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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。
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    抗220℃高温两性离子聚合物降黏剂的制备与性能

    潘丽娟程仲富方俊伟方裕燕...
    191-199,206页
    查看更多>>摘要：针对当前高温高密度水基钻井液流变性调控难题,基于分子结构优化设计和单体优选,制备了新型抗高温两性离子聚合物降黏剂HP-THIN.通过正交实验与单因素实验相结合的方法,对HP-THIN的制备条件进行了优化.采用红外光谱仪、乌氏黏度计和热重分析仪等分别对HP-THIN的分子结构、热稳定性以及相对分子质量进行表征和测定,研究了HP-THIN在220℃超高温条件下对淡水浆、盐水浆、含钙浆和高密度复合盐水浆等不同类型钻井液基浆的降黏性能.在室温下,测试了HP-THIN对基浆黏土颗粒吸附能力、Zeta电位和粒径的影响,并与国内外同类产品(Polythin和xy-27)进行了对比.结果表明,合成降黏剂HP-THIN的反应温度为60℃,反应时间为3h,引发剂用量和链转移剂用量均为反应单体总量的1%,单体总质量分数为30%;单体AM、AA、AMPS、PTM物质的量比为1.9∶7.5∶2.1∶1.该聚合物的分子结构中含有设计官能团,其黏均相对分子质量约为8211,且具有较好的热稳定性.220℃老化后,HP-THIN在最优加量(0.3%)下对淡水基浆、盐水基浆、含钙基浆和高密度复合盐水基浆的降黏率分别达86%、72%、73%和51%,HP-THIN对不同类型钻井液基浆的高温降黏效果均优于国内外同类产品,相对于xy-27和Polythin,降黏剂HP-THIN对基浆黏土吸附能力强、Zeta电位绝对值大、黏土颗粒尺寸小,可以更好地消除黏土颗粒间网状结构,降低钻井液黏度,具有良好的应用前景.

    超高温耐温抗盐聚合物降黏剂降黏

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    油基钻井液用耐高温碳酸钙-聚氨酯核壳型微球井壁强化剂

    孙方龙李瑞刚宋元成焦延安...
    200-206页
    查看更多>>摘要：为了提高油基钻井液的封堵性能,以氯化钙、碳酸钠、谷氨酸、2,4-甲苯二异氰酸酯、二月桂酸二丁基锡等为原料,通过水热法制备了刚柔并济的核壳型碳酸钙-聚氨酯井壁强化剂.通过测定流变参数、破乳电压、滤失量和侵入深度等,考察井壁强化剂加量对基浆流变性、稳定性和封堵性的影响.将井壁强化剂与钛酸钾纤维、海泡石、硅藻土和氧化沥青等材料复配,研究了复配井壁强化剂对油基钻井液润湿性、流变性、稳定性、封堵性和耐温性等的影响.结果表明,井壁强化剂以耐高温且具备一定形变能力的聚氨酯为壳、碳酸钙球为核,微球粒径约2 μm;对基浆流变性和稳定性的影响较小,可显著提高基浆的封堵性能;加量为2.5%～3.0%时可实现良好的封堵效果,破乳电压为525～542 V、侵入深度为0.6 cm.最优配方的复配井壁强化剂可显著提高油基钻井液的润湿性;对基浆流变性的影响较小,有利于基浆稳定性的提升,破乳电压提高至637 V.复配井壁强化剂各组分发挥协同效应,可以针对不同孔隙的裂缝进行有效封堵,表现出较好的降滤失性能.在常温下的滤失量和侵入深度分别为1.0 mL和0.2 cm.在经过180℃高温老化8h后,复配井壁强化剂依旧保持较好的降滤失性能,滤失量和侵入深度分别为3.3 mL和0.3 cm,抗高温性能较好.核壳型井壁强化剂的聚氨酯软壳利于微球进入诱导裂缝的最前端,碳酸钙硬核能促进应力的分散,防止裂缝的进一步延伸,实现对井壁裂缝的有效封堵,同时能与钻井液保持良好的配伍性,封堵性能优异.

    水热法油基钻井液井壁强化剂碳酸钙聚氨酯封堵剂耐高温

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    钻井液用新型可酸溶加重剂的制备与应用

    侯业贵戴荣东孙立君王志伟...
    207-211,228页
    查看更多>>摘要：以羟基磷灰石为原料,六偏磷酸钠为改性剂,制备了一种可酸溶加重剂.采用FTIR对其化学结构进行表征,对改性后加重剂的酸溶性、Zeta电位以及润湿性进行了评价,并对其配制的钻井液的流变性、滤失性以及储层保护效果进行了评价.实验结果表明,10%盐酸作用下改性加重剂的溶解率可达88.27%;采用该改性加重剂的钻井液具有良好的流变性和降滤失性;采用该改性加重剂的钻井液污染的岩心经10%盐酸浸泡2h后,渗透率恢复值＞90%,表明改性加重剂参与形成的泥饼可被酸性工作液有效溶解和清除,从而保护储层.

    可酸溶加重剂羟基磷灰石表面改性水基钻井液储层保护

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    环境友好型高成球产率自生支撑剂的构筑与性能

    吴绍伟尹金容李真勇曾真...
    212-219,237页
    查看更多>>摘要：为了避免使用有机溶剂、改善自生支撑剂在井下生长过程中易粘并团聚的问题,采用苯乙烯(St)和二乙烯基苯(DVB)作为可相变组分、含分散剂的水溶液作为不可相变组分,设计了一种环境友好型自生支撑剂.通过调控不可相变组分中分散剂的组成和用量及两组分的预混合搅拌转速等方法,确定自生支撑剂的最佳配方及制备工艺.通过扫描电子显微镜、X射线衍射分析、红外光谱分析了自生支撑剂的形貌与结构,通过颗粒强度测定仪、恒载试验机等评价了自生支撑剂的性能.结果表明,两组分的预混合转速为120 r/min.不可相变组分中的分散剂为聚乙烯醇-1788、甲基纤维素、十二烷基苯磺酸钠(质量比为5000∶175∶2).在模拟裂缝温度为100℃且完全静置反应的条件下,自生支撑剂的液-固相变时间范围为32.5～40.0 min,相变后约24 min时完成强度的快速增长.自生支撑剂单颗粒分散微球的产率可达78%,且可控制60%的微球尺寸分布于0.850～0.425 mm(20～40目).自生支撑剂微球单颗粒强度极大值约32 N,视密度约1.18 g/cm3,球形度高于0.9,酸溶解度低至2.47%.自生支撑剂微球的单颗粒强度与市售陶粒支撑剂相当,显著高于市售石英砂支撑剂;其耐酸性显著高于市售陶粒和石英砂支撑剂.提出的自生支撑剂体系和制备方法改善了自生支撑剂流体在缺失剪切力辅助作用下易团聚、产率低、成球率低的难题,且不需添加有机溶剂、环境友好,具有深部储层开采的极大潜力.

    自生支撑剂相变成球产率抗压强度耐酸性

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    丙烯酰胺类聚合物在储层岩石表面的吸附行为

    杨玉坤李骏涵于明杨嗣民...
    220-228页
    查看更多>>摘要：研究聚合物在油气储层岩石表面的吸附滞留对于工作液配方优化、提升非常规油气藏经济效益具有重大意义.为分析储层岩石与丙烯酰胺类聚合物的吸附作用,采用淀粉-碘化镉法间接测定了部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)、部分水解丙烯酰胺/二烯丙基二甲基氯化铵共聚物(HPAD)和丙烯酰胺类疏水缔合聚合物(HAP)在页岩、煤岩和砂岩表面的吸附量,量化了吸附时间、聚合物浓度、温度和矿化度对3种聚合物在岩石表面吸附行为的影响.结果表明,HPAM和HAP在岩石表面的吸附更符合准二级吸附动力学模型,而HPAD则更符合准一级吸附动力学模型.与HPAD和HAP相比,HPAM平衡吸附量更大.3种聚合物在储层岩石上的吸附过程都更符合Freundlich吸附模型.达到吸附平衡所需时间与聚合物、储层岩石种类密切相关.HPAM在3种岩石表面的吸附会达到饱和,而HPAD和HAP的吸附量随着时间推移而增加.温度升高,会导致解吸附加剧,从而导致吸附量下降;溶液矿化度升高,聚合物的溶解度降低,导致吸附量增加.聚合物在储层表面的持续吸附是其在工作液中消耗的主要原因.HPAD和HAP可能会由于其在储层岩石表面的持续吸附,导致有效浓度过低而使工作液失效.

    丙烯酰胺聚合物页岩煤岩砂岩吸附

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    洛河组砂岩用新型无固相冻胶注浆体系

    李嘉鸣吕东方赵金忠赵光...
    229-237页
    查看更多>>摘要：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5种天然典型岩心样品(含砾砂岩、巨粒砂岩、粗粒砂岩、中粒砂岩、细粒砂岩)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.通过物理模拟驱替实验研究了冻胶注浆体系的注入性和封堵性能,通过核磁共振在线驱替实验研究了注浆封堵前后岩心中的孔隙分布变化特征.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.由于渗滤效应的存在,传统注浆体系的固化封堵效果明显低于理论设计.以0.5%～0.6%聚丙烯酰胺、0.6%～0.7%有机胺类单体交联剂、0.07%～0.08%酚类单体交联剂和0.2%～0.3%有机酸类调节剂为原料,构建了低成本、无固相、易深部注入的新型冻胶注浆体系.该冻胶注浆体系可实现48h内成胶,180 d内未见明显脱水,长期老化稳定性优异.冻胶注浆体系的注入性良好,持续冲刷岩心后的压力衰减率为7.85%～20.95%,封堵率为82.04%～92.19%.冻胶注浆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.该研究成果可为洛河组砂岩注浆堵水施工提供新思路.

    洛河组砂岩低渗透无固相冻胶注浆封堵

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    二氧化碳驱后微粒运移对低渗透储层的伤害及对渗流能力的影响

    刘漪雯付美龙王长权许诗婧...
    238-244页
    查看更多>>摘要：CO2驱是高含水油藏三次采油有效的技术措施.利用现有井网转注CO2是目前低油价下经济可行的开发方式.虽然在驱替过程中引起的微粒运移会对岩石孔喉造成堵塞,但注入CO2能有效降低注入压力,且在注入过程中发生的溶蚀作用整体上提高了流体的渗流能力.通过开展CO2驱后微粒运移堵塞规律实验及CO2-水溶液对岩石溶蚀评价实验,并对驱替前后的相渗曲线变化特征进行评价,进一步说明CO2驱对储层渗流能力的影响.结果表明,在注入CO2的过程中,注入速度为0.1、1.0 mL/min时的注入压力均有所降低.有油条件下CO2驱后的岩心渗透率损失为37.05%,而经甲苯和无水乙醇清洗岩心后,岩心渗透率恢复30.48%,说明微粒在运移过程中会被原油束缚,积聚成团,造成堵塞.虽然存在一定的堵塞,但CO2-水溶液主要与绿泥石发生反应,并释放Ca2+、Mg2+、Fe2+等离子,其中Ca2+浓度增长137.05%、Mg2+浓度下降52.20%、Fe2+浓度下降49.45%,说明虽然产生的MgCO3、Fe2O3等会对岩石孔喉造成堵塞,但CO2对CaCO3的溶蚀作用更强,整体上提高了流体的渗流能力,从而在一定程度上改善了后续水驱的注水能力及效果.CO2驱前后,相渗曲线中束缚水饱和度增加,残余油饱和度降低,两相共渗区增大,驱油效率增加,进一步说明CO2驱产生的溶蚀作用整体上增大了孔隙空间和渗流通道,提高了注入水的注入能力.

    二氧化碳驱微粒运移低渗透储层溶蚀评价相渗曲线

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    纳米SiO2微乳液对鄂南致密油藏的降压增注效果

    吴可文守成邵伟许明标...
    245-250页
    查看更多>>摘要：红河油田长8油藏断裂结构复杂,属于低孔超低渗油藏,储层非均质性强,且基质残余油饱和度高,水相渗透率低,注水压力上升速度快,已超过裂缝重启压力,水窜现象严重,注水开发效果差.结合纳米粒子与微乳液特性设计了一种纳米SiO2微乳液降压增注体系,系统评价了该体系耐温性、降低界面张力能力、增溶性及与地层配伍性,并开展了岩心降压增注驱替实验.实验结果表明,该纳米SiO2微乳液体系不仅抗温、抗盐性良好,且界面活性高,油水界面张力可降至10-2 mN/m左右;纳米SiO2微乳液体系的油增溶性能良好,增溶量达到6.5 mL/30 mL.岩心降压增注实验结果显示,向水测渗透率约为0.4×10-3 μm2的岩心中注入2PV质量分数为1%的纳米SiO2微乳液体系,降压效率达到28%以上,降压增注效果明显,能满足现场需求.

    鄂南致密油藏降压增注纳米SiO2微乳液体系超低渗油藏岩心驱替

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    改性片状纳米流体的洗油效率及机理

    梁拓杨昌华王绘鹏张永伟...
    251-258页
    查看更多>>摘要：纳米流体提高采收率已然成为油气勘探开发的研究热点.利用研发的改性片状纳米流体,在自制的可视化模型中研究固体界面油膜在接触到质量浓度为50 mg/L的改性片状纳米流体后的收缩规律,并开展油砂洗油实验,明确50 mg/L的改性片状纳米流体在不同条件下的洗油效率.研究结果表明,模拟地层水环境下,固体界面油膜收缩速率较慢,并未出现楔形区域;改性片状纳米流体环境下,固体界面油膜在收缩过程中出现明显的楔形区域,且出现两条接触线:外接触线和内接触线,外接触线的收缩速率为8.5817×10-5 cm/s,内接触线的收缩速率为0.6617×10-5 cm/s.油砂洗油实验表明,改性片状纳米流体的洗油效率随油砂尺寸的增大和温度的提升逐渐增加,随着油砂浸泡时间的延长先急剧增加后缓慢上升,存在最佳浸泡时间(8±2)h,油砂洗油效率可高达95.7%.该项研究成果突破了只有高浓度球形纳米颗粒才能形成结构分离压力的限制,为片状纳米流体在矿场的应用提供了可能性,也为矿场施工工艺提供了技术参考.

    低渗透油藏改性片状纳米流体结构分离压力洗油效率提高采收率

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    界面改性提高碳酸盐岩有水气藏渗流能力

    舒政熊颖许成军赵万伟...
    259-264,279页
    查看更多>>摘要：针对碳酸盐岩有水气藏水侵大幅度降低产量的问题,采用界面改性剂(硅烷偶联剂)对碳酸盐岩表面进行超疏水改性,通过室内多孔介质流动实验对比研究了界面改性前后对水相、气相及气液两相渗流能力的影响.结果表明,在界面改性剂质量分数为3%时,改性后的碳酸盐岩与自来水的接触角为153°,碳酸盐岩的界面达到超疏水状态.与改性前(接触角为0°)相比,超疏水状态的碳酸盐岩在单相恒压(0.05～0.40 MPa)注入条件下,单独水相渗流速度可提高72.1%～85.9%,单独气相的渗流速度可提高52.9%～72.5%;在气相恒压(0.3 MPa)、水相恒流(0.05～0.20 mL/min)的两相流条件下,填砂管流出端的出液时间可降低41.0%～47.4%,气相渗流速度可提高102.1%～104.5%;在气相及水相均为恒压(0.07～0.30 MPa)的两相流条件下,碳酸盐岩界面改性为超疏水时,水相进入孔隙中的量可降低75.6%～100.0%,气相渗流速度可提高111.1%～200.0%.通过对有水气藏近井地带进行超疏水界面改性,水相在孔隙中的毛细管力变为阻力,可以有效阻止地层水进入近井地带孔隙,降低水侵程度;同时,可降低气相在孔隙表面的黏性摩擦力,水相在界面产生"滑移效应",降低气相及水相渗流阻力,最终提高气藏产量.

    有水气藏界面改性碳酸盐岩超疏水界面滑移效应水侵程度渗流能力

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