磷酸酯/Fe3+ 型油基冻胶压裂液性能研究

针对磷酸酯/Al3+ 交联的油基压裂液交联速度慢，交联剂溶解性慢、稳定性差和价格高等缺点，首次对磷酸酯/Fe3+ 交联的油基压裂液体系进行了研究。通过对铁交联剂体系的优化，筛选一种磷酸酯/Fe3+ 交联的新型交联剂体系，并对磷酸酯/Fe3+ 油基冻胶压裂液性能进行了评价。结果表明：采用30%Fe2(SO4)3+15% 二乙醇胺+55% 水制备的新型交联剂体系，直接与磷酸酯混合即可形成油基冻胶，其性能不受放置时间的影响，交联速度快，成胶性能好，10 min 就可达到最大黏度；压裂液的抗温抗剪切性能高，与常规铝交联剂体系比较，压裂液成胶速度提高了20 倍，压裂液的抗温能力由原来100 ℃提高到135 ℃，并且压裂液的破胶性和滤失性等性能均能达到压裂施工的要求。     

交联聚合物动态成胶及运移的室内模拟研究

室内采用长岩芯填砂装置模拟了交联聚合物注入、成胶封堵和运移过程。室内模拟结果表明,注入的调剖体系能够达到设计的封堵位置,在注入过程中体系受稀释、剪切和吸附等因素影响,其浓度和成胶前的初始黏度沿程呈下降趋势。在实验所用的浓度（0.2%HPAM）条件下,孔隙介质中的堵剂体系形成有效堵塞的时间显著延长,是静态条件下的6 倍;从不同部位堵剂取样成胶后黏度和岩芯封堵前后注水压力变化情况看,有效封堵距离r 小于设计封堵距离r′,0.67r′ < r < r′。在后续水驱作用下,一部分凝胶能够沿高渗层发生运移,产生深部调驱作用。     

致密碳酸盐岩气藏转向酸酸压技术研究

在分析大牛地气田低渗致密碳酸盐岩储层地质特征的基础上，针对储层改造现状和改造难点提出了转向酸酸压技术。从理论和实验两方面分析了转向酸体系的转向机理，通过流变性能、酸岩反应动力学、转向性能及破胶性能实验分析了转向酸体系的综合性能，最后在A 井试验应用了转向酸酸压工艺，取得了大牛地气田碳酸盐岩储层勘探开发的突破。     

用于压裂液的胶囊破胶剂性能评价

胶囊破胶剂是近年发展起来的一种新型破胶技术。它是以一种或多种常用的破胶剂为囊心,表面裹上一层防水的囊衣材料而形成的微小胶囊,具有延缓释放破胶剂的特点,在压裂作业中可高浓度使用而不影响其它流变性能。简述了胶囊破胶剂技术的现状、类别、特点,并选用国内外的部分胶囊破胶剂样品进行了室内性能评价实验。     

多氢酸酸化技术及其应用

砂岩储层酸化的常规土酸体系存在与矿物反应速度快、酸化液的有效距离短和容易产生二次沉淀等问题。现存的缓速酸酸液体系不能克服粘土和石英界面反应速率的巨大反差，新的深度酸化工艺可以在一定程度上增加酸液的穿透距离，但工艺繁琐，且仍然不能解决沉淀、堵塞问题。多氢酸体系与现存的HF酸体系相比，其反应速度慢，溶解能力强，且具有良好的防垢性能和分散性能，可以抑制井眼附近的地层伤害，有效控制二次沉淀等优点。本研究对多氢酸的酸度特性、溶蚀性能、润湿性、静态腐蚀性以及多氢酸的分散和防垢性能进行了室内测试，并对土酸、氟硼酸及多氢酸进行了酸化效果实验评价。室内实验及现场应用表明，多氢酸性能优越，可明显提高酸化效果。     

有机硼交联HPG压裂液超低温破胶剂室内研究

对埋藏浅,油层温度低的油藏进行压裂改造,需解决压裂液低温破胶水化的问题。采用活化剂来提高过硫酸铵(APS),酶,胶囊破胶剂的低温破胶能力。通过对有机硼交联的羟丙基瓜胶(HPG)压裂液低温下破胶后粘度损失率的测定,筛选出用于50℃下的APS/活化剂破胶系统及胶囊破胶剂。结果表明:在APS/活化剂破胶系统的作用下,采用有机硼作交联剂的HPG压裂液在较低温度条件下能彻底破胶水化。     

低聚香豆胶交联凝胶体系

首次研究了微波辅助酸降解香豆胶过程及其影响因素,并与水浴酸降解过程进行对比,获得了低聚香豆胶。研究了低聚香豆胶与硼砂交联形成凝胶的过程,考察了低聚香豆胶浓度、硼砂浓度和pH值对形成凝胶体系的影响,获得了稳定的凝胶体系。进一步研究了低聚香豆胶凝胶体系的流变特性。结果表明:微波辅助酸降解法是快速降解香豆胶的新方法,降解速度显著高于水浴酸降解法。在适当的碱性条件下,低聚香豆胶可与硼砂形成较稳定的交联凝胶体系,该体系具有显著的粘弹性和剪切变稀特性。     

低分子量阳离子瓜胶凝胶体系的流变性

研究了低分子量阳离子变性瓜胶与硼砂交联的凝胶体系。考察了低分子量阳离子瓜胶浓度、硼砂浓度及pH对凝胶形成的影响,得到了结构稳定的凝胶体系。考察了低分子量阳离子瓜胶凝胶体系的流变特性,结果表明该体系具有良好的粘弹性和剪切变稀性。非线性共转Jeffreys模型可确切表征凝胶体系的粘度曲线,实验值与模拟值吻合良好。     

低渗透砂岩储层低伤害缓速酸研究与应用

由于煤层发育、软地层等原因使压裂技术尚未突破。针对宝浪油田低孔、低渗—特低渗储层岩屑含量高、孔隙中充填物含量多、孔喉半径小、通道中杂质含量高的地质特点和对酸化技术要求,研究出了一种新型低伤害缓速酸实现深部酸化。该酸液具有对岩石溶蚀能力强、缓速性能好、表面张力低、防乳破乳率高、易返排的特点。在宝浪油田应用中取得好的增产效果,为低渗透砂岩油气藏开发提供了技术支撑。     

聚合物压裂液的一种多功能交联剂性能研究

针对聚合物压裂液所用金属化合物交联剂易引起地层二次伤害及与其他添加剂配伍性较差的问题，用工业原料研制了一种具有粘土防膨功能的有机交联剂（YJ），考察了YJ与某聚合物增稠剂     

碳酸盐岩油藏携砂调剖工艺技术研究与应用

塔河油田奥陶系碳酸盐岩油藏经多轮次周期注水后，井间形成优势水流通道，注入水突破现象日益突出，注水效率逐年降低。针对注水突破技术难题，高温（140 ℃）高矿化度（24×104 mg/L）作业环境，开展调剖体系室内实验研究，优选增稠药剂、分选地表砂，并建立调剖模型、耐冲刷定性分析模型，形成增稠液携砂调剖体系及“细目陶粒+ 塔河砂+ 覆膜砂”三段塞调剖工艺技术。增稠液携砂调剖工艺技术现场试验取得了较好的调剖效果，对今后塔河油田碳酸盐岩调剖有一定的指导意义。     

交联乳化压裂液稳定凝灰岩储层机理研究

海拉尔油田兴安岭群储层是典型的含凝灰质储层，采用常规水基压裂液压裂时早期砂堵现象严重，成功率很低，严重制约着油田的开发。针对含凝灰质储层研究的交联乳化压裂液体系，油相体积分数很低，与凝灰岩储层岩石配伍性好。从交联乳化压裂液的物理特性、成膜阻隔作用、增黏阻隔作用以及两相流和贾敏效应理论研究了其稳定凝灰岩储层岩石的机理。现场试验75 口井，并扩大应用118口井，施工成功率达到97%，彻底解决了兴安岭群储层的压裂投产难题。     

胶囊破胶剂的介质分散分相法制备研究

针对压裂施工过程中破胶过早的问题，以过硫酸铵为芯材，选用适宜的聚合物为囊衣材料，采用分散分相法制备胶囊破胶剂。通过比较，确定了聚乙烯醇（PVA）和乙烯醋酸乙烯共聚物（EVA）为较好的囊衣材料，通过正交实验研究了两种胶囊破胶剂的制备工艺。结果表明：搅拌速率、温度、衣材与囊芯的质量比、衣材溶液和分散剂的质量分数对胶囊破胶剂性能有较大影响。制备PVA胶囊破胶剂的最佳条件为:温度25℃，搅拌速率270r/min，衣材与囊芯的质量比2:8，分散剂用量为1%；制备EVA胶囊破胶剂的最佳条件为:温度25℃，搅拌速率300r/min，衣材溶液和分散剂的用量为5%和2%。     

抗温抗盐聚合物降滤失剂的研制及其作用机制

针对当前国内外超高温水基钻井液滤失性及高温稳定性调控难点，新研制出抗240 ℃高温、抗盐聚合物降滤失剂HTP–1。热重分析表明，HTP–1 分子链热解温度达320 ℃以上，热稳定性强；在各种钻井液基浆中的降滤失作用评价结果表明，HTP–1 在钻井液中具有优异的抗高温（240 ℃）抗盐（饱和）、抗钙（0.5%）降滤失作用，优于国内外同类产品。通过吸附实验、粒度分布测量、胶体稳定性测试和泥饼压缩性测试等手段，探讨了HTP–1 的降滤失作用机理：（1）在粘土颗粒上的吸附量大且吸附牢固，受矿化度、pH 值和温度的影响小；（2）老化（240 ℃/16 h）前后均能明显改善泥饼可压缩性，降低其渗透率；（3）增强钻井液体系的胶体稳定性，改善其中的颗粒粒径级配。     

低渗透油藏考虑压裂的合理注采井距研究

基于点源点汇渗流理论，推导了低渗透油藏考虑压裂措施的注采井间压力梯度分布方程，结合启动压力梯度 与低渗透油藏渗透率关系式提出了合理注采井距计算方法，并结合低渗透油藏实例，进行了注采井间压力梯度影响因 素分析，得到了低渗透油藏合理注采井距理论图版，验证了该方法的可靠性。结果表明：在渗透率、注采压差和压裂裂 缝长度一定的情况下，存在合理的注采井距，且合理井距随渗透率、注采压差和裂缝半长的增加而增大；认为采取压裂 等增产措施，有利于建立起有效的驱替压力系统，能较大幅度地提高合理注采井距。推导出的考虑压裂的注采井间压 力梯度表达式能够较准确地反映真实地层驱替压力系统，研究结果对合理开发低渗透油藏具有一定的实际意义。     

四川盆地东北部飞仙关组白云岩成因分析

在综述四川盆地东北部飞仙关组白云岩成因研究现状及存在问题的基础上，通过对研究区内主要由泥—微晶白云石和细—中晶白云石组成的岩石进行岩石学特征、有序度特征、阴极发光特征、同位素特征的研究，并对成岩流体温度、古盐度分析，认为：主要由泥—微晶白云石组成的岩石，如泥—微晶白云岩、藻纹层白云岩等，这类岩石的白云石化作用为准同生白云石化作用；而主要由细—中晶白云石组成的岩石，如晶粒白云岩、鲕粒白云岩、残余鲕粒白云岩等，这类岩石的白云石化作用是由埋藏白云石化作用引起。通过对锶同位素的聚集分布规律分析后认为，该埋藏白云石化作用发生在一个封闭体系中。