为解决压裂用聚合类乳液稠化剂不耐高盐以及悬浮液稠化剂稳定性差的问题,以抗盐缔合聚合物KFPY为基础,通过考察悬浮液稠化剂的稳定时间、本体黏度,优选了体系的稳定剂,优化了粉末稠化剂粒径以及比例,最终形成悬浮液稠化剂GAF-TE组成为:48.5％白油+1.5％乳化剂G10+5％有机改性膨润土+45％抗盐缔合稠化剂KFPY.在玛18井水水质下,对悬浮液稠化剂GAF-TE的溶解性能、增黏性能、减阻性能以及配制的滑溜水体系的各项性能进行了评价.结果表明,0.1％稠化剂GAF-TE溶解时间为18 s,黏度为2.19 mPa.s,降阻率为76.8％;配制的滑溜水体系动态携砂能力强于普通的聚丙烯酰胺乳液,体系表面张力26.8 mN/m,与煤油间的界面张力0.96 mN/m,对岩心基质渗透率伤害率为6.97％,具有低伤害特性.该缔合型悬浮液稠化剂产品在新疆油田某区块进行现场应用,表现出较好的溶解性、降阻性能和携砂性能.

超临界二氧化碳(CO2)黏度不足0.1 mPa·s,在加砂压裂中携砂困难,需添加增稠剂增大其黏度.鉴于增稠剂在CO2中的溶解性与其增黏效果密切相关,对比研究了聚合物ZCJ-01、表面活性剂微乳液APRF-2和表面活性剂乳液SC-T-183种增稠剂在液态、超临界CO2和水中的溶解性,利用Chrastil半经验模型对溶解度实验数据进行线性关联,并对比理论值,最后分析了增稠剂在超临界CO2中的溶解性受压力、温度的影响规律.结果表明,溶解性最好的增稠剂为SC-T-18,其与超临界CO2在充分搅拌后形成单一、稳定、均相的乳状胶束.3种增稠剂在CO2中的溶解度实验值与理论值的相对偏差小于5％,实验测量值较为准确.随着压力和温度的增加,3种增稠剂在CO2中的溶解度也增大,满足现场施工要求.

针对新疆油田低渗透储藏开发需求,通过表/界面性能、润湿性、防膨性能测定和岩心驱替实验等常规实验手段,研究了纳米驱油剂iNanoW1.0的性能特征.研究结果表明,纳米驱油剂iNanoW1.0在表/界面张力、润湿性方面与水相近,可减少水分子间的相互作用力,有利于启动压力降低,同时还能提高防膨剂的防膨效果,有助于水敏油藏的开发.岩心实验结果证明,纳米驱油剂iNanoW1.0能够使原来不能建立水驱驱替关系的低渗透岩心可以建立驱替关系,有利于低渗油层的开发.

准噶尔盆地南缘下组合深层优质储层发育,油气资源量大,但普遍埋藏深度大于5700 m、地层温度高于130℃、闭合应力梯度大于0.02 MPa/m、平均孔隙度小于10％、平均渗透率小于0.1×10-3μm2,非均质性强,属低孔低渗透储层.由于储层物性差、杨氏模量高、泊松比高,压裂改造存在启裂难度大、施工压力高、高效动用难度大等特点,对井筒完整性、压裂材料和工艺等提出更高要求.通过现场研究与实践,形成了以降低井口施工压力技术为核心,支撑剂组合优化技术与施工参数优化技术相结合的高闭合应力致密储层改造技术体系,突破了深层高温高压储层改造技术瓶颈,2020—2021年应用3井次,施工成功率100％.通过压裂改造,GQ6井获最高日产油97.97 m3,日产气2.03×104 m3,取得重大储层改造效果,开启准噶尔盆地南缘深层油气勘探新领域.

界面性能对复合驱提高采收率有重大的影响,界面张力越低,洗油效率越高;Zeta电位越高,油水乳状液越稳定.研究了各类无机盐对新疆油田复合驱界面性能的影响.结果显示,Zeta电位的绝对值随着无机盐浓度的增高而增大;无机碱中,碳酸根离子降低界面张力效果最好,氢氧根次之,碳酸氢根最差;阳离子中,钾离子降低界面张力效果最好,其次是钠离子,镁离子会略微提高界面张力,钙离子则会大幅度提高界面张力;阴离子中,与硫酸根相比,氯离子能更好地降低界面张力.通过以上研究,确定了Q站污水处理站外排水更适合三元复合驱配液.

研制了一种压裂液快速起黏剂NC-1,考察了起黏剂NC-1对胍胶压裂液体系起黏速率、基液黏度及耐温耐剪切性能的影响,研究了不同酸类型对胍胶压裂液体系起黏性能的影响及质子对胍胶形成氢键的影响,并考察了起黏剂NC-1的现场工业应用情况.实验结果表明,0.015％(w)NC-1使胍胶压裂液体系90 s内起黏黏度达到充分起黏黏度的85％,与无机酸以及纯有机酸相比,起黏剂NC-1配制的压裂液体系具有更好的起黏性能与黏度保留率及耐剪切性能;该起黏剂可提供大量的质子,使胍胶与水形成氢键的数量增加,从而起黏速率加快.工业应用试验结果表明,利用起黏剂NC-1配制的胍胶压裂液体系起黏速率快,携砂性能较好.

为获得耐盐性能良好的甜菜碱型两性表面活性剂,以十二烷基苯(直链)、多聚甲醛、二甲胺及3-氯-2-羟基丙磺酸钠为主要原料,通过氯甲基化反应、亲核取代及季铵化反应合成了烷基苄基甜菜碱驱油剂——N-十二烷基苄基-N,N-二甲基羟丙基磺基甜菜碱(DB-17).用质谱及红外光谱对合成产物的结构进行了表征,测定了DB-17溶液与新疆原油的油水界面张力,并用岩心驱替实验装置评价了DB-17的驱油效果.结果 表明,在N,N-二甲基羟丙基磺酸钠与十二烷基苄基氯的投料摩尔比为1.3∶1、反应温度为70℃、反应时间为6h的条件下合成的DB-17的产率为90.3％.DB-17具有较强的界面活性.随DB-17浓度的增大,油水界面张力降低.DB-17质量浓度为250 mg/L时,可将油水界面张力降至1.3×10-3 mN/m.DB-17的抗盐性较好,15 g/L NaC1溶液对DB-17与原油的界面张力影响较小.250 mg/L的DB-17可使高渗天然岩心在水驱基础上平均提高驱油效率14.7％,DB-17的驱油效果较好.

分析了三次采油中聚-表二元驱与强碱复配使用的弊端;介绍了驱油用甜菜碱型两性表面活性剂的主要性能特点;介绍了无碱条件下与原油间的界面张力可达到超低(10-3mN/m)水平的甜菜碱型表面活性剂的研究进展;最后分析了甜菜碱在三次采油方面的应用前景.

随着油气储层压裂改造技术的广泛应用,压裂用水短缺和压裂返排液的有效处理已成为油气田亟待解决的问题.为了缓解新疆油田油田压裂用水与降低返排液处理成本,开展了羟丙基胍胶压裂返排液的循环利用技术研究.研究结果表明,电解氧化处理可实现返排液的快速降黏与杀菌,然后利用气浮、沉降等方式即可将返排液中的悬浮物有效去除.通过调节处理后返排液的pH至6.5左右,实现了羟丙基胍胶粉在返排液中的分散起黏,即快速配制羟丙基胍胶基液.通过引入0.05％数0.2％的缓交联剂葡萄糖酸钠,利用缓交联剂与残余交联剂之间的络合作用,有效解决由残余交联剂的引起的交联过快问题,返排液配制的压裂液交联时间可控制在10数120 s之间.通过添加稳定剂亚硫酸钠消除返排液中残余的破胶剂,有效提升了压裂液的耐温能力.利用该方法累计完成2.2万方返排液的处理,配制出的羟丙基胍胶冻胶压裂液应用于新疆油田75口井的压裂改造中,井底温度范围22数97℃,施工成功率100％.

压裂返排液的回收再利用是油气田高效开发、节水减排的关键技术.主要研究使用溶气气浮技术有效去除压裂返排液内悬浮物的方法.实验结果表明,PAC与PAM添加比例为1∶1,加量均为10mg·L-1,溶气气浮装置的回流比设为30％,溶气压力设为0.40 MPa时,装置去除悬浮物效率最高,达到92.5％.

针对新疆油田压裂返排液回收利用过程中由于细菌引起的基液粘度下降过快问题，通过室内试验评价了杀菌剂加入时机、杀菌剂种类及杀菌剂用量等对杀菌效果的影响，并且通过配伍性试验及耐温耐剪切试验确定了适用于压裂返排液的最优杀菌技术。