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油田化学
油田化学

徐僖

季刊

1000-4092

ofchemythx@sina.com.cn

028-85405414

610065

四川省成都市四川大学（望江西区）油田化学编辑部

油田化学/Journal Oilfield ChemistryCSCD北大核心CSTPCD
查看更多>>本刊为专业技术性刊物。报道我国石油工业油气田勘探、开发、油气开采、集输、储运中应用化学剂和化学方法的科技成果及国内外现状和进展，包括油田化学剂的研制、生产、结构性能研究、分析配方、室内和现场评价、应用技术、作用机理、现场试验及产品市场等方面。主要读者对象是石油工业部门及科研机构的科技人员、相关专业大专院校师生。
正式出版
收录年代

    含双温敏单体的耐220℃高温降失水剂

    李早元陈建黄盛杜培伟...
    1-9页
    查看更多>>摘要：针对目前油井水泥降失水剂高温条件下耐温性差的问题,通过分子结构设计,以丙烯酰胺(AM)、对苯乙烯磺酸钠(SSS)、双温敏单体N,N-二甲基丙烯酰胺(DMAA)与N,N-二乙基丙烯酰胺(DEAA)为原料,通过水溶液自由基聚合法制备了一种耐高温降失水剂(LHF-1L).以失水量为评价指标,对合成条件进行了优选,同时对LHF-1L进行了结构表征和性能评价.结果表明,在AM、SSS、DMAA、DEAA物质的量比为4∶6∶2∶0.5,引发剂为单体总质量0.75%的过硫酸钾(KPS)溶液,反应物溶液pH值为7,反应温度为65℃,反应时间为4h的条件下制得的LHF-1L的降滤失性能最佳.在220℃、7%加量下的失水量为42 mL.FT-IR、TG和GPC测试结果表明,4个单体均成功参与聚合并生成目标产物.当温度达到273℃后,LHF-1L才出现明显的热损失,其多分散系数为1.396,数均分子量为171351 g/mol.此外,LHF-1L对水泥浆流动度和水泥石抗压强度发展的影响较小.在220℃下,在水泥浆中加入7%LHF-1L后的失水量仍能控制在50 mL以内.在150℃、94.4 MPa下,LHF-1L不会使水泥浆急剧增稠和超缓凝,稠化曲线正常,未发生异常胶凝现象.采用双温敏单体制备LHF-1L,增强了其在高温下的温敏疏水缔合作用,从而提高了高温降滤失性能,可以满足高温条件下的固井技术需求.

    降失水剂双温敏单体自由基共聚高温油井水泥固井

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    用于薄层油气藏的聚丙烯酰胺全悬浮压裂液

    游兴鹏王历历高杨王世彬...
    10-18页
    查看更多>>摘要：基于薄层油气资源开发中控制缝高和低排量的需求,以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)、2-丙烯酰胺基乙基溴化铵(DAMAB)、烷基酚聚氧乙烯醚(NP-10)等为原料,通过水溶液自由基胶束聚合法合成聚丙烯酰胺嵌段共聚物(PMASD).采用荧光分光光度计、流变仪和扫描电子显微镜研究了PMASD的临界缔合浓度、黏弹性和微观结构;同时,研究了PMASD压裂液的静态、动态携砂性能,并与聚丙烯酰胺滑溜水进行对比;最后,将PMASD压裂液进行了现场应用.结果表明,PMASD压裂液存在胶束结构,临界缔合浓度为0.127%.PMASD压裂液体系表现出较好的黏弹性,线性黏弹区范围为0.01～1.00 Pa,疏水缔合后强度大,抗剪切能力强.在低排量(20 L/min)的注入过程中,PMASD压裂液形成的网络结构呈无规则分布,具有很高的结构强度,可以有效携带支撑剂.PMASD压裂液的静态和动态携砂性能均较好.在砂液体积比为12%的实验条件下,PMASD质量分数≥0.25%(黏度为147 mPa·s)时,在常温及80℃下均表现出较好的悬浮及携砂能力.相较于聚丙烯酰胺滑溜水,PMASD压裂液的携砂效果同比提高160%.在江苏油田X5-X井现场应用中,以2 m3/min的排量泵入PMASD压裂液,日产液由1.4 t增至6.5 t,日产油由0.6 t增至4.2 t,增产效果明显.全悬浮压裂液PMASD体系能满足薄层油气资源在低施工排量下有效携砂的压裂改造需求.

    聚丙烯酰胺疏水缔合携砂性全悬浮压裂液薄层油气藏

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    耐温耐盐两性聚丙烯酰胺稠化剂的制备及其性能

    周亚峰杨江刘海玲马诚...
    19-25,60页
    查看更多>>摘要：为了提高压裂液稠化剂的耐温耐盐性能,以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、阴离子单体2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)和阳离子单体丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DAC)为单体,单体AM、AA、AMPS、DAC质量比为9∶1∶3∶1.5,将单体以总质量分数为30%溶于水中(水相),将质量分数为10%的乳化剂(Span-80、Tween-80质量比为9∶1)溶于白油(油相),油水相比为1∶2.5,合成了具有耐温耐盐性的油包水乳液稠化剂PAAD,其黏均相对分子质量为383×104.通过红外光谱和核磁共振氢谱表征了PAAD,测定了聚合物PAAD的耐温性、抗盐性、耐剪切和破胶性能.研究结果表明,PAAD具有良好的耐温抗剪切性能,在90℃、剪切速率为170 s-1下,质量分数为1.5%的PAAD聚合物溶液剪切1.5 h后黏度保持在51.7 mPa·s.PAAD溶液在高剪切后进入低剪切区后可快速恢复黏度,可保障悬砂不沉降.PAAD具有良好的抗盐性,在矿化度为50 g/L的模拟高盐海水中,质量分数为1.5%的PAAD聚合物溶液的黏度为45 mPa·s.在90℃下,破胶剂用量为0.2%时,质量分数为1.5%的PAAD聚合物溶液在3h内可完成破胶,破胶液的表面张力为30 mN/m,油水界面张力为1.9 mN/m,残渣含量为220 mg/L,对岩心基质的伤害性为9%,达到行业标准要求.

    两性聚合物耐温耐盐性压裂液破胶性

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    准饱和盐水基免配缔合交联压裂液的研究及应用

    郑苗蒲迪董景锋张则俊...
    26-32页
    查看更多>>摘要：玛湖风城组含有大量可溶性碱盐,特殊储层压后压降快、堵塞井筒严重影响试油.为了验证入井压裂液对储层盐矿溶蚀是否会造成影响,基于风城组储层典型碱盐矿组成特点,模拟不同配液水对储层盐矿溶蚀影响,构建了一套耐温(120℃)、抗高盐(30×104 mg/L)免配聚合物交联压裂液体系,并进行现场试验.结果表明:高盐水较自来水对典型模拟盐的抑溶率达到60%以上;以悬浮基疏水缔合聚合物溶液"链间缠结+缔合作用+盐效应"协同作用实现增稠剂速溶、高效增黏,并与多元络合离子为核心的有机硼锆铝缓交联剂以化学交联原理形成了耐温耐高盐的免配交联压裂液体系,最优配方为1.8%稠化剂GAF-TE+0.4%交联剂JL-3+0.3%增效剂GF15B +0.04%破胶剂APS,在120℃、170 s-1下剪切1h后的黏度大于100 mPa·s,具有良好的悬砂和携砂能力.现场M井压裂施工3层,成功率为100%,压后顺利完成试油,最高日产油4.4 m3.采用高盐压裂液体系在抑制储层溶蚀减缓地层压降快具有一定效果.

    盐层溶蚀试油耐高温高盐缔合聚合物免配交联压裂液

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    一种窜流通道高强度封堵剂的制备与性能

    刘冬鑫
    33-39页
    查看更多>>摘要：针对大庆外围油田压裂后存在注入水突进、压裂裂缝见水等问题,采用水溶液聚合法合成了抑制窜流通道的高强度封堵剂,以保障后续重复压裂措施对潜力部位的有效挖潜.通过室内实验对封堵剂进行配方优化和性能评价,优选的配方为5%～10%丙烯酰胺+0.1%～0.5%N,N'-亚甲基双丙烯酰胺+0.03%～0.1%过硫酸铵+20%～25%偶联改性G级油井水泥.该封堵剂适用于40～65℃地层,初始黏度为10～15 mPa·s,成胶时间为1～5h可控,具有较好的注入性能.封堵剂成胶强度为30～300 N可调,岩心封堵率大于98%,突破压力超过20 MPa,具有较好的封堵性能.该高强度封堵剂适用于封堵原有压裂裂缝出水通道和射孔孔眼,保证重复压裂时裂缝转向而形成新缝,同时也适用于封堵天然裂缝形成的窜流通道,对油田后续重复压裂措施的有效开展、实现控水增油提供有利的技术支持.

    窜流通道封堵剂剩余油挖潜采收率

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    基于主客体识别作用的油藏深部调剖体系

    邵明鲁左姜赵红雨常爱莲...
    40-46页
    查看更多>>摘要：油藏深部调剖作为一类改善开采效果、提高采收率的重要技术,已广泛应用于非均质油藏水窜治理.为改善水窜治理过程中调剖剂注入性与深部封堵这一矛盾,基于主客体识别作用,提出自组装深部封堵技术.首先,以丙烯酰胺、N,N'-亚甲基双丙烯酰胺、烯丙基-β-环糊精和苯乙烯为原料,通过乳液聚合法制得粒径为170 nm、表面含有β-环糊精基团的主体纳米颗粒;然后,以十六烷基二甲基烯丙基氯化铵和丙烯酰胺为原料,通过可控自由基聚合法制得数均分子量低于4000、分子量分布为1.1～1.4的客体聚合物.通过主体纳米颗粒和客体聚合物,构筑具有自组装性能的调剖体系.通过调剖体系的黏度来评价纳米颗粒与聚合物的自组装性能;通过岩心驱替实验,评价了调剖体系的注入-封堵性能.结果表明,由于客体聚合物分子中的疏水烷基链与主体纳米颗粒表面的β-环糊精基团具有主客体识别作用,β-环糊精基团包合疏水烷基链形成包合物,客体聚合物发挥"桥连"作用,纳米颗粒自组装聚集形成团粒簇,使调剖体系黏度缓慢增至约90 mPa·s.0.1%纳米颗粒与0.2%聚合物组成的调剖体系的注入性良好,阻力系数为2.0;待自组装后进行后续水驱,残余阻力系数为3.42,封堵率为70.7%.该研究为缓解调剖剂注入性与深部封堵的矛盾提供了新的思路.

    主客体识别自组装纳米颗粒β-环糊精聚合物封堵

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    闭式注水油藏自分散型耐高温高盐调驱剂

    朱立国李勇锋陈维余孟科全...
    47-52页
    查看更多>>摘要：南海东部高温高盐油藏闭式注水井无地面注水流程,常规调驱剂无法在地面混配后注入地层,且由于自分散性差,难以直接注入地层.以南海东部A油田为目标,从快速自分散和耐高温高盐两个角度出发,以2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)含量为40%的耐温耐盐聚合物为基础,辅以多酚类复合交联剂、多支链醇聚醚类分散剂等,通过反应成胶、机械研磨,制得自分散型耐高温高盐调驱剂.采用激光粒度仪、电子显微镜、动态光散射仪等,对调驱剂的粒径、微观形貌和表面电性进行了表征,评价了调驱剂的自分散性能、注入性能和剖面调整性能,并在南海东部A油田X井组进行了现场应用.结果表明,自分散型耐高温高盐调驱剂呈球形,初始粒径D50(粒径中值)为1.09～11.63 μm,通过调整配方、研磨条件或加热时间可调节调驱剂的粒径.调驱剂颗粒表面呈负电,Zeta电位值为-19.30～-26.1 mV.与常规油分散型颗粒调驱剂相比,该调驱剂自分散性好,遇水后能快速均匀分散,在注入水中的自分散率为90.0%,岩心注入压力仅为油分散型颗粒调驱剂的53.13%.调驱后,高渗透岩心的分流量由92.6%降至20.5%,低渗透岩心的分流量由7.4%增至79.5%,吸水剖面明显"反转".现场实施效果良好,调驱剂施工爬坡压力为0.5 MPa,施工后最高日增油106 m3,阶段增油8900 m3.该调驱剂满足目标油田高温高盐条件,注入性好,增油效果明显,适合闭式注水油藏调驱.

    高温高盐油藏闭式注水井自分散调驱剂

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    耐高温泡沫树脂低伤害均匀固砂技术

    匡韶华吕民孙振宇胡祎...
    53-60页
    查看更多>>摘要：针对常规泡沫树脂体系耐温性较差和辽河油田疏松砂岩稠油油藏化学固砂储层伤害大与有效期短的问题,以环氧树脂、酚醛树脂、疏水纳米SiO2、硅烷偶联剂等为原料制得纳米改性树脂基液,然后加入固化剂、乳化剂、起泡剂、稳泡剂等添加剂制得泡沫树脂固砂体系.评价了该体系的固化温度、固砂强度、渗透性能、耐温性能和非均质多层注入性能;研发了配套的泡沫发生器,形成了耐高温泡沫树脂低伤害均匀固砂技术,并在辽河油田进行了现场应用.结果表明,泡沫树脂固砂体系的最优配方为:20%～30%树脂基液+8%～12%酚醛胺类固化剂+0.3%乳化剂OP-10+0.5%起泡剂有机硅表面活性剂+0.1%固体稳泡剂纳米SiO2+0.1%聚合物稳泡剂聚乙二醇+57%～71%清水.该体系的起泡体积约为发泡前的7倍、半衰期大于20 min,可在35℃以上固化,固化后耐温可达280℃,既具有低温固化的特点,又具有耐高温的特点.在不同温度下固化的泡沫树脂固结岩心的抗压强度达到5 MPa以上,固砂强度高,满足疏松砂岩固砂强度的要求.对用0.25～0.42 mm石英砂制得的固结岩心的固砂渗透率达到4.8 μm2,优于常规树脂固砂剂(1.9 μm2).在非均质多油层中可明显防止高渗透层突进,改善固砂剂注入剖面,实现均匀固砂.现场试验取得良好的防砂效果,验证了该技术可实现均匀固砂和低伤害特性.利用泡沫树脂流体特性实现非均质多油层均匀固砂,达到了提高化学固砂效果和防砂有效期的目的.

    化学固砂泡沫树脂低温固化耐高温均匀固砂泡沫发生器辽河油田

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    不同分支角度鱼骨井油水运动规律

    闫成双赵凤兰黄世军孙浩月...
    61-70页
    查看更多>>摘要：相对于直井和水平井,鱼骨井具有单井控制储量高、油藏接触面积大等优势,但开发过程中往往需注水来即时补充地层能量.分支井井身结构复杂,现场常采用直井或水平井作为注水井构建不规则的注采井网,而实际生产过程中存在分支井含水上升快、产油量下降快和注水量调配难等问题,亟需开展不同注采方式和不同井型下的油水运动特征研究.利用二维可视化模型、红色染色煤油和黑墨水,通过物理模拟实验研究不同分支角度(30°～90°)鱼骨井一注一采井组在不同注采井型下的油水运动特征,并用数值模拟结果进行验证.结果表明,水平井注水时,油水前缘向分支处偏移更大,油水前缘的推进效果更为均匀;直井注水时,油水前缘推进较为缓慢,但水淹状态时的波及面积更大.直井注水时,分支角度为45°的鱼骨井采出程度(61.10%)最高;水平井注水时,分支角度为30°的鱼骨井采出程度(57.97%)最高,水淹状态时剩余油分布最少.当分支角度小于30°时,水平井的注水效果好;当分支角度大于45°时,直井的注水效果好.对比物理模拟实验和数值模拟实验的油水运动场图和采出程度,结果较为吻合,实验结果与适用油藏特征的匹配性较高.研究结果对实际的油田鱼骨井注采井网部署和参数优化等提供了一定的理论指导和参考依据.

    鱼骨井分支角度油水运动特征可视化物理模拟剩余油分布

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    纳米淀粉流体提高原油采收率

    王成俊周文佳郑江波展转盈...
    71-76,92页
    查看更多>>摘要：为了进一步促进纳米驱油技术在低渗透油藏中的高效应用,亟需开发新型的纳米驱油产品.纳米淀粉颗粒作为一种环境友好型的材料,分布广、价格相对低廉、性能优异,具备大幅度提高采收率的潜力.通过室内静态实验、岩心驱替实验、微观可视化实验、CT扫描实验等手段,从纳米淀粉流体的基本物性、提高驱油效果、扩大波及体积等方面研究了其提高采收率的过程和机理.研究结果表明,质量浓度为5000 mg/L的纳米淀粉流体因其亲水性和较小的粒径(30 nm)可改变水分子的赋存状态,使水相变温度从102℃升高至110℃,使得岩石表面的润湿接触角从78°降至34.2°,使油水界面张力从20 mN/m降至0.56 mN/m,注入压力下降39.6%.在微观可视化模型中,纳米淀粉流体可以明显降低多孔介质中的含油饱和度,特别是多孔介质固体表面的油膜量明显减少,提高驱油效果明显.在低渗透岩心中,纳米淀粉溶液的驱替前沿更加均匀,与水驱相比具有更大的波及体积.由于较大的波及体积、较高的驱油效率以及良好的润湿性等,注入0.4 PV质量浓度为5000 mg/L的纳米淀粉流体后,低渗透岩心的采收率增幅达21百分点.研究结果可为低渗透油藏的提高采收率提供一种新的技术参考.

    纳米淀粉低渗透油藏扩大波及体积提高驱油效率提高采收率

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