《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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2025,42(3):381-387, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.03.001
Abstract:
为了提升油基钻井液用清洗剂的润湿反转和冲洗效果，利用异构醇聚氧乙烯醚、辛基酚聚氧乙烯醚的浊点效应形成乳液，同时与渗透剂琥珀酸二异辛酯磺酸钠（快T）、司盘60复配制得冲洗液，通过考察冲洗液的冲洗效率以及相转变温度，确定了冲洗液的配方为：15%异构十醇聚氧乙烯醚（E1008）+ 6%辛基酚聚氧乙烯醚（OP-10）+ 3%快T + 3%司盘 60，考察了冲洗液的抗温性能、冲洗效率、相容性以及胶结强度等。研究结果表明，该冲洗液抗温达170 ℃，且在50～170 ℃下7 min 内20%冲洗液以及隔离液的冲洗效率达95%以上，除污后壁面实现润湿反转，且与钻井液、水泥浆的相容性能良好。该冲洗液现场应用10井次，取得了良好的固井质量。
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2025,42(3):388-392, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.03.002
Abstract:
常规堵漏材料通常较难兼顾可形变和高承压的结构特质，因此粒级匹配和承压堵漏效果较差。现有形状记忆堵漏材料虽然可在激活温度下形变，实现裂缝自适应封堵，但存在激活温度低、承压强度不足等问题，难以应对深层地质条件下严苛的温压环境。针对这些问题，以环氧树脂单体（E51）、固化剂三乙烯四胺（TETA）与聚醚胺（DP）、丙烯酸酯共聚物微球（PM）为原料，研制了具备激活温度高、形状记忆性能好的发泡树脂材料（SMFM），评价了SMFM的承压堵漏性能和强化固壁效果。结果表明，在E51、TETA、DP、PM质量比为0.05∶0.02∶ 0.02∶1.00 的条件下制备的SMFM具有较好的回复性能，回复率为 92.9%，玻璃化转变温度为 97 ℃，回复温度为130 ℃。堵漏剂配方为基浆+5% SMFM 时，承压能力可达 10.3 MPa，对天然裂缝性漏失具有良好的堵漏效果。 SMFM通过形状的变化，能自适应匹配裂缝宽度进入裂缝，达到激活温度后，由片状材料或椭圆微球膨胀为块状材料或圆形微球，在裂缝中迅速发生架桥，膨胀承压、填充封堵，协同形成致密封堵层，减少地下漏失，强化井壁。利用高激活温度形状记忆发泡材料配制的堵漏液可应用于高温深井裂缝性漏失堵漏。
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2025,42(3):393-399, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.03.003
Abstract:
常规油井水泥石是一种硬脆性材料，橡胶颗粒广泛用于增韧水泥石，但橡胶颗粒与水泥浆相容性较差，易漂浮，限制其在应用中的效果。文章采用微纳米颗粒复合技术，以橡胶颗粒为核，在其表面包覆纳米二氧化硅，制备核壳橡胶复合颗粒，研究了所制备核壳橡胶复合颗粒对水泥浆性能和水泥石力学性能的影响。研究结果表明，通过微纳米颗粒复合技术成功制备了4类核壳橡胶复合颗粒，其中增韧效果显著的是丁苯橡胶复合颗粒，且对水泥浆的流动性能影响较小；随着丁苯橡胶复合颗粒包覆量的增大，水泥石的弹性模量逐渐降低，而抗压强度呈现上升的趋势，这表明通过提高纳米二氧化硅的包覆量，可以有效弥补因掺入橡胶颗粒而导致的水泥石抗压强度的损失。当纳米二氧化硅的包覆量为5%、丁苯橡胶复合颗粒在水泥浆中的最佳掺入量为4%（BWOC）时，水泥石的弹性模量为6.5 GPa，较净浆下降36.9%，抗压强度为30.8 MPa，较净浆提升了38.1%，增韧效果显著。
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2025,42(3):400-405, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.03.004
Abstract:
针对压裂充填防砂施工后期返排过程中支撑剂回流返吐问题，基于表面接枝改性手段制备了覆膜支撑剂，利用扫描电镜、能谱分析及红外光谱等手段表征了支撑剂覆膜层组成，通过对照实验考察了支撑剂与携砂液的配伍性及支撑剂回流控制性能，采用第一性原理计算的方法研究了支撑剂覆膜层分子间相互作用。研究结果表明，在砂比为5%～30%范围内，覆膜支撑剂与聚合物携砂液配伍性较好。分子间相互作用分析表明，支撑剂覆膜层中聚乙烯吡啶链段二聚体化在能量上是自发的。支撑剂可通过覆膜层中聚乙烯吡啶链段间的π-π相互作用，达到提升充填层稳定性的目的。导流能力测试结果表明，覆膜支撑剂显示出优异的低温快速固化性能，在50 ℃条件下养护2 h后即可将充填层导流能力提升 19.7%～53.1%，并将支撑剂临界回流速度提升1.6～3.0倍。在压裂防砂施工末期低井温、快速返排条件下保持充填层稳定性具有重要意义。
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樊家铖，束青林，翟 亮，刘海成，贾艳平，刘晓英，陶仕玉，孙成龙
2025,42(3):406-412, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.03.005
Abstract:
现有自生热体系通常在地面配制过程中便开始生热反应，所产生热量及气体在运移过程中流失从而无法高效作用于目的层。同时，针对低渗透储层，基于压裂液的高表面张力导致其在目标储层中波及系数低，影响压裂液多尺度造缝及原油驱动能力。针对上述生热压裂液性能缺陷，研制了新型压裂液持续自生热增能驱油体系。其中，基于碳酰胺与亚硝酸钠在盐酸溶液中的放热反应，通过分别加入游离态和油包水乳液态的盐酸溶液实现自生热体系的配制；以顺丁烯二酸酐、2-丙烯酰氨基-2-甲基丙磺酸、顺丁烯二酸二甲酯、甲基丙烯酸缩水甘油酯、丙烯酰胺和乙烯苯磺酸钠为单体，制得小分子聚合物增能驱油剂。研究了自生热体系的持续生热、产气能力，增能驱油剂的表/界面活性和对稠油的降黏能力，以及两者的配伍性和驱替原油效果。结果表明，自生热体系可于注入过程及注入 40 min 后两轮次放热产气，温度可达到 80 ℃以上，可同时实现热流体注入和储层加热，使原油降黏和储层增能。1500 mg/L 的增能驱油剂可使压裂液表面张力降低至 25 mN/m，压裂液与原油间的油水界面张力降低至0.0008 mN/m，室温下原油黏度从152.8 mPa·s降至38.2 mPa·s。自生热体系和驱油剂的配伍性良好，混合静置12 h后仍保持稳定，复配使用的采收率相较水驱可提高19.5百分点。
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2025,42(3):413-418, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.03.006
Abstract:
针对石油开采过程中面临的水锁伤害问题以及传统氟类水锁剂价格高、导致水质污染的现状，文章采用乳化硅油替代氟化物，以表面活性剂十八烷基三甲基氯化铵为乳化剂，制备了非氟系防水锁剂J-C-0，测试了该剂的表面张力、界面张力、润湿性、接触角、自渗吸性能等性能，并与氟防水锁剂全氟壬烯氧基苯磺酸钠（OBS）和含氟丙烯酸酯共聚物（PFAc）对比。研究结果表明，在二甲基硅油与十八烷基三甲基胺质量比为8∶1、加剂量为0.3%的条件下，防水锁剂J-C-0体系表面张力可降至26 mN/m。防水锁剂J-C-0体系可使岩心的接触角由浸泡前的23.71°增至88.93°，将岩心的强亲水性变为弱亲水性。与防水锁剂OBS、PFAc 相比，J-C-0有较好的抗温抗盐性能。防水锁剂J-C-002 有更低的自吸水量和更高的渗透率恢复率，在经2% NaCl+0.3% J-C-0处理后岩心的渗透率恢复率为83.51%。J-C-0作为一种非氟系防水锁剂，在降低水锁伤害方面表现出色，具有良好的应用前景，有望解决传统氟类水锁剂的诸多问题。
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2025,42(3):419-426, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.03.007
Abstract:
利用冻胶堵水调剖是高含水油藏实现均衡驱替、提高采收率的重要技术，但在高温高盐油藏条件下冻胶的稳定性变差，且在生产压差下易被后续注入流体突破，导致冻胶封堵率低。向冻胶体系中添加微米级粉煤灰，以流变性能为表征指标，考察了粉煤灰填充的酚醛冻胶体系的注入性能、成胶时间、高温稳定性以及断裂应力等。研究结果表明，当粉煤灰用量为1%～2%时，冻胶成胶液的黏度为20.6～33.4 mPa·s，注入性能良好；成胶时间小幅度延缓，在90 ℃和150 ℃下成胶时间延长2～4 h；高温稳定性显著提高，150 ℃下稳定时间由20 d延长至120 d以上；冻胶的储能模量由7.4 Pa增至25.2～49.8 Pa，而断裂应力几乎不随粉煤灰用量而变化。添加粉煤灰能够有效提高冻胶热稳定性及封堵强度，在矿场试验中，粉煤灰增效冻胶表现出良好的堵水增油效果。
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兰夕堂，代磊阳，徐国瑞，郐婧文，冯 阳，徐 谦，薛明皓，陈立峰
2025,42(3):427-433, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.03.008
Abstract:
为了解决常规聚合物凝胶在注入过程中存在注入压力大、注入困难的问题，文章制备了一种低初黏易降解凝胶体系，考察了该凝胶体系的注入性、成胶性能；并通过扫描电子显微镜（SEM）和万能力学压力机深入研究了该凝胶的微观形貌和机械强度；进一步地，采用热重分析及凝胶脱水率测试评价了该凝胶的耐温性和热稳定性；最后，通过可降解性实验和物理模拟实验评估了该凝胶的可降解性能和封堵性能。研究结果表明，适用疏松砂岩储层的低初黏易降解海水基凝胶体系配方为：0.2%聚合物VC-1+2%衣康酸+0.7%三聚氰胺+0.1%硫代硫酸钠，成胶温度范围为50～90 ℃，成胶时间在5～22 h调控，抗压强度（90 ℃）为310.4 kPa，表现出较高的机械强度。凝胶在90 ℃下熟化90 d的脱水率仅为7.4%，且最高耐温达到201.1 ℃，具有良好的长期稳定性和热稳定性。凝胶具有良好的封堵性和可降解性。物理模拟实验中凝胶的突破压力达到3.99 MPa，并在首次水驱突破后能进行二次运移封堵。当降解液QC-1与凝胶的质量比为1∶2时，在70 ℃下熟化10 d的降解率达到98.2%。采用研发的低初黏海水基堵水凝胶体系进行控水作业，典型井平均日产油量由2.3 t 增至62 t，含水率从99.7%降至72.4%，阶段增产原油量达到2710 t，可显著提升油井产量并降低含水率。
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2025,42(3):434-441, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.03.009
Abstract:
调堵剂在石油开发、提质增效过程中发挥关键作用，但存在封堵强度不足、有效期短、堵水效率低等问题，严重影响实际应用效果，因此开发高强度调堵体系成为石油领域研究的热点。文章采用聚羟乙基丙烯酰胺（PHEAA）为骨架分子、1，6-己二异氰酸酯（HDI）为交联剂、N，N-二甲基甲酰胺（DMF）和二甲基亚砜（DMSO）混合溶液作为溶剂，成功构建了可发生溶胶-凝胶相态转变的有机调堵体系；考察了PHEAA、HDI加量及温度等因素对成胶时间和凝胶强度的影响，评价了调堵体系对填砂管的堵水调剖效果。结果表明，成胶后有机凝胶强度与 PHEAA 及 HDI 浓度成正比，而成胶时间与温度成反比。当 PHEAA 及 HDI 含量分别从 10%、2%增加至 16%、 7%时，成胶后的储能模量从 991 Pa 增至 3100 Pa，黏度从 22 400 mPa·s 增至 45 100 mPa·s。另外，伴随组分含量增加，调堵体系的成胶时间明显缩短，可从1 h降至20 min。随着环境温度从45 ℃升高至125 ℃，成胶时间从3 h骤降至13 min。SEM扫描结果表明，调堵体系成胶后，状态由液体薄膜转变为不规则三维交联网络，其相态转变主要归因于HDI与PHEAA中羟基之间的亲核反应。在填砂管封堵实验中，注入1 PV调堵体系后，在85 ℃下加热6 h，后续水驱注入压力最高可达26.11 MPa，堵水调剖效果较好。
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2025,42(3):442-450, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.03.010
Abstract:
常规堵剂用于中低渗透油藏深部调驱时，存在注入性和封堵能力之间的矛盾，因此调驱效果较差。向聚合物溶液中加入产气剂氯化铵和亚硝酸钠、缓速剂、交联剂醋酸铬和表面活性剂烷基酰胺丙基甜菜碱FM，研制了一种缓速自生气泡沫冻胶体系，并考察了该体系的产气性能、流变性能、注入性能、封堵性能，探讨该体系的深部调驱机理。研究结果表明，缓速自生气泡沫冻胶体系的产气时间可达155 h以上，产气效率为77.38%；相比冻胶体系，所生成的泡沫冻胶具有更高的表观黏度、屈服应力和黏弹性。缓速自生气泡沫冻胶在渗透率为 158×10-3 μm2的填砂管中的注入压力仅为0.12 MPa，突破压力可达到7.58 MPa，封堵率为99.0%。渗透率级差为10的双管并联实验结果表明，缓速自生气泡沫冻胶在运移过程中不断增大气液比，黏弹性逐渐增强，因此具有沿程增强封堵能力的特点，可将渗透率分别为 1025×10-3、92×10-3 μm2的填砂管分流率分别从 95%和5%变为 60%和 40%，且后续水驱7 PV后对高渗管封堵能力未下降。可视化驱油实验证实缓速自生气泡沫冻胶可提高采收率 29.73 百分点。缓速自生气泡沫冻胶体系具有“缓速产气发泡+延缓冻胶交联+逐级增强封堵”的特点，有望应用于中低渗透高含水油藏提高采收率。
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2025,42(3):451-458, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.03.011
Abstract:
南海西部油藏进入高含水阶段，油层物性差异大，注水井急需高温调剖提高采收率。针对南海西部油藏高温（130 ℃）高盐（矿化度 32 385 mg/L、钙镁离子含量 5650 mg/L）环境，常规有机凝胶封窜体系失效的问题，以丙烯酰胺和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸钠的共聚物（GW-1）、间苯二酚、乌洛托品、乙酸和胺基改性纳米二氧化硅增韧剂（20 nm）为原料，制得纳米增韧耐温抗盐凝胶，优选了凝胶的配方；通过成胶时间与交联剂加量的关系曲线得到90～130 ℃下的凝胶成胶动力学方程；最后评价了凝胶的黏弹性、注入性和封堵性，并与未增韧的酚醛凝胶进行对比。结果表明，纳米增韧酚醛凝胶的最优配方为：0.8% GW-1+0.2%间苯二酚+0.4%乌洛托品+0.2%乙酸+ 0.3%硫脲+0.02%胺基改性纳米二氧化硅，凝胶成胶时间为 8 h，凝胶强度等级为G级、130 ℃老化 95 d 的脱水率小于 10%。凝胶的成胶时间主要受温度影响，温度越高，成胶时间越短；通过 130 ℃下的成胶动力学方程计算得到该温度下的酚醛凝胶成胶活化能为 88.2 kJ/mol。与未增韧的酚醛凝胶相比，纳米增韧酚醛凝胶可使填砂管的残余阻力系数由 88.3增至 963.0，封堵率由 98.9%增至 99.9%，后续水驱突破压力梯度由3.45 MPa/m 提高到 34.7 MPa/m。胺基改性纳米二氧化硅增韧剂使凝胶具有良好的网状结构，给凝胶提供了支撑骨架，增强了其耐温耐盐性、黏弹性和老化稳定性。纳米增韧凝胶具有较好的注入性、长期稳定性和封堵性能，适于作为海上高温高盐油藏封窜剂。
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2025,42(3):459-464, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.03.012
Abstract:
针对基于表面活性剂和聚合物的化学驱油体系在高温（＞100 ℃）高盐（＞22.5×104 mg/L）河道砂油藏提高采收率中受到限制的问题，文章提出对纳米材料改性使其同时满足提高水驱波及效率和微观洗油效率要求。首先对纳米 SiO2化学修饰，然后研究了改性纳米 SiO2与原油形成增黏型乳液的能力、降低界面张力的能力以及在非均质条件下提高采收率的可行性。研究结果表明，改性纳米SiO2表面支化数为105 ；含水率10%～80%范围内改性纳米SiO2能与原油形成增黏型W/O型乳液，乳液黏度为原油黏度的2～10 倍；改性纳米SiO2能降低油水界面张力至10-3 mN/m；多孔介质中改性纳米SiO2通过流度控制和贾敏效应提高宏观波及效率，通过降低界面张力提高微观洗油效率，在水驱至含水率98%以后，改性纳米SiO2驱及后续水驱能提高采收率25 百分点以上。上述实验结果表明增黏型纳米驱在河道砂油藏提高采收率可行。
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2025,42(3):465-473, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.03.013
Abstract:
随着裂缝型底水油藏的开发，底水水窜现象日益严重，导致油井普遍高含水低效生产。强非均质性是裂缝型底水油藏水窜的主要原因，明确底水水窜规律、探究底水油藏高效堵水调剖工艺是治理水窜的核心所在。文章在草古1潜山油藏地质特征的基础上，通过分析底水油藏水窜影响因素并优化堵水体系最佳注入段塞参数，为裂缝型底水油藏水窜治理提供理论依据。首先借助裂缝型底水油藏三维物理模型，探究了裂缝型底水油藏底水能量、井控裂缝位置及非均质性对水窜的具体影响作用机制；其次选取适用于草古1潜山油藏的耐温冻胶和纳米石墨强化泡沫体系开展段塞参数优化实验。研究结果表明，底水能量由1 mL/min 升至5 mL/min，底水水锥倾角缩小24 °，见水时机由0.20 PV提前至0.11 PV，同时采收率减小8.5%；裂缝位于直斜井跟端相较于位于趾端水锥倾角增大 20 °，见水时机延后0.06 PV，采收率升高7%；低渗透区由直斜井跟端移向趾端，水锥倾角增大 25 °，见水时机滞后0.09 PV，采收率升高6.1%。最佳注入段塞组合为先注入纳米石墨强化泡沫后注耐温冻胶，最佳注入段塞用量为0.3 PV 油层，最优段塞注入速度为3 mL/min，该段塞调剖方法相较于注入单一泡沫或冻胶，水锥倾角增大 37～39 °，见水时机延后 0.09～0.17 PV，后续底水驱采收率提高 5.0 百分点～12.3 百分点，为裂缝型底水油藏水窜治理提供了解决方案。
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荣光辉，朱文剑，李彦兵，王 胜，王文刚，朱玉龙，王 武，陈贞万
2025,42(3):474-479, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.03.014
Abstract:
碳化智能水驱是一种新型化学联合采油方法，如何提高CO2在盐水中的溶解度是有效降低油水界面张力的关键。将高矿化度地层水稀释后作为智能水，在不同压力下向含有不同浓度互溶剂的智能水中添加CO2，通过开展界面张力测定实验研究互溶剂对智能水和碳化智能水与原油界面张力的影响，明确盐度、互溶剂浓度及压力对油水界面张力的影响。研究结果表明，混合液和碳化智能水的密度随互溶剂浓度的增加而降低。但随着压力的增加，混合液密度略微增大，而碳化智能水密度降低。恒定压力下混合液与原油之间界面张力随混合液中互溶剂浓度的增加而降低，随盐度的降低而降低，但受压力影响较小。二甲醚（DME）作用下混合液界面张力的降低幅度大于甲醇。当智能水中添加CO2后能够进一步降低油水界面张力，碳化智能水与原油的界面张力随互溶剂浓度的增加而降低，随盐度和压力的降低而降低。在10%地层水添加15% DME后继续添加9 MPa CO2的碳化智能水与原油的界面张力最小，界面张力降低幅度达到88.2%。研究成果为高含水老油田持续开发和提高水驱采收率提供了新方法。
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2025,42(3):480-488, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.03.015
Abstract:
致密储层通常采取大规模体积压裂开发，以有效沟通天然裂缝，这些裂缝对CO2吞吐驱油具有显著影响。为明确致密储层不同裂缝条件下CO2吞吐的原油动用特征，分别开展了不同裂缝开度下的CO2吞吐核磁共振实验和多尺度裂缝条件下的CO2吞吐微观可视化实验，系统研究了裂缝开度及裂缝密度对CO2吞吐效果的影响。实验结果表明，在单一裂缝条件下，裂缝开度的增加显著提高了裂缝及周围基质的原油动用程度，当裂缝开度从20 μm增至70 μm时，4轮次CO2吞吐累积采出程度提高9.20百分点；在多裂缝条件下，裂缝密度的增加增强了储层连通性，扩大了CO2的波及范围，相比简单缝模型，复杂缝模型4轮次CO2吞吐的基质动用程度提高了4.26 百分点。多尺度裂缝对采出程度的增幅主要体现在前两个吞吐轮次，后续轮次增油效果逐渐减弱。提高裂缝开度和裂缝密度均能有效提高致密油藏中基质原油动用程度。研究成果可为致密油藏CO2吞吐提高采收率提供理论指导和技术支撑。
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徐崇军，刘佳幸，许 亮，李 明，罗 强，蒲万芬，孙 琳，董 硕，孙鸿应
2025,42(3):489-495, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.03.016
Abstract:
新疆油田百21井区砾岩油藏低渗透层段剩余油富集，CO2 驱具有良好的应用前景。然而，储层非均质性叠加油气流度差异导致CO2 驱过程中极易发生气窜。水气交替作为矿场常用气窜控制方法，对该区CO2 驱的改善效果亟待研究。文章利用不同渗透率天然砾岩岩心，研究了百21井区非均质条件下水气交替对CO2 驱油特征和采收率的影响规律。结果表明，CO2 易与百21原油作用并将其驱替产出，注入速度和岩心渗透率增加，原油动用加快，但同时 CO2 窜流加剧，导致产油速度迅速衰减。针对主力渗透率储层（液测渗透率 3.1×10-3～25.5×10-3 μm2），以段塞体积比1∶1进行水气交替可有效抑制层内气窜，在CO2 驱基础上提高采收率34.1百分点～50.6百分点。然而，渗透率增大导致水气交替渗流阻力建立能力减弱，同时水相会削弱CO2 对原油的抽提作用，令产出油中C7—C14 烷烃含量降低。当层间与层内非均质性共存时，水气交替控窜效果进一步降低，对气测渗透率级差为4.1的砾岩岩心组，采收率增幅不足7.0百分点；而具有更强流度控制能力的泡沫驱可显著改善开发效果，在其基础上令高、低渗透岩心采收率分别增加26.8百分点和12.2百分点。研究结果可为明确百21井区水气交替可行性提供理论支撑，并为类似非均质油藏CO2 驱控窜方式优选提供重要参考。
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2025,42(3):496-501, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.03.017
Abstract:
在“双碳”目标背景下，蒸汽吞吐、蒸汽驱等传统注蒸汽热采稠油方式存在着成本高、能耗高、碳排高等系列问题，亟需寻找新技术改善开发效果，催化水热裂解作为一种有效的稠油开采技术，近年来取得了显著的发展。文章以辽河油田Q40 区块稠油为研究对象，在室内利用高温高压反应釜开展了不同温度、不同反应时间和不同浓度纳米铜基催化剂体系与原油作用的高温裂解反应实验，通过测定反应前后原油黏度、族组成和生成气体组分等，研究了降黏改质效果及作用机理。研究结果表明，单纯依靠高温作用，无法达到大幅度降低原油黏度和改质原油的效果；而铜基催化剂体系的加入对原油具有催化裂解降黏改质作用。随着药剂体系加量的增加和反应时间的延长，高温反应后原油黏度减小，原油轻质组分饱和烃和芳烃含量明显增大，重质组分沥青质和胶质含量明显下降，药剂体系催化裂解原油降黏改质效果增强。当催化剂加量由 0.3%增至 0.75%时，反应后原油黏度 （50 ℃、50 s-1）由1899 mPa·s降至1164 mPa·s，降黏率提高了7.3%。高温反应3 d的原油样品较高温反应0.5 d的黏度降低 49.5%；反应温度对药剂体系作用效果影响较小。加入催化剂（0.5%催化剂+0.8%供氢剂）体系后， 180 ℃高温反应后原油黏度（50 ℃、50 s-1）由10 940 mPa·s（基础油样）降为1765 mPa·s，降黏率为83.9%。不同温度（180～260 ℃）下反应后原油黏度差别不大，尤其当反应温度超过 200 ℃后，原油降黏率变化很小。纳米铜基催化剂体系具有较强的温度适应性，有效作用温度区间较宽，具有较好的裂解改质稠油的降黏效果。
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2025,42(3):502-508, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.03.018
Abstract:
聚合物驱是提高油田采收率成熟的重要技术，聚合物在配制、注入过程中由于受到配注工艺及炮眼高速剪切，聚合物溶液黏度损失严重，降低流度比、减小波及能力，影响采收率。为了解决聚合物抗剪切问题，研究了以聚氨酯为壳材的微胶囊乳液型聚合物的溶解、剪切、渗流、驱油性能。研究结果表明，微胶囊聚合物呈现胶囊微球的形貌，平均粒径在500 nm左右。微胶囊聚合物在水中持续搅拌过程中3 h开始出现破壳迹象，6 h后快速破壳，充分破壳时间约为 13 h。而在孔隙介质渗流过程中，微胶囊聚合物运移至 1.33 m（10.6 h）开始破壳，运移至 2 m（16 h）后才开始快速破壳，运移至3.33 m（26.6 h）后实现充分破壳释放聚合物，聚合物在水溶液中分子链相互聚集，呈较致密的网络结构，表现出明显的增黏特性。在均质与非均质岩心中微胶囊乳液聚合物采收率均高于HPAM采收率的6百分点以上。微胶囊乳液型聚合物经高速机械剪切后的黏度损失率仅为5%，在孔隙介质中能够建立较高的阻力系数与残余阻力系数，能够实现扩大波及体积提高采收率的效果。
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2025,42(3):509-519, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.03.019
Abstract:
宋芳屯外围油田芳2区块已进入高含水开发阶段，面临水驱控制效果不佳、低产井比例较高以及长期关停井数量较多等问题。传统的反九点法井网布局已无法适应当前高效开采的要求。为改善这些问题并提高区块采收率，采用“二三结合”开发模式，引入中相微乳液驱替技术，结合室内实验与油藏数值模拟方法，提出新的开发方案。结果表明，将复配表面活性剂十二烷基苯磺酸钠与椰油脂肪酸酯聚氧乙烯甜菜碱（质量比1∶3）作为中相微乳液的核心表面活性剂，并将其质量分数控制在0.5%时，体系能达到最优状态。通过醇度扫描法确定正丁醇作为助表面活性剂的最佳质量分数为9.4%，同时盐度优化值为4.3% NaCl。在填砂模型驱油实验中，中相微乳液的注入可提高采收率 24.65 百分点。此外，将现有井网优化为五点法布局，并将井距调整至 195.1 m。二次水驱井网加密与三次采油结合后，基于CMG数值模拟软件的预测，当水驱含水率达到 86%时，注入中相微乳液可提高采收率20.42 百分点，累积增油量预计达到31.93 万吨。研究成果不仅为宋芳屯外围油田芳2区块的开发提供了有效的技术手段，也为其他陆相低渗透油藏的开发提供了理论依据和实践参考。
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2025,42(3):520-529, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.03.020
Abstract:
沥青质沉积是原油开采与运输中面临的严峻挑战，不仅导致油井产量下降，严重情况下还会造成石油开采中的孔道阻塞以及运输中的管道堵塞。防止或减少沥青质沉积的最常见策略是使用沥青质分散剂增加沥青质稳定性，减少沥青质的聚集沉积。文章旨在深入阐明沥青质分散剂对沥青质稳定性的影响和作用机理，选取4-壬基酚（NP）作为沥青质分散剂，通过质量分数电导率法研究了分散剂对沥青质稳定性的影响，并通过红外光谱（FT-IR）、X射线光电子能谱（XPS）、X射线衍射（XRD）、透射电镜（TEM）、粒径分布以及Zeta 电位分析等手段，分别从沥青质的分子结构、缔合体结构以及团簇结构等三级结构的角度对分散剂的作用机理进行研究。研究结果表明，分散剂的加入明显增强了沥青质的稳定性，分散剂通过分子间氢键等相互作用在沥青质分子表面进行吸附，增加了沥青质分子间的空间位阻，可使沥青质缔合体片层间距从0.34 nm增至0.36 nm，这也降低了沥青质的缔合性，导致沥青质缔合体及团簇结构在原有基础上发生解缔和解聚行为，可使沥青质缔合体片层数从7.15 降低至5.49，同时使沥青质团簇粒径迅速减小70%以上，Zeta 电位显著增大，最终限制了沥青质团簇进一步生长为絮凝物，从而减少和预防了沥青质的沉积。
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2025,42(3):530-536, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.03.021
Abstract:
在进行钻井液固相含量现场测试时发现，添加甲酸盐钻井液的固相含量测定值严重偏离真实情况。以固相体积分数计，测定结果一般要比实际数值高3%～8%，且甲酸盐含量越高，偏离程度也越高，常用的盐含量校正方法不再适用于含有甲酸盐的钻井液体系。文章以K+ 含量值为基础，通过数据拟合建立了K+ 含量与HCOOK含量、HCOOK含量与钻井液固相测定值、HCOOK含量与体系液相密度变化等和固相成分分析相关各量的关系式，由此可以对添加 HCOOK 的钻井液进行固相含量校正计算。考虑到现场作业中经常会同时采用 KCl 和HCOOK提高钻井液体系所需的K+ ，为此结合钻井液作业中Cl-含量测定分析数据，在考虑地层盐含量背景值基础上，采用离子平衡原则即可确定提供K+ 的盐种类。实际施工中，K+ 始终处于“消耗-补充”的动态变化中。为了更好地结合实际施工信息对K+ 含量变化进行分析判断，文中给出了K+ 消耗计算方法，可供现场钻井液进行维护处理参考。对固含量实测数据的处理结果表明，采用校正的数据分析处理方法能较好地消除含有甲酸盐钻井液固相含量测定的误差。
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2025,42(3):537-544, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.03.022
Abstract:
随着油气勘探开发的不断深入，钻井工程面临的地层条件日益复杂，井漏问题成为制约钻进效率和钻井安全的关键因素之一。防漏堵漏材料作为解决井漏问题的重要手段，其研究与应用由来已久且发展迅速。文章综述了近年来钻井工程中防漏堵漏材料的应用研究进展，重点分析了各类堵漏材料包括桥接堵漏材料、快速滤失堵漏材料、聚合物凝胶堵漏材料、可固化堵漏材料、智能堵漏材料的堵漏机理、性能特点及适用条件，最后展望了钻井工程防漏堵漏材料的未来发展趋势。
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2025,42(3):545-550, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.03.023
Abstract:
暂堵压井技术在油气田修井作业中应用广泛，主要用于解决修井过程中压井液漏失、气侵、高压井压不住等问题。文章总结了我国修井作业中暂堵技术的研究进展，重点探讨了不同类型暂堵剂的研究成果进展与应用，并指出各类暂堵剂在不同地层条件下的优势与局限性，并展望了不同类型暂堵剂的应用趋势及未来研究方向，为暂堵压井技术的进一步研究提供参考。
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2025,42(3):551-559, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.03.024
Abstract:
随着“双碳”目标的提出和 CCUS 技术的发展，CO2反应型表面活性剂也越来越受到大家的重视。文章从CO2反应型表面活性剂的结构特征、物化性质和变化及在油田开发中的应用等方面综述了CO2反应型表面活性剂的研究进展。CO2反应型表面活性剂通常含有能与CO2溶于水后生成的H+ 反应的含氮基团、羧酸、苯酚等基团。此类表面活性剂与CO2反应后其类型和性质会发生显著变化，表面活性也会有一定程度的改变。此外，反应后体系的黏度、对原油的乳化作用及起泡特性都会发生很大的改变。这些性质的转变可以通过CO2的通入和消除进行调控。现场实践已经证明，CO2/表面活性剂溶液交替注入技术可以一定程度上控制CO2气窜，提高驱油效率。如果能成功地将CO2反应型表面活性剂性能可调控的特点利用到油田气开发过程中，充分发挥CO2和表面活性剂的协同增效作用，将会在提高原油产量方面发挥重要作用。
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2025,42(3):560-570, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.03.025
Abstract:
无机矿物结垢是油气开发过程中广泛存在的油田化学问题之一，极大影响着油气的开发、生产和输运效率。近年来，页岩油气在我国能源版图中占据越来越重要的地位，但是页岩油气储层极低的孔隙度导致无机矿物结垢带来了更加严重的问题。由于我国主要以陆相页岩油为主，成藏机理、热演化程度、成岩作用强弱、矿物组成等关键因素相比于北美的海相页岩油来说有着很大的不同，催生出了不同的压裂技术和压裂液配方，进而导致结垢形成机理与北美存在着很大的差异，对结垢防治也造成了很大挑战。为了支撑我国页岩油气开发过程中的结垢防控，文章从我国页岩油藏的特点出发，梳理总结了我国不同页岩油藏禀赋催生出的不同开发技术所导致的结垢机理的区别及其典型特征，同时从结垢成因、风险预测、结垢和阻垢机理与动力学等方面系统归纳总结了国内外研究进展，最后结合我国的研究现状和实际工程需求，提出了未来结垢研究在理论基础研究、行业规范和标准开发以及工程应用等方面的亟待解决的难题，以期为从油田化学角度深入开展结垢机理研究和防治防控技术开发提供参考和指引。
2025年第42卷第3期
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Abstract:
针对泥质含量高、渗透率低的油藏,许多报道指出缩膨剂能够起到降压、增注的效果,但尚无相关机理的研究报道。本文考察了DSJ-1缩膨剂加量对防膨率和缩膨率的影响,并对处理前、处理后的膨润土进行了XRD、XRF、zeta电位、热重、粒度分布、光学显微镜表征。通过表征对其防膨和缩膨机理进行了分析,发现防膨处理过程中,DSJ-1主要吸附在粘土表面,吸附量、zeta电位对防膨率影响最大；在缩膨处理过程中,DSJ-1主要吸附在晶层间,颗粒聚集体尺寸、zeta电位影响缩膨率大小。
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Abstract:
针对传统的化学固砂剂注入程序复杂、成本高、对地层渗透率伤害大以及聚合物类控砂剂吸附力弱、有效期短等问题。通过分子模拟确定了季铵基团的引入增强了控砂剂聚合物与二氧化硅之间的相互作用能。利用改性单体2,3-环氧丙基三甲基氯化铵制备了季铵化改性聚酰胺控砂剂,在此基础上完成结构表征、性能测试和配方优化,确定了强化成膜控砂剂的作用机理。通过模拟井下控砂实验,确定季铵化最佳反应接枝率为4%,流量7000mL/h时,出砂量仅为32 mg/L。进一步研究了控砂剂用量对控砂性能的影响。最后,通过研究粒间结合力、砂粒表面Zeta电位和覆膜砂粒的SEM图明确了控砂机理。
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Abstract:
随着我国碳中和目标的推进,石油领域作为碳排放大户,面临着不小的碳减排压力。本研究以页岩气压裂返排液低碳处理为目标,分析了页岩气压裂返排液水质特点及潜在影响,并对现有处理技术及原理进行了简要综述,指出页岩气压裂返排液处理应从减少污染物排放总量、能源回收与利用、节能降耗三个方面着手,认为应大力发展和推广少水或无水压裂技术、清洁压裂液工艺技术、新型微生物处理技术、压裂返排液节能处理技术、新能源替代技术、智能设备节能技术在油气田开发过程中的应用,用以确保页岩气合理开发与可持续发展。
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张永涛, 郭布民, 金颢, 鲍文辉, 秦世利, 邱守美, 张强, 赵健
Abstract:
针对海水中存在大量金属离子附着在胍胶表面，抑制胍胶分子的溶胀，不能满足现场连续混配的问题，以环氧氯丙烷、十八烯酸酰胺丙基二甲基为原料进行合成并得到阳离子单体GOA，然后将GOA接枝到胍胶分子链上，得到海水基压裂液稠化剂环氧丙基表面活性剂改性胍胶。在改性胍胶分子链上库仑力及静电排斥等作用，避免了金属离子附着在胍胶分子链上，保证胍胶分子的溶胀，提高了胍胶的耐盐性。论文对GOA改性胍胶的溶胀、耐盐、耐温耐剪切、携砂与破胶等性能进行了研究。结果表明：GOA改性胍胶在海水中溶解速度显著大于普通胍胶，在海水中的粒径中值约为普通胍胶分子的1/5；在转速500r/min 下，GOA改性胍胶溶胀5min左右的黏度能达到最终黏度的80%；微观分析显示GOA改性胍胶形成了清晰可见的无规则网状线团结构，胍胶分子链充分展开且交联键位增多。在160℃、170s-1连续剪切120min后的黏度仍高于50mPa·s，表明GOA改性胍胶压裂液具有较好的抗盐耐温度耐剪切性能且破胶液黏度为1.6mPa·s，破胶液中的残渣含量为297mg/L，满足现场压裂施工要求。
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Abstract:
针对传统滴定检测法的灵敏度低、抗干扰能力差、检测周期长等不足,本文利用液相色谱串联四级杆质谱联用仪建立了油田用烯烃磺酸盐的检测方法,实现了该类产品、注入液及产出液中目标物浓度的检测,检测条件为：色谱柱为阴离子型色谱柱；流动相为55% 甲醇+45% 8mmol/L乙酸铵水溶液(体积比),等度洗脱；质谱检测条件为电喷雾离子源,负模式,全扫描。该方法对烯烃磺酸盐产品、注入液、产出液的加标回收率分别为82.63-96.37%、78.60-95.41%、82.68-95.72%,8 min即完成一次样品检测,定量下限5 ppm,且聚合物、微量油等对检测结果无影响,即该方法快速、灵敏、抗干扰能力强。
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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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缝洞型油藏耐高温高盐泡沫辅助气驱适应性研究
Abstract:
塔河油田缝洞型油藏高温高盐、储集空间复杂导致其开发中后期的提高采收率工艺选择较为困难。通过开展耐高温高盐泡沫辅助气驱技术在该类油藏中的适应性评价，开展泡沫体系的优选性能评价、风化壳物理模型驱油模拟实验、矿场先导试验成果转化三方面研究内容，结果表明，TKQP-3泡沫在质量分数为0.5%时综合性能突出，高温高压下起泡体积稳定保持4倍以上，析液半衰期约30分钟，岩屑吸附后发泡体积保持率达97%，气液比为1.5:1时阻力因子超过40。室内物理模拟实验证实，该体系能通过调流转向、改善油气流度比、促进泡沫-气-水三相协同及降低界面张力等机理，有效扩大波及体积，采收率平均提高10%以上。矿场试验进一步验证了其应用效果，A71井组累计增油达10373吨。综上，泡沫辅助气驱技术在塔河油田缝洞型油藏中表现出良好的适应性与开发潜力。
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酰胺磺酸盐两性离子表面活性剂的合成及性能评价
Abstract:
以月桂酸、N,N-二甲基乙二胺、3-氯- 2-羟基丙磺酸钠为原料，经两步反应合成新型酰胺磺酸盐两性离子表面活性剂（LECN），优化得原料最佳摩尔比 1:1.1:1.1。LECN其临界胶束浓度为0.05 g·L-1，对应表面张力28.2 mN·m-1；在0.1 g·L-1浓度下可使环己烷-水界面张力降至0.045 mN·m-1超低水平；其泡沫性能（起泡体积670 mL，半衰期1900s）、乳化稳定性（70分钟析水率35.5%）及耐温耐盐性（120℃与矿化度120g·L-1下表面张力变幅≤4.7 mN·m-1）均显著优于对比样品CAB、SDS与Triton X-10。LECN 合成路线原料易得、反应条件温和、操作简便、具工业化应用潜力，为高性能两性离子表面活性剂开发提供新策略，有望推动其在石油开采、日用化工等领域的应用。
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一种粘弹性颗粒驱油剂交联网络结构含量测试方法
Abstract:
粘弹性颗粒驱油剂（PPG和B-PPG）具有部分交联结构和部分支化分子结构，该驱油剂产品中交联网络结构含量对产品的性能有很大影响，是评价该类驱油剂性能的重要特征参数。但是目前尚缺乏针对PPG和B-PPG产品交联网络结构含量的表征方法。本文采用络合剂络合结合液相色谱检测的方法，建立了PPG和B-PPG产品交联网络结构含量的测试方法，具体操作步骤如下：首先对PPG和B-PPG悬浮液中凝胶颗粒进行破碎，然后选择硝酸铝络合剂对PPG和B-PPG悬浮液中线性结构部分干扰去除，结合液相色谱检测络合过程中聚合物色谱峰面积的变化过程，证实了随着硝酸铝用量的增加，出现三段式络合过程，其中第一阶段，聚合物最小色谱峰面积和原始峰面积的比值，即为PPG和B-PPG交联网络结构含量。采用所建立的测试流程，对实际粘弹性颗粒驱油剂样品中交联网络结构的含量进行测试，结果表明，B-PPG的交联网络结构含量在86%左右，PPG的交联网络结构含量在25%左右，B-PPG比PPG具有更多的交联网络结构。
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基于无因次采液指数的压裂裂缝注水增渗与窜流机理
Abstract:
低渗透油藏通常需依靠压裂技术实现增产，但压裂后形成的人工裂缝加剧了储层非均质性，易引发注入水窜流和油井快速水淹，导致原油难以有效动用，采收率较低。为研究裂缝对低渗透油藏注水开发的影响，通过物理模拟实验，利用不同渗透率与裂缝长度岩心测得的油水相对渗透率曲线计算无因次采液指数和无因次采油指数，建立反映储层物性与裂缝长度对采液及采油能力影响的图版，并揭示水驱剩余油分布规律。结果表明，裂缝具有增渗与窜流双重作用，在物性较差的低渗透储层中，裂缝能显著提升渗流能力，促进油水流动；但也加剧储层非均质性（裂缝与基质渗透率比值Kf/Km增大），导致注入水易沿裂缝窜流，无因次采液指数急剧上升，剩余油主要分布于岩心中部及裂缝两侧。对同一物性储层，裂缝长度增加会扩大其控制范围，提高驱油效率和采出程度，但同时进一步增强储层非均质性和窜流程度，引发注入水过早突破，导致含水率快速上升和无因次采液指数迅速增长，剩余油则在岩心产出端裂缝附近富集。该研究成果为低渗油藏压裂开发优化和注水开发策略制定提供理论依据与技术支撑。
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超高分子量两性离子聚合物水溶液剪切黏度恢复性能研究
杨海恩, 曾立祥, 宋明明, 刘云龙, 冯笑雅, 刘妍, 武宝强, 曹璐, 施盟泉
Abstract:
针对低渗油藏多孔介质对聚合物的剪切黏度损失问题，采用丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（AMPS）、二烯丙基二甲基氯化铵（DMDAAC）并辅以少量丙烯酸（AA）共聚及后水解法在高分子链条上同时引入阴阳两性离子基团，制备了2138万超高分子量两性离子聚合物。红外光谱法、核磁共振氢谱法表征为目标四元聚合物。利用自搭建的恒流毛细管剪切装置，从聚合物组分及注入速度方面探讨了影响剪切黏度恢复性能的因素，通过DLS、TEM和流变仪表征了聚合物剪切黏度恢复过程。结果表明，阴阳离子基团可逆的相互吸引作用，使聚合物初始黏度提高且具有黏弹性能，经毛细管剪切变稀后可自行修复重新构建高分子间的离子键合，从而使黏度快速恢复；使用质量分数20%AMPS、0.02%甲酸铵、0.5%DMDAAC、25%水解度制备得到的聚合物剪切黏度恢复性能相对最佳，其可在4500s-1的剪切速率条件下，一小时内黏度恢复至80%以上。良好的剪切黏度自修复及耐地层吸附性能使其在低渗透油藏深部调驱领域具有较大的应用潜能。
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高温环境下超细辉绿岩粉对油井水泥性能的影响
Abstract:
高温复杂环境下固井水泥石性能易衰退，且含有酸性气体的环境对水泥环封隔能力造成负面影响较大。为了改善固井水泥石高温环境下性能，评价了超细辉绿岩粉加量对固井水泥浆性能的影响，采用扫描电镜(SEM)和 X射线衍射仪(XRD)分析了含超细辉绿岩粉固井水泥石的微观结构。结果表明：与空白水泥浆相比，含有超细辉绿岩粉的固井水泥浆的稠化时间少量缩短，渗透率和失水量降低。养护30天后，含有10%超细辉绿岩粉固井水泥石力学性能相对更稳定，高温下随着养护时间的延长抗压强度增大，抗压强度相较于空白试样提高46.54%。高温CO2环境腐蚀14天后，含有10%超细辉绿岩粉固井水泥石的腐蚀深度较空白水泥石降低了51.57%。超细辉绿岩粉掺入固井水泥浆后，优化了水泥石的水化产物，高温下水泥石微观结构致密，保障了水泥石有较好的力学性能和较强的抗CO2腐蚀能力。
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复合铁垢/碳酸钙垢 除垢剂性能优化与除垢机理
Abstract:
垢堵问题是造成油气田减产的主要问题之一。针对某高盐油田面临的结垢组分复杂、常规除垢效果不理想，且在除垢过程中伴随严重腐蚀等问题，本研究以现场实际垢样为研究对象，系统开展了全组分定量分析、溶垢效率评价、药剂配伍性及腐蚀性测试，并提出了高效安全的除垢方案。实验结果表明，垢物成分为16.33%有机质和83.67%无机质，其中难溶有机质为胶质和沥青质，无机质包括46.02%磁铁矿、37.65%方解石和白云石。使用多功能阴离子型Q系列除垢剂进行复配，最优配比为7.5%沥青胶质溶垢剂+10%碳酸盐溶垢剂+10%氧化铁溶垢剂，在78℃、24h条件下溶垢率可达97.58%。该除垢剂体系在NaCl地层水中性能稳定，当矿化度高达18-24×104 mg·L-1时，其溶垢率与矿化度为零时相比降幅小于5%，与地层水配伍性优异。同时研究了除垢体系对井筒的腐蚀性，添加0.6%油酸咪唑啉季铵盐缓蚀剂时，腐蚀速率为0.44 mm·a-1，低于行业标准。因此该除垢体系不仅可有效去除混合垢物、降低堵塞风险，还可减少对设备的腐蚀，降低运行成本，本研究旨在为油田除垢作业提供理论指导与技术支持。
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中渗高含水砂岩油藏SDBS/AEO-7复配协同CO2驱油研究
Abstract:
随着石油能源需求增长及常规油气资源枯竭，我国主力油田已进入高含水开发阶段。CO?驱油技术因气-油流度比悬殊、界面张力高等问题，驱油效率受限；传统高浓度表面活性剂则存在成本高、配伍性差等缺陷。为此，本研究提出一种0.15 wt% SDBS/AEO-7（1:1）低浓度复配体系，通过接触角、界面张力、黏度及细管驱替实验，系统探究其协同CO?驱油的增效机制。结果表明，该体系通过静电-氢键协同机制，实现0.0015 mN/m的超低界面张力，耐矿化度达80 g/L，100℃下界面张力增幅＜15%，在中渗岩心（240 mD，孔喉5~10 μm）中驱油效率达90.8%，较单一CO?驱提高11%。该体系突破了传统CO?驱油瓶颈，为高含水油藏增产提供了新路径。
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阴/非离子表面活性剂/聚合物降黏复合驱体系的构筑及性能评价
Abstract:
为解决新疆油田稠油黏度高、流动性差的问题，本文构建了一种阴/非离子表面活性剂/聚合物降黏复合驱体系（SP-L）。以降黏率、界面张力等为评价指标，通过单因素实验确定体系最佳配比为0.25 wt%表面活性剂（AEO-9与KPS摩尔比1:1）与0.1wt%HPAM。结果表明：53 ℃下，0.25 wt%（AEO-9/KPS）与稠油的油水界面张力达1.1×10-2 mN/m，对稠油降黏率为98.8%；SP-L与稠油形成的O/W型乳状液平均粒径13 μm、分布范围4-30 μm，且可将油湿性储层转变为水湿性（接触角由115°降至20.3°）。相较于市售JN-1降黏剂，SP-L在9:1-1:9的宽油水比区间降黏率提升8.6%-19.5%。驱替实验显示，SP-L及后续水驱较一次水驱采收率提高22%，且相比JN-P体系（0.25 wt%JN-1+0.1wt%HPAM），SP-L及后续水驱提高了5.1%的采收率。本文构建的降黏复合驱体系为新疆油田稠油高效降黏及提高稠油采收率提供了技术支持。
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适用于聚驱后油层的聚表剂研制与性能评价
Abstract:
为高效挖潜大庆油田一类油层聚驱后约44%的剩余储量,以丙烯酰胺、N-十二烷基丙烯酰胺、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸和十二烷基聚氧乙烯(23)醚丙烯酸酯为单体,采用自由基水相聚合后水解的方法,制备了一种适用于聚驱后油层的聚合物表面活性剂A。对比评价了聚表剂A与商品化聚表剂HB和部分水解聚丙烯酰胺PHPAM驱油剂的溶液性能、注入能力和驱油效果。结果表明,聚表剂A的基础理化性能满足相关技术标准；相同条件下的增黏性、抗盐性,老化稳定性等优于对比聚合物驱油剂；可降低油水界面张力,与原油形成“W/O”油包水型乳液,乳化析水性能满足聚驱后油藏需求。在1000 mg/L浓度、0.5 PV聚合物用量下,天然贝雷岩心驱油实验聚驱后可提高采收率值为15.1%,高出对比聚合物3~5个百分点。
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溴化钠增溶与高密度溴化钠盐水体系构建
Abstract:
针对溴化钠作为钻完井液时密度仅有1.52 g/cm3难以满足深井作业对高密度流体需求的问题，文章提出使用三种不同的增溶方法对溴化钠体系进行相应的增溶研究。首先，选取七种常见且低成本盐对饱和溴化钠溶液进行复配增溶研究。然后，进一步考察了五种不同类型表面活性剂以及两种共聚物对溴化钠体系的增溶效果并明确了其增溶机理。研究结果表明，氯化锌与溴化钠复配增溶效果最佳，可使体系密度由1.520 g/cm3增至1.913 g/cm3。当阴离子型表面活性剂LAS-30与非离子型表面活性剂Tween-80协同使用时，溴化钠-氯化锌复合盐体系的密度进一步提升至1.926 g/cm3，当使用共聚物AM-AMPS对溴化钠-氯化锌复合盐体系增溶时，密度可提升至1.923 g/cm3。在增溶机理方面，将溴化钠加入到LAS-30表面活性剂中，胶束表面Zeta电位由-70 mV升高至-31.73 mV，表明胶束表面极性外壳与溶液中的自由离子发生了静电吸附作用；临界胶束浓度（CMC）测定结果表明，无机盐的存在显著降低了表面活性剂的CMC。对于共聚物体系，对比增溶前后溴化钠晶体的微观形貌变化，分析其是否引发晶格畸变或络合作用。
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栅藻合成银纳米材料及其提高原油采收率评价*
陈子慧, 曹功泽, 林军章, 陈琼瑶, 吴晓玲, 汪卫东, 宋永亭, 曹嫣镔
Abstract:
近年来，纳米材料由于其独特性能而备受关注。纳米颗粒具有粒径小，比表面积大等优势，可以有效改变岩层润湿性，在油田提高采收率方面具有巨大的应用潜力。本次研究旨在对生物合成的纳米颗粒进行表征，并对其提高采收率能力进行评价。本研究利用栅藻提取物将Ag+生物还原合成银纳米颗粒(Ag NPs)，并利用激光粒度仪、紫外可见分光光度计、傅里叶变换红外光谱、Zeta电位仪、EDX能谱和SEM扫描电子显微镜等仪器对绿色合成的Ag NPs的理化性能进行表征，并且对其进行了改变岩层润湿性能力的评价，通过物理驱油模拟实验评价了其提高采收率能力。结果表明生物合成的Ag NPs为小球形和椭圆形，粒径在20~50 nm之间。Ag NPs流体的zeta电位平均值为-21.2 mV，证明其在反应介质体系中具有较好的稳定性。600 mg/L Ag NPs流体处理后的玻片接触角从142°降低至68°，与鼠李糖脂复配后的生物纳米体系油水界面张力为0.018 mN/m，渗透率为25×10-3 μm2低渗透岩心驱油效率相较于水驱提高了15.47%，微观模型实验证明生物纳米体系可有效启动一次水驱后残余油，达到提高原油采收率目的。
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不同裂缝-孔隙储层中泡沫赋存形态及演化规律
马国锐, 董瑞强, 赵宇恒, 孙海童, 胡锦超, 吴伟鹏, 屈鸣
Abstract:
为了准确地描述泡沫在高温（140℃）、高压（30MPa）裂缝-孔隙型油藏的生成、运移及破灭进行动态分析，本研究利用自主设计的可视化裂缝-孔隙模型，实现了泡沫动态的直观捕捉。通过开展氮气泡沫渗流实验，定量表征泡沫赋存形态及演化规律。实验结果表明：带压条件较常压条件泡沫半衰期显著增加；低压条件（5MPa）较高压条件（30MPa）泡沫半衰期变化不明显，可以使用低压条件模拟高压条件；裂缝-孔隙储层中，当裂缝开度与泡沫直径的比值（A/D）近似为1.1时，泡沫圆度及尺寸分布适中，气泡被液膜完整分隔，泡沫呈离散分布，以“椭球型”堆积；增大A/D至2.5时，泡沫尺寸范围集中，并以“圆球型”堆积，具有较强的稳定性和封堵性能；减小A/D为0.5时，泡沫受到裂缝壁面的强烈挤压无法以离散气泡形式存，尺寸及圆度变化差异明显，以“单一扁平椭球型”堆积。研究表明：在裂缝-孔隙储层中的泡沫赋存形态具有时变性，泡沫的形态和稳定性与断裂开度、泡沫直径密切相关；当裂缝开度大于其尺寸2.5倍时，能够产生更小、更稳定的泡沫，从而有效封堵裂缝通道。本研究揭示了泡沫在裂缝-孔隙储层中的时变赋存规律与临界尺寸匹配原则，为缝洞型油藏高效起泡剂的性能优选与泡沫尺寸的精准优化提供了关键的理论依据。
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砂岩酸化多矿物组分酸蚀反应竞争机制
Abstract:
砂岩储层土酸酸化存在两酸多矿物之间复杂的竞争反应，难以精确刻画酸岩反应动力学规律，为砂岩酸化优化设计提供基础数据。为揭示砂岩储层酸岩反应竞争机制，选取六种常见砂岩矿物组分，以溶蚀率为评价指标，通过溶蚀实验和XRD衍射分析酸岩反应规律，并通过机器学习对砂岩酸化多矿物溶蚀率进行了预测。研究表明，六种常见砂岩矿物溶蚀率大小序列为蒙脱石＞高岭石＞绿泥石≈伊利石＞钠长石＞石英，当多矿物共存时，各矿物之间存在明显的竞争机制，黏土矿物对酸液的竞争力大于石英与钠长石，黏土矿物中蒙脱石的竞争力最强，高岭石其次，绿泥石的竞争力高于伊利石，当钠长石与绿泥石或伊利石共存时，钠长石表现出相较于与其他黏土矿物共存时更强的酸岩反应竞争力。基于机器学习理论，采用多层感知机神经网络架构，建立了一种适用于砂岩酸化的溶蚀率预测方法，其预测值误差率在20%以内，可以较为准确地预测砂岩多矿物的溶蚀率。多矿物组分的竞争机制研究及溶蚀率预测方法的建立可以指导不同矿物地层酸化工艺优化设计。
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VSNPs-P（AM-AMPS）复合纳米调驱剂的制备及性能评价
Abstract:
为解决聚丙烯酰胺微球（P（AM-AMPS））因强度或弹性不足导致应用效果差的问题，以乙烯基硅纳米粒子（VSNPs）、丙烯酰胺（AM）、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）等为共聚组分，通过反相微乳液聚合法制备了乙烯基硅纳米粒子复合聚丙烯酰胺微球（VSNPs-P（AM-AMPS）），并对其结构、形貌进行了表征分析，考察了耐温耐盐、强度弹性及封堵性能。结果表明，复合微球呈球状形貌，颗粒均匀，平均粒径为63.3 nm。在20 ℃、90000 mg/L矿化度下72 h的溶胀倍率为3.3倍，在80 ℃、去离子水条件下72 h的溶胀倍率为4.2倍，具有良好的耐温耐盐性能。与P（AM-AMPS）微球相比，复合微球的抗压缩强度提高近1倍，弹性模量提高4.1倍，填砂管测试封堵率提升7.8%，达到95.6%。VSNPs的引入有效提升了复合微球的力学强度及弹性，使其兼具溶胀变形及强度韧性，封堵效果进一步提高。
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致密储层水侵层影响下不同裂缝区域的CO2吞吐渗流规律及剩余油分布特征变化
Abstract:
致密储层水平井体积压裂后压裂液中的水分渗入储层在近井地带形成“水侵层”，影响CO2吞吐开发效果。为明确水侵层对CO2吞吐的作用范围的影响，采用岩心物理模拟实验方法结合低场核磁共振成像技术，对CO2吞吐不同轮次的剩余油分布特征和T2谱进行分析，探究水侵层存在及水侵层与裂缝共同存在时对CO2吞吐效果的影响并分析其渗流机理。研究结果表明，在无裂缝区域，水侵层存在会减弱CO2吞吐的重力超覆现象，形成较小曲率的弧形吞吐前缘，降低CO2吞吐的作用范围和采出程度；在裂缝区域，水侵层存在使吞吐前缘从椭圆形转变为“U”形，同样会降低CO2吞吐的作用范围和采出程度，但皆高于无裂缝区域；水侵层通过阻碍CO2与原油接触和影响CO2在渗流区域的流速分布来影响CO2吞吐效果和作用范围，无论无缝区域还是裂缝区域，当水侵层阻碍CO2接触原油时，CO2总是倾向于在局部压力梯度最大、流速最大、毛管阻力最先被克服的位置突破水侵层。研究成果明确了水侵层影响下致密储层CO2吞吐下的剩余油分布特征和渗流机理，也对同类型油藏CO2吞吐开发具有一定借鉴意义。
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瓜尔胶降解菌筛选及其破胶酶低温破胶性能*
Abstract:
研究目的：交联瓜尔胶压裂液在压裂作业后需要破胶返排，而过硫化物类破胶剂存在低温下破胶效率低的问题。生物酶破胶剂可在低温下实现对压裂液的有效破胶，可作为化学破胶剂的有效替代或补充。本研究旨在筛选高效瓜尔胶降解菌，并在此基础上优化其产酶性能，为生物酶破胶剂的开发提供新颖菌种资源和高活性酶。研究方法：从压裂返排液中筛选得到一株瓜尔胶降解菌，通过形态分析、基因测序比对对其进行了鉴定。通过单因素实验和响应面优化，确定了最佳培养基配方和条件。利用硫酸铵盐析和层析法纯化得到生物破胶酶β-甘露聚糖酶，并测试了其破胶性能。研究结果：对测序结果进行同源比对，瓜尔胶降解菌鉴定为乙酰微小杆菌Exiguobacterium acetylicum。本文为首次发现乙酰微小杆菌具有瓜尔胶降解功能。进行碳源、氮源和摇床速度等培养条件优化后降解菌的β-甘露聚糖酶活性和生物量分别提高198.82%和103.09%。纯化后的破胶酶在低添加量、40℃和pH 10条件下对交联瓜尔胶冻胶可实现彻底破胶，粘度在5 mPa·s以下，降黏率可达92.3%~95.7%，残渣含量仅为148 mg·L-1，仅为过硫酸铵破胶的45.5%。破胶酶液可对过硫酸铵破胶残渣进一步降解。结论：本文为筛选得到了一株新型瓜尔胶降解菌，并优化了其培养条件，所产破胶酶具有优秀的低温破胶性能，可实现交联瓜尔胶压裂液的低温高效破胶与低残渣残留。
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磁性纳米颗粒Fe3O4 NPs的绿色合成及其在含油污水除油处理中的应用
李兰朵, 张岑茜, 高洁, 付健, 韩雨潇, 邓舒元, 王博, 佘跃惠
Abstract:
为开发用于水体修复的高效吸附剂，本文利用低成本易得的白桦茸提取物绿色合成了磁性纳米颗粒Fe3O4 NPs，并将其用于含油污水的除油处理研究。本研究旨在克服传统纳米材料制备中高成本、流程复杂以及生物可利用性低的挑战。通过红外光谱仪（FT-IR）、发射扫描电镜（SEM）、透射电子显微镜（TEM）等多种方式对合成的磁性纳米颗粒Fe3O4 NPs进行表征，结果表明：白桦茸提取物中的生物活性物质作为还原剂和稳定剂参与了Fe3O4 NPs的合成。制备的Fe3O4 NPs呈不规则球形，平均粒径为16.69 nm。其Zeta电位为-31.7 mV，稳定性较好。Fe3O4 NPs的饱和磁化强度为30.2 Am2/kg，磁化曲线表明该材料具备超顺磁性，易分离回收。合成的Fe3O4 NPs除油最佳条件：浓度500 mg/L、温度50℃、处理时间30 min、搅拌速度200 r/min，除油率为90.24%，展现出优异的除油效果。表明Fe3O4 NPs是一种良好的除油材料，本文巧妙地整合了纳米技术、生物技术与绿色化学的长处，为含油污水的绿色处理提供了新途径。
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高温油藏抗CO2气窜木质素基双交联聚合物凝胶的制备与性能评价
邱嘉骏, 青小芸, 黄琬云, 胡梦婷, 王钦培, 李亮, 魏兵, 温洋兵
Abstract:
针对低渗透油藏开发中二氧化碳驱油的气窜问题,以及高温高盐条件下堵水凝胶易水解的问题,本研究以木质素(Lignin)、甲基丙烯酸二乙氨基乙酯(DEAEMA)和丙烯酰胺(AM)为原料,通过交联反应制备了适用于高温油藏的抗 CO2 气窜木质素基双交联聚合物水凝胶(L-PAM-PDEAEMA)。采用自制的 200 mL/16 MPa型(带进气阀门、压力表)高温高压反应器,对水凝胶的 CO2 敏感性、耐酸性及耐温耐盐性能开展实验；通过万能拉力试验机和质构分析仪测试其力学性能,借助 FTIR、XPS 分析反应机理,利用 SEM 表征佐证结构变化,研究了 DEAEMA 对水凝胶的 CO2 敏感性的影响及 Lignin 对其耐酸、耐温、耐盐性能的影响,验证了将 DEAEMA 与 Lignin 引入聚丙烯酰胺网络,可为制备兼具耐酸、耐高温高盐特性的水凝胶提供新的技术路径。研究结果表明,L-PAM-PDEAEMA 水凝胶在模拟油田实际开发环境的 130℃、6 MPa 条件下经 CO2 处理后,压缩强度可显著增强；同时证明该水凝胶具有优异的耐温性和耐酸性。当 Lignin 与 DEAEMA 添加量分别为 AM 的 10%、20%(质量分数)时,经 CO2 处理后的 L10-PAM-PDEAEMA 水凝胶,压缩强度由 16 KPa 提升至 151 KPa,增幅约 8.4 倍；FTIR、XPS 分析表明,水凝胶在 CO2 处理后形成新的离子交联与氢键,二者协同作用显著增强其物理性能；SEM 表征显示,处理后水凝胶微观孔径更密集,进一步证实其具有优异的 CO2 敏感性。该水凝胶在 130℃、6 MPa 及 21×104 mg/L 矿化度盐水条件下静置 7 天后,仍能保持优异稳定性；经质构仪测试,其在 50% 应变下的压缩力为 3 N。本研究为制备兼具 CO2 敏感性与耐酸、耐温、耐盐特性的水凝胶提供了新的技术路径,在油田低渗透储层的 CO2 气窜治理中展现出良好应用前景。
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基于气相色谱技术的油田用油溶性示踪剂分离与定量方法研究
李 洋, 李建荣, 李荣强, 罗水发, 高小明, 李科星, ZAIROV Rustem, 伍俊道, Anastasiya Bebyakina, 袁成东
Abstract:
利用气相色谱技术对用于提取原油中38种油溶性示踪剂组分的溶剂进行了筛选,甲醇对原油组分提取量较少,信号干扰最少,被选择为示踪剂溶剂。油中水分与甲醇形成的水溶液会严重影响示踪剂的提取,同时残留的原油组分使得分析周期长达10小时,故需要对示踪剂提取方法进行进一步优化。通过向含1000 ppm示踪剂的原油中加入20%质量比的异辛烷和过量K2CO3,经过搅拌,超声波浴和离心来对原油进行脱水,在-32℃冻结甲醇提取物后,再对原油中示踪剂进行分析,实现了在5小时内对所有示踪剂在气相色谱图中信号峰的精准分离和定量。实验结果证明利用气相色谱技术和溶剂提取法可以对原油中多达38种油溶性示踪剂在单次进样中实现快速定性定量,从而监测原油流动,实现对油藏的特征分析。
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温敏型改性聚合物微球的仿生制备及性能评价
Abstract:
本研究针对高含水油田储层非均质性增强、高渗通道水窜严重等难题，开发兼具温敏响应性与高滞留能力的温敏型改性聚合物微球，实现深部选择性堵水与采收率提升。采用微流控乳液原位聚合结合聚多巴胺表面包覆的仿生设计策略，通过调控表面活性剂浓度与油水比实现粒径精确匹配，并利用功能单体协同构建温敏、耐温、抗盐的复合结构。对微球形貌、Zeta电位、红外光谱、热重性能、相转变温度、抗剪切性能、润湿性及界面张力等进行系统表征与评价，结果表明改性后微球粒径中值约800 nm，表面电位绝对值更大且分散性稳定，热稳定性与抗剪切性能显著增强，在2 %浓度下可获得最佳润湿性与最低油水界面张力。室内岩心实验显示，在120 ℃条件下注入0.5 PV、2 wt%微球可使含水率降低约20%，采收率提升约15%；现场三口井的应用结果验证其在高温高矿化度油藏中可显著提高注入压力、降低含水率并实现累计增油1.64×104 t。由此可以看出，该温敏型改性聚合物微球具备优良的热盐适应性与靶向堵水效能，为高渗透储层深部调剖堵水和改善采收率提供了有效的技术支持。
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一株贝莱斯芽孢杆菌的驱油性能及缓蚀行为
Abstract:
目的 针对微生物驱油技术（MEOR）中钢材腐蚀加剧现状，从长庆油田采出水中分离得到贝莱斯芽孢杆菌4-19，探究该菌株驱油效率及该菌株对J55钢缓蚀的协同作用机制。方法 通过原油降粘实验、四组分分析及气象色谱分析表征重质组分降解；采用失重法、电化学阻抗谱（EIS）和扫描电镜（SEM）解析缓蚀行为；结合等效电路拟合与X射线能谱（EDS）揭示膜层防护机制。结果 4-19使原油表面张力降低54.5%，3天原油降解率达69%，35℃与40℃原油粘度均有所降低，芳香烃、胶质的相对分子质量分别降低了17.61%和18.60%；J55钢腐蚀速率降低76.23%。EIS显示膜电阻（Rb）提升42.6%，极化电流密度降低76.7%。结论 4-19通过分泌脂肽类生物表面活性剂降解重质组分并竞争性耗氧，形成致密腐蚀产物膜，实现驱油-缓蚀功能耦合，为MEOR现场应用提供新策略。
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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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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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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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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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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(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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2021,38(2):360-367, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2021.02.028
Abstract:
油水乳状液的稳定性直接影响着油田地面生产系统中原油脱水及污水处理工艺技术的高效运行。针对原 油极性组分沥青质、胶质，特别是实施三次采油化学驱中聚合物、表面活性剂等驱油剂返出对油水乳状液形成与 稳定的影响，基于对宏观尺度研究这些因素影响所形成相关认识的综述，从可视化、乳状液体系密度分布、乳状 液结构径向分布函数、油水界面形成能及分子扩散系数等表征出发，论述了分子动力学模拟在研究油水界面稳 定机制方面的进展及软件平台。认为分子动力学模拟因具有微观结构表征的优势而已成为揭示相间界面作用 的一种重要方法，同时，突破模型简化和单因素模拟的局限，综合内、外相组分特性，并兼顾温度、压力等外部因 素，从微观尺度探究分子吸附、液滴聚并、液滴分离，是今后分子动力学模拟方法在油水乳化与破乳分离领域的 研究应用和发展方向。
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2020,37(3):557-563, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2020.03.032
Abstract:
对稠油进行有效开采的根本措施在于降低稠油黏度，提高其流动性。本文介绍和比较了注蒸汽加热降黏、 火烧油层、乳化分散降黏、催化降黏、掺稀降黏及微生物降黏等国内外主要的稠油降黏开采技术的机理、发展及 应用状况，总结了各降黏技术的特点以及现阶段的不足，提出了稠油降黏开采技术的发展方向。参42
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2021,38(3):564-570, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2021.03.033
Abstract:
自生CO2提高采收率技术是通过化学药剂的相互作用，在储层内自发产生CO2或者泡沫进行调驱的一种新 技术，该技术不需要天然CO2资源、能控制产气量、注入工艺简便、与地层配伍性好，是一种极具潜力的提高采收 率技术。在深入调研的基础上，本文综述了近年来自生CO2产气体系的研究进展以及自生CO2提高采收率技术 的作用机理，为后续进一步深入研究该技术提供参考和借鉴。图2参57
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2020,37(1):185-190, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2020.01.032
Abstract:
蒸汽辅助重力泄油（SAGD）技术广泛应用于超稠油油藏开采，但在开发过程中存在汽窜严重、热利用率低等问题。通过总结目前改善SAGD开发效果的主要技术方法，如气体辅助SAGD技术、溶剂辅助SAGD技术、泡沫辅助SAGD技术、化学添加剂辅助SAGD技术，介绍了改善SAGD技术的作用机理和提高采收率效果，指出了存在的问题并提出了使用建议。应综合考虑油藏地质条件与施工条件的差异，选择不同的辅助SAGD技术使经济效益最大化。参45
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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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刘 彝1，2，罗 成1，李良川1，2，吴 均1，2，吴佐浩1，颜 菲1，2，但佳敏1，2
2019,36(3):394-399, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2019.03.003
Abstract:
针对高尚堡油田压裂液所用过硫酸铵（APS）破胶剂破胶不彻底、不均匀的问题，从海栖热袍嗜热菌中提取β-苷露聚糖酶的基因片断，通过凝胶色谱法和电喷雾离子化质谱分析了APS与生物酶的破胶原理，研究了苷露聚糖酶适宜的温度与pH值范围，用胍胶、生物酶和胶囊破胶剂及其他添加剂配制压裂液，在高尚堡深层水井进行了现场应用。结果表明，苷露聚糖酶为内切酶，通过内切作用大幅降低胍胶黏度与分子量，其直接作用于糖苷键，主要产生二~六低聚糖，单糖极少；而APS较易断裂糖环上的C—C键。β-苷露聚糖酶耐温120℃、耐受pH值 4~ 10.5，该酶最适宜的温度为 70℃、pH 值为 6~ 7，120℃下的活性为最高酶活的 40%，保持活性时间为 55min，90℃下的活性可保持180 min。在压裂液中同时加入APS和生物酶破胶，可降低残渣含量22%~ 45%。9口注水井压裂现场应用时，在压后裂缝完全闭合后，尾追高浓度生物酶溶液，现场增注效果良好，初期注水压力平均下降约13 MPa，平均累计增注1.2×104 m3，有效期290 d
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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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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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姚 兰 1，李还向1，焦 炜 2，周 江 2，柯从玉3，张群正3
2022,39(3):548-553, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2022.03.028
Abstract:
随着油气田开发规模的日益扩大，压裂作业用水量逐渐增大与压裂返排液产生量大、返排液无法直接外排的矛盾日益突出。将返排液进行处理后再回用无疑是目前解决该难题的有效途径。针对我国压裂返排液重复利用研究与应用现状，从返排液处理过程中面临的技术问题、可回收压裂液体系的研发、返排液处理工艺及处理装置的改进等几个方面进行了系统介绍，指出处理后回用是返排液处理的最佳途径，也是未来油气田工业发展的必然趋势。返排液回用技术应该从可回收压裂液体系的研发及返排液回用处理工艺改进两方面入手，进一步完善和推广该技术在油气田开发过程中的应用。针对目前返排液回用技术存在的问题提出了建议，以期为我国返排液重复利用技术的发展提供指导。
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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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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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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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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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2020,37(2):374-380, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2020.02.033
Abstract:
CO2捕集、利用与封存技术（CCUS）对实现温室气体深度减排具有重要意义，但在其注入和封存过程中，可 能发生CO2的泄露或逃逸。井筒完整性的失效是CO2泄露的主要途径。目前，提高井筒水泥完整性的技术大多 是关于防腐蚀水泥体系的改性或者补注水泥。但注入性更佳、稳定性更强且成本较低的聚合物凝胶，可实现井 筒完整性失效的预防及修复。pH响应型聚合物凝胶目前受到广泛的关注，其可以对地层环境的变化做出智能 响应；即地层pH发生变化时，水凝胶会吸水膨胀，体积变大，进而实现对完整性失效水泥的有效封窜。本文详细 论述了国内外用于CO2地质封存封窜剂的研究进展，重点分析了pH响应型凝胶的封窜机理和封窜性能，并讨论 了其未来发展方向及应用前景。图2参58
