耐盐瓜胶合成及其溶胀性能研究

针对瓜胶原粉抗盐性差的问题,通过化学改性制得耐盐瓜胶,并用红外光谱仪对产物进行了结构表征。进一步考察了相对分子质量、粒径、搅拌转速、温度、盐离子等对其溶胀性能影响。结果表明:制备的耐盐瓜胶相对分子质量越小、粒径越小,速溶性能越好;相对分子质量和粒径过小均会导致耐盐瓜胶增黏性降低。搅拌速度和温度增加均有助于溶解。一价离子相对于二价离子对耐盐瓜胶的溶胀增黏性影响较小,SEM观测不同盐溶液中耐盐瓜胶分子的构型有差别。合成的耐盐瓜胶具有一定的耐盐性,速溶性较好,可适用于海上连续混配液需求。

海上老油田控水压裂技术及应用

老油田人工注入水、边底水的锥进,水的“超前”流动等挤压了油流通道,严重影响油气井产能。含水率升高成为开发开采的主要矛盾,目前常用的控水技术往往主要关注于井筒内找水、堵水、卡水,是一种被动的控水方法,并且水平井的找水难度较大,精准堵水的难度更大,而且这种方法在低含水率阶段比较有效,到中高含水率阶段,有效期限会越来越短,常规压裂工艺可能压穿水层、增加压后高含水率的风险。为了解决这一问题,提出了“老油田精细分层控水压裂技术”。将钻时以及录井全烃相结合,形成了以一套海上低渗储层地质工程甜点预测方法,实现储层纵向甜点识别及压裂层位划分;通过管柱优化设计,形成了以封隔器+桥塞分层为主的机械硬分层技术;针对老油田高含水率储层,形成一套控水压裂技术实现老油田控水压裂开发;老油田精细分层控水压裂技术实现了纵向储层有效改造,该技术现场应用14口井,增产效果显著,为海上老油田高含水率储层有效开发提供了技术支撑。

NCS压裂滑套在海上大规模压裂适用研究与分析

海上大规模压裂需要提高现有压裂工艺作业时效,保证压裂作业连续性。新型完井压裂滑套可大幅提高作业时效,并快速处理井下复杂情况,保证作业连续性。基于海上作业环境,合成了一种抗盐乳液稠化剂,研发海水基一体化压裂液体系,同时配合支撑剂连续输送装置和套管回接技术,保证压裂材料连续供给,满足环空大排量作业。新型完井压裂滑套适合于海上水平井大规模压裂并具有广泛的应用前景。

缓交联高强度封堵剂研究进展

综述了目前油田主要应用的封堵剂的发展情况,介绍了含水率较高的油田实施窜流封堵技术,分析了不同类型的深部封堵剂优劣特性及适用情况,总结和展望了未来缓慢交联的封堵剂技术的发展趋势。

水基四元超分子微球功能评价及深部调剖适应性

为解决海上高含水油藏聚合物微球耐温、耐盐和抗剪切性能差导致应用效果变差的问题,采用分散聚合方法制备了一种水基四元超分子微球,并进行了性能表征及深部调驱能力评价。结果表明,该超分子微球在温度90℃、矿化度7×10^(4)mg/L、剪切速率3 000 s^(-1)条件下具有良好的稳定性,表现出良好的耐温、耐盐和抗剪切性能;在100~3 000 mD的岩心中具有良好的注入性与封堵性;对于高含水非均质岩心可实现采收率增幅达16.68%~20.56%,具有良好的应用潜力。

基于Janus纳米颗粒的Pickering乳液体系测试与调剖性能研究

测试了以Pickering乳液模板法合成的Janus纳米SiO_(2)颗粒结构与性能。结果表明,Pickering乳状液具有良好的稳定性,静置24 h未发生破乳现象,乳状液液滴团聚紧密,且增黏效果良好,黏度可达4960 mPa·s。岩心驱油实验表明,Pickering乳液体系在低渗条件下具有较好的调剖效果,当岩心渗透率为50 mD时,采收率可在一次水驱基础上提高16.71%。

耐高温水基微球调驱剂性能评价

评价了一种耐高温水基微球调驱剂性能。实验结果表明:不同浓度耐温水基微球调驱剂注入不同渗透率岩心的阻力系数均小于等于5,注入性好;浓度为4 000 mg/L的耐温水基微球调驱剂在岩心中的有效封堵渗透率范围最大,封堵率最高超过90%;该水基微球调驱剂在150℃下有效封堵时间45 d左右,耐温性良好;该耐温水基微球调驱剂可提高渤海油田非均质储层原油采收率15.41%~17.92%。

微球/聚合物复配体系性能评价及机理分析

为探究聚合物和微球之间相互作用规律,利用扫描电镜对微球和“微球+聚合物”复配体系进行了微观结构观测,利用布氏黏度计对微球溶液、聚合物溶液和“微球+聚合物”复配体系增黏性能进行了评价。在此基础上,对比了聚合物溶液与“聚合物、微球段塞注入”方式的封堵性能。实验结果表明:15天后的“微球+聚合物”复配体系具有致密线网状微观结构。在微球质量分数不变时,“微球+聚合物”复配体系黏度增幅随聚合物质量分数增加而增加;在2000×10^(-3)μm^(2)、3000×10^(-3)μm^(2)和5000×10^(-3)μm^(2),渗透率条件下,与单独注入聚合物相比,“微球+聚合物”复配体系段塞注入方式阻力系数更低,可有效控制注入压力;“微球+聚合物”复配体系在具备良好注入性能的同时,封堵率与单独注入聚合物方式接近,分别为98.82%、98.40%和72.50%。

渤海油田中低渗油藏“凝胶+微球”组合调剖体系研究与应用

针对渤海Z油田6井区中低渗储层注入水窜流严重、水驱效率低的问题,开发了乳液聚合物凝胶+水基微球组合调剖体系。实验结果表明,乳液聚合物凝胶体系成胶稳定时间为7 d左右,成胶黏度大于20000 mPa·s;水基微球粒径14 d左右膨胀到最大。乳液聚合物凝胶+水基微球组合体系在双管并联岩心实验中具有较好的改善剖面能力,可有效启动低渗岩心,两根岩心提高采收率分别为12.57%和15.33%。组合体系在6井区边部4井组现场试验,实施措施后3口油井全部受效,井组高峰期日增油45.79 m^(3),单井最高含水下降20.47%,9个月内累计增油1.5×10^(4)m^(3)。

Janus纳米颗粒制备及其驱油性能

采用Pickering乳液法成功合成具有不同亲水、亲油性的Janus纳米颗粒,通过SEM,TEM,FTIR,TG等方法表征了Janus纳米颗粒的结构和性质,以此为基础构筑了Pickering乳液调剖剂体系,并通过单岩心物模实验测试了该体系在较低渗透率条件下的调剖效果。实验结果表明,Pickering乳液型调剖剂体系在90℃,35000 mg/L矿化度条件下具有较好的乳化性能和乳液稳定性,并展现出较好的乳化增黏效果。当岩心渗透率为50×10^(-3)μm^(2)时,后续水驱阶段注入压力可由1.053 MPa增至1.824 MPa,采收率可在一次水驱基础上提高16.71百分点,表明Pickering乳液调剖剂体系具有优良的调剖效果和提高采收率效果。

缓交联高强度凝胶的制备和性能研究

为平衡注入性与封堵性间的矛盾,需选择初始黏度低、成胶时间长、成胶后强度高的凝胶堵剂,鉴于铬冻胶成胶时间调控难度大、酚醛交联剂毒性大等问题,采用聚乙烯亚胺为交联剂、聚酰胺-胺为主剂、硫脲为除氧剂、硅溶胶为增强剂制备凝胶。实验结果表明,该凝胶可在70℃、总矿化度为26205 mg/L的储层条件下使用,成胶时间为4 d,凝胶强度可达到H级,封堵率可达90%以上,对实现深度堵水有一定的指导意义。

变形铂金板测定表面张力的校正方法

铂金板是平板法测量液体表面张力的关键元件,但频繁经历清洗和灼烧极易使其变形,导致测量结果不准确。更换新板不仅增加实验成本,也影响实验连续性。为此,提出了一种变形铂金板的校正方法。描述了平板法测量液体表面张力的工作原理,分析出影响变形铂金板测量不准确的原因在于其有效润湿长度不再等同于其周长;在此基础上建立了变形铂金板有效润湿长度的求解模型;设计了不同温度、不同试剂条件下使用变形铂金板测定表面张力实验,验证了该校正方法的准确性和有效性。结果表明,校正后变形铂金板所测得的表面张力与参考值的偏差在0.200 mN/m以内,相对偏差在0.50%以内,符合液体表面张力的测量需求。研究结果保证了变形铂金板测量表面张力的准确性,实现了铂金板的重复利用。

低伤害固砂用乳液树脂的制备与评价

采用固化剂乳化法,以缩水甘油醚环氧树脂和香兰素/六亚甲基-1,6-二胺/丙烯酰胺三元聚合物固化剂为主体,加入一定量的偶联剂KH-550和控制剂氢氧化钠,制备了一种低伤害固砂用树脂体系。考察了树脂、固化剂、偶联剂、控制剂用量对该体系固砂效果的影响。结果表明,优选配方组成为m(树脂)∶m(固化剂)∶m(偶联剂)∶m(控制剂)∶m(水)=10∶12.5∶1∶2.5∶74。该体系在室温25℃条件下,静置24 h未固化且黏度保持在6 mPa·s;在80℃恒温水浴下固化72 h,固结体的抗压强度可达到5.8 MPa,渗透率保留率可达85%以上。

CO_(2)驱油用增稠剂体系研究现状及展望

CO_(2)驱油技术(CO_(2)-EOR)能够在提高原油采收率的同时,将部分CO_(2)封存于地质体中,是一项“双赢”的技术。但由于原油与CO_(2)之间黏度相差较大以及油藏的非均质性,CO_(2)驱油过程极易发生气窜,气窜后CO_(2)驱油产量明显降低,在CO_(2)中加入增稠剂提高CO_(2)黏度是解决气窜问题最直接有效的方法。综述了目前国内外用于增稠CO_(2)的聚合物,即含氟类、硅氧烷类、碳氢类以及含氧烃类聚合物,对现有聚合物CO_(2)增稠剂的研究效果和其优缺点进行了对比分析。分析认为,在增稠CO_(2)提高CO_(2)驱油效率的研究和现场应用中,首选碳氢类和含氧烃类聚合物CO_(2)增稠剂,并总结得出有效的聚合物增稠剂应具备亲CO_(2)疏水基团和增稠基团、无规聚合、平均分子量为6000~15000的分子结构。目前尚未有兼具有效、经济和环保的CO_(2)增稠剂产品,因此设计和合成价格更便宜、无氟、无毒、环保、高可溶性的CO_(2)增稠剂是未来的研究方向。

海上过筛管压裂工艺研究及应用

针对渤海油田中高渗疏松砂岩储层低产、低效井,分析了过筛管压裂射孔方式,建立了50~1000 mD中高渗储层压裂支撑裂缝半缝长和支撑裂缝导流能力优化经验公式。结合海上压裂作业及海水的高矿化度、高钙镁离子等特点,形成了海水基压裂液体系。支撑剂优选方面,研究了考虑支撑裂缝防砂临界流速的支撑剂粒径优选方法,同时评价了固结支撑剂在50~180℃不同温度下的固结强度。根据已实施11口井的过筛管压裂作业,9口井压裂之后增液、增油效果十分显著。实践证明过筛管压裂工艺可有效解决海上中高渗疏松砂岩储层低产、低效的难题,具有一定推广价值,但长期有效防砂是过筛管压裂工艺的关键。

海上油田纳微米微球深部调驱技术的研究

由于海上疏松砂岩油田渗透率高、非均质性严重,近年来产量逐渐递减,含水率逐渐上升,常规的凝胶连续相封堵体系已经无法满足其控水稳油的需求。本文以引进纳微米微球深部调驱技术为目的,选取核壳自胶结微球,微米微球和纳米微球测试其溶胀性、注入性和封堵性,与储层渗透率相匹配,进行平行非均质填砂管驱替实验,实验结果表明聚合物微球具有能量累加能力,提高微观波及体积,起到很好的增油效果。纳微米微球深部调驱技术在渤海油田A井组多次实施后,控水稳油效果显著。

一种调驱用聚合物微球的制备与性能评价

储层非均质性与注水剖面不均匀性限制了油藏水驱后的采收率,聚合物微球具备尺寸可控、注入性能好、封堵效率高等优点在油田调驱中取得了良好的应用效果。以丙烯酰胺与甲基丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵为单体制备了PAD聚合物微球,通过红外光谱与扫描电镜表征了微观结构与表观形态,研究了模拟地层环境下的调驱性能。实验结果表明,采用反向乳液法制备的微球形状均匀、尺寸均一、球形度好。模拟地层条件下,PAD聚合物微球在32 h后体积膨胀9倍,表现出良好的水化膨胀性能与耐温耐盐能力。调驱实验证明PAD聚合物微球对高中低三种渗透率岩心均有良好的封堵效果,具备良好的应用潜能。

酸化用季铵盐阳离子黏土稳定剂的合成与性能评价

酸化是海上油田低渗储层开发的重要措施之一,酸液进入地层时易破坏地层黏土矿物结构,造成黏土膨胀运移堵住酸流通道。加入防膨性能优异的黏土稳定剂可防止黏土水化膨胀,还可恢复长期酸化造成的膨胀分散运移等伤害。试验通过季铵化反应合成了枝状季铵盐AS-1,并以此为基础研制了黏土稳定剂ASFP-V,考察了黏土稳定剂的防膨、耐酸碱、耐水洗、泥岩损失率、渗透率、保留率等性能。结果表明,黏土稳定剂ASFP-V防膨性能良好,酸碱配伍性较好,耐水洗性能可达到95%以上,质量分数1.5%为较优使用用量。该黏土稳定剂可为酸化作业过程减少储层的水敏伤害,对储层起到保护作用。

多级加砂压裂工艺在致密气储层中的应用

鄂尔多斯盆地东缘发育有致密砂岩气藏,但在部分主力层位上下多夹带发育煤层、碳酸盐岩层。这类储层进行压裂作业时,施工压力异常波动明显,往往达不到设计加砂量,甚至容易造成砂堵。为有效控制裂缝在目的层延伸,提高作业成功率,引入多级加砂技术。第一级利用线性胶进行低砂比小规模加砂,停泵,待裂缝闭合后,再利用冻胶进行二次加砂。某区块应用多级加砂后,复杂岩性储层加砂成功率由85%提高到100%,表明多级加砂对复杂岩性储层具有很好的适应性。

压裂返排液处理工艺及现场试验

水力压裂是储层改造最有效的手段之一。压裂作业后,大量的压裂返排液残留井场,是各油田开发过程中面临的一大难题。本文通过室内实验研究,引进了电化学处理技术,确定了“预处理-电絮凝-一级电芬顿-二级电芬顿-过滤”五步法的高效环保处理工艺技术,并依据此工艺流程试制了一套压裂返排液处理设备。该套设备由六个处理撬组成,不同的处理撬可以进行组合实现不同的处理目的。利用该设备在陆地致密气区块开展了现场试验,返排液经处理后能够达到Ⅲ级海域达标排放标准;同时对处理液进行了复配压裂液实验,能够满足配液需求。