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。     

AMPS抗盐弱凝胶的研究

采用AMPS系列聚合物和活性酚醛交联剂，在总矿化度为1×10⁵mg/L、二价阳离子Ca²⁺和Mg²⁺的质量浓度为2000mg/L以及温度为85℃条件下，通过室内弱凝胶成胶实验，研究了高矿化度下聚合物类型、聚合物浓度、交联剂浓度及总矿化度对弱凝胶成胶性能的影响。实验结果表明：AMPS共聚物的磺化度是影响抗盐弱凝胶性能的主要因素，高矿化度有利于AMPS共聚物与酚醛交联剂形成弱凝胶体系；聚合物质量浓度越高，形成的弱凝胶粘度越高且稳定性越好；交联剂质量浓度过高，弱凝胶的稳定性有所下降。     

酚醛树脂冻胶流变性及粘弹性研究

由疏水缔合聚合物AP–P4 和酚醛树脂预聚体YG103 交联得到了酚醛树脂冻胶，研究了酚醛树脂冻胶的流变性和粘弹性，并对疏水缔合聚合物和酚醛树脂冻胶的粘弹性进行了对比。研究表明，酚醛树脂冻胶成胶过程可分为缓慢诱导阶段、快速增长阶段和稳定阶段。酚醛树脂冻胶的剪切应力具有时间依赖性和滞后特性，在外力作用一段时间后冻胶的应变可较好地恢复。与聚合物溶液相比，酚醛树脂冻胶具有更宽的线性粘弹性区域和更高的储能模量和损耗模量。在低频率下该冻胶的储能模量比损耗模量大，随着频率的增加，储能模量和损耗模量均增加；随着聚合物和交联剂质量分数的增加，冻胶体系的储能模量和损耗模量 均增加；随着矿化度的增加，冻胶体系的储能模量和损耗模量出现先降低—增加—降低的过程。     

共混胶高温堵剂实验室研究

钠粘土与AM单体共混，在130℃下与引发剂和交联剂反应生成了共混胶。该共混胶体系中含钠土6%，单体AM 6%～7%，引发剂Y 100～200mg/L，交联剂J 1%～1.5%。钠土的加入，延缓了成胶时间，提高了热稳定性。该共混胶强度高，封堵能力强，高温堵水应用前景良好。     

新型交联酸液体系的研制及其应用

针对滩坝砂低渗透油藏渗透率低、储量规模大、储层物性差、非均质严重、层间差异大等地质特点，研制了新型地面交联酸液体系，通过室内交联和破胶实验，筛选出了能在强酸性条件下交联，成本较低的稠化剂和交联剂，并配制了交联酸进行室温成胶和破胶实验，确定了室内最优的交联比和聚合物黏度，加入添加剂配制成交联酸体系，分别进行成胶、破胶、缓蚀、助排、耐温实验。新型地面交联酸液体系具有高黏度、低滤失，低酸岩反应速度，更大改造半径等优点，在滨10X1 井应用取得良好增产效果。     

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。     

腐殖酸钙抗高温钻井液体系研究

钻井作业对钻井液处理剂的抗温性要求越来越高， 原有钻井液体系已无法完全满足深井及超深井的钻探需要。根据腐殖酸钙抗高温作用机理， 采用钻井液高温滚动、 流变性、 失水造壁性等实验与评价方法，分析了不同 CaO 和膨润土加量对钻井液体系性能的影响， 选用 CMC、 SMP、 FV-2 等抗高温降失水剂， 提出了一套抗高温 180 ℃、 抗盐 30% 的腐殖酸钙钻井液体系。结果表明： 最佳的腐殖酸钙钻井液体系配方为0.3% CaO+7.0% SMC+5.0% 膨润土原浆 +5.0% SMP-1+0.3% FV-2， 抗高温抗盐效果良好。     

抗高温高密度水基钻井液体系研究

针对抗高温高密度钻井液体系及应用工艺对超深井、深井成功钻探至关重要,国内外抗温200℃、密度达2.30g/cm³的水基钻井液体系的研究应用报道较少,且国外在此条件下多选择油基钻井液体系的问题。通过优选磺化类抗温处理剂、加入高温稳定剂等途径建立了抗温200℃、密度达2.30g/cm³的淡水钻井液体系和含氯化钾体系。该体系热稳定性优良,高温高压下流变性合理,具有一定抑制性。对深井、超深井钻井液的选择使用具有指导意义。     

二胺型螯合树脂的合成与性能研究

采用直接缩聚反应合成了一种新型二胺交联螯合树脂,测试了树脂的溶胀性能和对金属离子的静态吸附容量.实验结果表明,树脂在20℃的水和甲酸中溶胀系数分别达到3.07和7.75;25℃时,对Hg2+,Cu2+,Ni2+的吸附容量分别达1.16,0.93和1.68mmol/g.     

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。     

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。     

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%。     

小井眼长水平段水平井摩阻扭矩控制技术

小井眼长水平段水平井+ 分段压裂的开发方式在大牛地气田的开发中取得了理想效果，然而仍然存在一系 列的问题，尤其是水平段后期的摩阻扭矩控制问题。以理论分析和实钻工程特征为基础，建立了摩阻扭矩分段计算 模型，并对水平段长度、轨迹剖面、钻具组合和钻井液流变性等影响规律进行了分析，结果表明：随着水平段长度的增 加，钻进和起钻的摩阻扭矩均在增加，当摩阻扭矩不再增加时，此时便是水平段的极限长度；随着单增剖面靶前位移的 增加，摩阻扭矩增加；采用组合钻杆（?101.6 mm/?114.3 mm+?88.9 mm）既有利于水平段和大斜度井段携岩，同时又能 有效地控制摩阻扭矩；钻井液屈服值和塑性黏度越低，摩阻扭矩越小。将摩阻扭矩综合控制技术应用于DPH7 井，水 平段轨迹平稳，平均全角变化率1.79°/30 m。     

射孔对破裂压力及裂缝形态影响数值模拟研究

针对射孔对水力压裂过程中的破裂压力以及裂缝形态的问题，通过建立不同射孔方位和不同远场主应力条件下裂缝扩展模型，将位移不连续方法（DDM）应用于水力压裂过程中的力学分析研究，同时在裂缝扩展准则上运用修正了的G准则—F准则并进行裂缝扩展规律研究。根据不同射孔方位和不同远场主应力条件下裂缝扩展的模拟计算，在地应力大小和方位确定的情况下，破裂压力随着射孔方位的增大而升高，并且随着方位角的增大，裂缝形态会发生转向，而且裂缝壁面粗糙，会增大压裂液摩阻。对于实际的射孔参数优化设计和压裂施工具有参考意义     

煤层气井产气量控制因素分析

结合沁水盆地东北部和顺区块煤层气井排采经验，分别从地质因素（构造位置、陷落柱、断层等）、工程因素（水力压裂的缝高控制、裂缝半长等）和排采因素（排液速度、套压控制、停电停抽等）三个方面探讨了该区块煤层气井产气量的控制因素。研究发现：该区块煤层气井产气量受构造位置的影响较大，与陡坡带的距离和煤层含气量呈现明显的相关性；区块高构造部位水力压裂易出现压开含水层及井间压窜现象；见气时套压的控制与产气量具有一定规律，套压小于0.5 MPa 开井产气，效果最差，套压0.51.0 MPa 开井产气，效果次之，套压大于1.0 MPa 开井产气，效果最好。     

粘弹性流体驱替残余油微观力计算

为进一步探索聚合物的弹性对残余油的驱替机理， 选取上随体 Maxwell 本构方程， 建立粘弹性流体在微孔道中的流动方程。在应力张量理论基础上， 计算作用在残余油膜上的水平偏应力差。分析、 对比不同流变性流体、 油膜宽度及压力梯度对作用在残余油膜上的水平偏应力差的影响。结果表明： 在油田生产实际平均压力梯度为 0.02 MPa/m 的情况下， 水、 幂律流体 （ n = 0.6 ） 、 粘弹性流体 （ We= 0.3） 三者作用于残余油膜上的水平偏应力差的比值约为 1：10：25， 即粘弹性流体 （ We= 0.3） 驱油时对油膜的驱动力大约是水驱的25 倍。进一步从理论上证明了粘弹性流体能够提高微观驱油效率这一结论。