疏水性纳米SiO2增注剂的降压作用机理

根据最新的纳米点阵滑移效应,提出疏水性纳米SiO2降压增注剂的作用机理。疏水性纳米颗粒吸附在地层孔道表面,取代水化层,形成纳米层,使孔壁表面体现为强疏水性,导致水流产生了水流滑移效应,较大幅度的降低了流动阻力,从而提高了水流速度。通过润湿性变化、吸附电镜扫描等系列实验,证明了岩石微孔道中产生纳米滑移效应的可能性。流动试验结果表明,经纳米流体处理后,岩石的水相渗透率大幅提高,平均达到47%。     

疏水性纳米颗粒在储层微孔道壁面的吸附机制

由于岩心表面成分与结构的复杂性和目前关于固体与固体的吸附研究极少,所以只能对疏水性纳米颗粒与岩心表面之间的吸附机制进行探索性的定性研究。在分析疏水性纳米颗粒在岩石微孔道中的受力特征的基础上,研究了疏水性纳米颗粒与储层微孔道壁面的作用能。结果表明,疏水性纳米颗粒与孔壁的作用能远远超过水分子与孔壁的作用能,在竞争吸附中占绝对优势。     

纳米SiO2颗粒改变岩心润湿性及提高采收率的室内研究

在油井生产过程中，近井地带的胶质、沥青质等有机质的吸附现象是普遍存在且不可忽视的，这种作用常常使岩石的亲水表面变为亲油表面，降低储层的渗透率和孔隙度，最终影响油气的运移和开采。有针对性地调整和改善油藏润湿性，使之向着有利于提高采收率的方向改变，完全可以实现更好的驱油效果。为此，本文研究了纳米SiO₂颗粒对改变岩心润湿性及提高采收率的影响。结果表明：纳米SiO₂颗粒可改变岩心润湿性，使之从强亲油状态转为强疏水疏油状态。疏水纳米SiO₂颗粒可高效剥离原油，吸附在岩心表面改变其润湿性，改善原油流体流动状态，从而提高水驱采收率。     

SiO2纳米流体在低渗透油藏中的驱油性能 和注入参数优化*

为研究纳米流体在低渗油藏中的驱油性能,采用实验室自主研发的具有一定疏水性的SiO₂纳米颗粒,研究了SiO₂纳米流体的稳定性及其对界面张力的影响,并通过低渗岩心驱替实验评价了SiO₂纳米流体的驱油性能,优化了该纳米流体的注入参数。研究结果表明,纳米SiO₂颗粒的粒径中值约为50 nm;纳米SiO₂颗粒加量为0.15%时,界面张力最低,为0.55 mN/m;纳米SiO₂颗粒加量在0.15%以下时体系具有较好的稳定性,浓度越高,体系稳定性越差。岩心驱替实验表明,在渗透率20×10^-3μm2的低渗岩心中,SiO₂纳米流体可以有效降低含水率,降低注入压力,最佳的注入参数为:注入速率0.1 mL/min、注入量0.5 PV、加量0.15%,在此条件下可提高采收率25.41%。SiO₂纳米流体可用于低渗透油藏提高采收率。所合成的具有一定疏水性的SiO₂纳米颗粒可用于低渗透油藏高效提高采收率。     

疏水纳米SiO2抑制黏土膨胀机理

纳米减阻技术是针对高压欠注问题研发的一项有效新技术,其减阻机理尚不十分明确。疏水纳米材料抑制黏土的膨胀是纳米减阻机理之一。采用一种适用于疏水纳米粉体防膨率的测试方法,测试了多种疏水纳米SiO₂对黏土的防膨率。采用吸附实验和扫描电子显微镜（SEM）研究了纳米颗粒在岩心表面的吸附特征。防膨实验结果显示,所测疏水纳米SiO₂大多具有一定的防膨作用,但防膨效果差异较大。纳米SiO₂的表面修饰剂以及纳米粉体与黏土的比值(纳土比)对防膨效果有较大的影响,合适的纳土比和表面修饰材料可达到较好的防膨效果。HNP2在纳土比为1∶25时,防膨率为46.9%,而HNP4在纳土比为1∶25时,防膨率却为-25.8%。SEM照片显示,疏水纳米SiO₂通过吸附作用在岩心表面形成了纳米颗粒层,使岩心表面具有了强疏水特性,接触角达到138.3°。研究表明,疏水纳米SiO₂通过在黏土矿物表面吸附,形成具有强疏水特性的隔离层,起到隔离水分子与黏土矿物的作用,从而产生了防膨效果,这与一般黏土稳定剂的防膨机理有所不同。     

疏水纳米颗粒在油层微孔道中的吸附机制

基于对疏水纳米颗粒在储集层微孔道系统中的受力分析,建立了作用对象问的微观作用能数学模型,计算了疏水纳米颗粒和水分子所受的微观作用能量级,进而阐述了两者的竞争吸附机制.计算结果表明,疏水纳米颗粒受到的综合作用为指向孔壁的引力作用,总作用能量级约10-18～10-17J,是水分子与孔壁的作用能量级的103倍左右,在竞争吸附中占绝对优势,这使得疏水纳米颗粒可以突破孔壁表面的水化层并与孔壁产生牢固吸附.通过扫描电子显微镜和能谱仪检测了疏水纳米颗粒在岩心孔壁的吸附状况.结果显示,经纳米液处理过的岩样表面具有大量纳米颗粒组成的微结构,说明纳米颗粒确实突破了水化层并在岩心孔壁形成了吸附层.     

纳米颗粒改变碳酸盐岩凝析气藏储层润湿性评价

为了改变凝析气藏近井储层润湿性,有效解除凝析气反凝析伤害,采用X射线衍射、低温N₂吸附和扫描电子显微镜观测等方法,对氟化SiO₂纳米颗粒结构特征进行了研究,评价了不同矿物含量碳酸盐岩岩心对氟化SiO₂纳米颗粒的吸附程度;通过开展接触角测定、自发渗吸、岩心驱替单相和两相渗流实验,研究了纳米颗粒吸附前后岩石润湿性、自发渗吸效率、单相渗流压差、油气两相相对渗透率曲线以及凝析油采收率的变化。结果显示：氟化SiO₂纳米颗粒形状近似均匀球体,平均颗粒粒径为30.34 nm,平均孔径为20.00 nm;氟化SiO₂纳米颗粒在碳酸盐岩表面的吸附量随孔隙度的增大而增加,但在低渗透岩心中,吸附量和润湿接触角的变化幅度还随方解石含量的增加而增大;纳米颗粒吸附后岩石的油气两相共渗区变宽,等渗点向左上方移动,最大油气相对渗透率均大幅增加,束缚水饱和度和残余油饱和度明显降低;氟化SiO₂纳米颗粒能在约10 min内吸附在岩石表面,将强亲油、强亲水的液体润湿型岩石转变为中间(气体)润湿...     

超低渗透砂岩SiO2纳米颗粒吸附滞留特征

纳米颗粒因其独特的纳米效应在提高原油采收率具有广泛的应用前景,但超低渗储层孔喉细小,纳米颗粒的吸附滞留对其储层物性影响较大。基于SiO₂纳米流体在超低渗岩心中的驱替实验,结合紫外可见分光光度实验测试纳米颗粒在岩心中吸附量,并采用扫描电镜观察了驱替结束后岩心切片。研究结果表明,随着纳米流体质量分数(0.01%～0.50%)的增加,岩心注入压力升高,纳米颗粒滞留率增大(7.60%～87.50%)、渗透率损失率最高可达96.46%。后续NaCl溶液驱替仅可带走少许吸附不稳定的游离态纳米颗粒,但未明显缓解吸附滞留情况,纳米颗粒已在岩心中形成了有效封堵。为了不影响后续流体的注入,超低渗砂岩注入SiO₂纳米流体的质量分数不能大于 0.01%。驱替结束后岩心切片的 SEM 扫描图像显示,纳米颗粒集中吸附在岩心前段的孔喉和基质表面,占据流体渗流通道,引起孔喉结构变化。纳米流体浓度越大,颗粒聚集现象越明显。     

疏水纳米SiO2降低岩心流动阻力效果的室内实验研究

通过室内岩心流动实验,对疏水纳米SiO2降压增注效果、改善水相相对渗透率进行了研究,同时探讨了纳米SiO2降压增注的机理。实验结果表明,经纳米SiO2处理后的岩心,其水相相对渗透率都有了明显的提高,提高幅度达19%~87%。认为纳米SiO2能够有效改变岩石润湿性,使岩石微孔道孔壁由亲水性转换为较强的疏水性,产生水流滑移速度,从而起到降阻增流的作用。     

深水疏松砂岩储层微粒运移损害的控制方法

中国南海深水疏松砂岩油气层钻完井作业中，易发生微粒运移、堵塞，造成储层损害，需要探索微粒运移损害的控制方法。选用南海深水疏松砂岩储层岩样，通过微粒吸附和释放实验以及岩心动态损害评价实验，探讨了纳米材料控制微粒运移损害的作用效果；实验分析了纳米颗粒吸附对岩石表面形貌、粗糙度及电性的影响；利用微粒与吸附纳米颗粒的岩石孔壁之间的相互作用能计算模型，分析了不同离子强度下储层微粒与岩石孔壁之间的总相互作用势能及作用机制。结果表明，纳米颗粒能有效控制深水储层微粒的运移，将其吸附并固定在孔壁表面。随着流体离子强度增加，控制运移的作用效果增强。其中，纳米氧化铝NP-1的作用效果最好，可明显提高深水储层岩心的渗透率恢复值，并且与深水钻井完井液具有良好的配伍性。模型计算结果表明，吸附纳米颗粒后，岩石孔壁与储层微粒之间的总相互作用势能下降，有利于岩石孔壁吸附、固定微粒，原因是纳米颗粒的吸附增加了岩石表面粗糙度及黏附力矩，也影响了表面电荷分布，有利于降低排斥势垒，并使初级势阱加深，提高岩石表面固定微粒的能力。因此，深水钻完井中，可通过加入纳米颗粒、适当提高工作液矿化度来减少微粒运移引起的储层损害。     

高活性负载型纳米金催化剂的制备及应用进展

综述了负载型纳米金催化剂的最新研究进展,讨论了影响负载型纳米金催化剂催化活性的主要因素,通过对纳米金催化剂的制备方法的比较,得出高活性负载型纳米金催化剂的适宜制备方法:选择适宜的负载方法、选择适宜的载体、严格控制纳米金粒径的大小。     

Cu-Bi纳米粉体催化剂的表征及其可见光光催化降解甲基橙的研究

以Cu(NO3)2.3H2O,B i(NO3)3.5H2O,CO(NH2)2为原料、聚乙二醇为分散剂,采用均匀共沉淀法制备了Cu-B i纳米粉体催化剂,用X射线粉末衍射、傅里叶变换红外光谱、透射电镜、能量色散法、示差扫描-热重分析和紫外-可见漫反射光谱法对Cu-B i纳米粉体催化剂的组成、粒径大小、表面形貌和光学吸收性能进行了表征,并以甲基橙为目标降解物,考察了所制备的Cu-B i纳米粉体催化剂在可见光下的光催化性能。实验结果表明,Cu-B i为类球形纳米粉体,粒度均匀,粒径约为50nm;在可见光下Cu-B i纳米粉体催化剂对甲基橙具有良好的光催化降解性能,辐照时间4h,甲基橙的脱色率可达80%以上。     

氮气辅助SAGD开采技术优化研究

利用物理模拟及数值模拟方法,研究了在蒸汽辅助重力泄油（SAGD）过程中添加氮气提高顶水超稠油油藏开发效果的生产机理,主要包括：形成隔热层,降低热损失,提高热效率;维持系统压力,改善流度比;降低原油黏度,提高流动能力。优选出了氮气注入方式、氮气与蒸汽比和氮气总注入量。研究结果表明,氮气辅助SAGD开采技术在杜84块馆陶油层开采中是可行的,有利于蒸汽腔的侧向扩展,增加蒸汽的横向波及体积;在SAGD过程中添加氮气能够有效控制顶水下泄,延长SAGD生产时间3～4年,提高了油藏采收率和油汽比。     

大庆长垣外围特低渗透扶余油层CO2驱油试验研究

大庆长垣外围特低渗透的扶余油层有3.7×10⁸t储量在常规注水开发条件下不能经济有效动用。以探索适合扶余油层地质特点的经济有效开采方式和提高单井产量、采收率为目标，采用室内实验和数值模拟的综合方法进行了CO₂驱油问题的研究。通过实验测定了扶余油层CO₂驱替的相关参数，对几种驱替方式进行了比较；根据相关参数，利用数值模拟方法，对扶余油层CO₂驱油矿场试验方案进行了优化，制定了矿场实验的注入方案。室内实验结果和矿场试验生产动态综合分析表明，CO₂非混相驱油适应于大庆长垣外围特低渗透扶余油层，但由于试验区油藏的非均质性导致气窜严重。因此，抑制气窜，提高波及效率是扶余油层改善CO₂驱替效果的关键。     

高含硫地质环境钻井硫化氢气侵规律研究

针对硫化氢的特殊物性,研究了硫化氢组分、气体偏差因子、硫化氢黏度等重要的物性参数对气侵两相流的影响.运用气液相流的原理和方法,建立了硫化氢气侵时环空气液两相流流动模型,研究了硫化氢气侵时井底压力和井筒压力的特征及变化规律,并用实例对理论模型进行了验证,进而分析了气侵时钻井液密度、钻井液黏度、井口回压、井底气侵速率等重要参数对井底压力的影响规律.在确定钻井液附加密度时,应充分考虑硫化氢气侵对井底压力和井筒动压的影响规律,其结果会更加合理.     

储层特性与饱和度对核磁T2谱影响的数值模拟

建立了复杂储层的三维非规整网络模型,通过微观数值模拟研究了饱含水核磁T₂谱与孔隙尺寸分布间的关系,讨论了储层特征及饱和度等对T₂谱的影响规律。结果表明,饱含水岩样T₂谱与孔喉半径分布具有很好的相似性,随着喉道半径、孔喉比的增大,核磁T₂谱的峰值均向右移动,其不同之处在于:孔喉比增大时,孔隙体T₂谱与喉道T₂谱逐渐分开;含水饱和度为53%时,中等水湿岩样T₂谱左边部分与水湿岩样基本重合,右边部分弛豫时间明显大于水湿岩样;油湿岩样的弛豫时间在整个区间内均大于水湿岩样;随着含水饱和度的降低,强水湿岩样T₂谱峰值信号强度减弱,在左边短弛豫时间处出现另一缓慢增强的T₂峰;中等水湿岩样T₂谱原峰值处的信号强度降低,在右边长弛豫时间处出现一个以油的表面弛豫为主的峰。     

纳米SiO_2润滑添加剂的摩擦学性能及其抗磨减摩机理研究

研究了纳米SiO_2作为润滑油添加剂的摩擦学性能及其与MoDDP的协同作用,并通过SEM,EDS,XPS等手段对磨斑表面进行分析,探索了纳米SiO_2的抗磨减摩机理。结果表明,当纳米SiO_2加入量(w)为0.5%时,润滑油的摩擦系数和磨斑直径分别比基础油降低30.6%和35.5%,显著提高了基础油的抗磨减摩性能。纳米SiO_2与MoDDP具有良好的协同作用。纳米SiO_2的抗磨减摩机理为:在摩擦副表面沟槽部位纳米SiO_2和MoDDP膜起填补作用;在凸处,纳米SiO_2起微"滚动轴承"作用,MoDDP在摩擦能量作用下分解为软的MoS_2并沉积在摩擦副表面,以上综合作用减小了摩擦,修复了摩擦副表面,从而提高了润滑油的抗磨减摩性能。但随着时间的延长,SiO_2对MoS_2沉积膜又具有轻微的刮擦作用。     

二氧化碳—原油多相多组分渗流机理研究

二氧化碳与烃类体系的多相多组分渗流机理,对于深入理解实际油田注二氧化碳的驱替特征、提高采收率及地质埋存等都具有非常重要的意义。应用细管和多次接触实验以及包含相间传质的多相多组分CO₂驱油藏数值模拟模型,系统研究了CO₂—原油体系的相变规律以及多组分体系的变相态渗流特征。结果表明,,CO₂能够大量蒸发C₁₁以下的烃组分,甚至能够蒸发C₃₂等重烃组分;CO₂气驱过程是一个蒸发与凝析的混合过程, 混相带出现在气驱前缘附近;温度越高,CH₄和N₂含量越大,最小混相压力越大。     

用于集输管线的0.5Cr 钢在模拟塔里木油田环境中的H2S/CO2 腐蚀行为研究

运用腐蚀失重和四点弯曲实验,参照NACE 0177-2005标准研究了用于集输管线的0.5Cr 钢在模拟塔里木油田腐蚀环境中的H₂S/CO₂腐蚀行为。结果表明,0.5Cr 钢在CO₂腐蚀环境中具有极高的均匀腐蚀速率,H₂S腐蚀性气体的存在显著降低了材料的均匀腐蚀速率。在CO₂分压为2MPa、H₂S分压为0.5MPa 时,腐蚀速率仅为0.1523 mm/a,表现出良好的抗均匀腐蚀和局部腐蚀能力。在H₂S和CO₂共存的环境条件下,0.5Cr 钢表面的腐蚀产物为FeS,未出现CO₂腐蚀产物成分FeCO₃。在该模拟条件下,H₂S的腐蚀占主导作用。同时模拟油田工况条件的抗H₂S应力腐蚀开裂实验表明,0.5Cr 钢具有良好的抗H₂S应力腐蚀开裂能力。