CO_2增稠剂研究述评

2014 年 7 月 第 29 卷第 4 期
西安石油大学学报( 自然科学版)
Journal of Xi'an Shiyou University( Natural Science Edition) Jul ． 2014 V o l ． 29 N o ． 4
文章编号: 1673-064X( 2014) 04-0078-06
CO 2 增稠剂研究述评
肖 博1 ，张士诚1 ，张 健2 ，柳凯誉3 ，马艳丽4
( 1． 中国石油大学( 北京) 石油工程教育部重点实验室，北京 102249; 2． 中国华能集团 清洁能源技术研究院有限公司，北京 102209; 3． 中国石油长城钻探 井下作业公司， 北
京 100101; 4． 中国石油长庆油田 勘探开发研究院，陕西 西安 710018)
摘要: 在液体 CO 2 压裂和 CO 2 驱提高采收率中，都要使用稠密的 CO 2 。

由于其黏度较低，导致压裂 施
工时支撑剂沉降过快、砂比较小、滤失较大; CO 2 驱时极易沿高渗带窜流，严重影响其波及效率。

为了解决这一难题，在稠密 CO 2 中加入增稠剂，可以提升悬砂效果，降低滤失，增大波及体积。

目 前国内 CO 2
稠化研究进展缓慢。

基于对国内外 CO 2 增稠剂研究的梳理总结，对研发过程中的主要 问题进行分析，并在此基础上，展望 CO 2 增稠剂的未来研究方向，以期推动国内 CO 2 稠化剂的研 究。

关键词: CO 2 增稠剂; 流度控制; 悬砂能力; 氟基聚合物; 研究进展 中图分类号: T E357． 45 文献标识码: A
为了有效解决油气的供需矛盾，油田现场常采 用老油田挖潜提高采收率及开发非常规油气资源的 途径来提高油气产量。

在各种提高采收率方法中， 气驱和蒸汽驱应用最多
［1］。

全世界约有 75% 的提
高采收率工程注入蒸汽、CO 2 和轻烃类。

由于烃类 液体( 如 LPG) 成本昂贵，现场应用较少。

而蒸汽驱 一般用于稠油开发。

CO 2 驱一般用于致密油藏的轻 质原油开采，现场应用表明，其可以提高采收率 7% ～ CO 2 的临界温度为 31． 1 ℃ ，临界压力为 7． 38 M Pa 。

常见油藏储层的温度和压力都高于其临界点 的温度和压力。

当流体的温度和压力超过其临界温
度和临界压力时，流体为超临界态。

因此，CO 2 流体 进入地层将会转变为超临界流体。

超临界 CO 2 流 体兼有气体和液体双重性质。

其密度高于气体，接
近液体; 黏度与气体相似; 扩散系数接近于气体，为 液体 的 10 100 倍，具有较好的流动性和传输特 。

随着全世界对温室气体减排的日益重视，此 性［3］。

无论 CO 用于驱油还是携砂，其黏度大小都 。

此外，由于非常规 是非常重要的参数。

超临界 CO 2 的黏度极低，约为 油气储层特殊的岩石成分和力学性质，一般需采用
10
－ 2 mPa ·s 量级
［4］。

这将会给 CO 驱油及携砂带。

但储层黏土含量较
高、孔喉细小、基质渗透率极低，使用常规水基压裂 液常会引起黏土膨胀、分散、运移，造成水锁及岩石 来严重影响。

在驱油时，低黏 CO 2 极易沿高渗通道 窜流，同 时由于 CO 2 的黏度远小于地层流体的黏 度，易产生黏性指进现象，从而导致生产井 CO 2 的 ，影响产能。

而液体 CO 2 压裂可消除 过早突破，影响驱油效率
［5-7］。

当 CO 作 为压裂液
，同时 CO 2 可溶解于原油，降低原油 黏度，在地层形成溶解气驱，增加地层能量。

因此，
CO 驱正吸引越来越多研究者的关注［2］。

2
施工时，由于其黏度极小，常会引起一系列问题: ① 携砂能力较弱，只能使用小直径低浓度支撑剂; ②黏 度低，滤失较大，在高渗地层不适用。

收稿日期: 2013-12-23
基金项目: 国家科技重大专项“大型油气田及煤层气开发示范工程”( 编号: 2011ZX05062)
作者简介: 肖博( 1986-) ，男，在读博士研究生，主要从事油气田增产改造机理研究。

E － m ail : v ict o r x ia o @ 163． c o m
2
2 2
肖博等: CO2 增稠剂研究述评—79 —
在CO2 中加入增稠剂是控制其流度及增强其携砂能力的有效方法。

Zuhair［8］对裂缝性碳酸盐岩岩心进行了稠化CO2 驱油实验，结果表明，其效果优于单纯CO2 驱油。

国外也曾采用稠化CO2 进行压裂施工，结果证实其压后产能优于单纯CO2 压裂［9］。

研发CO2 增稠剂的主要难点是聚合物在CO2CO
2
稠化剂的研究有一定的启示意义。

由于无规卷曲的聚合物在被稀释时并不能有效地提高黏度，他们提出在多组分聚合物中引入不规则无定型单体来增大CO2 和聚合物之间的混合熵，从而使其易于溶解。

因此他们合成了一系列无定型不规则的聚合物poly α－olefins，这些聚合物侧链的碳数不同，分子量也各不相同。

虽然聚合物溶解度有所提升，但是
［10］。

CO稠化剂的研黏度提升不大。

一般来说，为了增大聚合物在CO
2
究主要经历3 个阶段: ①使用高分子量的聚合物。

但高分子聚合物一般难溶于CO2 ，必须加入一定量中的溶解度，可尽量减小其分子质量。

美国怀俄明州立大学Terry 等人［19］试图利用可
的助溶剂。

②使用分子量相对较低的聚合物。

通过缔合作用、氢键或形成胶束拟网状结构来提高CO2 的黏度。

然而这种化合物本身含有的极性键降低了其在CO2 中的溶解度。

因此，也需要加入大量的助溶剂增加其溶解性。

③设计新型的易溶解增黏剂。

高分子量聚合物poly fluoroacrylate 和低分子量缔合稠化剂fluoroether disulfate telechelic ionomer 已经被证实无需助溶剂就可以增加CO2 的黏度，但是成本较高。

本文对CO2 稠化剂的国内外研究现状加以梳理总结，在此基础上，对研发面临的主要问题进行了分析，并展望了今后的研究方向。

1 国外研究现状溶于CO
2 的单体原地聚合来研发新型的稠化剂。

对烯烃单体和过氧化苯甲酰在超临界CO2 的稠化情况进行了研究。

结果表明聚合物溶解较差，以固相形式沉淀，且黏度并无明显的增长。

1990年，C hevr on的研究者B ae和Irani等人［20-21］对硅氧烷和甲烷作为助溶剂的情况进行了研究，发现硅氧烷聚合物polydi m et hyl sil oxane (P D M S)(分子量197000，见表1)在油藏条件下可以有效稠化CO2，但是需要加入大量的助溶剂，如甲苯。

在54．4℃和17．2M Pa条件下，质量分数4% 的P D M S，20%的甲苯和76%的CO2混合物可以将CO
2
黏度由0．04 m Pa·s提升至1．20 m Pa·s。

接着，他们又对不同的助溶剂进行了研究，但结果与此类似，且成本并未得到有效降低。

推荐的增稠剂和助溶剂在低压条件下溶解较好。

B ayr aktar and K iran
自从20 世纪80 年代以来国外很多研究团队就对CO2 增稠剂进行研究，以期找到既能有效增黏、［22］的研究也证明PDMS 和CO。

的亲和力比烃
又能实现成本经济和性能稳定的聚合物。

1．1聚合物增稠剂
由于CO2容易与原油发生混相，溶于原油的非极性有机聚合物曾被认为易溶于CO2。

基于此考虑，墨西哥矿业科技学院的Heller等人［11-18］对不同的烃类聚合物进行研究，其评价的主要指标是溶解性和黏度的增加幅度。

他们一共对53种化学剂进行测试，发现在20～58℃、12～22M Pa时，有18种聚合物在CO2(密度为0．7～0．9g/ m L)中表现出质量分数0．24%～1．10%的溶解度。

随着CO2密度的增加，溶解度增大。

尽管有少数聚合物有轻微提黏作用，但是大部分聚合物不能有效提高黏度。

他们还对聚合物的性质(结构、分子内原子的空间排列和相对分子质量)对溶解度的影响做了研究。

发现溶解于水的物质在CO2中的溶解度都不大。

尽管选取的几种聚合物增黏幅度都不大，但是却对
Desimone 等［23］研制的高分子量聚合物在无需
助溶剂时就可在CO2 中溶解。

他们发现与其他无氟聚合物相比，硅树脂( silicones) 和含氟的聚合物( fluoropolymers) 在CO
2
中表现出更高的溶解度。

他们对氟化单体进行均匀聚合形成了Poly( 1，1－dihydroperfluorooctyl acrylate ) ( PFOA，分子量
1 400 000，见表1) ，可提高CO
2
黏度数倍。

在28 ～36M Pa和50℃时，质量分数3．7%的PF OA 可以将CO2的黏度由0．08 m Pa·s增加至0．20～0．25 m Pa·s。

PF OA 的最大优点在于无需助溶剂就可在
CO
2
中溶解。

但是由于其需要在高压条件下溶解及对保护环境的考虑，不能进行工业应用。

美国匹兹堡大学的Enick［24］自1989 年就开始对CO2 的增稠剂进行研究。

在他们的早期工作中，对不同的稠化剂在无助溶剂时在CO2 中的溶解情况做了研究。

2000 年，他们报道了第一种稠化剂，发2
2
—80 —西安石油大学学报( 自然科学版)
表1 常见CO2 稠化剂的分子式结构图
T ab．1M ol ec u l ar c h ai n s t r u c t u r e of C O2t h ic k e n e r s
1 －，1－，2－，2－tetrahydro heptadecafluorodecy-mers) 作为CO 增稠剂的可行性［28］。

发现聚异丁烯
yl ate与st yr ene的共聚物polyF A ST(见表1)是有效的稠化剂。

29%～30%的苯乙烯与70%～71%
的氟化丙烯酸酯共聚可使黏度最大提高400倍，同时，聚合物溶解性也较好。

在25℃、15M Pa时，在CO
2
中溶解度为1．5%(质量分数，以下同)，13
M Pa时在CO
2
中溶解度为1．0%。

但是，该共聚物成本较高，并且对环境危害较大。

因此他们建议设计无氟聚合物。

聚醋酸乙烯成本较低，溶解度较好。

但是，聚醋酸乙烯在41．4～62．1M Pa条件下才开始溶解，这在现场很难实现。

因此，寻找低压条件下聚醋酸乙烯的助溶剂成为他们的研究目标［25-26］。

Mchugh 等［27］对polymethyl acrylate ( PMA) 和poloyvinyl acetate( PVAc，分子量为600 000，见表1)进行了一系列测试，主要目的是想确定这些聚合物的最小溶解压力。

在质量分数为5% 时，PVAc 虽然具有较高的分子量，但是却更易溶于CO2 。

2 种聚合物最小溶解压力随着温度的改变而改变。

随着温度的增加，聚甲基丙烯酸酯的最小溶解压力降低，而PVAc 的最小溶解压力增加。

即便如此，PVAc 的最(pol yi s obut yl ene)聚合物在CO
2
中溶解度为0．4%［28］，磺化离聚物(sul f onat ed i onom er)几乎不溶解。

基于在CO2中溶解性较好的较低分子量聚合
物per f l uor opol yet her di ol，通过与氟化二异氰酸酯(f l uor inated diis ocyanat e)反应产生氟化聚氨酯二醇(f l uor inated polyur ethane di ol)，Enick等合成氟化聚氨酯远螯离聚物(f l uor inated polyur ethane telechelic i onom er)［29］。

这种氟化遥爪离聚物(f l uor inated telechelic i onom er)(分子量为30000)可以在无需助溶剂的条件下溶于CO2。

在25℃、25M Pa时，质量分数4%的加量可以提高黏度2．7倍。

但是需要的高浓度离子聚合物及其高成本，使得此稠化剂被认为并不可行。

由于其在稠密CO2中溶解度较小，因此提黏效果不能保证。

他们尝试在集合物中加入与
CO
2
亲和力较强的物质。

一般来说，小分子量化合物、低聚物和聚合物中富含氧原子的醚、羰基、醋酸、糖酯、乙烯基团等都与CO2有一定的亲和力。

B eck- m an等［30］发现在聚合物中只加入一个羰基即可显著降低其溶解压力。

而羟基与CO2相互排斥。

实验表明，质Enick［31］经研究认定聚合物在CO中的溶解度由大
5%的P VA c可以完全溶解于CO
2
，但其溶解压力较高(43．4～69．0M Pa)，这与Enick的研究结果比较吻合。

到小顺序为聚氟丙烯酸盐( PFA) ，聚二甲基硅氧烷( PDMS) ，无定形聚乳酸( PLA) 和聚甲基丙烯酸酯( PMA) 。

另外一种增强聚合物稠化能力的方法是在聚合物两端加上缔合官能团( associating groups) 。

对于非极性溶剂，线性、双官能团的遥爪离聚物( teleche-lic ionomers) 是有效的增稠剂，因为尾端低分子量离子基团可以相互缔合，最多可以使100 个离子对集聚在一起形成空间网络结构进而使烷烃增稠。

Heller 团队研究了遥爪离子聚合物( telechelic poly-
因为P VA c与CO 的亲和能力最强，T apri yal［32］对醋酸乙烯酯(vi nyl acetate)和包含苯环的单体进行共聚，制造出了polyF A ST的同系物苯甲酰－醋酸乙烯酯共聚物(benz oyl－ vi nyl acetate copol ym er，po- l yB OVA，见表1)。

尽管加入1%和2%的pol yB OVA 可以分别提高黏度40%和80%，但是在25℃时，溶解质量分数0．5%的醋酸乙烯酯－苯乙烯(vi nyl
2 2 2
肖博等: CO2 增稠剂研究述评—81 —
acetate －styrene，分子量12 000) 所需要的压力为64 MPa，不能在现场应用。

截至目前，公开文献报道还未发现任何一种非氟的聚合物，在油藏条件下能够以很小的加量(质量分数0．1%～1．0%)提高黏度2～20倍。

1．2其他类型增稠剂
1．2．1三丁基锡氟化物(T rial kyl tin f l uor ides)和半氟三丁基锡氟化物(s em i－f l uor inated trial kyl tin f l u- or ides)Heller等［33］将对烷烃有较好增稠效果的三丁基锡氟化物(tribut yl tin f l uor ide)引入到CO2中，发现其溶解性较差。

加入戊烷作为助溶剂并没有增强1．2．5芳香族－二烃基烃类胶凝剂(ar om atic－di- al kyl hydrocarbon gel li ng agent s)研究表明［39］，能在有机溶剂中形成凝胶的最简单的有机化合物包含1～3个苯环和2个烷氧基。

2，3－n－decyl oxy an- thracene(DDOA)［40］曾被证明可以稠化脂肪醇和有机胺类。

Placin等［39］将20 m g DDOA (分子量490)加入20 m L容器中，然后加入稠密的CO
2。

后将温度和压力分别升至90℃和25M Pa，发现其只有0．03%的溶解度。

他们认为通过改变苯环的数量(1至3)或烷氧基链的长度，或者在环状结构上引入羰基氧(car bonyl oxygen)可能会设计出溶于
其溶解性。

Enick［34］合成的( tri ( 2 －perfluorobutyl CO2且能有效增黏的物质。

et hyl)tin f l uor ide)(F(C F
2)
4
(C H
2
)
2
)
3
SnF虽然可以
在无需助溶剂的条件下溶于CO2，但是其黏度提高程度较小。

在25℃、16．5M Pa时，加入质量分数3%的半氟三丁基锡氟化物(s em i－f l uor inated tr oal- kyl tin f l uor ide)，黏度提升仅3倍。

1．2．2低分子量增稠剂1990年，L i ave等［35］对夹带剂提升CO2黏度的情况进行了研究。

夹带剂是可溶于CO2的低分子量化合物，如异辛烷、2－乙基1．2．6Fl uor inated and non－f l uorous bisureas匹兹堡大学和耶鲁大学的研究者研究出带有1个或2 个urea gr oups的微小化合物［41］。

U rea gr oups可以通过氢键与相邻分子的urea gr oups相互作用，在CO
2
中形成较长的缔合大分子物质，从而增加黏度。

在25℃、31M Pa压力时，他们研究的12种化合物当中有4种可以在质量分数为5%时提高CO2黏度3～5倍。

( 2 －ethylhexanol) 及乙氧基乙醇( ethoxylated al-Paik 等［42］尝试通过引入亲CO烃类基团和羰
s)。

通过改变CO
2
的相行为，达到提高溶解性和黏度的目的。

尽管加入异辛烷后CO2黏度增
长幅度很大，但是需加入的夹带剂浓度比较大。

如在40℃、14M Pa条件下，在CO2中加入34．3%的2
－乙基己醇，可使CO
2
黏度增加9倍。

摩尔分数为44%的2－乙基己醇可以提升CO2黏度15倍。

但由于成本高昂，该聚合物不具实用性。

1．2．3H ydr oxyal um i num dis oaps和f l uor inated 基或乙醚基团来制造fluorous bis －ureas 的非氟替
代物质。

虽然在25 ℃、62～65 MPa 时，质量分数1% 左右的物质可以溶于CO2 ，但是随着时间的延长，增稠剂分子从溶液中析出，单相透明溶液逐渐变为白色固体状纤维。

2 国内研究进展
hydroxyaluminum disoaps Enick［36］合成一系列的
hydroxyaluminum disoaps 以期其能溶于CO
2 并实现
国内有关CO2
室内研究阶段。

增稠剂文献报道较少，大多处于
增稠。

尽管一些disoaps 可以增稠丙烷，但是所有的
hydroxyaluminum disoaps 都不溶于CO
2。

最新的研究表明即使对disoap 的烷基支链进行氟化或者使用可有效增稠的具有更多分支的烷基支链［37］，这些
hydroxyaluminum disoaps 仍然不溶于CO
2。

1．2．412－hydr oxys tearic acid1995年，Heller
2011 年，武汉大学沈爱国等着眼于实际工业应用，首次尝试合成用于CO2 增稠的聚醋酸乙烯酯及其与苯乙烯的二元共聚物，并使用红外及核磁共振氢谱进行了分子结构表征。

他们认为该聚合物的亲CO
2
基团为低分子量的聚醋酸乙烯酯调聚物，聚苯乙烯部分可以增加CO2 黏度，并预测此聚合物有望
等［38］又对12 －hydroxystearic acid 进行了测试。

起成为一种高效、低成本、无污染的CO
2
增稠剂。

但
始，聚合物不溶于CO2 ，但是在加入乙醇等助溶剂是，其没有对该聚合物在CO
2
中的溶解和增稠效果后，其溶于稠密CO2 。

他们还发现，聚合物溶解度受作出评价［43］。

同年，他们又对聚甲基倍半硅氧烷与
温度、聚合物浓度及助溶剂加量的影响。

由于聚合物增黏幅度较小，且所需助溶剂的加量较大，不适宜作为CO2 增稠剂。

醋酸乙烯酯的接枝二元共聚物进行了分子结构表征。

他们认为，该聚合物的亲CO2 基团为低分子量的聚醋酸乙烯酯调聚物，而聚甲基倍半硅氧烷部分
2
—82 —西安石油大学学报( 自然科学版)
可以增加CO2 黏度。

但是他们并未对此聚合物的稠、安全环保、成本低廉的超临界CO2 增稠剂。

深
［44］。

入开展油藏条件下CO
2
增稠剂的溶解特性与增稠年，刘巍对国内外研究的各种CO2 增
稠剂进行了综述与评价，重点介绍了常见聚合物、
小分子、含氟聚合物以及不含氟表面活性剂等各种
类型增稠剂，同时从相行为、相对黏度测定方面介
绍了CO2 增稠评价方法，对提高CO2 驱波及效率
的超临界CO2 增稠剂的发展方向提出了建议。

2013 年，华东理工大学的刘涛申请的自然科学
基金项目“非氟CO2 增稠剂的设计、合成及作用机
理”获得国家自然科学基金委的批准。

该项目预计
在2017 年完成。

3 研发CO
2
增稠剂面临的主要难题
效果评价，加快增稠剂由室内研究向油田现场应用的
转化步伐。

( 2) 进行CO
2
增稠剂增稠机理研究，并对CO2增
稠剂与地层原油、岩石及地层水之间的相互作用进
行分析。

压裂时尽管稠化CO2 可以增加裂缝导流能
力，但是必须考虑稠化剂本身的性能。

如果是固体
或者是黏稠状液体且不溶于烃类，在降压时其可能
在裂缝中形成沉淀，此时增稠增加的产能可能会被
沉淀引起的伤害所抵消。

( 3) 加快解决实施超临界CO
2
增稠所需要的现
场特殊注入工艺和设备问题，完善相应工艺配套
措施。

参考文献:
综观前人的研究成果可以发现，研发CO2 增稠
剂的主要难题存在于以下几个方面:
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2
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( 1) CO
2
较低的溶解度，导致需加入大量的助
溶剂或者使用亲CO2 的聚合物单体。

只有当加入
10% ～20% 的互溶剂或使用昂贵的氟基化合物，黏
度才能得到大幅提升。

此时稠化剂加量通常大于
1% 。

( 2) 氟基稠化剂成本较高。

氟基聚合物被证明
是有效的增稠剂。

但是其加量较大，一般为3% ～
5% 。

降压后，可能沉积成固体或者稠密液体，伤害
地层。

同时，氟化单体及聚合物比较昂贵。

( 3) 稠化剂在烃类的溶解度较小。

因此可能无
法流回井筒，滞留地层。

氟基的存在虽然增加了聚
合物在CO2 中的溶解度，但是却使聚合物不溶于烃
类。

( 4) 温度和压力对CO
2
的溶解度产生影响。

一
旦其溶解度减小，增稠剂将会在地层沉积，造成伤害
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vances in CO
2
displacing oil and CO
2
sequestrated resear-4 结论及展望
随着低碳经济时代的到来，CO2驱油技术及
CO
2
压裂技术具有广泛的应用价值和深远的社会意
义，但目前国内外研究现状距其广泛应用尚有相当
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差距，首要原因就是缺乏高效、低成本、无污染的
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Mobility Control in H eter-
CO
2
增稠剂。

为了弥补差距，需要从以下几个方面ogeneous Media Using CO
2
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责任编辑: 董瑾
Experimental study on MEOＲ in Huatugou Oilfield
A b s t r a c t:Huatu go u O il f ield in Q in g hai is o f hi g h salinit y and l o w pr o ducti v it y，s o the applicati o n o f che m ical f l oo din g m eth o ds such as p o l y m er f l oo din g in the o il f ield is li m ited． T w o strains w ere separated f r o m the reser vo ir in the o il f ield，and the y are Pseud o-
m o nas aeru g in o sa Q H
2
and B acillus subtilis Q H Q110． T w o strains ha v e goo d o il displace m ent e ff ect and hi g h bi o sur f actant pr o ducin g ca- pacit y． T he abilit y o f the strains t o reduce the w ater sur f ace tensi o n and o il-w ater inter f acial tensi o n，their e m ulsi o n per f o r m ance t o crude o il and their adaptabilit y t o the en v ir o n m ent o f the l o cal reser vo ir are e v aluated b y e x peri m ents． T he results sh o w that the c o m p o und f er-
m ented liquid o f t w o strains can reduce the sur f ace tensi o n o f w ater f r o m 72 mN / m t o26．29 mN / m，and it has hi g h o il-w ater inter f acial acti v it y，its equilibriu m inter f acial tensi o n is0．2728mN / m． T he screened m icr o bial bacteria can thri v e in the reser vo ir en v ir o n m ent o f Q in g hai O il f ield． O il displace m ent si m ulati o n e x peri m ent indicates that the m icr o bial f l oo din g o f the c o m p o und strain can increase rec ov- er y e ff icienc y b y16%o n a v era g e，w hich als o illustrate that the screened strains ha v e goo d o il displace m ent per f o r m ance． T hese results pr ov ide a reliable e x peri m ental basis f o r the f ield applicati o n o f the c o m p o und strain in Huatu go u reser vo ir．
Key words: Huatugou Oilfield; indigenous bacteria; biosurfactant; performance evaluation; oil displacement effect
JI A Su o-gang1，Z HA N G Q i-han1，Z HA N G L i-hui1，HU Fu-tang1，CH EN Fu-lin2(1．Ｒesearch Institute o f D rillin g and Pr o ducti o n T echn o l ogy，Q in g hai O il f ield，CN P C，D unhuan g736202，G ansu，C hina;2． X i＇an O il f ield M icr o bial En g ineerin g L ab o rat o r y，N o rth w est U- ni v ersit y，X i＇a n710069，S haan x i，C hina)J X S YU 2014 V．29 N．4p．64-68
Calculation methods for adsorption layer thickness of the nano-pores in shale and comparison analysis of t hem
A b s t r a c t: T hree calculati o n f o r m ulas f o r the ads o rpti o n la y er thickness o f the nan o-p o res in shale are deri v ed f r o m di ff erent ad- s o rpti o n equati o ns．
B ased o n the shale data o f L o n g m a x i F o r m ati o n，the v ariati o n la w s o f the ads o rpti o n la y er thickness w ith te m perature o r pressure are o btained，and the applicabilit y o f three f o r m ulas is anal yz ed． T he results sh o w that:①L an g m uir f o r m ula and P o lan y i f o r- m ula can be used f o r the calculati o n o f ads o rpti o n la y er thickness under an y pressure，w hile FHH f o r m ula is o nl y suitable f o r the calcu- lati o n o f ads o rpti o n la y er thickness under l o w pressure(p＜10M Pa);②the ads o rpti o n la y er thickness increases w ith the increase o f pressure，w h o se sensiti v it y decreases w ith the increase o f pressure;③the ads o rpti o n la y er thickness g enerall y decreases w ith the in- crease o f the te m perature，but the ads o rpti o n la y er thickness calculated usin g P o lan y i f o r m ula has n o o b v i o us v ariati o n;④di ff erent ad- s o rpti o n thickness calculati o n f o r m ulas are suitable f o r di ff erent reser vo irs: L an g m uir f o r m ula is suitable f o r the reser vo irs w ith l o w abun- dance and l o w g as c o ntent，P o lan y i f o r m ula is suitable f o r the reser vo irs w ith hi g h abundance and hi g h g as c o ntent，and FHH f o r m ula is suitable f o r shall o w reser vo irs．
Key words: shale; nano-pore; adsorption thickness; calculation method
S H E W e n-xu，CH EN Jun-b in ( C o lle g e o f Petr o leu m En g ineerin g，X i＇an S hi yo u U ni v ersit y，X i＇an710065，S haan x i，C hina)J X S YU 2014 V．29 N．4p．69-72，88
Experimental study on QC-VES clean fracturing fluid used for ultra-low permeability reservoir
A b s t r a c t: QC-V E S clean f racturin g f luid w as de v el o ped f o r n o rthern S haan x i"l o w-per m eabilit y，l o w-pressure l o w-te m perature" reser vo ir． U sin g QC-1sur f actant as based a g ent，JH-1and KC l as additi v es，the o pti m al f o r m ula o QC-V E S clean f racturin g f luid is de- ter m ined w ith sin g le-f act o r e x peri m ents:1．2% QC-1+0．3%JH-1+0．2% KC l． T he c o m prehensi v e per f o r m ance o f QC-V E S clean
f racturin
g f luid is e v aluated acc o rdin g t o S Y /T5107-2005"W ater-based Fracturin g Fluid Per f o r m ance E v aluati o n M et
h o d"and S Y /T 6376-2008" G eneral T echnical C o ndit
i o ns o f Fracturin g Fluid"． T he results sh o w that QC-V E S clean f racturin g f luid s y ste m is a pseu- d o plastic n o n-N e w t o nian f luid，and its c o nsistenc y c o e ff icient is1．93，and f l o w inde x is0．32;it has goo d v isc o sit y-te m perature charac- teristics，and its v isc o sit y can re m ain ab o ut70 m Pa·s at least w hen it is c o ntinu o usl y sheared f o r60m in at the shear rate o f170s－1 at 80℃;it has e x cellent v isc o elasticit y and goo d sand carr y in g per f o r m ance;the v isc o sit y o f its g el breakin g liquid is3．42 m Pa·s s o that it is eas y t o f l o w back;it has n o residue，s o it has little da m a g e t o l o w-per m eabilit y c o res，the a v era g e static da m a g e rate is8．59%．Key words: clean fracturing fluid; viscoelastic surfactant; viscosity-temperature characteristic; viscoelasticity
M EN G Fan-ning，L I Q ian-ding，L I Shan-j ian ( C o lle g e o f C he m istr y and C he m ical En g ineerin g，X i＇an S hi yo u U ni v ersit y，X i＇an 710065，S haan x i，C hina)J X S YU 2014 V．29 N．4p．73-77
Ｒesearch progress in CO
2
thickeners
A b s t r a c t: D ense CO
2is used b o th in the liquid CO
2
f racturin
g and CO
2
f l oo din
g t o enhance o il rec ov er y． B ut its l o w v isc o sit y leads
Ⅷ。