《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(1):1-7, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.01.001
Abstract:
深井及超深井油气勘探开发对钻井液降滤失剂的抗温性能提出了更高的要求。利用β-环糊精具有的锥状环台形特殊刚性稳定结构和内疏水外亲水的特殊吸附能力，通过马来酸酐（MAH）接枝β-环糊精（β-CD），同时引入高温稳定性优良的3-（三甲氧基甲硅基）甲基丙烯酸丙酯（KH570），并与对苯乙烯磺酸钠（SSS）、二甲基二烯丙基氯化铵（DMDAAC）在水溶液中共聚，合成了耐高温降滤失剂（LY-1）。通过测定含3% LY-1钠基膨润土基浆的高温高压滤失量，优选LY-1的最佳合成条件；采用凝胶色谱仪、红外光谱仪、热重分析仪对LY-1的结构进行了表征；评价了LY-1 对基浆滤失量和流变性的影响，并和常用的 3 种抗高温降滤失剂进行了性能对比。结果表明， LY-1 的最优合成条件为：单体总质量分数为 25%，引发剂质量分数为单体质量的 1%，单体 SSS、KH570、 DMDAAC、MAH-β-CD的质量比为15∶3∶2∶15，pH值为10，反应温度为75 ℃，反应时间为4 h。LY-1的数均相对分子质量为14 589，在284～453 ℃的总热失质量约为35.98%，在300 ℃内具有较好的耐温特性。LY-1在高温下的降滤失性能良好，在基浆中加入3% LY-1，200 ℃下热滚 16 h后的基浆滤失量由 143 mL降至 12 mL，降低率为91.6%。LY-1对基浆流变性能的影响较小，降滤失性能和抗温性能均优于常用的3种抗高温降滤失剂。
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2025,42(1):8-13, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.01.002
Abstract:
油气勘探开发作业中地质情况复杂，盐膏层地层水矿化度极高，大量金属阳离子对水基钻井液黏度、降滤失性产生了严重的负面影响。为了解决这一问题，文章在两性离子聚合物的基础上引入支化剂制备了一种抗多价阳离子的两性离子超支化聚合物降滤失剂XZ-DJ2，通过实验探究了其最佳反应条件，并对其理化性质进行了一系列表征测试，测试了钻井液基浆加入XZ-DJ2后的流变性、降滤失性、抗盐性、粒径和Zeta 电位。研究结果表明，向基浆中加入 2%的 XZ-DJ2 后，Zeta 电位从-31.9 mV变为-42.4 mV，Zeta 电位绝对值上升，表明 XZ-DJ2 可提高体系的稳定性；在 150 ℃下老化 16 h前后的滤失量分别为5.6 mL和6 mL，与未加入 XZ-DJ2的基浆滤失量（分别为26.6和31.8 mL）相比均有大幅下降，表明XZ-DJ2具有良好的降滤失性能。随着XZ-DJ2加量的增大，钻井液的黏度增大，滤失量略有降低。在 30% NaCl、30% KCl、5% CaCl2、5% MgCl2和1% Al2（SO4）3·18H2O污染的情况下，钻井液的黏度明显降低，但滤失量（分别为6.3、6.2、5.2、6.8、7.0 mL）变化不大，保持良好的降滤失性能，表明XZ-DJ2具有优异的抗温性能和抗多价阳离子污染能力，且XZ-DJ2是通过提升滤饼致密性而非提升钻井液黏度来达到降滤失效果，有利于钻井提速，进一步节省钻井液作业成本。
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2025,42(1):14-21, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.01.003
Abstract:
为了有效解决高温深层裂缝性地层钻井过程中出现的井漏现象，研制了一种抗高温刚性封堵剂HTD-2，并将其与改性无机矿物纤维GXW-1和弹性堵漏材料 TDS-2复配形成复合堵漏材料。通过耐温性能实验、裂缝封堵实验、高温高压砂床封堵实验以及与钻井液的配伍性实验等对堵漏材料的性能进行了评价。研究结果表明， HTD-2、GXW-1和TDS-2的耐温性能明显优于核桃壳；在高温高压条件下，单一堵漏材料无法对不同尺寸的裂缝均产生良好的封堵效果，而复合堵漏材料的封堵效果较好，配方为8% HTD-2+1.5% GXW-1+6% TDS-2的复合堵漏材料可使0.5～2 mm裂缝的 30 min 滤失量均降低至 100 mL以下，封堵层的承压能力均大于 10 MPa。复合堵漏材料的加入可使钻井液在不同粒径的岩屑砂床中均具有良好的封堵效果，0.85～2 mm砂床60 min侵入深度仅为9.3 cm。另外，复合堵漏材料与钻井液还具有较好的配伍性。现场应用结果表明，采用加入复合堵漏材料的钻井液进行现场施工时，GX-1 井钻井过程中未出现明显滤失现象，钻井过程顺利，有效提升了钻井效率和质量。该复合堵漏材料适合在高温深层裂缝性地层堵漏施工作业中进行推广应用。
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孙立君，郑冠一，李成龙，钱 钦，戴荣东，侯业贵，庞学玉，韩 超
2025,42(1):22-29, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.01.004
Abstract:
为了满足大温差井下环境井筒完整性的需要，需厘清更宽温度、压力范围影响下油井水泥力学性能演化规律。分别以水泥净浆、硅砂水泥体系为研究对象，系统研究了 30～200 ℃长温度区间内温度、压力、硅砂加量对油井水泥强度演化规律的影响，并探究了不同影响因素下水泥强度发展驱动机制及高温强度衰退机制。研究结果表明，30～110 ℃内，水泥净浆体系的抗压强度随温度、压力的升高而升高；温度由110 ℃升高至 150 ℃时，水泥石发生高温强度衰退。110～200 ℃内，硅砂水泥体系的超声波强度不是随着温度的变化单调变化，但增压可以加超速声波强度的发展；200 ℃时，硅砂水泥体系发生强度衰退和体积膨胀现象。增加硅砂量可在一定程度上减缓早期强度衰退速率。物相组成分析结果表明：水泥早期强度的发展主要与C-S-H 凝胶和氢氧化钙的生成有关；130 ℃下，造成水泥净浆高温强度衰退的主要原因是α-C2SH的生成；200 ℃下，造成硅砂水泥体系强度衰退的主要原因是非晶C-S-H向晶体逐渐转变。
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2025,42(1):30-37, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.01.005
Abstract:
硅酸盐水泥中添加石英砂可以防止其在高温下由于晶体转变导致的力学性能衰退。然而，180 ℃高温和超临界CO2共同作用下加砂水泥的水化产物组成和形貌变化更加复杂，导致高温CO2对水泥石力学性能的影响机理尚不清楚。因此，采用扫描电镜、压汞法、热重分析、X射线衍射测试、红外光谱表征等，分析180 ℃超临界CO2环境中水泥石的腐蚀深度、孔径分布、力学性能、物相组成、官能团及微观结构。结果表明，随着腐蚀时间的增加，水泥石的腐蚀深度增大，抗压强度降低，孔隙度先减小后增大。水化产物由针状的硬硅钙石（C6S6H）、柱状的针硅钙石（C2SH）、片状和棒状的碳酸钙（CaCO3）以及疏松多孔的无定形SiO2组成。在180 ℃超临界CO2条件下，水泥的水化产物演化对其性能的影响机理为：腐蚀早期，大量的C2SH和少部分C6S6H被腐蚀生成 CaCO3和无定形SiO2，CaCO3（主要为文石和球霰石）填充部分孔隙的同时C-S-H 凝胶聚合度增大，减缓碳化腐蚀速率。腐蚀后期，虽然方解石含量增大对强度发展有一定的促进作用，但随着腐蚀的进行，球霰石与文石溶解，C6S6H被大量腐蚀且形貌朝着片状和块状转变，造成水泥石的孔隙度增大，C-S-H凝胶的聚合度降低，导致抗压强度降低，加速碳化。180 ℃超临界CO2条件下，C-S-H 凝胶（C6S6H和C2SH）与碳酸钙（方解石、文石和球霰石）的演化决定了水泥石力学性能的变化。
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2025,42(1):38-43, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.01.006
Abstract:
滑溜水压裂液由于其自身黏度低、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。基于气泡悬砂理论，文章提出一种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。研究结果表明，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有效降低支撑剂密度，大幅减缓支撑剂在滑溜水中的沉降速度（0.15 cm/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黏度影响，悬浮程度及稳定悬浮时长随滑溜水压裂液黏度增大而增加，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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刘 倩，问晓勇，王文雄，刘 怡，尹太恒，马 欢，丁 勇，贾建鹏
2025,42(1):44-51, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.01.007
Abstract:
针对低渗透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，以脂肪醇烷氧基化硫酸盐阴离子表面活性剂（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，采用正交实验优化配方制得增产助剂微乳液ME，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，制备ME的最佳配方为：25% SY-1+12.5%三乙二醇丁醚+37.5%的2% KCl水溶液+25% MS-9。该微乳液的平均粒径为 70.5 nm；能在长时间（180 d）静置和高速离心（8000 r/min）条件下保持稳定；可将油水界面张力降低至 10-4～10-3 mN/m 数量级；与清水相比，可使云母片表面的接触角降低约 35°；经岩心粉8次吸附后仍能维持高界面活性，抗吸附能力较强。与压裂液的配伍性良好。以未添加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54.94 百分点～61.82 百分点，焖井阶段可将渗吸置换效果提升15.68 百分点，返排阶段可加快原油采出速度和采出程度，将原油采收率增加32.56百分点。该微乳液粒径小、稳定性强、油水界面张力低、改善润湿效果良好、抗吸附能力强，可在压裂施工全过程增大原油采收率，增渗驱油作用效果显著。
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方裕燕，史文静，方俊伟，潘丽娟，焦克波，李 亮，王彦玲，梁诗南
2025,42(1):52-58, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.01.008
Abstract:
酸化酸压储层改造技术是增产上产的重要手段。传统干粉状酸液稠化剂在配制酸液时，溶解时间大于2 h，无法现场连续混配，而溶解性较佳的乳液稠化剂，耐酸性、耐盐性及特殊环境下的耐剪切性均有待提升。文章使用APS/TEMPO 复合催化剂，以丙烯酰胺（AM）、含氟类、磺酸盐类、氯化铵类单体为原料通过反相乳液聚合法制得了基于强双疏相互作用剪切后可自修复的速溶抗盐酸液稠化剂PASD，通过红外光谱表征了PASD的化学结构，并测试了其相对分子质量、稳定性、耐酸性、酸溶时间、耐温性、耐盐性、抗剪切性、双疏反转性和驱替性能。该稠化剂化学稳定性优异，无机盐离子浓度低于50 mg/L 时，黏度可维持在24 mPa·s以上；可在20%盐酸中实现3 min 内快速酸溶，增黏酸黏度可达38 mPa·s；当遭到强剪切破坏后，30 min 内黏度自修复率达65%。PASD增黏酸破胶后还可对岩石表面进行强双疏性（超疏水、强疏油）润湿反转，降低毛细作用及驱替压力，更大程度沟通地层孔隙裂缝。该研究为实现酸液在线混配及稠化酸压裂驱替一体化提供了材料基础。
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2025,42(1):59-67, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.01.009
Abstract:
海上WC油田160 ℃高温砂岩油气藏酸化中，黏土矿物如伊利石在盐酸中水化分解造成微粒运移和储层伤害，导致油气井产能降低。为解决常规土酸高温反应快、伊利石敏感、酸液穿透距离短的问题，通过高温岩心溶蚀、岩心流动和产出液体离子分析等实验，优选出5% GLDA+8%乙酸+1% HF+1.5%黏土稳定剂NW-1+1%缓蚀剂CT-1的螯合酸体系。该酸液体系在 160 ℃下反应 16 h后的溶蚀率为 15.2%，对N80 钢片的腐蚀速率为3.7451 g/（m2·h），防膨率为 90.9%，酸液与岩心作用后 Si4+、Ca2+、Mg2+、Fe3+含量逐渐增加，说明螯合酸具有多价金属离子螯合作用，避免了酸液对岩心的二次和三次伤害，实现酸液对地层深部穿透的作用。针对螯合酸酸化设计没有成熟的专业软件，使用简化的酸岩反应平面径向流模型，考虑氢氟酸的物质平衡，用MATLAB 语言编制了螯合酸酸化模拟设计软件，计算A井优选酸注入排量为2 m3/min，每段酸液用量不超过 70 m3。使用螯合酸体系对海上5口注水井成功实施了酸液解堵措施，措施后平均日增注量均达到了110 m3以上，注水压力下降明显，最高降压12 MPa。该螯合酸体系对160 ℃高含伊利石砂岩气藏具有良好的解堵增注效果。
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2025,42(1):68-74, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.01.010
Abstract:
为了解决油田开采后期储层平剖面矛盾加剧、水流优势通道发育导致注入水低效无效循环、注采不平衡等问题，以疏水缔合聚合物为主剂，以无机盐铝和氧氯化锆为原料制得的有机铝锆交联剂为主交联剂，以木质素磺酸钠热稳定剂为助剂，制得了一种耐温耐盐冻胶调剖体系，研究了其成胶性能、抗稀释性能、抗剪切性能、运移封堵性能及耐冲刷性能。该调剖体系的优选配方为：0.4%疏水缔合聚合物+0.3%～0.35%有机铝锆交联剂+0.2%热稳定剂。研究结果表明，优选体系的基液黏度为 88.3～95.8 mPa·s，低黏度基液赋予体系较好的泵入性，可保证施工安全。在温度为 200 ℃、矿化度为 27 123.5 mg/L 的条件下，体系的成胶黏度（90 d）可保持在 6000 mPa·s 以上，黏度保留率在 80%以上；当用 60%的地层水对优选体系稀释后，成胶黏度仍能达到 4000 mPa·s，且成胶后稀释对体系成胶黏度影响更小。该体系在渗透率分别为 500×10-3、1000×10-3、2000×10-3 μm2的岩心均具有良好的运移能力，在距离岩心注入端≥50 cm处压力逐渐趋于平稳，且封堵率均达80%以上，随着大量注入水的驱替，注入调剖体系的岩心渗透率基本不变，具有良好的耐冲刷性能。
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2025,42(1):75-81, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.01.011
Abstract:
油田开发中后期出现的优势渗流通道导致油井含水率上升、产油量下降。为提高凝胶类调剖剂在高温高盐苛刻型油藏中的稳定性，从低浓度聚合物和酚醛交联剂组成的基础交联体系在高温高盐情况下易降解脱水的现象入手，以凝胶强度和脱水率为主要指标，采取半定量的分析方法优选能够提高稳定性的助剂以改善凝胶性能，并评价了所得凝胶体系的凝胶强度和耐温耐盐性能。研究结果表明，在聚合物凝胶体系中加入抗氧化剂1# （含氮有机物）和络合剂 2#（有机膦酸盐）可明显增强体系的稳定性，在矿化度为 45 550 mg/L（其中钙离子含量3120 mg/L）下，配方为0.4%聚合物+0.4%交联剂+1.8%络合剂2#+0.5%抗氧化剂1#的凝胶体系，在 125 ℃内凝胶强度均为H级，相较于基础交联体系，凝胶强度得到提升，稳定性更强；在140 ℃环境中凝胶强度仍可达到E级，老化 180 d后凝胶脱水率仅为5.2%，耐温抗盐性能优异。该凝胶体系具有良好的注入性和封堵性（封堵率大于98%），适用于90～140 ℃的油藏，为复杂苛刻油藏的稳油控水提供技术支撑。
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2025,42(1):82-89, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.01.012
Abstract:
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，采用二级交联结构设计，以甲基丙烯酸缩水甘油酯（GMA）、二乙二醇二甲基丙烯酸酯（EDMA）为共聚单体，氧化氢叔丁醇（TBHP）为引发体系，聚乙二醇（PEG）为有机溶剂，气相二氧化硅（AEROSIL）为增强剂，合成耐温耐盐性双重交联凝胶体系，研究了各组分加量对凝胶成胶时间及储能模量的影响，考察了凝胶的黏弹性、老化稳定性、耐地层水稀释性和封堵性。研究结果表明，凝胶体系的最优配方为：10% GMA+0.7% EDMA+0.066% TBHP+3% AEROSIL（其余为 PEG 溶剂）。该凝胶体系的初始黏度为 315 mPa·s，凝胶时间为 2～10 h，储能模量为 5230 Pa，抗压强度为0.221 MPa。所生成的凝胶在矿化度为2.2×105 mg/L 的模拟地层水中 140 ℃高温老化 30 d，无体积收缩，储能模量可达 4000 Pa 以上。该凝胶具有较好的耐地层水稀释能力，加入体积分数为40%的地层水时所形成凝胶的剪切强度虽降低约18%，但储能模量仍可达4000 Pa以上。凝胶基液表现出良好的注入稳定性，驱替实验反向突破压力梯度达5.5 MPa/m，所形成凝胶的力学强度可满足封堵裂缝通道需求，为高温高矿化度油藏提供了一种有潜力的堵调材料。
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2025,42(1):90-97, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.01.013
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。以聚乙烯醇（PVA）、橡胶粉、戊二醛和自制疏水改性剂为原料，制备了可在水相中一次成型的热塑性柔性颗粒调堵剂。分析了调堵剂的粒径和微观结构，通过质构评价方法评价了调堵剂的力学性能，在高矿化度水和120～200 ℃条件下考察了调堵剂的稳定性，采用全贯穿裂缝模型研究了调堵剂在裂缝中的注入、运移和封堵效果。结果表明，橡胶粉与PVA质量比为0～1.75时可制得优势粒径为10～20目（2.00～0.85 mm）的毫米级柔性颗粒，大大降低合成成本。与未添加橡胶粉的颗粒相比，橡胶粉掺杂的柔性颗粒具有疏松多孔的结构和更高的热稳定性与力学性能。失重温度由 200 ℃提升至 300 ℃，硬度由 18.73 N增至 37.31 N，弹性从 0.86 增至 0.99，回复性由 0.48 增至0.60，咀嚼性由15.39 N增至35.88 N。柔性颗粒在高温和高矿化度水中保持稳定，120 ℃下老化60 d的力学性能不受影响，颗粒老化3 d后出现粘连聚集，具有良好的热塑性。物模实验结果表明，橡胶粉掺杂的柔性颗粒能形成稳定的压差波动，可迅速适应裂缝的变形和压力变化，且能形成有效封堵，封堵率为85.7%。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，可用于改善高含水油田中深部液流转向的问题，提高油藏的采收率。
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钱 真，李晶辉，吕东方，张 雯，甄恩龙，瞿博超，李宗睿，赵 光
2025,42(1):98-107, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.01.014
Abstract:
随着深层裂缝型油藏的开发，水窜现象日益显现，导致地层能量的浪费和采收率的降低。极端非均质性是具有复杂缝网的裂缝型油藏水窜的主要原因，封堵水窜通道迫在眉睫，而堵剂是其核心所在。深层裂缝型油藏具有高温（≥110 ℃）、高盐（≥20×104 mg/L）的特点，普通凝胶难以稳定，因此通过重氮化反应和氧化反应，利用3-氨基，4-羟基苯磺酸在纳米二氧化硅（SiO2）中引入羟基和酚羟基结构，合成改性纳米 SiO2交联剂，再将其与非离子型聚合物、乌洛托品、对苯二酚反应，制得纳米杂化凝胶。以成胶效果和脱水率为指标，对纳米杂化凝胶的配方进行了优选，评价了其稳定性、黏弹性和封堵性，并依据西北油田典型裂缝型油藏地质模型建立耐温耐压可视化缝网模型，分析剩余油分布规律，确定多轮次堵水效果。结果表明，配方为0.8%非离子型聚合物+0.2%纳米SiO2+0.4%乌洛托品+0.4%对苯二酚的纳米杂化凝胶可在≤140 ℃范围内保持稳定 60 d，脱水率＜10%。纳米SiO2显著提高了杂化凝胶的黏弹性。纳米杂化凝胶对不同尺度（1～10 mm）的单裂缝均具有良好的封堵效果。在140 ℃、回压2 MPa、矿化度22×104 mg/L 的条件下，通过纳米杂化凝胶多轮次封堵实验可提高缝网模型采收率15.9百分点。纳米杂化凝胶具备优异的耐温抗盐性、黏弹性和长期稳定性，在深层裂缝型油藏中具有良好的封堵性能和提高采收率潜力。
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高怡文，魏登峰，王维波，倪 军，管雅倩，郭茂雷，王前荣，崔 凯
2025,42(1):108-117, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.01.015
Abstract:
鄂尔多斯盆地延长油田特/超低渗透油藏由于基质渗透率低、非均质性强且普遍存在天然发育的微尺度裂缝，导致其在水驱、CO2驱等开发过程中面临流体易沿裂缝通道和高渗透孔隙喉道窜流的开采难题。传统调剖堵水技术在油田现场应用中的调剖范围仅限于近井地带，虽能改善注水井的吸水剖面，但流体在地层深部的水窜现象并未从根本上得到改善。针对这些问题，利用油藏微生物资源研发了基于内源微生物菌体及其代谢产物为生长晶核，且以单个个体形式生长分散在水相中的微小球体（即微生物分散体）的绿色低碳微生物分散体调驱封堵剂。结果表明，低渗透油藏产分散体功能菌种（Novosphingobium sp.，相似性98%～99%）的最优激活生长条件为：温度 45 ℃、矿化度 60 g/L、pH=7；最适宜的激活营养剂配方为：碳源（1.5%糖蜜），混合氮源（0.50%硝酸钠、 0.30%硫酸铵），微量元素（0.06%工业酵母粉、0.002%硫酸亚铁、0.002%硫酸锰）。初步探明微生物分散体调驱封堵作用机制为：产分散体功能菌利用个体的自适应生长性和形变性与储层裂缝通道形成匹配性的封堵，且不断向裂缝深部和高渗透多孔吼道的深部运移调驱，进而改变注入水/CO2气体的流向，最终实现全程调剖。微生物分散体在水驱/CO2驱环境中具有良好的调驱封堵能力，封堵率均大于80%。研究成果为微生物分散体调驱封堵技术在低渗透致密油藏水驱/CO2驱中调驱封堵储层裂缝窜流带、高渗透多孔介质窜流带和提高采收率的应用提供借鉴。
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2025,42(1):118-123, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.01.016
Abstract:
针对疏松砂岩断块油藏非均质性强、化学防砂剂注入不均匀的问题，制备了水溶性低黏活性剂固砂体系，考察了固砂体系的注入性能及固砂性能影响因素。开展了“层内低黏活性剂固砂+层间分层管柱防砂”精细分层防砂技术研究。室内试验表明，低黏活性剂固砂体系具有黏度低、伤害小、固结强度高的特点。改性环氧树脂含量为10%、乙二胺含量为1%时，低黏活性剂固砂体系的黏度仅为4.5 mPa·s，流动性较好。固砂体系适用油藏温度为 50～90 ℃，固砂体系与石英砂所形成的胶结岩心的渗透率＞1 μm2，抗压强度＞5 MPa，且具有良好的动态耐冲刷性能。同时，基于分层化学防砂工艺管柱，实现一趟管柱分层选择性注入固砂剂，克服了防砂药剂注入不均匀的难题。矿场试验表明，精细分层化学防砂技术应用效果良好，典型措施井累产2700 d后，产液量为52.4 m3/d，产油量为5.3 t/d，有效期大幅提升，对于复杂断块油藏防砂井延寿增效具有重要意义。
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2025,42(1):124-131, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.01.017
Abstract:
稠油富氧火驱是一种增强型火烧油层技术，通过注入高浓度氧气能有效提高稠油燃烧效率，但关于稠油富氧燃烧机理及不同含氧量下的动力学参数研究较少。为明确富氧对稠油火驱氧化特性的影响，以辽河稠油为例，利用同步热分析仪研究了不同氧气浓度和升温速率条件下的稠油氧化热失重以及放热等特性变化，基于等转化率法计算不同转化率、不同氧气浓度下的活化能，进而利用数值模拟研究了富氧对火驱的改善效果。结果表明，富氧环境下稠油氧化仍可划分为低温氧化前、低温氧化、焦炭沉积和高温氧化4个阶段。随着氧气加量由20%增至100%，氧化反应更加强烈，反应速率更大，放热量升高，对应的焦炭沉积阶段提前20 ℃。不同氧气加量下活化能的变化趋势相同，在低温氧化阶段氧气浓度对活化能的影响较小，但高温氧化阶段响应剧烈，活化能降低15～25 kJ/mol。在相同氧气浓度下，升温速率增加会导致热滞后现象。数值模拟研究验证了富氧条件可有效提高火驱燃烧效果。当氧气加量由 30%增至 50%时，累积产油量增幅为 11 234 m3；氧气加量由 70%增至 100%时，累积产油量增幅（3753 m3）较小，推荐采用50%～70%的氧气作为富氧火驱注入气。随着氧气浓度的增加，前缘温度（350～450 ℃）增加，提高了燃烧的稳定性，改善了常规火驱燃烧效果。
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杨立安，李建山，吕 伟，屈 肖，李沫儀，方译苇，赵学之，冯玉军
2025,42(1):132-139, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.01.018
Abstract:
CO2驱油过程中，超临界CO2会萃取原油中的轻质组分，使得重质组分残留，不仅导致采收率难以大幅度提升，沉积的重组分还会堵塞孔喉，给储层带来不可逆损害。针对这一问题，本工作提出表面活性剂胶束增溶CO2驱后剩余油重组分的新思路，优选表面活性剂十二烷基苯磺酸钠（SDBS）和脂肪醇聚氧丙烯醚硫酸盐（APS）构建增溶胶束体系，利用吸光度法量化表面活性剂胶束对CO2驱后重质油的增溶能力，利用冷冻透射电镜、动态光散射等技术考察了增溶过程中胶束尺寸和形貌的变化。结果表明，表面活性剂胶束可有效增溶CO2驱后重质组分，0.2%的表面活性剂溶液对重质烷烃和重质芳烃的最大增溶量分别为 2.5、3.2 g/L。重质烷烃增溶于胶束内核，重质芳烃增溶于栅栏层。
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任永苍，黄 钰，徐海霞，但 波，严东寅，于海洋，马金龙，张喻鹏，韩国强，郑存川
2025,42(1):140-147, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.01.019
Abstract:
针对塔里木油田英买原油中石蜡碳数高，常规油溶性防蜡剂作用效果不佳且低温黏度大而难加注的问题，文章以丙烯酸二十二酯、马来酸酐和苯乙烯为原料，通过自由基溶液聚合制备了一种可适用于预防高碳蜡原油蜡沉积的超长碳链三元聚合物DMS，并着重探讨了以DMS为分散相、去离子水为连续相的乳液型防蜡剂HDMS的制备条件及其防蜡性能。研究结果表明，当复配乳化剂T-80、S-80质量比为7：3、加量为10%时，所制得的HD-MS在10 ℃下的流动性良好，黏度为24.65 mPa·s；HDMS在常温下静置28 d后具有良好的分散稳定性，在1～28 d内的粒径均在2200 nm左右、脱水量仅为0.6 mL。当作用温度为60 ℃、作用时间为80 min、HDMS加量为2000mg/L时，HDMS对高碳蜡原油的防蜡率最高达84%以上且具备一定的防蜡普适性。
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2025,42(1):148-153, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.01.020
Abstract:
油田采出水污染物浓度高，缺少生物生长需要的N、P等元素，而生活污水富含N、P，但排放波动大，单独处理成本高。为提高油田污水的生物处理效率，降低处理成本，将模拟油田采出水与模拟生活污水混合用于微藻-细菌共生培养，考察采出水与生活污水不同体积混合比（1∶3、1∶5、1∶15、1∶35）对生物生长和营养物去除的影响。其中，微藻为普通蛋白核小球藻，菌种由酵母菌、乳酸菌、硝化菌、枯草芽孢菌等组成。结果表明，随着培养时间的延长，不同比例采出水/生活污水混合液的生物量、藻密度、菌密度和叶绿素基本呈增长趋势。微藻-细菌在采出水/生活污水混合比为1∶3的混合液中的生长情况最好，培养7 d后的总生物量为0.55 g/L，其中藻密度为0.23 g/L，菌密度为0.32 g/L。高比例采出水/生活污水混合液有利于藻类的生长。在采出水/生活污水混合比为1∶3的水样中培育7 d后藻叶绿素a的含量最高，达 649.27 μg/mg；在混合比为1∶5的水样中藻叶绿素b的含量最高，达821.23 μg/mg。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。当采出水/生活污水混合比为1∶3时，有机物和氨氮去除率最高，化学需氧量（COD）去除率为 65%，氨氮去除率为 37%；采出水与生活污水混合比为1∶5的水样对总磷的去除效果最好，去除率为70%。将油田采出水和生活污水按适当体积比混合，可以促进藻-菌生长，提高生物处理效率。
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2025,42(1):154-158, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.01.021
Abstract:
针对水溶性聚合物残余单体的检测方法针对性太强的问题，建立了一种同时测定某水溶性聚合物中三种单体（顺式丁烯二酸、反式丁烯二酸和衣康酸）质量分数的高效液相色谱（HPLC）分析方法。实验条件经优化后确定为：前处理过程为采用乙腈对该水溶性聚合物进行萃取 30 min，再以0.1%磷酸水溶液-乙腈（85∶15）进行等度洗脱，使用安捷伦Zorbax Eclipse XDB C18色谱柱（250×4.6 mm，5 μm），柱流速为0.8 mL/min，柱温为45 ℃，检测波长为 210 nm。实验发现：该水溶性聚合物中3种残余单体分离度良好（分离度大于3），线性关系良好（R2大于 0.999），稳定性良好（RSD 小于 1%）；顺式丁烯二酸、反式丁烯二酸和衣康酸的最小检测限分别为 0.32、0.34、 0.63 mg/kg；顺式丁烯二酸、反式丁烯二酸和衣康酸的最小限定限分别为1.21、1.26 、2.02 mg/kg；3种单体的加标回收率均在 98%～101%之间。某钻井液用增黏剂样品中上述 3 种单体的质量分数的依次为 2.261%、0.284%、 2.775%。该方法可以准确控制水溶性聚合物的合成过程，实现对其进行精准质量控制。色谱检测时间小于10 min，高效准确，可实现对该水溶性聚合物的质量控制。
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2025,42(1):159-166, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.01.022
Abstract:
随着国内油气田开发进程的加快，传统油田化学材料难以适应日益复杂化的井下作业环境。pH响应材料能够在井下酸碱环境的刺激下做出响应，从而发生自身结构、表面性质等方面的变化，继而更好地适应井下环境，以满足油气钻采作业需求。文章简要分析了pH响应材料的作用机理，并综述了以表面活性剂和聚合物为主的pH响应材料在钻井流体、化学驱油和压裂液中的响应机理和研究现状。
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郭鸿宇，赵臣康，祖 钰，姜 伟，刘彦峰，王东军，郭金涛，王伟众
2025,42(1):167-173, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.01.023
Abstract:
老油田精细挖潜是我国原油稳产的关键手段，主力老油田总体处于“双高”开发中后期，稳产难度大，尤其是高温高矿化度地层老油田。现有调堵剂技术很难解决高含水和地层非均质性等问题。基于高温高矿化度地层的苛刻条件及现有技术的局限性，文章介绍了改性聚丙烯酰胺凝胶、二氧化硅聚合物凝胶、缓交联聚合物凝胶和生物基调堵凝胶体系的国内外研究和应用情况，着重综述了缓交联聚合物凝胶体系和缓交联技术及影响因素。PEI 聚合物凝胶调堵剂可靠性强，应用范围更广；然而随着环保政策收紧，生物基聚合物凝胶调堵剂是未来主要发展趋势。
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2025,42(1):174-181, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.01.024
Abstract:
为改善常规泡沫体系在驱油过程中稳定性差的问题，利用纳米颗粒稳定泡沫。针对驱油用纳米颗粒稳定泡沫体系，根据体系配方的主要成分分为纳米颗粒起泡体系、纳米颗粒-表面活性剂起泡体系、纳米颗粒-表面活性剂-聚合物起泡体系3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，据此指出关于纳米颗粒稳定驱油泡沫体系的研发应向着多样性、功能性、高性能、低成本、环境友好型、循环再利用方向发展。目前，纳米颗粒稳定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，从而应用于不同油藏或不同开采领域。
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2025,42(1):182-190, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2025.01.025
Abstract:
沥青质沉淀作为石油工业常见的现象，几乎出现在石油生产、加工和运输的各个阶段，给石油与天然气工业带来不利的影响。作为一种新型材料，纳米颗粒（NPs）由于其独特的小尺寸效应、表面效应、量子尺寸效应而具有极高的表面能，在吸附、催化等过程中发挥着极其重要的作用。文章介绍了 NPs 在抑制沥青质沉淀过程中的作用机理包括吸附稳定机制和空间位阻机制，阐述了这两种机制的潜在作用方式；在抑制沥青质沉淀方面，综述了NPs 抑制沥青质沉淀的影响因素，包括NPs 因素、沥青质因素以及介质因素，同时论述了这些因素的潜在作用机理，分析了不同因素间的协同/拮抗作用。
2025年第42卷第1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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油田用聚丙烯酰胺凝胶光催化降解监测新方法
Abstract:
聚丙烯酰胺类聚合物在三次采油中被广泛应用，取得了很好的提高采收率效果，但会产生大量含有高浓度聚丙烯酰胺的采油污水，如直接外排会对环境造成危害，光催化降解是处理这类污水的一种有效方式，但现有的聚合物降解程度监测方法在灵敏度、准确性和重现性等方面存在较大缺陷。为了解决上述问题，本文针对2种油田用聚丙烯酰胺凝胶光催化降解过程，采用液相色谱分析联合质谱分析，建立了一种快速、简便、准确、全面的聚合物光催化降解程度监测方法。通过液相色谱分析，可观察到降解过程中分子量较大的过渡产物的变化情况，明确了聚丙烯酰胺凝胶光催化降解不同时间点的进行程度，进一步通过质谱分析，明确了降解过程生成小分子物质的种类和变化情况，可以根据降解完成后小分子产物的结构和丰度来推测不同种类聚丙烯酰胺凝胶的原始结构差异。本文提供了一种快速、准确、全面监测油田用聚丙烯酰胺凝胶光催化降解动态数据的新方法，对研究聚丙烯酰胺凝胶光催化降解过程和机理具有重要指导意义，同时也为研究不同聚丙烯酰胺凝胶结构差异提供了一种新途径。
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氨基酸衍生物缓蚀剂的制备及其在盐酸环境中缓蚀性能研究
Abstract:
利用甘氨酸合成了一种极性基取代咪唑两性离子。红外光谱和核磁共振氢谱结果表明合成的此缓蚀剂分子含有咪唑环结构。采用失重法和电化学方法研究了其在25 ℃ 1 M HCl溶液中对N80钢的缓蚀作用。结果表明两性离子缓蚀剂的吸附服从Langmuir吸附等温线，其在钢表面上的吸附类型为物理和化学混合吸附。缓蚀剂的缓蚀效率随着添加量的增加而增大，在缓蚀剂浓度为50 mg/L时的缓蚀效率为91.29%，200 mg/L时缓蚀效率达到93.92%。扫描电镜和原子力显微镜结果表明添加此缓蚀剂后钢表面更加光滑，减少了腐蚀坑的产生。X射线光电子能谱结果表明N80钢浸泡在含有缓蚀剂的溶液中钢表面产生了Fe-N键，表明缓蚀剂在金属表面形成了吸附膜。本文合成的氨基酸类缓蚀剂为高酸环境下钢材的腐蚀防护提供了一种有效策略。
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CO2反应型表面活性剂的研究进展及在油田开发中的应用
Abstract:
随着 “双碳”目标的提出和CCUS的发展,CO2反应型表面活性剂也越来越受到大家的重视。本文从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,反应后表面活性剂的类型和性质会发生变化,表面活性有一定程度的改变,反应后体系的黏度、对原油的乳化作用及起泡特性会发生很大的改变,同时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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纳米铜催化体系裂解改质稠油实验研究
Abstract:
蒸汽吞吐、蒸汽驱等注蒸汽热采技术作为稠油油藏的有效开采手段，虽然在较佳操作条件下能够获得较好的开发效果，但是在当前“双碳”目标背景下，这些传统注蒸汽热采方式面临成本高、能耗高、碳排高等系列问题，制约了推广应用。近年来，国内外的研究表明催化水热裂解反应能够从本质上改变稠油分子结构，改善注蒸汽热采开发效果。本文以辽河油田Q40区块稠油为研究对象，在室内利用高温高压反应釜等设备，开展了不同温度、不同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粘度、族组成和生成气体组分等，对药剂作用机理、降粘改质效果进行了系统研究。实验结果表明，单纯依靠高温裂解作用，无法达到大幅度降低原油粘度和改质原油的效果，纳米铜基催化剂体系的加入对原油具有催化裂解改质降粘作用，能够在较宽温度范围内将沥青质、胶质中的碳硫、碳氧、碳氮键和有机碳环长分子链催化裂解成为小分子有机物，大幅度不可逆地降低原油粘度；使用浓度和反应时间对药剂体系作用效果有较大的影响。随着药剂体系使用浓度和反应时间的增加，高温反应后原油粘度减小，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改质降粘效果越好；反应温度对药剂体系作用效果影响较小。加入药剂体系后，不同反应温度原油粘度均大幅度下降，但原油粘度差别不大，尤其当反应温度超过200℃后，原油降粘率变化很小。同时，不同反应温度原油族组成均有一致变化，即原油轻质组分增加，重质组分减小。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。
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致密砂岩气藏压裂用非氟系防水锁剂的制备及性能研究
Abstract:
为降低石油开采过程中产生的水锁伤害及避免传统的氟类水锁剂价格高、污染水质的问题,试验用乳化硅油代替氟化物,用表面活性剂十八烷基三甲基氯化铵作乳化剂,合成新型非氟系防水锁剂J-C-0,通过试验得出最佳配比为：二甲基硅油/八烷基三甲基胺的质量比为8：1,总剂量0.3%时,表面张力可减小到26mN/m,减少率60%。对防水锁剂J-C-0进行性能评价,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)进行对比,结果表明：J-C-0有更明显的增大接触角的能力,在J-C-0为0.3%(w),接触角增大值为65.221°。J-C-0有较好的抗温抗盐性能,在温度为130℃时,J-C-0防水锁剂的表面张力较20℃时增加量分别为1.4mN/m,在矿化度为30g/L下,无机盐对J-C-0溶液的表面张力的影响不足8%。通过岩心自吸水性能和渗透恢复率性能测试,防水锁剂中J-C-0相比于含氟防水锁剂OBS、PFAc有更低的自吸水量和高渗透恢复率,在经2%盐水和0.3%J-C-0处理下,岩心渗透恢复率为83.51%。
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致密油藏纳米气泡-SiO2复合纳米流体体系增渗特征
Abstract:
渗吸是提高致密油藏采收率的重要机理，纳米颗粒和纳米气泡均可进入纳米级孔隙改善油水性质，且纳米气泡具有补充微观能量的作用，是致密油藏增渗提采理想体系。本文以吴起地区长6储层岩心为例，对比研究了活性纳米流体体系（纳米气泡+纳米SiO2粒子）增渗特征，并模拟分析了现场应用效果。实验发现，0.1%活性纳米流体可以使岩心的水润湿性提升48.3%，使油水表面张力降低17.8%，大幅度降低渗流阻力，有利于渗吸进行；纳米颗粒与纳米气泡协同增强渗吸，0.1%活性纳米流体渗吸采收率比地层水高5.5个百分点，比SiO2纳米流体高2.4个百分点，加入纳米气泡的新体系增渗效果是纯SiO2纳米流体的1.76倍；新纳米体系对油湿和水湿储层的孔隙动用规律存在差异，其中油湿储层动用中孔隙（27.8＜r ≤203.9 nm）原油为主，水湿储层动用大孔隙（r≥126.9 nm）原油为主。模拟结果表明，注入活性纳米流体3年内措施效果明显，含水率可从60%降至40%，较不采取措施日采油量最高可提升1.5倍以上，模拟调整措施6年采出程度比常规水驱提升15%。本文对致密、页岩等超低渗油藏渗吸采油具有参考价值。
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油藏非均质性对CO2连续注入-吞吐驱油特征影响*
Abstract:
由于良好的注入性和较高的驱油效率,注CO2成为低渗/致密油藏提高采收率的极具潜力方法；但是受油藏非均质性及裂缝的影响,驱油过程中易发生气窜,影响开发效果。设计了不同渗透率级差岩心模型中的CO2连续注入和吞吐注入实验,以采收率和剩余油分布的CT扫描结果为指标,考察了油藏非均质性对注CO2提高采收率的影响。结果表明,CO2连续注入中,渗透率级差从1.0增大到2.2,CO2驱采收率从88.5%显著降低至58.3%；级差进一步从2.2增大到154.0,采收率降低趋势减缓,从58.3%减小至44.8%；剩余油分布表明,注入的CO2主要在高渗层内流动-驱替原油,低渗层原油基本未动用,这是导致采收率随非均质性增强显著减小的原因；可见,即使较弱非均质性(渗透率级差2.2)的出现,都会导致CO2驱采收率的显著变差。CO2连续注入后转吞吐注入,级差1.0、2.2、15.5和154.0模型原油采收率分别提高1.8%、22.1%、18.6%和29.6%,非均质模型增油显著,低渗层含油饱和度明显降低得到了有效动用,CO2吞吐受油藏非均质性的影响较小,是连续注入后的潜力接替方式。
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甲酸钾对钻井液固相含量测定结果的影响及校正
Abstract:
甲酸盐钻井液体系具有钻头清洁能力、抑制泥岩分散、提高地层稳定性、改善添加剂温度适应能力等特性,在大位移井施工中,该体系甚至具有与油基体系相接近的润滑减磨效果,因此甲酸盐体系在钻井现场逐渐得到广泛应用,其中以HCOOK替代KCl提高液相中K＋含量的操作最为常见。但实际施工中发现,添加甲酸盐的钻井液其固相含量测定值严重偏离真实情况,常用的盐含量校正手段不再适用于含有甲酸盐的钻井液体系。钻井液固相含量是评价钻井液性能维护水平的重要指标,其调控情况与体系流变性能、胶体稳定性、地层封堵能力等均具有程度不等的相关性,其固相成分中的劣质固相对于钻井液体系流动性影响尤其大,准确测定分析固相成分中各类固相的数量对于提高钻井液应用水平,降低施工复杂情况具有重要意义。因此必须对因甲酸盐引起的固相含量测定误差进行校正,以避免实验数据误导现场维护操作与性能参数调控。笔者以实验数据为基础,针对HCOOK等可溶性盐引起的体积与密度变化趋势进行了数据拟合,对含有HCOOK钻井液体系固相含量的校正给出了完整的处理方法,将处理结果和现场实际施工数据结合后,确认采用文中给出的计算方法得到的固相含量校正值与实际情况相符,可以用于指导现场维护施工。
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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(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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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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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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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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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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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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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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赵洪波1，2，3，单文军2，3，朱迪斯2，3，岳伟民2，3，何远信1，2，3
2021,38(4):740-746, DOI: 10.19346/j.cnki.1000-4092.2021.04.028
Abstract:
重点从裂缝性地层漏失机理，堵漏剂种类、配方、工艺等方面综述了近三年的最新研究成果。此外，还介绍 了井眼强化等井漏预防工程技术方法、漏层确定方法的优缺点等。最后给出了一些建议，为以后油气钻井堵漏 作业提供借鉴
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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):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):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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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
