡沫驱启动极限, 产生严重的所谓“气走气路、水走水路”的现象。图 9表 3参 10。

    • 聚苯乙烯微球对疏水缔合聚合物溶液流变性能的影响

      2019, 37(1):134-138.

      摘要 (684) HTML (0) PDF 1.92 M (480) 评论 (0) 收藏

      摘要:为揭示疏水微球对疏水缔合聚合物流变性能的影响规律,以苯乙烯为单体,通过自由基共聚制得单分散的聚苯乙烯微球(PSM),并与疏水缔合聚合物(HAP)配成溶液。用环境扫描电子显微镜研究了 PSM对 HAP溶液微观结构的影响,用旋转黏度计和流变仪等考察了 PSM/HAP溶液的表观黏度、剪切稀释行为和黏弹性。结果表 明,PSM呈球状,粒径约 1 μm,且分布较窄;HAP加量超过其临界缔合浓度(2 g/L)时,HAP在水溶液中形成网状结构的主要方式为链间缔合。PSM 加入 HAP 溶液后,PSM 散布在较粗的 HAP 链束表面,且 PSM 团聚程度随PSM浓度增大而快速上升。PSM可适当提高 HAP溶液的表观黏度和抗剪切性能,并改善其黏弹性。当 HAP网状结构处于“破坏-恢复”的动态平衡时,PSM可作为物理交联点与 HAP疏水基团作用,对网状结构的恢复有利。图 12参 22

    • 等成本下聚合物及凝胶驱油效果

      2019, 37(1):139-142.

      摘要 (854) HTML (0) PDF 1.46 M (476) 评论 (0) 收藏

      摘要:聚合物驱、凝胶驱是我国陆上油田最主要的两种驱油体系,为考察等成本条件下聚合物和凝胶驱的驱油效果,采用三联填砂岩心管,模拟了不同浓度的聚合物驱、凝胶驱及聚合物-凝胶组合驱的采收率增幅,以及聚合物-凝胶交替注入工艺对采收率增幅的影响。研究结果表明:对于较均质油藏,相同药剂成本的低浓度聚合物驱、高浓度聚合物驱、低浓度凝胶驱及聚合物-凝胶组合驱采收率增幅差异不明显,单纯高浓度凝胶驱采收率增幅略小;对于非均质油藏,等成本凝胶驱及凝胶-聚合物驱组合采收率增幅明显大于单纯的聚合物驱或凝胶驱,其中凝胶-聚合物组合驱采收率增幅最大。等成本的凝胶-聚合物组合驱交替注入对采收率增幅有显著影响,其中凝胶-聚合物组合驱 4次交替注入采收率增幅最明显。图 3表 2参10

    • 微生物驱油过程中配气对菌群结构及驱油效果的影响

      2019, 37(1):143-146.

      摘要 (630) HTML (0) PDF 1.47 M (265) 评论 (0) 收藏

      摘要:为揭示油藏条件下微生物驱油过程中配注空气对菌群结构及驱油效果的影响规律,通过岩心驱替模拟实验研究了配气量对微生物驱驱油效率的影响,并通过显微镜、高通量测序仪和气相色谱分析了产出液中的菌群和小分子酸的动态变化。结果表明,微生物驱油过程中,配注空气量对菌群结构及驱油效果的影响显著。配注 不同体积的空气激活微生物作用后产生了明显的驱替效果,并且随着配气量的增加驱替效率升高并逐渐稳定,液气比为 1∶5时的驱替效率最高(8.77%)。随配气量增加产出液中菌数升高,不同类型的功能微生物被激活,其中 4类主要优势功能菌占整个菌群比例的 67%,功能微生物主要以产表面活性剂和乳化剂的芽孢杆菌和假单胞菌为主。配气量为液气比 1∶5时微生物群落 shannon多样性指数最高,代谢产生的小分子酸浓度较高,微生物代谢活性最佳。液气比 1∶5可以作为现场实际配气的选择依据。图3表 3参19

    • 产表面活性剂菌与稠油降解菌复配对原油黏度的影响

      2019, 37(1):147-151.

      摘要 (578) HTML (0) PDF 1.16 M (360) 评论 (0) 收藏

      摘要:稠油微生物降解是微生物采油的重要机理之一,但其效率较低,不能明显改变稠油化学组成,降低稠油黏度,从而影响采油效率。针对这一问题,将产表面活性菌与稠油降解菌复配,通过测定菌种作用前后原油的黏度确定产表面活性菌与稠油降解菌的最佳复配比例;通过原油四组分分析和变性梯度凝胶电泳,研究了生物表面活性剂对稠油生物降解的强化作用。结果表明,产表面活性菌 T-1、X-3与稠油降解菌 QB26、QB36适宜的复配体积比为 2∶2∶1∶1。菌种复配作用后,稠油黏度明显降低,与单独使用降解菌相比降黏率平均提高 33.1%,胶质与沥青质平均降解率提高 8.0%和 4.9%。产表面活性剂菌的加入增加了表面活性剂含量,降低了胶质沥青质等相对重质组分的含量;产表面活性剂菌通过产生表面活性剂,使原油降黏增溶,形成小液滴,易于被稠油降解菌捕获降解,不仅降低稠油黏度,还提高了稠油降解菌的数量。生物表面活性剂对稠油生物降解具有明显的强化作用,在微生物采油技术中具有良好的应用潜力。图 1表 1参 19

    • 高效水溶性稠油降黏剂的优选及性能评价

      2019, 37(1):152-156.

      摘要 (335) HTML (0) PDF 1.49 M (239) 评论 (0) 收藏

      摘要:为了满足辽河油田稠油开采过程中对高效降黏剂的需求,以黏度和降黏率为主要评价指标,通过考察 5种水溶性降黏剂[AR-815(S-1,阴离子型)、POI/PL-1(S-2,阴离子/非离子型)、DHF(S-3,阴离子型)、AE-169(S-4,非离子型)、RO-1(S-5,非离子型)]对辽河稠油的降黏效果及其耐温抗盐性优选了水溶性降黏剂,并将优选的降黏剂与表面活性剂复配筛选了最优稠油降黏剂,并进行了微观驱油实验。研究结果表明,在 80℃、油水体积比70∶30的情况下,S-1~ S-5水溶性降黏剂对原油的最佳降黏质量分数分别为 0.5%,0.25%,0.75%,0.5%,和 0.3%,降黏率为 98.63%~ 99.72%;在最佳降黏质量分数下,降黏剂 S-4和 S-5具有良好的耐温性和耐盐性,降黏率基本不受温度和矿化度的影响。0.5%AOS(α-烯烃磺酸盐)+0.3%S-5 复配体系对稠油的降黏率最高,降黏率为99.64%,且该复配体系的耐温性和耐盐性好,在 200℃、15000 mg/L条件下恒温放置 3 d后对稠油的降黏率保持不变。微观驱替实验结果表明,0.5%AOS+0.3%S-5 复配体系段塞驱替后,剩余油明显减少,提高采收率效果显著。图 12表 2参 13

    • 耐温耐盐稠油降黏体系的研制与应用

      2019, 37(1):157-162.

      摘要 (411) HTML (0) PDF 1.36 M (303) 评论 (0) 收藏

      摘要:渤海某稠油油田原油黏度大,胶质沥青质含量高,地层水矿化度较高,且油井完井方式为常规完井(管柱耐温≤120℃),热采吞吐温度受限,效果一般。为提高稠油常规井开采效果,室内研制了热采吞吐用耐温耐盐稠油乳化降黏体系 CY-02,该体系由磺基甜菜碱类两性表面活性剂 LHSB、以改性聚醚为主要成分的非离子表面活性剂 PFC-1组成,正交实验确定其最佳配比为 2∶1。考察了该化学体系的静态性能(耐温耐盐性、乳化降黏性能、乳液稳定性、界面张力、润湿性)和动态驱油效果。研究结果表明,该体系耐温≥120℃,NaCl容忍度>40000 mg/L,CaCl2容忍度>1500 mg/L;体系 120℃老化 24 h后仍具有良好的界面性能,在油水比 7∶3时,可形成稳定的乳状液,50℃下体系对稠油的降黏率达 98.8%;低含水率下亦不发生反相乳化;体系与原油的界面张力为 10-2 mN/m数量级;体系在煤油浸润后的模拟岩心表面的润湿角为 10°,可使岩石表面由油湿转变为水湿;120℃下动态驱油实验表明,该稠油降黏体系对稠油驱与单独水驱相比,采油速度更快,最终采收率提高 10.65%。渤海某稠油油井的现场施工效果表明该稠油降黏体系取得了良好的应用效果。图 4表4参 15

    • 含聚合物污水电化学处理中油珠与气泡的变化及对除油效果的影响

      2019, 37(1):163-168.

      摘要 (394) HTML (0) PDF 1.79 M (307) 评论 (0) 收藏

      摘要:为提高电化学除油效果,通过形态原位识别技术分析电化学方法处理油田含聚合物污水的动态过程中油珠和气泡的聚集形态变化,利用絮体分形理论描述了油珠和气泡的分形成长特征,用分形维数表征了电化学处理时间对二者的影响及变化规律,研究了油珠和气泡变化对除油效果的影响。结果表明,气泡分时形态变化较 小,其分形维数(Df)在 2.05附近波动;油珠分时形态变化较大,随着处理时间的延长油珠粒径变大,其 Df在 1.804~ 1.964之间,二者的形态与分形维数呈现良好的相关性。输出电流越大,气泡的平均当量圆直径(de)越小,除油效果越好。在电化学处理过程中,油珠与气泡发生黏附,随着处理时间延长油珠在气泡的作用下快速聚集,加快了油珠的上浮分离,气泡 de变小,油珠平均当量圆直径(dn)变大。在处理电流为 4 A、动态停留时间(t2)为 25min时,气泡de为 49.72 μm,油珠dn为 57.39 μm,除油率达到 86.15%;电流为 8 A时,t2在 10~ 20 min的除油率大于80%。较高输出电流、较短的动态停留时间或较低输出电流、较长的停留时间均有利于改善除油效果。图15参21

    • 含油钻井废弃物微波热解析技术

      2019, 37(1):169-173.

      摘要 (402) HTML (0) PDF 1.44 M (307) 评论 (0) 收藏

      摘要:为了满足越来越严格的环保要求,油田钻井过程中产生大量的含油废弃物势必需要经过处理满足环境要求方可排放。本文研究了含油钻井废弃物的微波热解析技术,考察了微波条件及对脱除含油废弃物中油分的影响,探讨了微波热解析机理。研究表明,微波功率和处理时间是影响含油钻井废弃物脱油效果的重要因素,对于含油 15%~ 25%的钻井废弃物,微波功率为 5 kW时处理几十秒钟即可使得油含量降至 1%以下,满足排放标准,且能耗较低。提高微波功率可降低处理时间,减少能耗。同时其中的有机物可以回收使用,该技术真正实现了含油钻井废弃物的资源化和无害化。图 5表 6参 9

    • 基于BP神经网络原理的人造岩心配比设计模型

      2019, 37(1):174-180.

      摘要 (898) HTML (0) PDF 1.80 M (522) 评论 (0) 收藏

      摘要:利用人造岩心模拟已知物性参数的地层条件来替代天然岩心,已成为天然岩心存量较少条件下石油开发室内研究的一种趋势。通过综合全面地考虑人造岩心物性参数的影响因素,制定人造岩心配比设计正交方案,制备人造岩心,测试物性参数,分析预考虑影响因素与物性参数的关系;采用灰色关联法,明确岩心孔隙度、渗透率、粒度中值的主要控制参数,进一步分析和判断预考虑影响因素的合理性;基于影响因素分析结果、实验数据、BP神经网络原理,建立人造岩心配比设计数学模型。结果表明,预考虑影响因素的全面性和影响因素数据化、定量化是建立模型的基础。影响人造岩心物性参数的影响因素主要有砂型配比、胶结物加量、压制压力和加压时间等。其中,胶结剂加量和压制压力对孔隙度影响程度大;粒径为 0.224v 0.45 mm石英砂加量对渗透率影响最大;0.154~ 0.28 mm石英砂加量对粒度中值影响最大;0.074~ 0.18 mm石英砂加量对孔隙度、渗透率和粒度中值的影响最弱。由配比设计模型计算岩心制备加量,根据计算结果制备的人造岩心物性参数测试值与期望值的总体相对误差小于 10%。该方法可用于指导定制物性参数模拟误差小的人造岩心。图 9表2参 15

    • 近十年国内外页岩抑制剂研究进展

      2019, 36(1):181-187.

      摘要 (551) HTML (0) PDF 1.20 M (478) 评论 (0) 收藏

      摘要:从胺类抑制剂、纳米复合材料以及其他抑制剂等方面综述了近十年来国内外新型页岩抑制剂的研究现状以及一些抑制剂评价方法,分析了各类抑制剂的抑制机理。总体而言,各类抑制剂主要从化学和物理两个方面对页岩的水化膨胀及分散进行抑制,从而改善页岩稳定性。参 49

    • 科技论文写作中存在的常见问题及解决方法

      2019, 36(1):188-190.

      摘要 (1101) HTML (0) PDF 1.15 M (705) 评论 (0) 收藏

      摘要:从编辑实践出发,分析了科技论文摘要、前言、实验、结果与讨论及结论写作中常见的不规范问题,提出了采用思维导图梳理写作思路,提高论文写作水平的方法。图 1参7

主编:张熙

创刊年:1984年

ISSN: 1000-4092

CN: 51-1292/TE

国内邮发代号:62-38

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