《油田化学》于1984年创刊，是由中国石油天然气集团公司主管，四川大学高分子研究所和高分子材料工程国家重点实验室（四川大学）主办，向国内、外公开发行的科技期刊。
《油田化学》期刊立足服务石油工业，充当石油天然气工业与化学化工、生化工程领域之间的桥梁，报道的领域包括钻井、固井、采油、集输和油田污水处理、腐蚀与防护等领域的新技术、新方法和新产品及其应用技术。《油田化学》为应用技术性期刊，以应用技术为主，兼顾应用理论与相关的基础理论。
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2023,40(4):571-577, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2023.04.001
Abstract:
为满足日益严苛的环保要求，通过测试乳化剂、内相盐、基液等的生物毒性及降解性，研究植物油酸及其酯 类衍生物类乳化剂BIO-EMUL与BIO-COAT复配乳化剂溶液与BIO-OIL形成的油包水乳液的电稳定性、乳化效 率以及BIO-EMUL 与BIO-COAT 复配乳化剂溶液与BIO-OIL 间的界面张力和界面流变性，以BIO-EMUL 和 BIO-COAT为基础，结合基液BIO-OIL 以及乙酸钠溶液，构建了一种环保非水基钻井液体系，并研究了该钻井液 的基本性能和抗污染能力。结果表明，BIO-EMUL、BIO-COAT能有效降低油/水界面张力，形成破乳电压达350 V，乳化效率达95%的油包水乳液。该体系的LC50为28 200 mg/L，BOD5/CODCr＞0.25，是生物毒性低，降解性良 好的环境友好型油包水乳液。配制的钻井液体系适用密度范围广，抗污染能力强，为今后环保非基钻井液体系 及材料的研究提供了基础。
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2023,40(4):578-584, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2023.04.002
Abstract:
为改善页岩油气水平井钻进过程中因钻井液封堵性能差而引起的井壁失稳问题，首先，对川南龙马溪组页 岩组成和井壁失稳的原因进行了分析；然后，以十六烷基三乙氧基硅烷、氨丙基三乙氧基硅烷和活性碳纳米管为 原料，合成了油基钻井液用纳微米封堵剂（NP-1），分别利用红外光谱分析、热重分析、透射电镜和表面润湿性测 试分析其结构和物理化学特性，考察了其与油基钻井液的配伍性；最后，通过岩心突破压力、压力传递、三轴抗压 强度等测试评价其封堵性能，分析了纳微米封堵剂的作用机理，并进行了现场应用。结果表明，川南龙马溪组页 岩纳微米孔喉较发育，毛细自吸现象严重，使得液相不断侵入井壁，最终导致井壁失稳。NP-1 的直径为30～50 nm，长度处于微米级别，表面疏水亲油，在385.2 ℃以下的热稳定性良好。NP-1 与油基钻井液具有良好的配伍 性和稳定性。在常规油基钻井液中加入3% NP-1，在180 ℃下老化热滚16 h 后的高温高压滤失量由2.8 mL降至 1.8 mL。含有NP-1 的油基钻井液能有效封堵岩心端面，从而提高岩心突破压力，阻止岩心压力传递，稳定岩心内 部结构和抗压强度，实现维持井壁稳定的目的。现场应用结果表明，NP-1 能有效改善邻井因钻井液封堵能力弱 而引起的井漏、井壁失稳等技术难题，处理后的平均井径扩大率仅为5.61%。该纳微米封堵剂在油基钻井液中对 页岩具有优异的封堵效果，为川南类似复杂页岩气井的高效钻探提供了借鉴。
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2023,40(4):585-589, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2023.04.003
Abstract:
以笼状低聚倍半硅氧烷（POSS）为有机/无机杂化组分，以丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺-2 甲基丙磺酸 （AMPS）、十八烷基二甲基烯丙基氯化铵为反应单体，通过乳液聚合法制备了一种有机/无机复合降滤失剂 PAAD，并分析了PAAD在高温高钙环境下对膨润土基浆流变性和滤失性的影响。研究表明，降滤失剂PAAD结 构中POSS与聚合物基质相容性好，在水溶液中可形成交联网状结构，热分解温度超过300 ℃，200 ℃下其水溶 液仍具有较高黏度。PAAD在膨润土基浆中具有增黏降滤失作用，在10% CaCl2含量下，2.0% PAAD可使膨润土 基浆在150 ℃下老化16 h 后的滤失量由150 mL降低至15.4 mL，且形成了致密滤饼。微观分析表明PAAD屏蔽 了高温高钙对膨润土颗粒的不利影响，有效维持膨润土颗粒的分散稳定性。POSS粒子研究前景广阔，未来可进 一步探究改性POSS粒子对聚合物抗高温性能的影响。
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周忠亚，王小军，秦文斌，卢和平，代林，李俊，胡象辉，陈晋东，谢彬强
2023,40(4):590-595, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2023.04.004
Abstract:
选用丙烯酰胺（AM）、烯丙基聚氧乙烯醚（APEG）、丙烯酸二十二烷酯（DA）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸 （AMPS）为反应单体，以偶氮二异丁腈（AIBN）为引发剂、十二烷基硫酸钠（SDS）为表面活性剂，通过自由基胶束 聚合法，开展了梳型共聚物PMAS合成的逐级放大实验，研究了放大规模下PMAS的增黏性、抗温性、抗盐性和 抗剪切性，评价了放大后PMAS 在钻井液中的增黏性能。结果表明，采用3 级不同的聚合规模放大后制得的 PMAS存在一定的放大效应，但放大前后的PMAS始终具有较好的增黏、耐温抗盐和抗剪切能力；在190 ℃老化 16 h 后，加有质量分数为1%的PMAS的低盐钻井液和饱和盐水钻井液的表观黏度保留率分别为61.4%和60.0%， 放大后PMAS抗温耐盐性能明显优于国内商用增黏剂80A-51，具有良好的市场推广应用前景。
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2023,40(4):596-600, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2023.04.005
Abstract:
针对大裂缝、孔洞性恶性漏失以及含水层的恶性漏失，为了解决水泥浆堵漏存在水泥浆无法驻留、易被水 稀释、胶结强度差、堵漏效果差的问题，以丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）、N-乙烯基吡咯烷 酮（NVP）和疏水单体MJ-16 的共聚后水解方式制备了四元高分子凝胶，将凝胶加入水泥浆中形成凝胶水泥浆复 合堵漏体系，研究了复合体系的抗水稀释性能、流变性、驻留能力以及抗压强度。结果表明，该凝胶高温下具有 良好的流变性能，表现出较好的抗温性能。凝胶与水泥、缓凝剂、消泡剂形成的凝胶水泥体系流动度达21 cm、稠 化时间可调，可安全泵送；体系入水仍为一体，在150 r/min 的搅拌速度下未被水稀释，具有良好的抗水侵性能；体 系通过1 mm裂缝的时间是普通水泥浆的10 倍以上，具有良好的滞留能力，能够停留在漏层入口处堆积，且抗压 强度达到7 MPa以上。该凝胶水泥体系特别适用于大孔道、大裂洞、暗河及含水层的漏失堵漏。
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吕军贤，卓绿燕，ALAIN Pierre Tchameni，陈璐鑫，谢彬强
2023,40(4):601-607, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2023.04.006
Abstract:
针对目前凝胶堵漏材料注入性差、高温成胶时间短等问题，以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸为单体， 偶氮二异丁脒盐酸盐为引发剂，聚乙烯亚胺和N，N'-亚甲基双丙烯酰胺为交联剂，以自由基聚合与聚合物交联 相结合的方法，研发了一种具有成胶强度高、高温成胶时间可控等优点的高温延迟交联聚合物堵漏剂PM-1，并 通过正交实验和单因素实验得到了PM-1 的最优制备条件，评价了PM-1 的注入性、成胶性和堵漏性，并分析了 PM-1 的高温延迟交联机理。结果表明，堵漏剂PM-1 的最佳制备条件为：单体质量分数为10%（AM、AMPS物质 的量比为4∶1），聚乙烯亚胺加量为0.4%，N，N'-亚甲基双丙烯酰胺加量为0.2%，偶氮二异丁脒盐酸盐加量为 0.1%，自制聚合物BRZ加量为1.2%；该堵漏剂具有良好的注入性能；堵漏剂在130 ℃下老化96 h 后仍可封堵粒 度1.7～4 mm的砂层，与惰性材料所形成的复合凝胶对5 mm的裂缝漏层承压能力达6 MPa；添加0.4%聚乙烯亚 胺能够使堵漏剂的交联时间延长3～5 h，可保证地下交联凝胶堵漏施工的顺利进行。
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2023,40(4):608-613, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2023.04.007
Abstract:
为了增强聚丙烯酰胺凝胶的强度，利用纳米纤维素制备丙烯酰胺/纳米纤维素复合水凝胶，通过质构仪和 流变仪研究了纳米纤维素对复合水凝胶拉伸性能、压缩性能、黏附性能及黏弹特性的影响，并利用扫描电镜观察 了复合水凝胶的微观结构。结果表明，添加纳米纤维素的复合水凝胶的拉伸强度、压缩应力、黏附力、弹性模量 及黏性模量均明显大于不含纳米纤维素的聚丙烯酰胺凝胶。当丙烯酰胺与纳米纤维素的质量比为5∶3 时，形成 的复合水凝胶的拉伸强度、压缩应力及弹性模量均达到最大。复合水凝胶的韧性增强效果明显，拉伸应力及黏 附力较聚丙烯酰胺凝胶提高近3 倍。与聚丙烯酰胺凝胶相比，复合水凝胶的网络结构更加致密，机械强度和与井 筒管壁的黏附效果更好，可用于油气田的欠平衡钻井。
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2023,40(4):614-620, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2023.04.008
Abstract:
页岩油原位转化的资源潜力巨大，属于中国油气的战略性替代资源。但是，低成熟度页岩油在原位转化过 程中极端高温会导致固井水泥石强度衰退。系统研究了改性材料六偏磷酸钠对铝酸盐水泥水化行为及在 650 ℃高温环境下应用性能的影响规律，并对其宏观性能和微观结构进行了深入探究。低场核磁共振分析测试 技术显示，改性材料六偏磷酸钠对铝酸盐水泥初期水化行为存在较为显著延缓作用，且可有效改善其流变性 能。50 ℃环境下，掺入六偏磷酸钠能显著降低铝酸盐水泥石的渗透率，但对强度提升不明显；650 ℃处理后，掺 入5%六偏磷酸钠的改性铝酸盐水泥石的抗压强度最高为47.19 MPa。铝酸盐水泥石在650 ℃处理前后水化产 物发生明显转化，主要是C3AH6和AH3转化为C12A7和CA，其中，C3AH6和AH3主要在180～400 ℃期间发生热分解。同时，压汞孔径分布显示，净浆铝酸盐水泥石以及5%六偏磷酸钠改性铝酸盐水泥石孔径范围主要分布在 100～1000 nm之间，且两种类型水泥石高温650 ℃处理后由于晶型的转化均导致孔隙明显增大。
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2023,40(4):621-626, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2023.04.009
Abstract:
为满足高压注水井带压作业对凝胶封堵体系的强度、成胶时间以及可破胶的性能要求，采用丙烯酰胺 （AM）/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）为二元聚合物体系、三羟甲基化合物（Smel30）为交联剂制备了一种 耐温抗盐凝胶封堵体系。研究了温度、无机盐、模拟油含量、剪切时间对凝胶体系成胶时间和凝胶强度的影响， 同时研究了破胶剂过硫酸钠用量对凝胶体系破胶效果的影响。结果表明，温度由40 ℃升至100 ℃时，凝胶体系 的成胶时间由23.5 h 缩短至2.0 h、凝胶强度由39.4 Pa 增至88.6 Pa。无机盐可使聚合物链间距离减小，成胶时间 缩短，凝胶强度略有增加；3 种无机盐对凝胶体系成胶时间和凝胶强度的影响从小到大依次为NaCl＜MgCl2＜ CaCl2。凝胶体系抗油污和抗剪切能力较强。加入1%～10%的模拟油可使凝胶体系的成胶时间由8 h 增至15 h， 凝胶强度的变化较小；在60 ℃、500 r/min 的条件下剪切60 min 后，成胶时间从7 h 增至17 h，但凝胶强度仍能保 持81%。凝胶体系的热稳定性较好，在60 ℃老化15 d 未出现明显脱水，且凝胶强度为67 Pa。过硫酸钠可以高效 低成本破胶，按体积分数为30%的量在凝胶体系中加入质量分数为30%的过硫酸钠，60 ℃下的破胶时间为20 h， 残液表观黏度为64.4 mPa·s，可以通过气体或清水将破胶残液顶替至地面，易于返排，满足现场施工要求。
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2023,40(4):627-635, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2023.04.010
Abstract:
：影响原油中沥青质稳定性因素多且复杂，而原油组分组成变化对沥青质稳定性的影响机理尚不明确。在 测定10 种不同原油油样密度、黏度、元素组成和四组分（饱和烃、芳香烃、胶质和沥青质）含量的基础上，采用场发 射扫描电镜、傅立叶变换红外光谱、X射线荧光能谱和Zeta 电位评估等方法，研究了10 种原油油样的组分组成及 其与沥青质之间相互作用特征，明确了蜡、水和无机盐对沥青质稳定性的影响。研究结果表明，原油的密度和黏 度与重烃、轻烃含量之比呈正比，当沥青质含量增加时，原油中H含量和H、C物质的量比降低，非烃含量增加，沥 青质的稳定性降低。蜡和水会改变原油组分组成，影响沥青质稳定性。原油中无机、有机金属含量分别介于 0.0021%～0.0814%和0.0007%～0.0655%。钒和镍等有机金属会破坏沥青质的稳定性，而储层中无机金属则会 增强沥青质稳定性。沥青质沉积物表面存在大量带负电荷的无机微粒，导致其水溶液的Zeta 电位值为负。当 Zeta 电位绝对值越大时，沥青质的稳定性更好，说明由无机微粒产生的电荷可以稳定原油中的沥青质，降低沥青 质的聚集倾向。研究成果为有效预防沥青质沉积、缓解沉积伤害提供了参考和借鉴。
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2023,40(4):636-642, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2023.04.011
Abstract:
为了构造可长期适用于深穿透酸压工艺的稠化酸体系，以丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）、2-丙烯酰胺基-2 甲基丙磺酸（AMPS）为原料，以及是否引入疏水单体AT100，分别制备了阴离子稠化剂PAP-1和疏水缔合稠化剂 PAP-2，考察了各反应条件对稠化剂性能的影响，并使用黏度计和高温流变仪对最佳反应条件下制备的稠化剂进 行了性能研究。确定了稠化剂PAP-1的最佳合成条件为：AM、AA和AMPS物质的量之比为90∶9∶1，引发剂占单 体总质量的0.03%，单体质量分数为25%，反应温度为55℃；稠化剂PAP-2最佳合成条件除疏水单体占其余单体 物质的量0.2%，其余与稠化剂PAP-1的一致。研究结果表明：常温下，0.8%稠化剂PAP-1和PAP-2在20%盐酸中 的酸溶时间分别为20、50min，酸液黏度分别39和54mPa·s，且与其余添加剂配伍性好。质量分数为0.8%的稠 化剂PAP-1和PAP-2与添加剂复配后，在160℃、170 s-1下酸液黏度分别为10、31 mPa·s，黏度保留率分别为 25.6%和57.4%。相比于稠化剂PAP-1，稠化剂PAP-2具有更优异的增黏耐温性能。因此，稠化剂PAP-2完全满足 酸化压裂现场要求，在深井及超深井中有着良好的应用前景。
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2023,40(4):643-649, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2023.04.012
Abstract:
针对常规滑溜水减阻剂在高温、高矿化度下性能严重下降的问题，研制了免混配抗盐聚合物乳液为减阻 剂，并开展聚合物乳液配方优选研究。通过室内实验研究了清水和玛18水配制压裂液的流变性、黏弹性、降阻性 能、破胶性能及对岩心伤害情况，并进行了现场应用。研究表明：质量分数为0.05%～1.2%的抗盐聚合物乳液， 在高矿化度（21159.88mg/L）下黏度保持率在32.5%～62.5%之间，质量分数在0.2%～0.5%之间时能达到低矿化 度下质量分数为0.1%～0.2%的压裂液体系性能，且流体的弹性模量占主导地位。抗盐聚合物乳液降阻率比常 规聚合物乳液高4百分点以上。压裂液破乳液的表面张力小于28mN/m、与煤油间的界面张力不高于2mN/m， 残渣含量低于50mg/L，对岩心伤害较低。现场应用时采用聚合物浓度阶梯式增加的思路，砂浓度在30～270kg/m3 时，聚合物质量分数范围应在0.15%～0.2%，砂浓度在300～360kg/m3时，聚合物质量分数范围应在0.2%～ 0.35%。进一步优化聚合物质量分数为0.15～0.35%，施工时降阻率可达到85%左右，试验井投产后效果较好，为 玛湖油田水平井有效使用聚合物压裂液体系提供一种合理技术方案。
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郝继婷，范海明，康万利，李 哲，杨红斌，BAUYRZHAN Sarsenbekuly
2023,40(4):650-655, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2023.04.013
Abstract:
预交联凝胶颗粒（PPG）被广泛用于治理油藏水流优势窜流通道，起到稳油控水的效果。为了解决常规共 价结构的PPG强度不足、剪切恢复性能差以及不耐盐的问题，以烯丙基-β-环糊精（烯丙基-β-CD、主体功能单体）、十六烷基二甲基烯丙基氯化铵（C16DMAAC、客体功能单体）、N，N’-亚甲基双丙烯酰胺（MBA、交联剂）和 丙烯酰胺（AM）为主要原料，研制了一种具有剪切恢复性能的共价-非共价协同交联结构的主客体包合超分子凝 胶颗粒（S-PPG）调剖剂。采用流变仪、激光粒度分析仪、光学显微镜系统探究了S-PPG的流变性能、膨胀性能和 耐盐性能。结果表明，主客体单体的最佳加量为总单体物质的量的2.5%与2.5%的S-PPG在地层水中膨胀24h 后，质量分数为0.6%时的弹性模量为73Pa，是常规PPG的3.04倍；屈服应力为120Pa，剪切黏度损失率为39%， 剪切恢复性能和屈服应力均为常规PPG的4倍左右；地层水中的膨胀倍数达23。此外，随着盐含量的增加， S-PPG的膨胀性能逐渐增强，在NaCl质量浓度为1×105mg/L下的膨胀倍数达27.9，表现出优异的耐盐性能。本 文研究为油藏深部调剖提供一种具有潜力的抗剪切S-PPG材料。
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2023,40(4):656-661, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2023.04.014
Abstract:
为了控制海上油田油井过量产水，评价了地下成胶堵水体系（1%功能微球+3%功能单体+0.8%促胶剂）在 海上油田的注入性、封堵性、选择性、耐水冲刷性等性能，并进行了堵水先导性试验。研究表明，地下成胶堵水体 系从A级到I级强度的成胶时间长达134h，能满足现场施工对成胶时间的要求；体系具有良好的注入性，在渗透 率为1020×10-3μm2的填砂管中，注入压力仅为0.28MPa，且随渗透率的增加而降低；体系具有良好的选择性、封 堵性及耐水冲刷性，能优先进入高渗窜流区域，成胶后对高渗窜流区域的封堵率达90%以上，连续用水冲刷100 PV，封堵率仅下降约5.0%；体系成胶后具有良好的耐候性，在65℃下浸泡60d后强度损失率仅为4.1%。现场先 导性试验结果表明，地下成胶堵水体系堵水效果明显，能有效控制目标井复杂来水，实现目标井的“降水增油”。
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2023,40(4):662-667, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2023.04.015
Abstract:
针对鲁克沁玉东区块高温高盐稠油的特性且现场应用的XHY-4泡沫体系驱油效果不理想的问题，研究了 具有稠油降黏作用的DY-2泡沫体系的降黏效果、泡沫稳定性、抗油性能、封堵能力以及驱油效果，并与XHY-4泡 沫体系进行了对比。实验结果表明，有效含量为0.1%的DY-2溶液与稠油按体积比1∶1混合后可使稠油黏度降 低82.5%。DY-2泡沫体系的泡沫性能优于现用XHY-4泡沫体系。DY-2泡沫体系在能显著降低稠油黏度的情况 下还能兼顾优秀的泡沫性能。DY-2泡沫体系（有效含量为0.1%）的发泡体积为445mL，泡沫半衰期为2186s，析 液半衰期为96s，泡沫综合指数为72.96×104mL·s。DY-2泡沫体系具有较好的抗油性与封堵性，当含油量从0% 增加到20%的过程中，泡沫体系稳定性无明显下降；当岩心渗透率为750×10-3～1250×10-3μm2时，DY-2泡沫体系 的阻力因子能稳定在60左右。在双管驱替实验中，DY-2在对高低渗管分流率、综合含水率以及综合采出程度方 面的改善效果均优于XHY-4，采出程度增幅为16.2%，比XHY-4高出4.6百分点。DY-2泡沫体系可更好地满足玉 东区块泡沫驱提高采收率的技术要求。
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2023,40(4):668-675, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2023.04.016
Abstract:
生物表面活性剂为一种特定微生物代谢产生的具有表面活性的物质，通过在岩石表面的吸附来达到改变 其润湿性的目的，而润湿改性机制对油藏提高采收率至关重要。通过接触角的测定、洗油砂评价、液-固界面自 由能计算及分子动力学模拟等方法，研究了鼠李糖脂表面活性剂与疏水SiO2 表面间的相互作用，并对其吸附特 性和润湿改性机制进行了阐释。结果表明，鼠李糖脂可快速改善亲油玻片表面的润湿性。经10%鼠李糖脂溶液 浸泡12h后，亲油玻片的接触角从111.6°降至32.7°。鼠李糖脂溶液对油砂的最佳洗油有效加量为30%，洗油效 率可达84.83%，原油黏附功降低了98.4%。通过液-固界面自由能计算得到去离子水与鼠李糖脂溶液作用后的亲 油玻片间的自由能为-140.2mJ/m2，远低于去离子水与原始亲油玻片间的自由能（-52.1mJ/m2）。分子模拟计算 结果表明，鼠李糖脂分子主要通过氢键这一强作用力吸附在亲水SiO2 表面，其与亲水界面的吸附结合能达到 29.7 eV；而鼠李糖脂分子与疏水SiO2 表面的作用力为静电力和范德华力等弱作用力，导致其与疏水界面的吸附 结合能仅为12.2eV。结合液-固界面自由能和分子模拟计算结果推测，鼠李糖脂分子相较于原油极性分子具有 更强的界面竞争吸附能力，从而使其易于锚定到亲水表面、最终替换油性分子，达到提高洗油效率的目的。研究 结果可为构建以鼠李糖脂为主的生物润湿调控驱油体系提供理论支撑。
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2023,40(4):676-683, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2023.04.017
Abstract:
为了实现油田的绿色高效开发，通过芽孢杆菌3096-3（Bacillussp.3096-3）代谢产物脂肽类表面活性剂与希 瓦氏菌CD-8（Shewanella sp. CD-8）还原产物纳米铁颗粒进行复配，形成一种绿色、环保、高效的新型生物纳米驱 油体系。通过液相色谱-质谱分析（HPLC-MS/MS）、红外吸收光谱分析（FT-IR）、X射线粉晶衍射仪（XRD）、和扫描 电子显微镜（SEM）、粒径与Zeta电位分析等方法对菌株的代谢产物、还原产物以及复配体系的分散稳定性进行了 表征，并探究了复配体系的乳化性能与提高采收率的能力。实验结果表明，由脂肽类生物表面活性剂和纳米铁颗 粒复配而成的生物纳米驱油剂体系具有良好的分散稳定性，乳化性能与纳米铁颗粒浓度呈正相关关系；在实验 条件范围内，渗吸采收率随纳米颗粒浓度与温度的升高而增加，在温度为70℃下纳米铁颗粒浓度为100mg/L时 的生物纳米驱油剂体系渗吸采收率最高可达56.80%，渗吸采收率效果优于单一的生物表面活性剂与纳米铁流 体。所研制的生物纳米驱油剂体系为油田的绿色开发提供了一种可行性的方法。
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2023,40(4):684-689, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2023.04.018
Abstract:
油田生产中含油污泥无害化处理困难、成本高，含油污泥回注是一种低成本的无害化处理技术。常规回注 调剖法仅能回注粒径较小的含油污泥颗粒，不能充分回收利用含油污泥。为此，将含油污泥颗粒经球磨处理至 微纳米尺度，并添加石油磺酸盐类表面活性剂，通过搅拌、超声、离心形成稳定的驱油体系，研究了含油污泥微纳 米颗粒驱油体系的粒径分布、乳化能力和驱油性能。结果表明，驱油体系中含油污泥微纳米颗粒的粒径中值为 158 nm。该体系在室温（25℃）下静置4d后仍能保持较好的悬浮性，油水完全分离的时间≥5min；在60℃下与 煤油的界面张力为7.4×10-3mN/m，乳化能力较强。由于乳化与封堵的双重作用，含油污泥微纳米颗粒驱油体系 的注入能力和驱油效果好于表面活性剂驱，适用于中低渗透油藏。在60℃、注入量为0.5PV、注入速度为1mL/ min的条件下，其驱油效率较水驱提高约20百分点，较表面活性剂驱提高约8百分点。含油污泥微纳米颗粒驱油 体系的制备方法可完全处理含油污泥，实现含油污泥的高效再利用。
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2023,40(4):690-696, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2023.04.019
Abstract:
对低渗透油藏注入性差、洗油效率低，水驱无法有效提高采收率等问题，提出了一种低界面张力小分子 驱油剂（LST溶液）提高低渗透油藏采收率新技术，评价了该驱油剂的界面活性、增黏性、乳化性、润湿性及其油 藏环境适应性和驱油效果。结果表明，该驱油剂具有良好的界面活性和增黏性。在6788.23mg/L的矿化水中， 质量分数为0.4%时的LST溶液的油水界面张力为0.012mN/m，且黏度与油藏原油黏度（3.4mPa·s）相近。LST 溶液具有较好的油水乳化能力，可改善油藏水润湿性。在47.2℃、油水比为1∶1的条件下，LST乳状液的稳定时 间为120min。岩心经LST溶液处理后，水相接触角由57.0°降至12.5°，油相接触角由24.3°增至38.6°。LST溶液 具有良好的静态抗吸附性能，经岩心3次吸附后，LST残液与原油间的界面张力仍能达到10-2mN/m数量级，黏度 达2.895 mPa·s，乳状液静置10、120min的析水率分别为38.6%、73.4%。LST溶液的耐盐性能较好。在矿化度为 16 570 mg/L的环境下，其油水界面张力低于7×10-2mN/m、黏度为3.06mPa·s。LST溶液的驱油效果较好，可有 效封堵高渗透孔道，启动低渗透孔道残余油。注入0.4PV0.4%LST溶液可使均质岩心（0.05μm2）的水驱驱油 效率提高11.21百分点，非均质岩心（级差3～10）水驱后的综合采收率提高6.55百分点～19.41百分点。LST 溶液可以实现低剂量或低成本有效提高水驱采收率，在低渗透非均质油藏化学驱提高采收率方面具有较好的 应用前景。
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2023,40(4):697-703, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2023.04.020
Abstract:
苏里格上古气藏普遍含有凝析油，部分集气站的凝析油采出液乳化严重，对集气站的正常生产影响较大。 以苏里格气田凝析油采出液为研究对象，开展典型区块采出液乳化特征分析及乳化影响因素研究。结果表明，5 个站点采出水凝析油乳状液的组成差异较大，乳状液的稳定与Zeta电位和矿化度呈现良好的对应关系，Zeta电 位的绝对值越大，乳状液越稳定，水相矿化度越高，乳状液的稳定性越低。5个采出水乳状液中醇类质量分数为 1.48%～4.80%，酯类质量分数为2.08%～6.34%，醇类和酯类极性有机物会在界面上与亲水性的表面活性剂形 成复合界面膜，有利于形成凝析油乳状液。苏里格气田乳状液总体上是以水相为连续相、油为分散相（O/W）； 对于部分油滴，油为连续相，水为分散相（W/O），最终形成复杂的水包油包水（W/O/W）型。随着泡排剂、固体 悬浮物用量的增加，凝析油模拟乳状液体积分数均呈现先增大后减小的趋势。当泡排剂质量分数为0.6%、悬 浮物质量分数在0.4%时，凝析油模拟乳状液体积分数最大，而缓蚀剂浓度对凝析油模拟乳状液形成体积无明 显影响。
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袁秀妮，徐自强，赵敏，张清涛，孙妩娟，王嗣昌，都伟超，柯从玉
2023,40(4):704-708, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2023.04.021
Abstract:
为了清除油气田开发过程中产生的具有结垢致密、溶解度低以及不溶于酸碱等特点的硫酸锶钡垢，采用化 学除垢技术，首先筛选了一种螯合主剂，再优选了不同助剂，利用他们之间的协同增效以及改性作用，通过单因 素实验确定了最优的硫酸钡/锶垢除垢剂配方为：10% DTPA+6%水杨酸+0.03%聚丙烯酸钾、0.2%吐温-80，同时 考察了不同pH、温度以及反应时间下的除垢效果的影响，结果表明，当pH值为12、温度为80 ℃、反应时间为8 h 时除垢效果最佳，在此条件下对硫酸钡和硫酸锶以及实际垢样的除垢率分别为79.41%和80.56%以及59.7%。该 除垢剂具有除垢效率高、除垢时间短及成本较低的优点，在油气田除垢方面具有广阔应用前景。
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2023,40(4):709-715, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2023.04.022
Abstract:
为分析杀菌剂在采出液环境中于垢层存在条件下的渗透性能及对应的渗透机理，以聚六亚甲基单胍盐酸 盐（简称单胍）与戊二醛为代表，在现场垢层条件下研究两种药剂在水中的渗透性能。通过氮气吸附-脱附法表 征垢样的孔径分布，并通过动态光散射方法分析垢层在3.5% NaCl 溶液中的截面荷电情况。分别在506.7 nm与 232.2 nm处建立单胍和戊二醛在3.5% NaCl溶液中的标准曲线。利用自建渗透装置和吸光度-浓度标准曲线，通 过紫外-可见分光光度计监测单胍与戊二醛在不同渗透时间下的渗透行为。结果表明，现场两种垢样主要由碳 酸钙与硫酸钡组成，平均孔径分别为0.43、0.27 μm；其Zeta 电位均随溶液pH值的增加呈现由正变负的趋势，等电 点分别为4.14 与4.56。两种垢样浸入NaCl 溶液后，界面呈负电性，Zeta 电位分别为-6.56、-5.14 mV。在25 ℃ 下，历经15 d 的渗透监测，单胍呈现先慢后快的渗透行为，最高渗透比例为17.70%；戊二醛则表现出先快后慢的 渗透行为，最高渗透比例为38.75%。垢样孔径直接影响杀菌剂的渗透总量，但不改变其渗透规律。与垢层间的 静电作用导致单胍的早期慢渗透；而物理筛分效应决定戊二醛的渗透量。研究结果为现场杀菌剂的筛选及其与 其他药剂的协同配伍提供借鉴。
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2023,40(4):716-722, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2023.04.023
Abstract:
吡啶季铵盐和锑盐常常作为高温酸化缓蚀剂的组分，将两者复配协同增效也常常被应用于高温酸化的缓 蚀剂应用中。运用高温高压化学浸泡和电化学测试技术，研究了2-甲基吡啶季铵盐（BDJ）与不同浓度Sb2O3在 20%HCl中对N80 钢的协同缓蚀作用，并通过接触角测试、扫描电子显微镜（SEM）、能谱分析（EDS）、X射线衍射 技术（XRD）及全反射红外光谱（ATR）探究了高温高压下缓蚀剂BDJ+Sb2O3的成膜性能，并提出了高温酸化条件 下BDJ与Sb2O3协同缓蚀成膜的机理。研究表明：BDJ与Sb2O3协同缓蚀作用明显，且Sb2O3随着浓度增加，缓蚀 效果显著提升，当加入2% BDJ+0.5% Sb2O3时，N80 钢片在20%盐酸中的腐蚀速率可降至18.0 g/（m2·h），远低于 标准要求的腐蚀速率［45 g/（m2·h）］，且缓蚀效率超过95%。混合缓蚀剂导致腐蚀电位正移，降低了腐蚀反应的 热力学倾向。缓蚀剂协同作用形成了锑单质+BDJ的复合相膜，进而有效地增加界面接触角，抑制酸腐蚀。
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2023,40(4):723-728, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2023.04.024
Abstract:
自愈合材料是一类受外界作用损坏后本身能自我愈合的材料，对于延长材料使用寿命，消除安全隐患，降 低维护成本具有重要意义，近年来在油气钻采领域取得了广泛研究与应用。基于不同的愈合方式将自愈合材料 分为外援型和本征型，系统概述了外援型（微胶囊、油气激活型材料、压差激活密封剂）和本征型（物理自愈合、化 学自愈合）自愈合材料的愈合机理及特点。物理自愈合主要有氢键、疏水缔合、静电、主客体识别等作用，化学自 愈合主要有亚胺键、酰腙键、双硫键等的结合与断裂。总结了不同类型自愈合材料在固井、井下管件修复、防漏 堵漏、固壁、降滤失、调剖堵水等领域的研究现状，并对其发展前景进行展望。
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2023,40(4):729-735, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2023.04.025
Abstract:
井漏是制约油气钻井工程质量和效率提高的主要技术问题。提高一次性堵漏成功率是保障全球油田“安 全、高效、经济”钻井的迫切需求。总结了钻井液漏失机理，介绍了架桥、高失水、固化、聚合物凝胶类、智能材料 等各类堵漏材料的性质和相互作用机理，明确了各堵漏材料存在的问题。桥接堵漏材料价格低廉、操作简单、来 源广泛、对钻井液流变性的影响小，但其粒径与地层漏失通道匹配性差，配方复杂。高失水类堵漏材料使用简 单、见效快、封堵成功率高，但其组成复杂、失水速率难控制、不易解堵。可固化类堵漏材料拥有高的承压封堵能 力，价格便宜，配制和操作工艺简单，但施工安全风险高。聚合物凝胶类堵漏材料对漏失通道的自适应性强、有 良好的黏滞阻力和抗剪切稀释能力。然而，其抗高温能力较低、长期封堵性较差、与钻井液配伍性差、成胶时间 不易控制。智能类堵漏材料可智能适应各种复杂地层、针对性强、对地层伤害性小，但其堵漏机理需进一步完 善，材料的适应性需进一步提高。提出了堵漏材料未来发展的方向，如研发智能型堵漏材料和深井与超深井高 温井钻井液堵漏材料。
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2023,40(4):736-742, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2023.04.026
Abstract:
油井水泥浆沉降稳定性是水泥浆施工性能的重要指标之一。随着勘探开发逐步朝着深井、超深井方向发 展，特别是近年来井深接近万米，井底的温度将达到240 ℃以上，对油井水泥浆的稳定性提出了的更高的要求。 传统悬浮剂往往在提高悬浮稳定性的基础上，对水泥浆流变性造成不利影响，不利于复杂井况固井施工。针对 油井水泥悬浮剂的国内外研究现状进行调研，系统阐述了悬浮剂主要种类及其作用机理，重点对当前悬浮剂研 究的优化情况进行分析，包括无机和有机高分子材料优选复配和共聚单体优选或接枝共聚等技术，为今后油井 水泥悬浮剂研发提供借鉴。
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2023,40(4):743-749, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2023.04.027
Abstract:
深部调剖-驱油技术是提高油藏采收率的重要手段。首先从水窜关键问题分析及残余油高效驱替关键问 题分析两个方面，阐述了油藏深部调剖-驱油的两个主要矛盾：调剖剂注入性与油藏深部水窜通道封堵的矛盾以 及深部调剖与剩余油驱替的矛盾。重点综述了油藏深部调剖技术的原理以及在低渗透油藏中的研究应用，指出 了各技术的优势及存在问题，并分析了我国深部调剖-驱油技术发展趋势。
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2023,40(4):750-756, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2023.04.028
Abstract:
针对低渗特低渗等非常规油藏注水开发存在水注不进液采不出的难题，系统论述了微乳液驱对低渗油藏 降压增注、调剖堵水、储层保护等提高采收率的驱油机理，注入油藏中微乳液黏度高于水，相比水驱能够改善油 水流度比，减小驱替液的黏性指进，微乳液与油接触也会产生超低界面张力，降低毛管阻力，改变岩石润湿性，扩 大油藏宏观波及体积。另外，微乳液在流经油藏的孔吼通道时，也会通过对原油增溶、黏弹性拖拽等协同作用， 提高油藏洗油效率。同时，也对几种对低渗油藏驱油适用性较好的微乳液（超临界CO2微乳液、纳米微乳液、原 位乳化微乳液和微乳液泡沫）的类型和性质进行了论述。并论述了不同类型微乳液在实际现场低渗透油藏降压 增注提高采收率中的应用效果，微乳液驱能普遍使低渗油藏中注水井注入压力降压35%以上，油井的增油效果 也较好。通过该论述旨在为当前低渗透等非常规油藏应用微乳液驱油提高采收率技术提供一定的理论借鉴。
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2023,40(4):757-760, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2023.04.029
Abstract:
为了减少来稿中的文字错误，对日常编辑工作中常见的几组易混淆字词进行了辨析，包括配制与配置，瓜 尔胶与胍胶，黏度与粘度，的、地、得，氨、胺、铵。通过分析配制、配置的释义，在科技期刊中涉及溶液的制备时应 使用“配制”。“瓜尔胶”为规范科技名词，在油气行业不应使用“胍胶”。黏度是流体的一种物理属性，用以衡量流 体的黏性，应写为“黏度”。“的”“地”“得”3 个结构助词应注意区分，使书面语言精确化。通过分析氨、胺、铵的定 义、结构和性质，以及油田化学领域常见的与氨、胺、铵相关的化学试剂名称示例，为科技工作者和科技期刊编辑 人员正确、规范使用提供参考和借鉴。
2023年第40卷第4期
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Abstract:
洛河组砂岩采动地层涌水频繁，严重影响了矿井安全生产。针对传统注浆体系面临渗滤效应严重和成胶性能不可控，难以实现裂隙出水有效调控的技术难题，通过分析典型岩心样品的矿物组成及微观形貌，明确了孔隙微观赋存特征，构建了低成本、稳定性优异的无固相冻胶注浆体系，进一步开展了注浆性能评价，结果表明：孔隙直径小和孔喉连通性差是造成传统注浆体系难以顺利注入和深部运移的地质原因；构建的低成本、无固相、易深部注入的新型冻胶注浆体系能够实现48h内成胶，长期老化稳定性优异；体系注入性良好，持续冲刷后压力衰减不明显，封堵率保持在80%以上；体系通过占据大孔道或裂缝空间，增大渗流阻力，迫使后续流体转向，实现出水层有效封堵。研究成果可为洛河组砂岩注浆堵水施工提供新思路。
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Abstract:
胜利油田低渗透油藏埋藏深、温度高，针对CO2驱波及效率低、常规泡沫调驱性能变差等问题，构建了由两性表面活性剂HSD和改性SiO2纳米颗粒组成的高稳定性超临界CO2泡沫体系。该体系表现出了很好的耐高温特性，120℃条件下浓度0.5%的纳米颗粒使泡沫析液半衰期由17min提高到了40min，稳定性提高了近2.5倍。基于幂律模型研究了纳米颗粒对超临界CO2泡沫体系流变特性的影响，结果表明相同剪切速率条件下体系表观粘度随纳米颗粒浓度增加而增加，稠度系数由0.073增加至1.22。通过岩心驱替实验模拟了多孔介质中超临界CO2泡沫表观粘度的变化规律，泡沫在多孔介质中的稳态表观粘度随纳米颗粒增加而增加，超临界CO2泡沫泡沫呈“颗粒状”堆叠排放，泡沫尺寸大约在10~20um。最后通过实验证实纳米颗粒增强CO2泡沫稳定性机理，表面活性剂分子的吸附使亲水性纳米二氧化硅具有了界面活性，从水溶液中吸附到气液界面上，从而提高了泡沫稳定性。
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Abstract:
近年来,低聚表面活性剂作为一类高效低耗的新型表面活性剂,在三次采油、医药、工业缓蚀等领域展现出了非常好的应用前景。低聚表面活性剂由两个或更多两亲基元通过联接基团以化学键的方式联接而成,其结构介于单链表面活性剂和聚表面活性剂之间。联接基团拉近了分子中多个两亲基元的距离,使其表现出更强的聚集能力。同时,联接基团结构和分子空间拓扑结构更加多样化,使其具备了更加丰富的构象和聚集形貌转变过程。上述特性使其作为高效低耗型油田化学剂和响应性软物质材料方面独具优势,但其合成难度大,限制了该类表面活性剂的系统研究。基于此,详细归纳了线状、星状和环状三类不同空间拓扑结构的低聚阳离子表面活性剂的合成方法,并对该领域的发展方向进行了展望。
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Abstract:
井漏是制约油气钻井工程质量和效率提高的主要技术问题。提高一次性堵漏成功率是保障全球油田“安全、高效、经济”钻井的迫切需求。针对钻井液漏失机理的研究,系统总结了钻井液漏失机理。通过近年来国内外学者的研究,开发了以桥接、高失水、可固化等为代表的堵漏材料。系统地介绍架桥、高失水、固化、聚合物凝胶类等各类堵漏材料的性质和相互作用机理。明确了目前堵漏材料存在的问题,提出了堵漏材料未来发展的方向。
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孟文玉, 唐善法, 王思瑶, 董沅武, 王睿, 高洁, 陈泽群
Abstract:
针对低渗油藏注入性差、洗油效率低,水驱无法有效提高采收率等问题,本文提出了一种低界面张力小分子驱油剂(LST)提高低渗透油藏采收率新技术,评价了该驱油剂的界面活性、增黏性、乳化性、润湿性及其油藏环境适应性和驱油效果。结果表明,该驱油剂具有良好的界面活性和增黏性,在矿化水中质量分数为0.4%时,其油水界面张力就低达0.012mN/m-1,且黏度与油藏原油黏度相近(3.4mPa?s)；该驱油剂还具有较好的油水乳化能力,可改善油藏水润湿性,且矿物静态吸附对其界面活性及增黏性影响小；可以实现低剂量或低成本有效提高水驱采收率。注入0.4%LST(0.4PV),可使均质岩心(50mD)水驱采收率提高11.21%,非均质岩芯(级差3-10)水驱综合采收率提高6.55-19.4%,且随岩心非均质性增强其改善驱油效果愈明显。表明LST可对大孔道进行有效封堵并调节驱替流体流度,从而有效启动低渗小孔道中残余油；展示其在低渗非均质油藏化学驱提高采收率方面广阔的应用前景。
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Abstract:
为满足高压注水井带压作业对凝胶封堵体系的强度、成胶时间以及可破胶的性能要求，采用AM/AMPS(丙烯酰胺/2－丙烯酰胺基－2－甲基丙磺酸)为二元聚合物体系，Smel30（三羟甲基化合物）为交联剂制备了一种耐温抗盐凝胶封堵体系。研究了温度、无机盐、模拟油含量、剪切时间对凝胶体系成胶时间和凝胶强度的影响，同时研究了破胶剂过硫酸钠用量对凝胶体系的破胶效果的影响。研究结果表明，温度60℃时，凝胶强度为73.5Pa，成胶时间为7h；加入三种无机盐，聚合物链间距离减小，成胶时间缩短，凝胶强度略有增加，且三种盐对成胶时间和凝胶强度的影响顺序为NaCl＜MgCl2＜CaCl2；抗油污和抗剪切能力较强，在剪切60min后，凝胶强度仍能保持81%以上。凝胶体系老化15天未出现脱水且凝胶强度仍有67Pa；过硫酸钠可以高效低成本破胶，残液表观黏度低于64.4mPa·s。
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Abstract:
低渗油藏具有孔喉半径小、渗透能力低、吸水能力差的特点,为提高化学驱油效果而构建醇醚磺酸盐与甜菜碱表面活性剂的复合体系。以十二醇为原料引入环氧丙烷和环氧乙烷,并经磺化得到醇醚磺酸盐DP6E6S。将其与十六酸酰胺甜菜碱PNC进行复配,评价了复配体系的表面性能、界面性能、润湿性和乳化性能,并通过岩心流动实验评价了增注性能。研究表明,PNC与DP6E6S具有较强的协同作用,可以有效降低临界胶束浓度(cmc)及表面张力；复配体系的界面张力均随着盐度的增加而降低,尤其是n(PNC):n(DP6E6S)=1:1、2:3在较宽盐度范围内(>5%)可达到10-3mN?m-1；复配体系在摩尔配比分别为2:3和1:1时形成的中相乳液体积较大,增溶效果最好,其乳液粒径随盐度的增加而呈现先下降后上升的趋势；复配体系通过岩心吸附后界面张力仍然达到低界面张力,抗吸附性能较好；复配比1:1的润湿角较大,毛细管力更小,有利于降压增注。两个优化体系的降压率可达到28.9%和23.9%,说明低界面张力和高润湿角有利于低渗储层的降压增注。
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Abstract:
凝胶的强度决定了其用途，高机械强度的凝胶在许多领域得到应用。为了增强丙烯酰胺凝胶的强度，本文利用纳米纤维素（NCC）制备丙烯酰胺/纳米纤维素复合水凝胶，通过质构仪和流变仪研究了NCC对丙烯酰胺/纳米纤维素复合水凝胶的拉伸性能、压缩性能、粘附性能及粘弹特性的影响，并利用扫描电镜（SEM）观察了复合凝胶的微观结构。结果表明，添加NCC的丙烯酰胺/纳米纤维素复合水凝胶的拉伸强度、压缩应力、粘附力及粘弹性均明显大于不含NCC的丙烯酰胺凝胶。当AM与NCC质量比为5:3时，所形成的复合水凝胶的拉伸强度、压缩应力及粘弹性均达到最大，AM/NCC复合水凝胶的韧性增强效果明显，拉伸应力及粘附力较AM凝胶提高近4倍。AM/NCC复合水凝胶的强度与其微观结构有关，AM/NCC复合水凝胶的网络结构明显比AM凝胶更加致密。
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Abstract:
胜利油田稠油油藏开发存在原油黏度大、流动性差等问题，水驱采收率不理想。因此，以乳化不稳定系数、油膜收缩速率、最小乳化转速为指标，构筑了乳化-剥离双效体系。评价了不同类型表面活性剂对稠油的乳化和剥离能力，优选出0.3wt%CBT/ASC（m（CBT）：m（ASC）=3:2）复配体系。通过室内填砂流动实验评价了乳化-剥离双效体系的驱油效果，并利用微观模型研究了其作用机理。结果表明：CBT对稠油具有优异的乳化性能和大幅降低界面张力的作用，ASC对稠油具有良好的剥离能力。复配体系兼具优异的乳化和剥离性能，可提高采收率达14.18%。研究结果对稠油油藏高效开发具有重要指导意义。
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Abstract:
本文针对LQ井区砂岩油藏主要采油功能菌的营养需求,通过单因素实验筛选出最佳碳源、氮源、磷源,并初步确定各组分浓度,以此为基础再通过Plackett-Burman实验和去因子实验分析各组分的显著性影响因素,确定各组分的浓度,最后通过响应面实验,根据响应因素对各组分进一步优化,得出最终的浓度。筛选出的营养体系配方乳化效果较好,激活主要采油功能基因烃氧化基因达到107copies/mL,物模驱油实验提高采收率11.65%,本研究为LQ井区微生物驱现场试验提供了很好的技术支撑。
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Abstract:
减阻剂是致密砂岩、页岩等非常规储层改造压裂液的关键添加剂,其性能将直接影响压裂施工效果。本文介绍了减阻剂类型,分析比较了减阻剂优缺点及研究进展,重点阐述了减阻剂的减阻机理及减阻失效机理,归纳总结了纳米材料在压裂减阻中的应用研究进展,指出在高温、高剪切、复杂介质等非常规储层压裂环境中,同时具有储层伤害小、携砂能力强、减阻稳定且高效、易返排、易回收利用等优点的新型多功能复合减阻剂将是今后研究的重要方向。
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Abstract:
针对低温浅层油气井压裂破胶不彻底、返排能力较低的问题,着重分析了亚硝酸盐与铵盐、三氧化铬和葡萄糖、过氧化氢等三种不同自生热体系的生热量以及对压裂破胶性能的影响。实验结果表明：亚硝酸盐与铵盐生热体系的生热量最高,温度可达到80℃以上；另外,在实验中也确定了三种不同生热体系与破胶剂的添加顺序,使压裂液破胶效果达到最优,其中葡萄糖和三氧化铬生热体系和亚硝酸盐与铵盐生热体系的加入顺序是先加入生热体系后加入APS破胶剂,过氧化氢生热体系的加入顺序是自生热体系和APS破胶剂两者同时加入；最后,得出亚硝酸盐与铵盐自生热体系是压裂液破胶体系的最佳添加剂,能使压裂液粘度降低到6 mPa.s以下,破胶性能最优。
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Abstract:
国内供应的重晶石砷含量多超出《GB 36600-2018 土壤环境质量 建设用地土壤污染风险管控标准（暂行）》中第二类建设用地筛选值要求，常用加重剂铁矿粉、钛铁矿粉，由于其对钻具的严重磨损、应用后可能影响电测结果以及使用后钻井液色度不达标等问题，目前已甚少使用。碳酸钙类加重剂由于其自身低密度，加重后易造成钻井液性能流变性恶化。针对上述加重剂环保性能及应用性能存在的不足，通过优选碳酸钙类加重剂，按比例复合重晶石，经过表面涂覆改性、干法活化处理等生产工艺，降低了粘度效应、解决了砷超标问题，同时利于碳酸钙类加重剂的油气层保护特性，创新形成了对油气层与环境进行双重保护的双保型加重剂。现场实施10口井，实施井均安全钻进，与邻井均值相比，机械钻速提高10个百分点，平均井径扩大率降低1.8个百分点，投产井平均单井每米产层增油0.60t，泥饼重金属砷含量达到了标准筛选值要求（低于60mg/Kg）。
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Abstract:
二氧化碳驱(CO2)是三次采油基础上进一步开发高含水老油田、提高采收率的有效手段。针对二氧化碳与原油黏度差较大引起的气窜问题,制备了一种可应用于驱油的超临界二氧化碳增稠剂P-1。通过正交实验分析,认为引发剂用量对反应分子量分布影响最大,合成最优单体摩尔比为4：1：1,此时分子量分布1.12,产率88%。对最优条件下合成的产物进行红外表征,特征吸收峰与产物符合。评价结果表明,P-1在超临界二氧化碳中饱和溶解度为2.30%,最小混相压力7.77Mpa；单体浓度0.2%的增稠剂在30Mpa、50℃下实现对超临界二氧化碳有效提黏42倍,黏度为1.1675mPa.s,升温至110℃,黏度保持率46.41%。模拟地层环境(15MPa),引入质量浓度0.2%的增稠剂P-1能有效改善超临界二氧化碳驱驱油效果,渗透率越低提采效果越显著。同一岩心,超临界二氧化碳驱比水驱后超临界二氧化碳驱的总采出程度高10%以上。图3表2参6
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Abstract:
油田地面生产中副产品老化油中具有复杂界面特性，脱水处理困难。利用老化油研制钻井液用润滑油，可以利用其中的乳化稳定性能，可以免于脱出老化油中泥、砂、水的难题。通过大量的实验，优选基于老化油研制钻井液用润滑剂的关键乳化剂为烷基酚聚氧乙烯醚OP-4、润湿剂为十二烷基苯磺酸钠ABS、稳定剂为羧甲基纤维素钠Na-CMC，实验确定最佳配方为：100ml钻井液+3ml老化油+1.5gOP-4+0.15gABS+0.015gNa-CMC。实验中基于老化油研制钻井液用润滑剂，通过对标国家标准实验，研制的润滑剂符合标准中对润滑剂的要求。以老化油为作为基油研制钻井液用润滑剂是一种可行性的老化油资源化处理方案，有较大应用价值。
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袁成东, 刘磊, Il’dar R. Il’yasov, 丁保东, 曹畅, 周晓冬, Mikhail A. Varfolomeev
Abstract:
针对塔河油田特超稠油井筒掺稀降粘开采过程中存在的掺稀比高、频繁上返异常、难以实现经济有效开采的技术难题,本研究提出地面催化改质降粘+改质稀油回掺的开采技术,以节约掺稀油用量,提升开采效果。为了开发能够有效降低特超稠油粘度、实现地面改质的催化剂体系,针对塔河特超稠油高沥青质含量的特点,研发了一种基于γ-Al2O3载体的高孔隙度Ni-Mo催化剂,并评价了其地面改质降粘效果。实验结果表明,Ni-Mo催化剂可以将特超稠油50℃的粘度从28200mPa?s降低至298mPa?s。粘度降低接近100倍,降粘率为98.94%。密度从1.007g/ml降低至0.8724g/ml。同时,饱和烃的含量显著增加,胶质和沥青质的含量大幅降低。开发的催化剂体系对特超稠油显示了非常好的地面催化改质效果,具有广阔的应用前景。
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Abstract:
离子液体在油藏开发中防止沥青质沉淀具有很大潜力,但高温高压条件下离子液体的抑制效果尚不明确。在对2种离子液体[bmim]Cl和[bmim]Br以及2种商业抑制剂对原油中沥青质沉淀抑制效果进行评价的基础上,采用其中的最佳抑制剂及浓度开展了高温高压沥青质沉淀测定实验,研究了离子液体对地层原油及CO2注入后地层原油中沥青质沉淀起始压力(AOP)及沥青质聚集体尺寸的影响。实验结果表明,离子液体[bmim] Br对沥青质沉淀的抑制效果远高于离子液体[bmim] Cl和另外2种商业抑制剂,最佳浓度为600ppm。纯地层原油的AOP为28.7MPa,当添加[bmim] Br后,AOP降幅为21.6%,当在离子液体中添加异丙醇后,AOP降幅达到29.6%。饱和30mol%CO2的地层原油的AOP为31.6MPa,比纯地层原油的AOP增大了10.1%,当添加异丙醇与离子液体混溶剂时,AOP降幅达44.3%。异丙醇能够与[bmim] Br及CO2产生三元相互作用,提高[bmim] Br的活性,大幅降低饱和CO2原油的AOP,减缓沥青质颗粒粒径的增长速度,降低沥青质在井筒中的沉积深度和堵塞程度,将沥青质沉积引入更易控制的节点,具有广阔的应用前景。
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Abstract:
石油在炼制、储运和使用过程中进入土壤并对土壤造成污染，石油污染物危害程度大，处理难度高。现提出植物型微生物燃料电池技术（Plant Microbial Fuel Cell，PMFC）解决这一问题。以受石油污染的土壤为阳极底泥构筑PMFC，通过检测输出电压、功率密度、表观内阻和石油去除率，对电池植物和电极材料进行优选，并用优化后的PMFC探究其石油浓度的适用性和最佳适用范围。结果表明，植物中绿萝在PMFC的厌氧环境中不能成活，而白鹤芋-PMFC的产电性能和降解性能均优于香菇草-PMFC；电极材料中碳毡-PMFC的产电性能和降解性能较碳海绵-PMFC有明显的提升；以白鹤芋为电池植物、碳毡为电极材料的PMFC适用于任一石油浓度，并且随着石油浓度的增加，PMFC的产电性能和降解性能均呈现出先升高后降低的趋势，因此存在最佳石油浓度适用范围5-10g/kg。PMFC技术为石油污染土壤处理提供了一种新的思路，能在有效处理土壤污染问题的同时发电，实现双赢。
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Abstract:
温度是影响聚合物冻胶降解的关键因素。针对低温油藏中聚合物冻胶引起的堵塞,提出使用过硫酸盐为氧化降解剂,通过低温活化的方法提高过硫酸盐的氧化性。首先利用自由基淬灭实验和自由基测试,确定了TA活化过硫酸盐降解聚合物机理；其次,研究了不同温度下活化体系中过硫酸盐浓度、TA浓度、地层水中阴离子等对降解聚合物冻胶的影响,优化了活化体系的配方,并评价了该体系的腐蚀性。结果表明,35℃时,TA活化过硫酸盐体系能够快速降解聚合物冻胶,形成的超氧阴离子自由基是降解冻胶的主要活性自由基。随着过硫酸盐浓度增加,降解率增大,但TA的浓度存在最佳值,而温度升高可以加快冻胶降解。和常规解堵剂相比,TA活化过硫酸盐能快速降解聚合物冻胶,且腐蚀性小。低温下,该体系比其他常规聚合物驱油藏解堵剂有更好的降解效果。
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Abstract:
页岩气储层采取水平井开发时由于套管偏心以及井径不规则等原因，通常会导致油基钻井液的顶替效率较低，不可避免的会有部分油基钻井液掺入到固井水泥浆中，对水泥浆的性能造成污染。因此，为了提高页岩气固井水泥浆的抗污染能力，室内以现场油基钻井液和固井水泥浆为研究对象，开展了表面活性剂AFSG-1提高页岩气井固井水泥浆抗污染性能的研究。结果表明：现场油基钻井液的掺入会严重影响固井水泥浆的流动度、稠化时间以及混浆水泥石性能，油基钻井液的掺入比例越大，污染越严重；随着固井水泥浆中表面活性剂AFSG-1加量的不断增大，水泥浆自身的抗污染能力逐渐增强，当固井水泥浆中表面活性剂AFSG-1的质量浓度达到2%时，再掺入20%的油基钻井液，混浆的流动度、稠化时间以及水泥石性能与未加表面活性剂时相比均有明显改善；另外，表面活性剂AFSG-1对固井水泥浆抗油基钻井液污染性能的改善效果明显优于其他常用表面活性剂。研究结果认为表面活性剂AFSG-1可以有效提高页岩气固井水泥浆抗油基钻井液污染的能力，能够提高固井质量，保障固井安全。
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屈鸣, 侯吉瑞, 吴伟鹏, 王远征, 肖立晓, 赵宝顺, 王恒
Abstract:
酸化解堵技术常用于解决碳酸盐岩油藏在长期开发过程中滋生的储层污染、供液不足等问题。常规酸化技术因碳酸盐岩油藏物性特殊，在生产过程中易出现水锁、腐蚀管柱、井筒结垢等现象，导致储层受损，降低储层产能。为此本文研发出解除无机堵塞物，不需返排，不对地层产生二次伤害的中性螯合体系。以螯合剂EDTA和缓蚀剂PAA为主要成分，加入少量稳定剂Na2SO3，经去离子水融合过滤，120℃脱水研磨粉碎，500℃焙烧活化制备而成。实验表明，该体系对Ca2+、Mg2+离子无机堵塞物具有良好的溶蚀性，常温下24h内溶蚀率可达95%；对N80级钢材具有较好的缓腐蚀性，90℃环境12h腐蚀速率最高为4.45g/m2·h；对天然碳酸盐岩心平均溶蚀率可达70%以上；因此认为中性螯合体系具有较好的矿场应用潜力。
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Abstract:
采用8种不同物性的原油制备成油包水乳状液,通过流变仪对乳状液的黏度特性进行测定,研究了温度、含水率及剪切率对油包水乳状液表观黏度的影响。结果表明,油包水乳状液的表观黏度随温度的升高而减小,随含水率的增加而增大,随剪切率的增加而减小,具有剪切稀释性。采用幂率模型来描述油包水乳状液的流变特性,即 ,随着含水率上升,油包水乳状液的稠度系数K逐渐增大,而流变特性指数n逐渐减小；随着温度升高,稠度系数K逐渐减小,而流变特性指数n逐渐增大。以实验数据为基础,并对原油物性进行定量表征,建立了能够适用于不同原油、不同剪切条件的油包水乳状液黏度预测模型。该模型的预测偏差结果显示,模型计算黏度值与实测值之间的平均相对偏差为8.1%。
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Abstract:
针对川渝区块页岩气堵漏高承压、易返吐的特点，本文以高软化点树脂为主体，研制了一种ARP抗返吐堵漏剂，具有变形和胶结固化能力，与桥堵颗粒复配使用，可在地层裂缝中与堵剂颗粒胶结固化，提高承压能力和抗返吐能力。实验室评价了ARP堵剂在现场油基钻井液中分散性、与现场堵漏剂的胶结强度，并测试了胶结固化后承压能力，以及抗返吐能力，根据现场应用的需求确定了ARP抗返吐堵漏剂密度为1.8g/cm3、粒径为0.5-2mm，并与现场堵剂形成了最优配比，即ARP抗返吐堵漏剂占25份，现场堵漏剂占75份，其胶结强度可达7.8MPa，封堵2-3mm天然裂缝时，正向承压可达8MPa，抗返吐能力可达3.3MPa。同时根据材料特点设计现场施工工艺，且取得较好的现场应用效果。
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Abstract:
通过腐蚀失重实验、扫描电子显微镜、量子化学计算研究了两种硫脲衍生物苯基硫脲（PHTU）和苯甲酰硫脲（BOTU）在15% HCl溶液中对20#钢的缓蚀性能和缓蚀机理。结果表明，PHTU和BOTU对20#钢在15% HCl溶液中均有较好的缓蚀效果，加量为2 mmol/L时缓蚀率可达83%以上，且PHTU和BOTU在钢表面的吸附均符合Langmuir吸附模型，吸附方式为物理吸附和化学吸附共存的混合吸附。量子化学计算结果表明，缓蚀剂分子中的反应活性位点主要分布在C=S双键、C-N键及BOTU的C=O双键上，其中N原子被酸液质子化后可与钢表面通过静电引力形成物理吸附，高电子云密度的 C=S键、C=O键及苯基可提供电子与铁原子的空d轨道通过配位和反馈键形成化学吸附，进而稳定吸附在金属表面形成保护膜，抑制腐蚀进程。
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王晓军, 尹家峰, 景烨琦, 步文洋, 孙云超, 鲁政权, 任艳, 廖凤武
Abstract:
针对常规抑制剂控制黏土表面水化不足导致的井壁失稳问题，研制了抗高温插层吸附抑制剂，其分子结构中具有大量的强吸附基团和疏水基团，分子量小，无毒环保且具有良好的热稳定性。抑制作用机理分析表明，抗高温插层吸附抑制剂通过强吸附基团优先进入黏土片层间，交换出层间的水合钠离子，结合静电引力有效减小黏土的静电斥力及表面水化短程斥力；通过改变黏土表面张力和润湿性，控制泥页岩自吸能力和比亲水量，减少水相的侵入；吸附及抗解吸附能力强，能长时间吸附于黏土表面，提升黏土表面的疏水性，减少自由水的侵入。室内评价实验表明，自主研发的抗高温插层吸附抑制剂具有良好的抑制造浆，控制黏土水化膨胀和防止泥页岩崩散等性能，有利水基钻井液的流变性稳定和井壁稳定，具有良好的应用前景。
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Abstract:
摘要：针对深水油气田钻井过程中，由于海底泥线附近温度较低，易导致钻井液的增稠、糊塞、跑浆等问题，以丙烯酰胺、N-乙烯基己内酰胺、二乙烯苯、烯丙基磺酸钠为原料制备温敏增稠共聚物ASSN，与具有抗盐性能强、提切效果显著的香豆胶复配形成具有低温恒流变特性的流型调节剂，并与其他处理剂形成一套深水恒流变无固相储层钻井液体系。0.5%ASSN+0.3%香豆胶作为流型调节剂对低温条件下钻井液的流变性起到了良好的调控作用，其对钻井液的低温调控能力受不同加重剂的影响较小，与钻井液其他处理剂具有良好的配伍性，所形成钻井液体系的FLAPI仅为5.2mL，具有良好的抗污染土、现场钻屑、盐、海水侵污能力和储层保护性能（现场岩心渗透率恢复值大于95%）。
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Abstract:
本文采用丙烯酸(AA)、2-丙烯酰氨-2-甲基丙磺酸(AMPS)、甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DMC)为单体,基于水溶液爆聚法工艺,采用绿色环保的二硫化四甲基秋兰姆(TMTD)代替常用巯基化合物链转移剂,合成了一种低分子量两性离子聚合物钻井液用降粘剂。以室温降粘率为考核指标,确定了降粘剂的最佳合成条件：单体浓度55%,TMTD加量为0.75%,氧化-还原引发剂加量占单体浓度的3%,NaOH中和(AA+AMPS)50%,AMPS加量为 5.5%,DMC加量为4.5%。在此条件下,合成所得两性离子聚合物降粘剂的数均分子量为914 g/mol,其淡水基浆中的降粘率为91.53%,且具有良好的抗温性能,可以满足180℃的抗温要求。本研究为低分子量两性离子降粘剂的合成工艺提供了更绿色环保的选择。
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姜会心, 杨红霞, 崔梦雨, 赵文静, 孙瑞雪, 金雨, 王创业
Abstract:
沥青质的聚沉行为显著影响稠油的黏度，研究CO2对稠油中沥青质的聚集行为可以进一步解析CO2驱替过程中发挥作用的机理。在不同CO2压力及条件下，对稠油以及添加了苯和乙醇作为CO2增溶剂的稠油进行CO2溶解实验，分离四组分后得到了经CO2处理后的沥青质。运用X-射线衍射仪、扫描电子显微镜、透射电子显微镜等分析仪器对不同实验条件下提取的沥青质聚集体的层间距、表面形貌以及微观结构进行表征，分析了CO2对稠油中沥青质聚集行为的影响机理。结果表明，CO2在稠油中溶解导致沥青质聚集堆叠的层间距增大，减缓沥青质分子的聚集行为，从而起到降低稠油黏度的作用。
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Abstract:
为提高水基钻井液润滑性,缓解日益突出的长水平段高摩阻问题,促进水平井钻井技术的持续发展,国内外开展了大量关于环保高性能水基钻井液润滑剂的研究。本文对近年来国内外出现的醇醚类、烷基糖苷类、改性植物油类、复配型润滑剂以及极压润滑剂和囊包型润滑剂的最新研究进展进行了详细介绍,并对各自的优缺点进行了评述,在此基础上对水基钻井液润滑剂的发展进行了展望。
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Abstract:
针对延长化182井组长6油层在实际采油开发过程中注采比不理想以及开发井低产、低能，地层水矿化度和钙镁离子高导致常规表面活性剂失效等问题，研究一种抗盐性表面活性剂驱油剂，该剂在不用螯合剂和稳定剂的条件下，采用PPM-12、AES-12（十二烷基聚氧乙烯醚硫酸钠）与OB-2（十二烷基二甲基氧化胺）复配而制得。筛选最适宜的表面活性剂总浓度0.3wt%，较适宜的配比范围为4:1:1-1:1:4，油水界面张力均能达到超低，确定最佳配比是2:1:3，此时油水界面张力能达到最低值（0.0012 mN?m-1）。在最佳配比且总浓度为0.3wt%条件下进行了吸附实验、乳化实验和抗盐实验，结果表明：体系六次吸附后油水界面张力仍在10-3mN?m-1数量级；体系乳化分水时间达2894s，且油水界面清楚；体系在油田钙镁离子范围内达能到10-3 mN?m-1数量级，镁离子对体系界面张力影响最大，其次为钙离子，钠离子影响最小。实验表明PPM-12、AES-12和OB-2复配体系适合于延长化182井组长6油层提高采收率，其平均提高采收率达10.3%，在类似高盐低渗油藏具有良好的应用前景。
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Abstract:
与其它酸液胶凝剂相比，两性离子胶凝剂具有价格低和合成方便的优点，并能基于胶凝剂之间的超分子作用提升酸液的黏度。因此，两性离子胶凝剂在酸化压裂中有着广阔的应用前景。以丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、二甲基二烯丙基氯化铵（DMDAAC）和甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵（DMC）为原料，以自由基水溶液聚合法合成了两种两性离子胶凝剂P（AM-AMPS-DMDAAC）（PAAD1）和P（AM-AMPS-DMC）（PAAD2）。实验结果表明：两种胶凝剂的酸溶时间低于40min，并且两种胶凝剂以一定质量比复配，在室温（25°C），170S-1下，酸液黏度可达39mPa·s，在160°C，170S-1下剪切90min后的黏度为15mPa·s，相较于单独使用的胶凝剂配制，复配胶凝剂的增粘、耐温和耐剪切性能更佳。
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胡俊杰, 马珍福, 邵现振, 钱军, 李月胜, 张贵才, 王翔
Abstract:
岩石润湿性对底水油藏压锥后延缓水锥回升具有重要影响,但其影响程度不明确。鉴于此以接触角为指标构筑具有不同润湿能力的4种润湿调节体系,将其溶于油溶性降黏剂,并对其性能进行评价。在此基础上,定量描述了润湿性和采出物性条件之间的内在联系,进一步说明了润湿性对抑制水锥回升的影响程度。结果表明：油湿润湿剂作用后的储层抑制底水回升的效果最好,平衡压力比达到3.75,净采出程度提高15.17%；而强水湿润湿剂作用后的储层平衡压力比仅为0.54,净采出程度提高6.51%。润湿性和采出物性条件之间表现出明显的规律性。调整储层润湿性可以有效抑制水锥的回升,提高原油采出程度。
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Abstract:
转向酸压是碳酸盐岩储层增产的有效措施之一,其中暂堵剂是该技术的关键材料。针对现有酸压用暂堵剂耐酸性差、解堵工艺复杂、成本高的缺陷,以自制的季铵酯(JD-1)为交联剂,采用水溶液自由基聚合法制备了一种酸压用微膨胀可降解凝胶暂堵剂(WDS),对WDS的降解性能、封堵性能及储层伤害性进行了评价,并进行了现场施工应用。研究结果表明：WDS在不同介质中呈现先微膨胀后降解的变化规律,当温度由70 ℃提高到120 ℃,WDS完全降解时间由78 h缩短为45 h；HCl浓度由3%提高到20%,完全降解时间由75 h缩短为48 h。驱替实验结果表明：注入量越大,暂堵压力越大 ,达到最高暂堵压力的时间越短；裂缝宽度越宽,暂堵压力越小,达到最高暂堵压力的时间越长。WDS对岩心的伤害性较小,岩心渗透率恢复值可达到90%以上。现场应用结果表明：加入WDS后,施工压力上升了10 MPa,暂堵转向效果显著,在转向酸压中具有良好的应用前景。
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Abstract:
为发展新型滑溜水减阻剂，本文以丙烯酰胺（AM）、疏水单体十二烷基二甲基烯丙基氯化铵（C12DMAAC）、丙烯酸钠(NaAA)为原料，通过自制长链疏水引发剂AIBL合成了长链端基疏水缔合聚合物HPAM-L，通过红外光谱、核磁氢谱、乌氏粘度计、荧光分光光度计和动态流变仪对HPAM-L 结构与性能进行表征，利用流动回路摩阻测试仪测定了不同浓度下HPAM-L溶液的摩阻性。结果表明，HPAM-L的黏均分子量约为7.43 ×106g / mol，临界缔合浓度约为1～1.5g/L，具有良好耐温性、剪切稳定性，HPAM-L的水溶液具有较宽线性粘弹区，且浓度越高弹性特征越明显。在溶液浓度为0.075%，0.086%，0.1%，0.15%下的最大减阻率分别可达到 71.6%、73.1%、73.3%和74.1%，减阻性能良好。
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Abstract:
以铝板为阴阳极，采用电絮凝对超稠油采出水进行深度除硅研究。通过单因素变量得到最佳PAC用量、pH值、电流密度大小及PAM用量。结果表明：单独电絮凝不能实现深度除硅；“电絮凝+PAC+PAM”对超稠油采出水除硅具有协同作用；当PAC为200mg/L、pH为8.0、电流密度为10mA/cm2、PAM为50mg/L，电絮凝时间为13min时，电絮凝出水SiO2为20mg/L，SiO2去除率为92%，实现深度除硅；随着电絮凝时间的增加，SiO2去除率增加，但其变化率减小。
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邹静, 胡语婕, 佘跃惠, 张凡, 黄培秀, 曲瑞雪, 王正良
Abstract:
针对油田污水破乳过程中物理和化学破乳剂昂贵和污染问题,宜研究合成绿色环保的新型破乳剂。本文采用溶胶-凝胶与溶剂热法相结合的方法制备生物表面活性剂(Biosurfactant,BS)稳定的纳米铁溶胶材料,研究最优的BS浓度,并采用SEM、XRD、FTIR、激光粒度仪、Zeta电位等对BS稳定的纳米铁溶胶进行了表征,研究其形貌、尺寸、物相、官能团、溶胶稳定性、粒径分布等的影响因素。考察合成的纳米铁溶胶对涠洲岛上岸油水混合物配制的含油污水乳液的破乳性能。结果表明：在产糖脂类生物表面活性剂T菌以特定的培养基发酵6d后,取离心后上清液合成铁溶胶。上清液浓度为80%和100%时分别可合成200nm左右和40-200nm粒径的铁颗粒,浓度为60%时纳米铁溶胶产物破乳效果最优,低温下能对十二烷基硫酸钠形成的水包油乳液产生很好的破乳效果,24h后脱水率达到78%。说明本文采用的方法能合成具有良好破乳特性的BS稳定的纳米铁溶胶,建议今后将生物代谢物与化学药剂有机结合,制备对环境友好的复合纳米破乳剂,同时研究其重复使用等问题。
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Abstract:
相对渗透率是稠油开发实验中一个重要的基本测量参数,由于稠油黏度较高,水驱过程易发生油水乳化现象,使得稠油-水相渗曲线较难准确获取。传统的相渗曲线测量方法将岩心看作一个“黑匣子”,对出口端的油、水体积采用人工读数或者称重的方法,存在测量精确度低、获得信息少等缺点。为准确测量稠油-水相渗曲线,本文选取人造砂岩长岩心,基于低场核磁共振测量技术,通过对渤海B油藏稠油和地层水同时标定,采用非稳态法进行稠油-水相渗曲线的测量,对岩心以及出口端的采出液进行T2谱测试,从而较为准确地获取了岩心的孔隙体积(147.18cm3)、束缚水饱和度(25.9%)、残余油饱和度(43.83%)以及出口端的油、水含量,并得到较为精确地稠油-水相渗曲线,而且对发生油水乳化的采出液进行了D/T2二维谱测试,较为准确地判断出油水是否发生了乳化。研究结果可以为稠油水驱开发提供一定的理论指导,有利于稠油水驱开采机理的研究。
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Abstract:
受储层物性等影响,低渗透油藏在水驱开发中存在地层能量不足和注水困难的矛盾。一方面注水压力高、欠注严重,另一方面低渗透油藏地层压降大、产能递减快,采油速度和采出程度低,水驱过后依然存在膜状或油滴等多种形态状残余油。针对上述问题,本工作合成了甲硝唑不对称Gemini表面活性剂,并和脱氢松香型表面活性剂、鲸蜡醇、乙醇等复配形成了功能型增注驱油剂。该功能型增注驱油剂降低油水界面张力,乳化原油、清除油膜,其中的阳离子组分以水为传递介质在岩石表面形成分子膜,稳定粘土,改善岩石表面润湿性,降低注水阻力。配合压驱现场试验,井组初期日增油13.4t,5个月后日增油12.6t/d；水井由压驱前高压30MPa注不进,到压驱后27.5MPa、日注水量30m3/d,水井注入能力显著提高。
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Abstract:
油田广泛长期应用聚合物驱对应的油井堵塞严重,液量下降,严重影响聚驱后油藏的进一步开发。利用XRD、SEM等技术手段分析油井堵塞产物组分与构成；通过不同堵塞物流体模拟与近井储层条件模拟,研究油井堵塞的堵塞程度与影响主控因素。结果表明,聚驱油藏油井堵塞物主要是发生一定交联并嵌入吸附地层矿物盐、粘土的聚合物团聚体,占比65.6%；其次是地层出砂颗粒与胶结物、原油,分别为17.8%、16.6%。地层出砂颗粒造成多孔介质封堵是油井近井堵塞的主控因素,聚合物衍生交联与吸附团聚形成的聚合物团聚体加剧了油井堵塞程度。基于聚驱油藏油井堵塞机制研究指导的堵塞油井近井原油清洗+聚合物胶团氧化降解,中远井高效固砂防治的油井解堵防砂一体化防治方案具有良好的应用效果,平均单井提液86.8%。
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Abstract:
以长6的低渗致密储层为研究对象，选用两种具有不同界面性质的自制表面活性剂体系S1（改润湿性能力强）和S2（超低界面张力），分别用核磁共振手段表征了其静态渗吸和动态渗吸效果，并采用2.5维微观模型研究了其驱油过程，分析了具有不同界面性质表面活性剂体系的提高采收率作用效果和作用机理。结果表明：S1和S2均具有较好的增采效果，渗吸为水进入小孔隙将油置换到大孔隙的过程，表面活性剂可大幅促进小孔隙采出；驱油时形成优势通道明显，可实现润湿反转，存在附加渗吸作用，大幅增大波及体积和洗油效率，并能够将原油分散为小尺度状态。其中，改润湿性能力更强的S1毛管动力更大，对小孔动用程度更高，但采出速度较慢，驱替时存在的附加渗吸作用更强；可实现超低界面张力的S2油相流动阻力更小，渗吸速度快，采收率可更快达到平衡。
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Abstract:
疏水缔合聚合物以优异的流变性能受到广泛关注。但是由于疏水基团间的相互作用,缓慢的溶解速度制约了其在油田上的大规模应用。目前已有的物理加速溶解方法都不可避免地造成缔合聚合物溶液黏度不可恢复的损失。本文利用环糊精(CD)对疏水基团的包合作用,加速缔合聚合物的溶解,且避免了溶液黏度损失。环糊精对疏水基团的包合改善了缔合聚合物与溶剂的相互作用,随环糊精与疏水基团摩尔比(CD:[H])增加,缔合聚合物溶解时间呈指数下降。流变学结果证明,环糊精能大幅缩短缔合聚合物解缠结时间。环糊精通过包合作用破坏疏水基团的缔合结构而加速溶解。利用环糊精对客体分子的竞争包合特性,通过向缔合聚合物溶液中添加适量的与环糊精具有更强亲和力的非离子表面活性剂可以完全恢复溶液流变性能。
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曹功泽, 李彩风, 陈琼瑶, 刘涛, 汪卫东, 汪庐山, 孙刚正
Abstract:
罗9试1区块存在温度高、粘度高、含水高、水驱效率低等问题。为了进步提升高含水油井的产量,研制了生物多糖+微生物复合吞吐体系,对其耐温性、封堵性、乳化降粘作用及物模驱油效果进行了研究,并在现场开展了应用。结果表明,新型生物多糖在55～95℃条件下,粘度始终保持在120～125mPa.s之间,耐温性较强；新型生物多糖注入至岩心后,压力升高5.6倍,渗透率降低53.3%,可以有效封堵岩心。当微生物发酵液Ⅰ：微生物发酵液Ⅱ=1:2时高温乳化能力最强,原油的乳化降粘率达81.4%。物模驱油实验显示,生物多糖+微生物发酵液体系可以提高采收率达13.9%,优于单一体系的驱油效果。现场5口油井的应用结果表明,4口油井取得了成功,累计增油达2730t,增油降水效果显著,而且目前继续有效,有效改善了罗9试1区块油井的低效生产状况。
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宫兆波, 武禹含, 严忠, 胡楚霄, 郭进周, 李琴琴, 夏文杰, 李国强, 马挺
Abstract:
为了满足油田采出液破乳需求,同时减少常规油田化学剂对环境的污染,本文根据新疆玛东区块存在页岩油压裂采出液复杂情况,在满足环境安全的基础上,利用瓶试法对十五种通过微生物发酵合成的生物破乳剂进行筛选评价,同时对菌发酵液和纯化提取物进行了破乳对比,结果显示XJ-4菌所合成的生物破乳剂XJ-4-2对玛东区块采出液有很好的配伍性和80%以上的脱水率。为了提高破乳效率和降低成本,采用了生物破乳剂和常规化学破乳剂的复配体系,经过优化生物破乳剂XJ-4-2与化学聚醚类破乳剂的复配体系的破乳效率达到95%以上。通过投加工艺的优化,初始含水率为43.76%,在60 ℃下,加入化学破乳剂200mg/L时,沉降2h后脱水率为91.45%,脱水原油含水率为8.43%,污水含油率228mg/L；改进后原油初始含水率为33.85%,在50 ℃下,加入复合配方200mg/L时,热化学沉降2h后脱水率为94.56%,剩余原油含水率为1.84%,污水含油率156mg/L。综上所述,生物破乳剂在低温下脱水率高、污水含油率低,对玛东区块含页岩油压裂开采采出液的高效分离、保证油田的正常运行和经济效益具有重要意义。
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Abstract:
纳米微球调驱技术已被广泛应用于低渗透油藏开发过程。为开展纳米微球在岩石矿物表面的吸附作用机理研究，需定量表征矿物种类对微球在其表面吸附量的影响。首先，运用淀粉-碘化镉法进行JCP-1纳米微球乳液的浓度标定，进而分别实现了微球在单组分矿物表面、多组分矿物表面的吸附量测定。随后，在所测单组分矿物表面的微球吸附量基础上按照岩石矿物相对含量进行加权叠加，得到多组分矿物表面微球吸附量预测值。结果表明：JCP-1纳米微球在不同矿物表面的静态吸附量差异较大。黏土矿物对微球的吸附能力普遍比非黏土矿物强。对该型微球吸附能力最强的是高岭石，其比吸附能力最弱的石英强14.75倍。微球在钾长石表面的吸附能力远强于在其它两种非黏土矿物表面的吸附能力，吸附量变化值分别是其在钠长石和石英表面的1.96倍和8.42倍。对于多组分矿物表面的微球吸附量，加权叠加方法预测值与实验直接测定值的相对误差在3% 以内。最后，基于纳米微球在孔隙通道运移时的固液界面吸附现象，分析认为孔隙壁面上的黏土矿物强化了微球的吸附作用，有利于改变孔隙半径，实现在“不完全封堵”条件下的“部分液流转向”。
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Abstract:
海上油田注海水开发,注入水与地层水的不配伍常导致油井硫酸盐结垢现象严重。虽然可以采取挤注工艺防垢,但防垢剂返排寿命一般较短。本文考虑在前置液中添加吸附增强剂,以提高防垢剂在地层中的吸附量和降低防垢剂解吸速度,选择季铵盐表面活性剂DTAC和阳离子Gemini表面活性剂GS-A6为吸附增强剂、选择聚丙烯酸钠PAAS为防垢剂,开展了吸附增强剂与防垢剂的配伍性实验、静态吸附实验和动态吸附-解吸实验。结果表明,在120℃下,两种吸附增强剂与防垢剂的配伍性良好,吸附增强剂可以有效提高防垢剂在地层中的吸附量,延长防垢剂的返排寿命；其中,吸附增强剂DTAC受含油饱和度影响较大,在高含油饱和度时吸附增强效果有明显下降,而吸附增强剂GS-A6在不同浓度、不同含油饱和度情况下均具有稳定的吸附增强效果,适用于不同开发阶段的油井防垢。
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Abstract:
滑溜水水力压裂是高效开发页岩气的重要手段，但存在黏度低、淡水用量大和胶液不可自由转换等系列问题，限制了其在3500m以深的深层页岩气中的应用。为解决上述问题，室内合成了高黏高降阻一体化稠化剂（HVFR），考察了其溶解性、增黏性、降阻性、携砂性及耐温耐剪切性。结果表明，其相对分子质量为22.7x10^6 g/mol，HVFR表现出快速的溶解速率，1min增黏率达到93%，有利于实现压裂液的在线连续混配。在150 L/min 流量下，作为低黏、高黏滑溜水时的降阻率均大于70%；作为胶液时，降阻率可达到68%，具有一剂多能特性，通过调整HVFR的浓度实现低黏滑溜水、高黏滑溜水和胶液之间的自由转换。基于HVFR的交联压裂液具有良好的携砂能力及耐温耐剪切性能，在120 oC、170 s^(-1)条件下剪切120min后，压裂液保留黏度为120 mPa*s。
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Abstract:
现有的固井水泥浆技术条件下,保障井筒完整性长期稳定面临挑战,尤其是常规低密度水泥浆,射孔后水泥石的完整性遭到破坏更严重,造成密封失效,水泥石与套管及井壁间的胶结质量差,易发生窜槽等问题。针对上述问题,优选了复配液体纤维使用来提高水泥石的强度和韧性,纳米减轻剂改善水泥浆沉降稳定性,优选10%加量的RES-1弹性材料降低水泥石的弹性模量,提高水泥石形变能力。室内对低密度弹性密封水泥浆展开了综合性能评价,结果显示：1.5g/cm3低密度弹性密封水泥浆体系具有良好的流变性,水泥浆稠化时间可调,失水量小于50mL,线性膨胀率达到0.45%,可有效抑制微环隙、微间隙的产生。较普通低密度水泥浆,低密度弹性密封水泥浆的渗透率和弹性模量分别降低了69.5%、78.4%,抗压强度和抗折强度分别提高了61%和54%,说明该水泥浆具有较好的致密性,柔韧性和弹性形变能力。水泥环封隔能力评价发现：低密度弹性密封水泥环在交变压力范围为20MPa-40MPa,升降压力频率5次条件下,模拟封固中的抗窜强度都大于7 MPa/m2,可以有效提高水泥环的长效封隔能力,改善固井质量。
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Abstract:
在泥页岩地层的钻井中,井壁稳定问题比较突出,由于页岩的特殊理化性质,极易吸水膨胀,导致井壁出现掉块、坍塌等情况,因此在钻井过程中需要对井壁进行加固。本文模拟生物矿化过程,对纳米颗粒自组装技术进行系统研究。本文在充分比较筛选了阳离子聚合物和纳米颗粒的基础上,进一步考察了改性纳米碳酸钙和BPEI的自组装沉积过程,并对沉积层的结构进行分析。实验结果表明,碳酸钙可在模拟井壁上形成形态良好的沉积层。另外,本文还探索这种技术在加固井壁,提高井壁的稳定性方面的应用,这也为井壁易失稳问题的解决提供了新的思路。
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Abstract:
为解决页岩储层缝网体积压裂前端摩阻大、尾端黏度低的问题。本文基于分子动力学研究不同碳链长度孪尾单体的空间位阻，聚合物均方末端距、均方位移（MSD）。利用甲基丙烯酸月桂酯（LMA）、丙烯酰胺（AM）、N,N-二正十二烷基丙烯酰胺（DiC12AM）通过胶束聚合方法合成聚合物LMA-AM-DiC12AM（LAD），对其进行红外、核磁分析；利用流变仪、摩阻仪等研究LAD溶液的流变性、降阻率、携砂性能。结果显示，DiC12AM单体的空间位阻较小、其分子链柔顺性最好、束缚水分子的能力最好，减阻潜力大。LAD具有良好的剪切稳定性（黏度达75 mPa·s）和剪切恢复性能，可耐温60℃，降阻率达67.4%，40/70目陶粒沉降速度为2.05×10-4 mm·s-1；该聚合物同时兼具减阻和携砂两种性能，与模拟结果基本一致。
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Abstract:
纳米颗粒是解决传统提采方法面临的低波及效率等技术挑战的潜在方案。本文梳理了近年来纳米颗粒增强化学驱、气驱、热采等提高采收率技术的应用进展,介绍了纳米颗粒增强EOR过程的主要原理、特点及研究成果,指出了该技术现阶段面临的技术问题及发展方向,为纳米颗粒在提高采收率方面的应用提供基础。
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Abstract:
页岩地层纳米级微孔、微裂缝发育,常规封堵剂粒径较大,难以封堵页岩内孔缝。采用壳核结构设计,以无机纳米二氧化硅为核,以聚(苯乙烯-丙烯酸丁酯-丙烯酸)为壳,制备了耐高温壳核型纳米封堵剂CLG-NM,通过红外光谱、透射电镜、动态光散射、热重实验对封堵剂进行了表征,通过页岩压力传递实验测试了其封堵性能。结果表明：纳米封堵剂CLG-NM粒径分布40~300nm,中值粒径89.4nm,在372℃以下可保持热稳定；CLG-NM与油基钻井液配伍性好,3%CLG-NM加入威页28-7HF井油基钻井液后钻井液流变性未发生明显变化,高温高压滤失量(180oC老化16h)从3.1mL降低至2.8mL,破乳电压始终高于700mV；CLG-NM与国内外同类产品KC-2、PT-Seal相比对页岩纳米孔-缝表现出更好的封堵效果。
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Abstract:
在深层和超深层油气资源固井中,由于地层高温影响,水泥浆中部分外加剂高温下失效,导致固相颗粒沉降严重,浆体失去稳定性,增加固井过程中的窜流风险。本工作研究了一种耐温性能好的聚电解质疏水缔合复合悬浮稳定剂P-AB。通过红外光谱、热重分析、粒径分析及冷冻扫描电镜等结果表明： P-AB可通过静电作用和疏水缔合作用等形成独特的网架结构,有助于防止水泥浆沉降和自由水分离；1% P-AB水溶液在40℃-150℃下可保持较高的黏度；水泥浆在高温200℃下加入0.5%-1%的P-AB后,水泥石上下段的密度差＜0.02 g/cm3,浆体游离液为0,同时Zeta 电位分析表明,P-AB的加入可使浆体分散性能提高。该项技术有利于提高深井和超深井的固井质量,降低固井风险。
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Abstract:
原油生产过程中因活性组分的存在易使原油形成大量乳状液,主要包括沥青质、胶质、石油酸、蜡等。基于这些活性组分的组成与存在状态,阐述了各活性组分对乳状液稳定性的影响机制,重点剖析了各活性组分与沥青质间的相互作用及其对乳状液稳定性的影响。指出沥青质是构成界面膜的主要成分,适量的胶质能对沥青质起到协同乳化的作用。不同相对分子质量的石油酸与沥青质相互作用的结果也不同,蜡组分在结晶或与沥青质相互作用时能增强界面膜的强度。最后提出了目前存在的问题,并展望了今后的发展趋势。
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杨子腾, 张丰润泽, 张艺夕, 郑憬希, 刘灿, 刘学敏, 张鹏, 伍波
Abstract:
提出基于可逆加成-断裂链转移(RAFT)水溶液聚合制备调驱用微纳米级聚丙烯酰胺凝胶分散体，以期解决传统调驱剂制备工艺复杂及需要添加有机溶剂的问题。首先合成了一种新型水溶性RAFT剂，再用该链转移剂在纯水中一步制备出调驱用聚丙烯酰胺凝胶分散体。探究了反应物配比、聚合温度、聚合时间及固含量对其性质的影响，测试了凝胶分散体的流变性和粘弹性特征。表征了凝胶分散体的温度响应性、盐度响应性及pH响应性。结果表明，凝胶分散体的粘度随温度升高而降低、随pH值升高而降低，但影响程度较小，而其粘度几乎不受矿化度影响。最后用原子力显微镜(AFM)、扫描电镜(SEM)以及纳米粒度分析仪表征了其微观形貌及粒径。结果表明，凝胶分散体为不规则球状结构，且凝胶分散体的微米粒径在0.92 ~ 6.13 μm，纳米粒径为48 ~ 76 nm之间，证实了凝胶分散体的分子尺度为微纳米级别。
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Abstract:
针对现有降滤失剂在高温高矿化度环境下常常发生失效等问题，本文选择具有苯环结构和磺酸基团(对苯乙烯磺酸钠、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸)和丙烯酰胺水溶性单体，以失水山梨糖醇脂肪酸酯、聚氧乙烯山梨醇酐单硬脂酸酯和液体石蜡为油相，采用反相乳液法合成聚合物微球。使用红外光谱、热重分析、扫描电子显微镜、激光粒度仪等多种方式对样品进行表征，并对其进行了溶胀性能、抗盐性能、老化性能、耐温性能和岩心中封堵性能进行了研究。研究表明聚合物微球具有光滑的球型外貌，粒径在2.82-10.26 μm范围，在270 ℃开始热分解。研究发现微球在达到溶胀平衡后溶胀接近5倍，在高矿化度和高温测试环境中表现出良好的降滤失性能，具有抗老化性能，在驱替实验后的岩心中可以清楚地看到微球在大孔隙聚集从而进行封堵。
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Abstract:
海上油田污水处理设备少,停留时间短,对污水处理药剂要求极高。为了提高油水分离效果,提升污水处理水质,有必要开发一种高效反相破乳剂。以丙烯酸乙酯(EA)、甲基丙烯酸(MAA)和丙烯酸十八酯(SA)为原料,利用乳液聚合法,合成了一种新型丙烯酸酯-甲基丙烯酸共聚物乳液型反相破乳剂(EMASA)。通过FT-IR光谱、1HNMR分析和DSC分析证实了目标产物的结构。以除油率为主要指标,对其净水性能进行研究,处理海上油田A平台采出液(水型为碳酸氢钠型)的瓶试结果为：EMASA在最优加注浓度30mg/L时,除油率为96.5%；协同现场絮凝剂ECHA的除油率为98.9%。在A平台开展中试试验：EMASA加注30mg/L,分离器出口水中含油值由255.75mg/L降低至197.58mg/L,降低22.74%,除油率由95.5%提高至96.52%。发现该药剂在处理碳酸氢钠水型采出液时效果明显,通过动态光散射、界面张力和界面扩张模量对其作用机理进行解释,证明反相破乳剂EMASA具有推广价值。
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Abstract:
为分析纳米沸石咪唑酯骨架颗粒作为纳米驱油剂对提高原油采收率的作用，在水相条件下制备了纳米ZIF-8颗粒并对其进行微观结构表征，将纳米ZIF-8颗粒分散在水中得到纳米流体并研究了该流体的稳定性，测定了界面张力和接触角分析提高采收率机理，最后通过岩心驱替实验评价了纳米ZIF-8驱油体系的驱油效率。结果表明，纳米ZIF-8颗粒平均直径为65.8nm，相态单一无杂质；质量分数不高于0.03%时，在水中分散性良好，zeta电位绝对值在30mV左右，具有较高的稳定性。在模拟地层水和低矿化度水中添加0.03%纳米ZIF-8颗粒，界面张力值分别降至4.662，3.965mN/m，比未添加时降低了75.76%，73.27%；接触角分别由114°，109°降至78°，73°，岩石表面润湿性转为水湿，更有利于油膜的剥离。岩心驱替实验中用地层水驱替至无油产出后转注质量分数为0.03%的纳米ZIF-8流体，在地层水和低矿化度水中采收率分别提高了8.25%，10.71%。图6参24
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Abstract:
针对高黏土疏松低渗砂岩油藏注水过程中微粒运移堵塞储层孔喉导致注水压力高的难题,通过室内实验优选出了一种中性型梯度防堵体系,低速梯度防堵体系：0.5 %KCl黏土稳定剂,高速梯度防堵体系：0.2 % KCl+0.3%有机阳离子黏土稳定剂。考察了梯度防堵体系的防膨性、驱替过程中岩心压力和渗透率变化。结果表明,该体系防膨率超过91 %,与空白生产水驱替对比,低速下,经防堵体系处理后,压力增长倍数由5.41降为2.03,渗透率保留率由18.49%提高到49.15%；在高速下,经防堵体系处理后,岩心渗透率逐渐恢复,当转生产水驱替8PV后,渗透率保留率由10.56%提高至91.58%,压力增长倍数由9.47降为3.28,并持续降低。该防堵体系为中性,为低渗透油藏的超前绿色注水高效开发提供了有力支撑。图9表3参19
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Abstract:
针对长庆低渗透油藏特点,提出聚合物微球/表面活性剂复合调驱提高采收率技术。聚合物微球初始粒径一般为50～300nm,具有水化膨胀特性,膨胀倍数5～10倍。扫描电镜可观察到微球水化膨胀过程中的聚集特性,其粒径呈高斯正态分布。表面活性剂最经济的使用浓度为0.3%。聚合物微球加入表面活性剂后混合液粘度增大,微球分散相颗粒屏蔽了表面活性剂的界面活性以及形成胶束的能力,导致界面张力降低幅度变小,不利于表面活性剂驱油。微球质量浓度大于0.4%时封堵率80%以上。聚合物微球与表面活性剂最佳注入方式为体积比1:1的段塞式注入。该体系在安塞油田现场应用效果显著,累计增油3576t,表现出良好的技术适应性。
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Abstract:
本文以二苯基甲烷二异氰酸酯（MDI）、聚环氧丙烷二醇、硅酸盐水溶液、重质碳酸钙等为原料合成了一种多相颗粒材料，用于油井水泥石降低弹性模量。多相颗粒第一相是多孔洞状连续相，第二相呈球状；多相颗粒中第二相嵌合于第一相的孔洞之内，且球状第二相中含有18~20%的Si元素。实验表明：含多相颗粒水泥石相较净浆水泥石具有更低的弹性模量，且强度不降低；多相颗粒对水泥浆的稠化时间和流变性影响较小；多相颗粒界面的球型结构含有大量硅羟基参与或部分参与了水泥的水化，与水泥石在界面处形成完整的结构，保证了水泥水化结构的连续性。
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刘冬梅, 曾文广, 杨康, 石鑫, 魏晓静, 张腾方, 孙霜青
Abstract:
本文通过泡沫实验研究了十二烷基硫酸钠(SLS)、十二烷基磺酸钠(SDS)、十二烷基苯磺酸钠(SDBS)分别与N-十二烷基-N,N-二甲基叔胺(C12A)等摩尔复配的溶液的泡沫性能,以及无机盐和油相对复配体系泡沫性能的影响。此外,针对泡沫性能较好的SLS/C12A复配体系、SDS/C12A复配体系进行CO2响应消泡以及N2加热恢复的重新起泡消泡实验。研究结果表明,SLS/C12A复配体系的泡沫稳定性最好,并且耐盐能力强。SDS/C12A复配体系的抗油效果显著,两种复配体系均表现出较好的CO2响应性和可逆性。通过消泡后溶液变化、表面张力变化推测响应机理为：质子化的C12A与阴离子表面活性剂静电吸引,形成络合物,从溶液中析出,降低了溶液的表面活性,加速了泡沫的破碎。
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李宜坤, 党杨斌, 关超, 才程, 牛壮, 程涛, 黎兴文, 崔浪, 刘敏
Abstract:
昆北油田砂砾岩储层厚度大，平面、层间、层内非均质性强，开发初期水平井就表现出产量递减大、含水上升快的特点，迫切需要治水。基于昆北砂砾岩油藏特征及开发生产特点，合成了丙烯酰胺（AM）-2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）-二甲基二烯丙基氯化铵（DMDAAC）三元共聚物水平井选择性堵水剂。用流变力学实验考察了堵水剂的注入性能，用填砂管堵水模拟实验考察了堵水剂的选择性。填砂管实验表明，堵水后注入压力提高了6.06倍，水驱封堵率为83.5%，油驱封堵率为20%，具有显著的油水选择性。在室内实验研究和矿场生产特征研究的基础上，在昆北油田开展了6口水平井堵水矿场试验，取得了显著增油降水效果。
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Abstract:
滇东地区飞仙关组三段、飞仙关组一段地层为易失稳地层，为保护煤层储层，设计应用新型低伤害高性能微泡沫钻井液技术。将研制的起泡剂LHPF-1与起泡剂BS-12和增粘剂XC进行复配，利用Box-Behnken实验设计法分析三种处理剂间的交互作用对于泡沫综合指数Fq的影响。在此基础上优选降滤失剂和抑制剂，最终确定微泡沫钻井液配方为：0.25%LHPF-1+0.25%BS-12+0.25%XC+1%SPNH+1%NH4HPAN+0.2%KPAM。研究结果表明，该钻井液密度可降至0.49g/cm3，起泡量可达420mL，泡沫半衰期可达2000min以上，泡沫液膜厚度能达到泡沫尺寸的50%，煤层岩心封堵率和渗透率恢复值均在90%以上，同时可抗7%的岩屑和煤粉污染。该钻井液在滇东地区老厂勘探区LC-C7-2D井二开井段进行了现场应用，纯钻进时间4天，无任何井下复杂事故，全井段平均井径扩大率为5.9%，滤失量小于5mL。
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张颖, 周东魁, 余维初, 张凤娟, 董景锋, 王牧群, 张磊
Abstract:
玛湖1井区百口泉组为典型的低孔低渗致密油储层，当前的主要增产手段为大规模水力压裂，面临着3大难题：压裂液减阻效果差、对储层伤害大；水资源匮乏，油田污水处理困难；缝间剩余油分布，采收率有待提高。文中合成了一种低伤害JHFR减阻剂，构筑了JH低伤害滑溜水压裂液，主要组成为0.1%JHFR减阻剂+0.2%JHFD多功能添加剂，具有速溶（溶解时间15 s）、高效减阻（减阻率76.9%）、低油水界面张力（0.89 mN/m）、防膨效果好（CST比值0.92）等特点，且体系与玛湖1井区的地层水和返排液配伍性良好、对岩心渗透率损害程度低，适用于玛湖1井区的大规模连续压裂施工。
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Abstract:
区别于单胶液体系,本文依据部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)、多羟基醇弱凝胶形成原理,用有机硼/锆复合交联剂FHBZ-1与HPAM及多羟基醇共同作用制备交联凝胶,并将其用作LG-2复合线形胶压裂液。分别评价了LG-2线性胶压裂液体系的交联性能、耐温耐剪切性能及破胶性能。在110℃,170s-1恒速剪切120min条件下与HPAM/有机锆单一凝胶体系进行了耐温耐剪切能力对比,其中LG-2线性胶压裂液的最终粘度为103 mPa.s,而单一HPAM/有机锆凝胶仅为48mPa.s。同时,在130℃,170s-1恒速剪切速率下,LG-2线性胶得到交联冻胶峰值粘度为448mPa.s,充分显示其良好的耐温耐剪切性能。评价了LG-2线性胶压裂液在60℃及90℃时破胶性能,LG-2线性胶压裂液破胶液粘度小,残渣量低,分别为约16mg/L 及12mg/L。通过WY-8页岩气井现场试验验证LG-2线性胶压裂液体系具有优良的造缝携砂性能。
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Abstract:
针对水敏性稠油油藏，抑制黏土膨胀是有效进行热采的前提，然而后续防膨机理尚不十分明确，因此提出一种Pickering微乳液抑制黏土膨胀的方案，通过Fick定律与Langmuir吸附理论相结合，对Pickering微乳液黏土防膨机理进行量化分析。利用疏水纳米SiO2与月桂基三甲基溴化铵（DTAB）复配形成Pickering微乳液，然后测试了微乳液的表面张力和对膨润土的防膨率，且获得了最佳复配方式。最后，以最佳配方进行段塞驱替实验来研究动态防膨效果。其中，机理量化分析表明采用表面吸附进行黏土防膨是可行的，另外纳米SiO2与DTAB在比例为1：2，浓度为0.6wt%时防膨效果最好，驱替实验中显示最佳的段塞注入量为0.2PV。随着Pickering微乳液注入量的增加防膨效果越发明显，但是出口含水率上升速度也随之加快，说明对于渗透率较高的稠油油藏抑制黏土膨胀应适当。
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赫英状, 易浩, 李斐, 路飞飞, 刘强, 项楠, 严圣东, 严思明
Abstract:
针对油气田开发中高压油气、后期压裂、储气库周期性压力变化等带来的层间流体窜流、井口带压问题,以有机胶凝材料-水溶性树脂,研制了一种适用于中低温的树脂固井工作液体系,并对该体系的工程性能、封隔性能、树脂固化动力学等进行了研究。结果表明,该树脂体系密度在1.20~1.80g/cm3可调,流动性能良好；60~90℃时,稠化时间在60~410min可调；模拟顶替效率91.5%时,树脂固化体的胶结强度为3.01MPa,窜流突破压力大于12MPa,远高于相近顶替效率下的常规水泥石；树脂固化体90℃×24h抗压强度在50MPa以上,六次循环交变应力加载后的弹性恢复率均超过85%,优于常规水泥石；固化体热分解温度为398℃,具有良好的耐温性能；确定了S-HR/CA-1与S-HR/DCY体系的固化动力学方程、固化度与固化时间的关系。该树脂工作液体系固井界面胶结强度高,形变恢复能力强,有利于保证固井环空固化体的长期完整性和封隔性,防止窜流的发生；固化动力学方程的建立为此类树脂工作液体系的研究与应用提供了理论参考。
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张佃臣, 张世坚, 胡晓明, 唐敏, 邱波, 单雨婷, 敬加强
Abstract:
由于稠油乳状液不透明,无法直观认识砂粒对稠油乳状液稳定性的影响过程,一些学者通过傅里叶红外光谱检测到矿物颗粒表面吸附的沥青质,推测这些颗粒因吸附油水界面膜上的沥青质破坏了油水界面膜强度,促进了水滴聚团沉降,从而实现稠油乳状液破乳分层。但这种认识无法解释笔者实验中的一些现象,本文进行了杯式分水、流变性测试和润湿性测试等实验,得到了石英砂对稠油乳状液稳定性影响机制：砂粒粒径较小,水滴粒径较大时,即会发生水珠完全浸湿包裹砂粒的现象,包裹砂粒的水珠比重增加,沉降速度加快,这是砂实现稠油乳状液破乳分层的主要原因,而这一认识也通过砂在白油中的沉降实验得到了验证。
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Abstract:
针对当前无机盐型粘土稳定剂耐水洗效果差,聚合物型高分子粘土稳定剂易吸附阻塞孔道且耐温性能差等问题,开发用于高温低渗油藏的新型小分子粘土稳定剂已迫在眉睫。本论文采用三甲胺与γ-氯丙基三乙氧基硅烷合成小分子耐高温粘土稳定剂ZWS-1,通过对其防膨性能与耐水洗性能的测定确定最佳使用浓度为1.5%。复配试验优选出最佳的复配方案为1.5%ZWS-1+4%KCl(150℃下,粘土防膨率为98.3%,耐水洗率为91.4%)。偏光显微镜观察表明ZWS-1可以将粘土团聚为颗粒,增加粘土的稳定性,傅里叶红外光谱结果表明ZWS-1与粘土矿物表面羟基发生脱水缩合反应,证实ZWS-1与粘土矿物表面存在化学键作用。
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王兴坤, 刘逸飞, 易飞, 吴文俊, 黄波, 陈维余, 方彦超, 戴彩丽
Abstract:
表面活性剂渗吸作用是提高致密油基质原油动用的重要手段。本文研究了致密油基质-裂缝模型中表面活性剂渗吸提高原油动用特征。首先,通过自发渗吸、界面张力及润湿性的测定,优选0.05wt%的ASB作为渗吸用表面活性剂。进一步,通过基质-裂缝岩心模型及微流控模型,分别研究了裂缝迂曲度及缝内流速对近缝基质动态渗吸提高原油动用特征的影响。结果表明,近缝基质动态渗吸的原油采出程度随模型迂曲度的增加而增加,即裂缝复杂程度越高,动态渗吸的采出程度越高；缝内流速越快,毛细管中油水界面运移速率越快,即渗吸速率越快,且油水界面运移速率与缝内流速整体符合二次函数规律。另外,通过静态渗吸实验,研究了表面活性剂作用深度及浓度对深部基质自发渗吸提高原油动用特征的影响。结果表明,表面活性剂作用深度越深,单位体积基质原油动用量越低；当表面活性剂浓度较高时,毛管力的主控参数为界面张力,此时自发渗吸采出程度与界面张力的变化规律一致,当表面活性剂浓度较低时,毛管力的主控参数为岩石表面润湿性,此时自发渗吸采出程度与界面张力的变化规律相反。
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马鹏, 张磊, 聂育志, 陈红壮, 邱在磊, 董国峰, 张顺
Abstract:
本文将超声处理与沉降法相结合，在5%高浓度淀粉溶液条件下制备纳米淀粉颗粒。通过超声处理可以降低5%高浓度淀粉溶液的粘度，再利用沉降法制备小粒径的纳米淀粉颗粒。该方法所制备的纳米淀粉颗粒平均尺度小至30nm，粒度主要集中于20-50nm、分布相对均匀，且在150℃能抗盐至20g/L NaCl。在基浆中加入1.0%的纳米淀粉颗粒后，表观黏度、塑性黏度、动切力和滤失量分别为22.0 mPa?s、14.5 mPa?s、11.5 Pa和9.3 mL。在150℃下老化16 h后，表观黏度、塑性黏度、动切力和滤失量分别为21.1 mPa?s、14.0 mPa?s、10.8 Pa和10.0 mL。纳米淀粉颗粒改善钻井液性能的机制在于，其与膨润土能形成网络结构，能提升钻井液的综合性能，且抗高温能力强。超声处理与沉降法相结合的方法操作简易，成本低廉，易于推广应用，所形成的技术能为开发一种新型的纳米钻井液体系提供重要的技术支撑。
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复杂缝网压裂CO2悬浮支撑剂技术及悬砂性能评价
Abstract:
滑溜水压裂液由于其自身粘度低、携砂能力弱，往往无法满足压后支撑剂对复杂缝网的高效充填。因此，基于气泡悬砂理论，本文提出一种CO2悬浮支撑剂技术，并室内试验评价了常温常压、高温高压条件下滑溜水中CO2悬砂效果。结果显示：悬浮支撑剂表面改性涂层能起到稳定的气-固桥联作用，通过吸附CO2有效降低支撑剂比重，大幅减缓支撑剂在滑溜水中的沉降速度（0.15cm/min），降低幅度为99%，从而实现滑溜水“低伤害、高携砂”的效果；常温常压下CO2悬砂性能主要受滑溜水粘度影响，悬浮程度及稳定悬浮时长随着滑溜水压裂液粘度增大而增加，基本不受砂比影响；高温高压下，二氧化碳为超临界状态（SC-CO2），但其依旧能吸附在悬浮石英砂表面起到一定的悬浮作用，使得大量的悬浮石英砂在搅拌过程中被悬浮起来。因此，CO2悬浮支撑剂技术能显著提高滑溜水压裂液的携砂能力，对降低复杂缝网压裂砂堵风险及提高油气井改造效果具有重要意义。
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红河油田长8超低渗油藏化学驱适应性
刘岳龙, 刘毅恒, 叶双祥, 邓学峰, 强星, 魏开鹏, 张浩, 杨洋
Abstract:
红河油田长8超低渗油藏注水压力高、驱油效率低,需开展化学驱提高原油采收率,但驱油剂油藏适应性不明。针对以上问题,对比研究了表面活性剂、纳米乳液、活性二氧化硅纳米流体(简称活性纳米流体)三类驱油剂在长8超低渗油藏的适应性,结果表明：单相渗流条件下,表面活性剂、纳米乳液、活性纳米流体降压率分别为15.1%,5.8%和9.1%,表面活性剂降压率最高,主要原因在于表面活性剂可将中性润湿岩石表面调整为弱亲油状态,有助于削弱水膜作用；两相渗流条件下,表面活性剂无法抑制原油与水形成油包水型乳状液,无法实现降压,而纳米乳液和活性纳米流体在降低油水界面张力的同时可抑制油包水乳液的生成,可实现驱替压力的有效降低,其中纳米乳液降低油水界面张力性能优于活性纳米流体,降压率最高,为38.6%；天然岩心驱替表面活性剂、纳米乳液、活性纳米流体分别可提高原油采收率26.67%,23.51%和16.35%,表面活性剂提高采收率幅度最高,但考虑其无法在两相渗流条件下实现降压,与长8超低渗油藏适应性最好的化学驱体系为纳米乳液。
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致密油藏不同类型渗吸剂提高采收率机制
Abstract:
渗吸作用被认为是一种提高致密油藏采收率的重要方式。压裂后会采取闷井措施以通过渗吸作用置换原油，通常使用表面活性剂和纳米材料等化学剂，以提高渗吸置换效率，但不同类型渗吸剂的提高采收率机制还有待区分并阐释。本文对比了四种渗吸剂体系的渗吸提采效果，分别为高界面张力体系（?30 mN/m）：二氧化硅纳米流体和纯水；中等界面张力体系（1-10 mN/m）：单种表活剂体系；超低界面张力体系（<10-3 mN/m）：表活剂复配体系。结果表明，二氧化硅纳米流体及单种表活剂体系主要依靠润湿反转效应，在油湿储层提高渗吸采收率，此外单种表活剂体系可降低界面张力，提高油滴通过孔喉时的可形变性，缓解贾敏效应，减少油滴被夹断并滞留于孔隙内的可能性，从而提升原油动用程度，然而采收率结果显示利用降低界面张力方式的提采幅度有限，润湿性的改善对提高渗吸采收率的重要性高于界面张力的降低。但在强油湿性孔隙，当润湿性改善效果不佳，毛管力驱动效应难以充分发挥时，表活剂复配体系表现出最优的渗吸提采性能，其具有的超低油水界面张力促使油水自发乳化现象的发生，并将渗吸模式由毛管力驱动转变为重力驱动，自发形成的乳化油滴在重力作用下被排出孔隙。依靠超低界面张力使原油自发乳化的重力驱动渗吸模式，为提高渗吸采收率提供了新的途径。
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95℃高温油藏原位乳化驱油体系评价与应用
Abstract:
针对河南油田高温油藏特点，95℃研制原位乳化驱油体系，并开展性能评价。实验表明，优选表面活性剂具备良好的增溶原油能力，可与原油在地层水盐度条件下原位形成微乳液体系，界面张力超低，抗吸附、耐温性能良好，洗油效率78%；结合微乳液流动性强特点，优选耐温聚合物发挥流度控制，在矿场氧含量0.2mg/L~0.4mg/L，硫含量15mg/L~20mg/L水质条件下，可以实现95℃老化60天粘度保留率100%以上。天然岩心驱油实验表明，原位乳化驱的产出液及岩心切片孔隙中相态特征明显，原油重质组分得到有效驱替，各类型剩余油均有良好动用，具备形成全过程乳化驱替的能力。进一步变浓度梯次注入与调剖段塞组合注入，非均质岩心实验提高采收率28.4%。目前技术已经进入矿场前置段塞注入阶段，数模预测提高采收率8.06个百分点。
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耐高温树脂粉对热采井水泥浆性能的影响
Abstract:
稠油油藏在开采过程中由于高温蒸汽的注入，其产生的热应力往往会导致固井水泥石的破坏。针对这一问题，优选了一种聚芳醚酮类耐高温树脂粉作为弹性材料加入到水泥浆体系中，研究了树脂粉对水泥浆常规性能、力学性能及耐高温性能的影响。研究结果表明，在水泥浆中加入4%的树脂粉时，水泥浆的稠度系数为0.71Pa·sn、滤失量为34mL、稠化时间为225min、抗压强度为17.69MPa，水泥浆的常规性能均满足现场作业要求；而水泥石的弹性模量则可以降低到4GPa以下，说明树脂粉的加入可以提高水泥石的弹性。加有树脂粉的水泥石经过320℃ 28天高温养护后，其抗压强度为18.68MPa，抗冲击强度为1.97KJ/m2，弹性模量为3.67GPa，显示了较好的抗高温强度和弹性。与未加树脂粉的水泥石相比，水泥石的渗透率降低了61.3%，弹性模量下降了39.1%，峰值应变增加了119.0%。树脂粉的加入改善了水泥石的脆性，增加了水泥石的弹性以及抗形变的能力，能够有效地提高热采井水泥石在注蒸汽作业过程中抵抗热应力破坏的能力。
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高温、高盐环境双重交联凝胶调堵体系的制备及性能研究
Abstract:
与常规油藏相比较,高温高矿化度油藏的特殊条件对调堵体系的性能提出了更为严格的要求。针对现有油田调堵剂高温地层条件下凝胶时间较短、不耐稀释、长期稳定性差的问题,本文采用二级交联结构设计,研发了以甲基丙烯酸缩水甘油酯(GMA)、二乙二醇二甲基丙烯酸酯(EDMA)为主要原料,聚乙二醇(PEG)为溶剂,过氧化氢叔丁醇(TBHP)为引发体系、气相二氧化硅(AEROSIL)为增强剂,利用溶液聚合法合成了一种耐温耐盐性双重交联凝胶调堵剂。研究了单体加量、交联剂加量、引发剂加量以及增强剂加量对凝胶的成胶时间及弹性模量的影响。结果表明：该体系初始粘度350mPa?s,凝胶时间2～10h,弹性模量5230Pa,抗压强度0.221MPa,,在矿化度为 2.2×105 mg/L 的模拟地层水中140℃高温老化30天,无体积收缩,弹性模量可达4000Pa以上,驱替实验反向突破压力梯度达5.5MPa/m。
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自沉降型高强度套管堵漏剂的性能与应用
Abstract:
井筒完整性治理是保障油气井安全生产的关键问题之一，目前国内尚缺乏自主研发的具备国外产品同等封堵能力的封堵剂材料。鉴于此，本文通过对主剂和固化剂体系的优选，研发了一种液体高强度封堵剂，该材料兼具低初始粘度（90 mPa·s）和高封堵抗压强度，具备良好的沉降固化性能。通过扫描电镜和红外光谱分析了堵剂的固化和优良封堵能力的机理。开展了封堵模拟测试，证实了堵剂具备优异的承压能力（>160 MPa/m），并能够在20 m高度下沉降固化，具有极强的封堵能力。最后将该体系在南海东部A油田某水平井进行了现场应用，成功完成漏点封堵作业。本研究为井筒完整性治理提供了新型纯液体封堵体系，产品具备良好的应用潜力。
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橡胶粉掺杂柔性颗粒调堵剂的制备与性能研究
Abstract:
油田长期注水开发导致油井含水率高,需要开发环保、低成本、优质高效的油田化学调剖堵水剂。本研究通过添加橡胶粉制备了一种可在水相中一次成型的热塑性柔性颗粒调堵剂。实验结果显示,橡胶粉掺杂的柔性颗粒具有合适的粒径分布和疏松多孔的结构。与未添加橡胶粉的颗粒相比,橡胶粉掺杂的柔性颗粒具有更高的热稳定性和力学性能,包括硬度、弹性、内聚性和回复性。柔性颗粒在高温和高矿化度水中保持稳定,并在高温中出现粘连,具有良好的热塑性。物模实验研究表明,橡胶粉掺杂的柔性颗粒能够形成稳定的压差波动,能迅速适应裂缝的变形和压力变化,且能形成有效封堵。综上所述,橡胶粉掺杂的柔性颗粒具有良好的形变能力、热稳定性和注入性能,可用于解决油田中深部液流转向的问题,提高油藏的采收率。
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驱油用纳米颗粒稳定型泡沫体系配方研究进展
Abstract:
常规泡沫体系稳定性较差，国内外学者利用纳米颗粒稳定泡沫。本文主要针对用于驱油的纳米颗粒稳定型泡沫体系，重点阐述了学者们在体系配方研究过程中取得的重要成果。根据体系配方的主要成分，将其归纳为三种类型，分析了不同类型纳米颗粒在稳定泡沫方面呈现出的特点，据此指出目前关于纳米颗粒稳定型驱油泡沫体系的研发向着多样性、功能性、高性能、低成本、环境友好型、循环再利用方向发展。最后提出纳米颗粒稳定型驱油泡沫体系的研发主要基于大量实验，在纳米颗粒稳定泡沫微观机理方面仍需要深入研究，形成可以定量描述影响泡沫稳定性的参数，实现新型泡沫体系的功能性定制，将不同功能的泡沫体系应用于不同油藏或不同开采领域。
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多孔介质中油包水乳状液流动规律及液阻效应
贾磊磊, 钟立国, 栾政萱, 户昶昊, 王国栋, 宫宇宁, 尚策, 刘昊
Abstract:
高含胶质、沥青质原油在喉道剪切作用下易于和水相形成油包水乳状液，产生液阻效应，堵塞地层导致油井产量急剧降低。利用室内岩心驱替实验和微观孔隙流动模拟技术，研究了原油黏度、含水率、乳状液粒径/喉道直径的比值等因素影响下，油包水乳状液在复杂多孔介质内的流动规律和液阻效应。结果表明：随含水率增加，油包水乳状液的液阻效应增强，造成启动压力梯度增加。原油黏度对高黏原油乳状液启动压力梯度的影响更大，乳状液粒径与喉道尺寸的匹配程度对低黏原油乳状液启动压力梯度的影响更显著。相比喉道剪切作用，水滴液阻效应对乳状液粒径的影响更加明显，导致油包水乳状液在多孔介质流动过程中粒径逐渐增大。油包水乳状液的毛管数越小，液阻效应导致渗流阻力的增加倍数越大。本文明确了油包水乳状液在多孔介质中液阻效应作用机制和影响因素，为高含胶质、沥青质油藏提高采收率提供了理论基础。
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固井用纳米材料及纳米复合材料研究进展
Abstract:
纳米材料技术发展迅速，已成为油气井固井工程领域研究和应用的热点。本文论述了固井领域常用的无机纳米材料、有机纳米颗粒、聚合物/无机纳米复合材料的研究和应用进展，其中纳米硅、纳米沸石粉、埃洛石纳米管、纳米碳酸钙、纳米黏土、纳米氧化镁、纳米氧化铝、碳纳米管/碳纳米纤维、石墨烯等功能材料在油井水泥石力学性能改进方面效果显著，但由于纳米材料难分散问题而限制了其规模应用；聚合物胶乳、纳米乳液等有机纳米颗粒，可明显改善水泥浆防窜性能、前置液洗油效果和冲洗效率等，对保障固井施工安全和固井质量发挥了重要作用；聚合物纳米复合材料改性技术在聚合物类固井外加剂耐温能力提升和综合性能改善等方面研究较为深入，其综合性能较传统聚合物大大提高，甚至取得重大技术突破。本文针对复杂深层及非常规油气井固井重大工程技术难点，提出了聚合物纳米复合材料类固井外加剂研发建议，并从纳米表面接枝改性、纳米插层复合技术2方面提出了产品研发路线，对抗超高温高性能固井关键外加剂研发具有重要的指导作用，有望推动复杂油气井固井工程技术进步。
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一种纳米均相缓速酸体系的开发与应用
Abstract:
针对碳酸盐岩储层改造乳化酸高摩阻、稠化酸聚合物残渣伤害问题，开发了一种新型缓速酸体系—纳米均相缓速酸，该体系由20%HCL、5% PA-NA纳米乳液、0.1%减阻剂及功能型添加剂组成。采用旋转岩盘仪、扫描电镜、?EDS能谱仪、电导率仪、粒度分析仪、界面张力仪、润湿角测定仪、摩阻仪、酸蚀裂缝导流仪、岩心流动仪等实验仪器对纳米均相缓速酸体系的性能进行了系统分析评价。实验结果表明，纳米均相缓速酸体系是一种内相为油、外相为酸的纳米均相分散体系，粒径分布为8~100nm；其克服了乳化酸高摩阻、稠化酸聚合物残渣伤害的缺点，具备强缓速（缓速率大于90%）、低摩阻（降阻率大于75%）、低粘、低伤害和高酸蚀裂缝导流性能；可同时溶有机垢和无机垢（沥青溶解率大于5%，碳酸盐岩溶解率100%）；可解除储层乳化、水锁、润湿改性伤害。纳米均相缓速酸体系通过带负电纳米乳液吸附在带正电灰岩表面，建立酸岩“隔离屏障”，实现强缓速；通过差异化酸蚀及粘性指进，实现高酸蚀裂缝导流；通过纳米乳液特殊油水互溶结构，实现有机垢和无机垢同时解除。该体系在现场成功应用，对碳酸盐岩储层储层深部改造及多重伤害解除具有重要意义。
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压裂用微乳增产助剂的研制与性能评价
刘倩, 问晓勇, 王文雄, 刘怡, 尹太恒, 马欢, 丁勇, 贾建鹏
Abstract:
针对低渗致密油藏的渗吸增产，基于“压-注-采”一体化施工方式，从提高压裂液性能出发，以阴离子表面活性剂SY-1和9-葵烯酸甲酯MS-9为主要原料，通过拟三元相图研究相行为，采用正交试验优化配方研制出增产助剂微乳液ME，并通过室内实验评价了其性能，测试了在压裂过程中的增产效果。结果表明，该微乳液的平均粒径为70.5nm；能够在长时间静置（180天）和高速离心（8000rpm）条件下保持稳定；可将界面张力降低至10-4～10-3mN/m数量级；将接触角降低约45°；经岩心粉8次吸附后仍能够维持高界面活性，抗吸附能力较强；与压裂液配伍性良好，以未添加微乳液ME的压裂液作为空白对照，在模拟压裂入井阶段时可将洗油效率提升57~64%，焖井阶段可将渗吸置换效果提升16%，返排阶段可将原油采出率增大32.6%。综上所述，该微乳液作为压裂液添加剂，可在压裂施工全过程增大原油采出率，具有良好的应用前景。
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提高采收率化学剂评价标准发展概述探析*
Abstract:
提高采收率化学剂在提高油田产量和挖潜残余油资源发挥着关键作用,然而,其有效性和可靠性取决于一系列技术和质量标准。重点关注国内外提高采收率化学剂评价标准的发展动态和编制历程,总结了国内外提高采收率化学剂现行标准的特点,对该类化学剂的特征进行了探析并提出了未来发展趋势和评价标准的建议,旨在为提高采收率所使用的化学剂的标准发展方向提供参考和依据,以满足不断变化的行业需求。通过对该类化学剂的质量和性能标准化,可确保其在油田现场的有效应用,从而提高油田产能,并减少潜在的环境和经济风险。在不断演进的油气行业中,标准化将继续发挥关键作用,为行业的可持续发展提供支持和指导。
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一种两亲型驱油聚合物的合成与性能研究
(中海油能源发展工程技术公司钻采工程研究院钻采化学研究所 天津 )Zhang Jing, 陈斌, 苏延辉, 王滨, 康蕾, 刘观军, 徐浩, 吴晓燕
Abstract:
海上油田三次采油技术面临着严苛的油藏条件，如高温、高盐、油稠等，同时平台空间十分有限。这种特殊的作业环境要求驱油聚合物必须具有很强的耐温抗盐、长期热稳定性以及快速溶解的能力，因此，开发出同时具有良好增粘和速溶性能的驱油聚合物已经迫在眉睫。基于以上目的，开发了一种两亲型驱油聚合物（HAP），通过丙烯酰胺（AM）、丙烯酸（AA）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）以及自主研发的长链烷基聚醚类两亲功能单体（POM），采用自由基水溶液聚合低温引发方式制备了新型两亲驱油聚合物HAP，通过合成工艺优化获得性能良好的聚合物产品。与市售耐温抗盐聚丙烯酰胺相比，在模拟油藏条件下，HAP溶液表现出突出的耐温抗盐、抗剪切性能以及良好的长期稳定性。岩心驱替实验表明，模拟SZ36-1油田条件HAP聚合物目标液的原油采收率比相同浓度的市售耐温抗盐聚丙烯酰胺高8.8个百分点。
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煤层气储层泡沫压裂用新型起泡剂的研制及性能评价
Abstract:
泡沫压裂是煤层气储层压裂增产改造中常用的一种技术手段，起泡剂的选择尤为重要。为了研究出泡沫性能更好、成本更低以及综合性能优良的起泡剂，以茶皂苷、烯基琥珀酸酐和亚硫酸氢钠为原料，通过酯化和磺化反应，制备了一种新型起泡剂HBS-J，通过红外光谱对其结构进行了表征，并对其综合性能进行了评价。结果表明：新型起泡剂HBS-J的起泡性能、耐盐耐油性能和表面活性均比较好，当HBS-J的质量分数为0.3%时，泡沫综合指数可以达到25193mL·min，发泡能力和泡沫稳定性均比较强；当盐水溶液中Na+浓度为79310mg/L、Ca2+浓度为5405mg/L、Mg2+浓度为2021mg/L或者煤油体积分数达到25%时，HBS-J仍能形成比较稳定的泡沫体系，并且其起泡能力和耐盐耐油能力均明显优于传统的起泡剂。HBS-J还具有良好的储层保护性能，对煤层基质渗透率的伤害率小于10%，在泡沫压裂施工过程中不会对煤层气储层造成严重的伤害。研究结果认为新型起泡剂HBS-J能够作为煤层气储层泡沫压裂用起泡剂使用。
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压裂闷井返排一体化工作液研究进展
Abstract:
油气工业降本增效目标、绿色环保发展需求和地质工程一体化技术迅猛发展，给入井工作液提出新挑战和要求。压裂过程中工作液与地层接触后，发生一系列物理-化学反应，不仅影响本身压裂作业效果，还与压后闷井、返排过程密切相关，进而影响后续油气井产量；此外不同过程工作液体系还经常存在同质化浪费、功能性单一和物化性质不相容等问题。因此，明确工作液在各阶段的需求特性、研究现状，对一体化工作液的研制具有重要指导作用。基于此，阐述了工作液在压裂、闷井和返排各阶段需要满足的特性及其当前研究成果；着重介绍了聚合物类、表面活性剂类、泡沫类和气体类工作液各自性能特点及其现状；通过对上述几类工作液特性的总结，最后围绕“压裂和提采协同效应”、“压裂暂堵转向提高液体能效”、“低碳、绿色一体化工作液”三个方面，对一体化工作液进行了讨论和展望。一体化工作液涉及研究内容多，作业范围跨度大，需要加强多个工序间协同研究，可为压裂-闷井-返排一体化工作液的研制与改进提供参考。
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过硫酸铵纳米胶囊的构筑及滑溜水残留堵塞物降解性能评价
Abstract:
本研究基于致密油体积压裂大背景，以过硫酸铵破胶剂在远端微纳裂缝对滑溜水降解反应精准调控为目的，研究温控型过硫酸铵（APS）纳米胶囊破胶剂构筑与释放调控中的关键科学问题与技术关键。通过疏水聚合物壁材在W/O反相微乳液界面化学作用力激励下包覆APS液滴，形成粒径215~355nm的纳米胶囊破胶剂；利用APS在特定温度条件下对温敏型表面活性剂Pluronic P-123的氧化降解特性，实现纳米胶囊外壳“温控开关”的预置及其对APS释放的精确调控，将其对滑溜水中HPAM的降解时间延长至24小时。研究成果为解决致密油水平井体积压裂复杂缝网，尤其是远端次级微裂缝系统的压裂液中滑溜水残留堵塞物降解返排瓶颈问题提供了一条新的途径。
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微藻-细菌处理油田采出水与生活污水的效能研究
Abstract:
将油田采出水与生活污水混合用于微藻-细菌共生培养。考察不同混合比例(1/3、1/5、1/15、1/35)对生物生长和营养物去除的影响。实验结果显示：微藻-细菌在采出水/生活污水=1/3的混合液中生长情况最好,总生物量达到0.56 g/L,其中藻密度为0.33 g/L,菌密度为0.23 g/L；藻叶绿素a含量达到649.27 μg.(mg.DCW)-1。在营养物去除方面,高混合比的污水更有利于微藻-细菌吸收营养物。采出水与生活污水混合比为1/3的条件下,有机物和氨氮去除率最高,总COD去除率达到了65%,氨氮去除率为37%；采出水与生活污水混合比为1/5的水样总磷去除效果最好,去除率达到70%。
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基于β-环糊精修饰的抗高温降滤失剂的合成及评价
Abstract:
深井及超深井油气勘探开发已经成为油气资源战略接替的主要途径,钻井工程对钻井液降滤失剂的抗温性能提出了更高的要求。β-环糊精具有锥状环台形的特殊刚性稳定结构和内疏水外亲水特殊吸附能力,通过马来酸酐接枝β-环糊精,同时引入高温稳定性优良的有机硅聚合物3-(三甲氧基甲硅基)甲基丙烯酸丙酯,并与对苯乙烯磺酸钠、二甲基二烯丙基氯化胺进行共聚合,合成了一种耐高温微球型降滤失剂(LY-1)。该降滤失剂的最优合成条件为:单体质量分数为25%,引发剂质量分数为单体质量的1%,单体质量比m(C8H7SO3Na):m(KH570):m(DMDAAC):m(MAH-β-CD)为15:3:2:15,pH为10 ,反应温度为 75℃,反应时间为4h。聚合物在284°C～453 °C范围内总热失重量约为 35.98%,在300 °C内拥有较好的耐温特性。4%钠基膨润土浆中加入3% LY-1在200℃下热滚16h后,基浆滤失量由143mL降至12mL,聚合物具有良好降滤失性能的同时,对基浆流变性能影响较小。
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XZ-MFT多效能稠化剂的研发及应用*
Abstract:
随着油田效益开发的难度日益增大,传统的高材料成本的作业模式亟需改变。为满足油田低成本勘探开发需求,开展了低成本、高性能压裂用稠化剂的研究。本文以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基2-甲基丙磺酸为聚合物主体结构,添加功能型单体DTB-12、DT1223,通过自由基引发的水相乳液聚合方法合成XZ-MFT多效能稠化剂,并采用红外光谱仪表征了稠化剂的结构,考察了其增黏、耐盐、降阻、助排、防膨性能,实验结果表明：以单体质量比为AM:AMPS=176:30,引发剂浓度为单体总浓度的0.05%,功能型单体浓度为单体总浓度的2.0%,反应时间24h,反应温度为20℃,pH值为7,此条件下合成的XZ-MFT多效能稠化剂具有优良的性能,在30000mg/L的水质条件下,质量分数为0.6%时,耐盐性能优异,增黏速率达到85%以上,降阻率大于70%,表面张力小于28 mN/m,防膨率大于70%,各项性能指标均满足石油行业标准,真正实现了一剂多效的功能,极大降低压裂施工材料成本。目前该稠化剂在新疆油田推广应用近百万方,液体性能稳定,取得了良好的效果,为后期油田效益开发提供支撑,应用前景广阔。
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纳米降黏驱油体系的制备及性能评价
陆炫烽, 陈立峰, 吴春洲, 李岗, 张兆年, 盛威威, 宋嫒, 黄飞扬
Abstract:
乳化降黏是稠油提高采收率的关键技术之一,由于普通降黏剂无法同时满足特稠油热采时的高温与高矿化度要求,导致降黏剂失活、降黏效果差、采收率低。本文通过室内实验制备纳米降黏驱油体系,并表征了纳米材料的微观结构,评价了体系对特稠油的降黏效果以及耐温、耐盐性能、对岩石的铺展作用、吸附损失以及驱油效率。体系配方组成为：50%SiO2+40%分散剂EB-1+4.2%表面修饰剂2+5.8%增效剂ZX。实验结果表明：1%浓度的纳米降黏驱油体系对特稠油的降黏效果可达84.99%,在温度350℃、矿化度15000mg/L的条件下老化2h后降黏性能保持率为99.27%；体系可使储层岩石表面发生润湿反转；当液固比为10∶1时,体系的静态吸附量为1.328mg/g砂,动态吸附量为0.745mg/g砂,小于标准吸附量2mg,在油藏中的吸附损失较低；通过一维驱替实验,体系对比普通蒸汽驱驱油效率提高了26.7%。纳米降黏驱油体系的研究可以有效的提高特稠油的热采开发效果。
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基于纳米黑卡技术提高缝洞型碳酸盐岩储层采收率
张炜, 侯吉瑞, 屈鸣, 吴伟鹏, 梁拓, 孙海童, 潘以诺
Abstract:
为有效改善塔河油田缝洞型油藏因注水注气开发而导致产量逐年降低，本文以片状纳米黑卡微观表征，油水界面吸附和润湿反转为研究基础，将塔河油田缝洞型油藏以风化壳型、断溶体型及暗河型分类开展室内实验评价。结果表明，纳米黑卡具有良好的两亲性、润湿反转性；在不同地质条件制作的三维模型中，水驱后的纳米黑卡驱对原油采收率提升幅度分别为7%、8%和11%；即风化壳暗河岩溶储集空间构成的井组具有良好井间联通性和较高的受效程度，为最佳矿场应用选择区域。15井次纳米黑卡驱油矿场应用表明，矿场受效率高达85.7%，且增油量显著，累计增油约5000余吨。为塔河油田缝洞型油藏后续开展纳米黑卡驱油技术提供现场实际指导理论依据。
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低温强度诱导晶核的研制及评价
Abstract:
针对低温或表层固井水泥浆侯凝时间长、水泥石早期强度低且发展慢等问题,采用“溶液化学沉淀法+磁力搅拌+超声分散”制备工艺提高混合效率,利用梳型聚羧酸减阻剂作为改性剂,研制出一种水泥石低温强度诱导晶核材料LTI。通过透射电镜观测其微观形貌基本单元结构为堆叠的类锡箔状和絮片状,伴有少量棒状和“规则”方形晶体,尺寸在100-200nm,周围延伸出类纤维状物质,比表面积较大。掺有晶核LTI的水泥浆稠化、抗压强度、静胶凝试验结果表明：晶核LTI借助自身模板成核作用促进水泥水化进程,降低堆积产物成核势垒,促使低温稠化曲线由“爬坡”向“直角”转变,可在10℃条件下将稠化时间之比控制在0.47以内；晶核LTI可诱导水泥石早期强度快速发展,在20℃条件下,掺有1.5%晶核LTI的水泥石,24h抗压强度提高89.1%,掺有5%晶核LTI的水泥石24h抗压强度大于20MPa,提高了257.8%,30℃条件下,晶核LTI掺量1.5%时,水泥石6h抗压强度高于4MPa,提高掺量至5%后,水泥石6h抗压强度高达6.5MPa,相比于刚刚成型的净浆水泥石,抗压强度实现跨越式发展；掺有晶核LTI的水泥浆在30℃条件下静胶凝过渡时间可缩短至18min,降低至净浆的23%,助于提高水泥浆的防窜功能。性能优异的纳米级水化硅酸钙晶核LTI,可缩短低温浅层或高寒区域油气井建井周期、提高固井质量。
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一种耐高温抗高盐气藏水侵抑制剂性能评价及其疏水改性作用机理
陈浩, 侯宝峰, 王松, 秦会娜, 徐薇, 范海明, 张富民
Abstract:
水侵伤害是目前气藏产能最严重的损害类型之一,使得水侵解除体系相关研究变得极为重要。本文采用表面张力仪、接触角测量仪、岩心自发渗吸、岩心流动实验、红外光谱仪、Zeta电位仪和椭圆偏振光谱仪等手段系统研究了体系的基础性能、预防水侵、解除水侵能力及最优体系疏水改性机理。结果表明：HB-1具有较强的疏水改性能力以及良好的耐高温抗高盐性能,在温度为180℃和矿化度为200000mg/L条件下老化24h之后,最优体系HB-1可将地层水表面张力降至21.0 mN/m,HB-1分子吸附在岩石表面形成一层疏水膜,使地层水在岩心表面接触角由处理前的45.0°增至110.0°。HB-1体系能够有效地预防岩心水侵,使岩心含水饱和度由处理之前的77.4%降低至8.1%。HB-1能够有效地解除水侵伤害,使得多孔介质气相渗透率由水污染后的29.9mD恢复到52.3mD。HB-1处理后的水湿性石英砂红外谱图中出现了很多新吸收峰,包括C-F键弯曲振动峰和伸缩振动峰,表明HB-1吸附在了水湿性砂岩表面。HB-1分子可在水湿型云母片表面形成约为4.3nm的单层吸附疏水膜,且吸附膜厚度随着HB-1浓度增大而增大。当HB-1吸附达到饱和时,Zeta电位最终趋于平衡,吸附膜厚度也趋于稳定。红外光谱、接触角、Zeta电位和椭圆偏振光谱测定等相互印证了气藏水侵抑制剂HB-1对水湿性砂岩表面疏水改性的作用机理为“吸附”。
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普通稠油非均相复合体系组分驱油贡献率研究*
Abstract:
非均相复合体系能够实现调驱协同,在稠油开发方面极具潜力，但各组分驱油贡献率不明确，给体系优化与选择带来盲目性。针对一种非均相复合体系，在基本性能和驱油特征研究基础上，开展了聚合物、二元复合体系和非均相复合体系驱油实验，依据3类体系驱油采收率增幅，归一化计算了不同水油黏度比下非均相复合体系组分驱油贡献率。结果表明，100-150目B-PPG膨胀后的粒径中值为800μm，对应非均相复合体系存在匹配渗透率1.1μm2，运移封堵阻力/残余阻力系数为420.5和203.0，更低0.30μm2难以进入。非均相复合体系注入压力达到0.42MPa、低渗岩心分流率最高达到42.2%，而二元复合体系注入压力仅为0.25MPa、低渗岩心分流率仅为24.3%，表明非均相复合体系具有较强的调驱能力。水油黏度比0.05-0.46，非均相复合体系中聚合物驱油贡献率最高在43.1%-84.1%，表面活性剂最低在22.1%-7.6%，B-PPG介于两者之间34.8%-8.3%。水油黏度比高时（如，≥0.46），表面活性剂和B-PPG驱油贡献率较小，聚合物或二元复合驱后非均相复合驱增油潜力有限；水油黏度比低时（如，≤0.2），表面活性剂和B-PPG驱油贡献率大，水驱或聚合物/二元复合驱后非均相复合驱增油潜力较大。
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注聚井新型解堵剂及工艺措施解堵效果评价
崔天宇, 卢祥国, 高建崇, 何欣, 刘进祥, 郑凯亓, 孙惠茹, 曹磊
Abstract:
聚合物驱中后期储层内会发生剖面反转,致使储层低渗透部位吸液量大幅度减少甚至不吸液,解堵是当前缓解吸液困难最有效技术手段之一。针对渤海油田聚驱开发面临的解堵难题,本文采用室内物理模拟实验手段,评价了新型解聚剂和溶垢剂的解堵效果,探究了注入方式和注入压力对解堵效果的影响及作用机制。结果表明：新型解聚剂“1.0% 过硫酸铵+0.5% L826缓蚀剂+1.0% 甲苯溶剂”和溶垢剂“5.46% EDTA-4Na+0.54% 柠檬酸”对聚合物和无机垢引起岩心堵塞的解堵率超过80%。提高解堵剂注入压力能够改善解堵效果,然而只提高注入压力致使储层高渗透部位吸液量增幅远大于低渗透部位,加之储层非均质性导致解堵剂在储层内发生绕流,致使解堵剂解堵效果有限。为此提出了“调剖+解堵”联合作业的工艺措施,能有效封堵高渗层,对低渗层实施解堵,促使后续水驱的采收率增幅提高2倍以上,同时有效减小储层内低效和无效循环液量可达30%以上。
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渤海油田化学驱注入井解堵剂构建、性能评价和室内工艺研究*
孙惠茹, 卢祥国, 何欣, 刘进祥, 高建崇, 郑凯亓, 崔天宇, 唐晓旭
Abstract:
渤海J油田经历长期化学驱，注入井储层低渗透部位堵塞严重，常规解堵措施效果较差，亟待开发新型解堵剂和解堵工艺。为此，本文以目标油藏水井返排堵塞物为实验分解对象，开展了渤海油田化学驱注入井解堵剂构建、性能评价和工艺研究。结果表明，目标油田化学驱水井返排堵塞物由87.77%水、3.83%原油、2.76%聚合物和5.64%无机垢构成，其中无机垢主要包括SiO2、CaCO3和MgCO3，同时含有少量BaCO3、SrCO3、BaSO4、SrSO4和Fe2O3。因此，确定新型解堵剂应由有机溶剂、解聚剂和溶垢剂等构成，优选有机溶剂“甲苯：正戊醇”=9:1～7:3，解聚剂“0.5%～1.0%过硫酸铵”，溶垢剂“5.46%超分子溶垢剂+0.54%柠檬酸”，并且优化解堵措施加药工艺“有机溶剂+解聚剂+溶垢剂”。岩心实验表明，新型解堵剂对无机垢和聚合物引起堵塞的解堵率超过80%。与单纯解堵作业相比较，“调剖+解堵”联合作业兼具“堵”和“疏”双重功效，采收率增幅提高7.59%。
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低渗致密油藏压裂驱油剂润湿性评价方法及效果分析
Abstract:
鄂尔多斯盆地蕴藏着丰富的油气资源，号称“满盆气、半盆油”。但95%的油气藏以低渗透、致密油气、页岩油气为主，开采难度大，成本高，采收率较低。压裂驱油剂作为表面活性剂的一种，可以提高低渗致密油藏采收率，降低开采难度。针对低渗致密油藏压裂驱油剂的润湿性评价问题，结合现有的评价标准和实验方法，分析现有方法的误差及不确定性，并指出了存在的不足，提出了一种改进的压裂驱油剂润湿性评价方法，采用“润湿倾向指数”来表征压裂驱油剂的润湿性改变方向和程度。通过与天然岩样的Amott方法和接触角法实验结果的对比，进一步证实了该方法的准确性和优越性。该方法有利于快捷的评价压裂驱油剂对储层的润湿性改变能力，更好的优选低渗致密油藏压裂驱油剂，同时对于低渗致密油藏的开发以及提高采收率具有重要指导意义。
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鄂尔多斯长7段油页岩不同阶段热解反应特征分析
Abstract:
原位热采是开发埋藏较深的油页岩矿藏较适宜的方式,掌握油页岩热解过程,能够更好地控制热采的效果。通过对鄂尔多斯盆地长7油页岩进行在N2氛围下的热重和差热实验,并通过XRD实验、气相色谱实验、GC-MS等实验检测产物成分,研究油页岩热解机理和演化过程。实验结果表明：油页岩在氮气氛围下的变化可以划分为3个阶段,即脱水阶段、有机质裂解放热阶段、矿物吸热分解阶段；其中有机质裂解放热阶段又可进一步划分为低温初始段、中温热解段和高温热解完成段；根据不同温度的气、液、固体成分变化,分析不同阶段演化的主要化学反应,从而进一步验证阶段划分,以此为研究油页岩热解机理、油页岩数值模拟模型的建立和提高现场采收率提供理论指导,并对控制有机质的反应温度范围提供依据,保证较高的转化率。
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水合物动力学抑制剂合成及其作用机理的分子动力学模拟
Abstract:
采用N-乙烯基吡咯烷酮(NVP)、N-乙烯基己内酰胺(NVCL)、甲基丙烯酸二甲氨乙酯(DMAEMA)为单体,以模拟天然气水合物抑制过程中的过冷度和诱导时间为指标,合成了水合物动力学抑制剂P(NVP-g-NVCL-g-DMAEMA),并对产物进行红外(FT-IR)表征。利用分子动力学模拟软件MS进行抑制过程模拟,揭示水合物动力学抑制剂的作用机理。实验结果表明：单体质量m(NVP)∶m(NVCL)∶m(DMAEMA)为8∶20∶1,引发剂为单体总质量的0.5 %,反应温度65 ℃,反应时间6 h为最佳反应条件且产物为目标产物,当该条件下合成的抑制剂加量（质量分数）为1.0 %,常压条件下可将水合物形成的过冷度提高到9.6 ℃,诱导时间从20 min延长至945 min；分子动力学模拟认为该抑制剂的作用机理主要是通过分子链上五元环及七元环上的双键氧和酯基上的双键氧与水分子形成氢键吸附而实现抑制水合物的生成,其次分子链上的氮原子也可以形成氢键而吸附；另外抑制剂的空间位阻也会阻碍水合物分子的聚集进而抑制水合物的结晶。
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离子液体在化学破乳中的应用研究进展
Abstract:
原油中含有沥青质、胶质、环烷酸、脂肪酸、微晶石蜡、粘土颗粒等天然表面活性剂,开采时地层孔隙、井筒、喷油嘴、管道阀的剪切、挤压和搅拌及驱油表面活性剂和水的加入使得原油乳液越发的稳定。近年来,由于离子液体具有不易燃性、热稳定性好、可回收利用、蒸汽压低等优势,其作为一种高效的破乳剂受到越来越多的关注。本文总结了离子液体(ILs)的特征及其作为化学破乳剂的应用研究现状,并对其破乳机理及影响其破乳性能的因素进行讨论。最后指出了现阶段开发的ILs破乳剂在实际应用中存在的问题,同时对未来的研究方向给出了建议。尽管目前ILs破乳剂距离大规模应用还存在很多关键问题和挑战,但低毒或无毒、低成本、低黏度的ILs及与纳米颗粒联用和聚ILs的研发仍然具有重要意义。
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2019,36(1):188-190, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.01.035
Abstract:
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
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2019,36(1):181-187, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.01.034
Abstract:
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
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2019,36(2):367-372, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.034
Abstract:
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
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张汝生1，王增宝2，3，赵梦云1，刘长印1，孙志宇1，纪 圆2，赵修太2
2019,36(2):225-229, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.007
Abstract:
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
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2019,36(2):191-195, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.001
Abstract:
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
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2019,36(2):196-200, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.002
Abstract:
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
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2019,36(2):209-214, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.004
Abstract:
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
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冯晓羽1，2，3，侯吉瑞1，2，3，程婷婷1，2，3，翟浩雅1，2，3
2019,36(2):280-285, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.018
Abstract:
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
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2019,36(2):230-235, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.008
Abstract:
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
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2019,36(2):240-244, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.010
Abstract:
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
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刘 京1，2，刘 彝1，2，李良川1，2，王金忠1，2，张 霞1，2，唐 聪1，2
2019,36(2):271-276, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.016
Abstract:
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
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2019,36(2):277-279, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.017
Abstract:
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
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2019,36(2):215-218, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.005
Abstract:
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
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吴伟鹏1，2，侯吉瑞1，2，屈 鸣1，2，闻宇晨1，2，梁 拓1，2，杨景斌1，2，赵梦丹1，2
2020,37(1):133-137, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2020.01.023
Abstract:
由中国石油大学（北京）非常规油气科学技术研究院自主研发的2-D智能纳米黑卡是一种具有尺寸小、比表面积大等优势的片状纳米材料（尺寸为80×60×1.2 nm，比表面积约57m2/g）。本文使用不同孔隙度、渗透率的二维可视化模型，进行2-D智能纳米黑卡微观驱替可视化实验。通过分析岩心渗透率、颗粒浓度和注入速率等因素对驱油效果的影响，研究在微观条件下该纳米材料的微观渗流机理和运移规律。研究表明，该材料具有优异的亲水亲油平衡性，能够改变岩石表面润湿性，在两相界面产生楔形渗透压，形成微观回旋流，相对于以往如SiO2等球型纳米颗粒，具有更大的表面接触性。2-D智能纳米黑卡可有效驱替地层剩余油，剥离微小孔喉壁面上的油膜，扩大低渗层波及体积，提高原油采收率。图38参22
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陈福明1，曲 源2，3，于浩洋1，杨 扬1，付高强1，郭育芳4
2019,36(2):201-208, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.003
Abstract:
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
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2019,36(2):245-249, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.011
Abstract:
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
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2019,36(2):219-224, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.006
Abstract:
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
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2021,38(1):184-190, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2021.01.034
Abstract:
纳米流体强化驱油技术对于降低石油开采成本和提高石油采收率具有十分重要的意义。关于纳米流体强 化驱油机理的研究，近年来取得了一系列重要成果。本文重点阐述了关于纳米流体驱油机理的相关基础研究工 作，在综合不同学术观点和研究成果的基础上归纳了纳米流体强化驱油的四种机理，据此指出在结构分离压力、 岩石润湿性改变和油水界面张力降低的共同作用下使得纳米流体在驱油过程中表现出“卷起”与“扩散”的双重 特征，从而具有强化驱油作用。最后指出纳米流体在提高石油采收率领域内将具有非常广阔的应用前景，但是 对纳米流体的驱油效果以及影响因素还需进行大量的研究。此外，将纳米流体驱油与泡沫驱油有效结合是一种 值得探索的提高石油采收率途径。图19参49
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王尔珍1，2，王 勇1，2，宋昭杰1，2，邓志颖1，2，王伟波3
2019,36(2):262-266, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.014
Abstract:
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
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2019,36(2):250-255, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.02.012
Abstract:
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
