沙特研制新型“化学驱油”弹性表面活性剂

沙特阿拉伯石油与矿产大学石油研究中心（Center for Integrative Petroleum Research, King Fahd University of Petroleum & Minerals, Saudi Arabia），于2024年初推出一种新的中东本地生产的表面活性剂，可较明显地提高油田采收率（EOR）。

“化学驱油”是一种重要的提高石油采收率（EOR）方法，其目的为回收岩石孔隙中的残余石油。然而，为实现“化学驱油”而注入的化学物质（如表面活性剂），必须能溶于低盐度或高盐度盐水，并且与地下储层的离子相容，还要在高温下保持表面活性剂稳定。

沙特石油大学研究中心的课题目标，是利用中东地区自产的原材料，生产“化学驱油”所需的表面活性剂；最终获得在高温和高盐度储层环境中尽可能高的EOR潜力。

研究中心教授所研制的新型“化学驱油”表面活性剂，无论在产品设计与产品合成过程中，均使用了“绿色”溶剂或无溶剂方案。此外，教授们还在表面活性剂的化学结构中引入了可裂解分子，包括酰胺键成分。

众所周知，酰胺键具有较低的毒性和良好的生物降解性。课题进行后期，教授们还使用“1H—13C核磁共振（NMR）”和“傅立叶变换红外技术（FTIR）”，以检测使用以中东当地原材料生产的“化学驱油”表面活性剂的化学结构。

沙特研究中心教授应用于研制“化学驱油”表面活性剂的实验过程与仪器，主要目的是推断出表面活性剂产品中的“离子表面活性剂”，即ZS（Zwitterionic Surfactant）的化学结构。为此，“核磁共振（NMR）”使用的是氚代溶剂，包括CDCl3和CD3OD等氚代溶剂。而“傅立叶变换红外技术（FTIR）”则用于表面活性剂的纯液体样品的处理。

实验室操作人员还进行新研制的表面活性剂的溶解性测试。方法是通过将不同盐浓度的表面活性剂制成模拟蒸馏去离子水（DW），溶解于不同盐度介质。例如，在通常为注入水的海水（SW）和储层盐水（FW）中溶解，以确定合成ZS 化学结构的溶解性。

实验室人员介绍“两性离子表面活性剂”，即合成ZS的工艺路线。首先使用甲苯将酸溶剂与胺溶剂混合成反应溶剂，形成混合物回流。将所得酰胺与磺内酯结合，形成进一步回流；最终形成所需的ZS。

技术人员进行ZS结构说明。强调通过“1H—13C核磁共振（NMR）”和“傅立叶变换红外技术（FTIR）”推断ZS的结构。透过推测曲线，操作人员可以观察到ZS分子的所有功能。

通过傅里叶变换红外光谱结果，实验室人员证实了两性离子表面活性剂（ZS）所拥有的官能团性质。例如，羟基在3376/cm处发生共振，“亲脂性尾部”可以通过信号，明确得知分别为2925/cm和2855/cm。环氧乙烷组的重复单元显示出强烈的峰值。在1098/cm的光谱中，酰胺官能团由1651/cm处的信号得以证实。

实验室人员还进行溶解性测试，研究了ZS在各种水中的溶解度和抗盐性。技术人员将ZS样品溶解在生理盐水至高盐水中后，可以看到清澈透明的溶液。样品放置了相当长的时间，样品溶液没有变化，如沉淀或检测到乳浊。良好的溶解性归因于水中的亲水性环氧乙烷基团表面活性剂，使分子能够溶解在各种水中。

在钻完井全过程中应对碳捕获与封存的挑战及措施

在2024年8月的泰国SPE（美国石油工程师）会议上，马来西亚石油咨询公司专家提出捕获和储存二氧化碳（CCS，Carbon Capture Storage）新的解决思路。

目前各国政府对气候变化的认识不断提高，要求石油公司承担起减少温室气体排放的责任。作为环境战略的一部分，在马来西亚进行油气开发的公司，业已制定捕获和储存二氧化碳（CCS）的路线图，又称二氧化碳的封存开发计划（SDP）。

这项计划思路，是从高含量二氧化碳的现存气田分离出二氧化碳，然后将气体注入附近特定地质储层，即拥有严密覆盖岩石，并且能够承担有效地质密封作用的储层中。

现场工程师专门设计与建成二氧化碳注入井，或者利用现有油气田老井改造，从而改建成二氧化碳注入井。油气田利用注入井，完成二氧化碳向地下的注入与储存。

现场工程师强调二氧化碳生产井与注入井工艺的完整性，对于完成二氧化碳的生产与储存十分重要；通俗地说，在二氧化碳生产与存储中，一定要严格防止二氧化碳泄漏。此外，还要确保气体输送管道长期保持密封状态。

现场人员提出各类气井的密封原则、标准与步骤。这些气井包括：生产与存储二氧化碳的相关气井，周边地层的封存井、废弃井，以及与二氧化碳产出地层相互贯通的在用气井等。

以马来西亚已确定的枯竭气田的开发井为例，其拥有高浓度二氧化碳气，开采时间已超过30年。油田开发的最初设计时，技术人员没有考虑这些开发井储层中高二氧化碳气浓度的存在。经过多年开采，气井发生腐蚀、窜槽和裂缝；总之井筒已发生泄漏。

石油公司管理层启动细致的评估程序，专门进行采气井是否可改造成二氧化碳气注入井的评估，仔细探讨利用现有的天然气开发井，转化为二氧化碳注入井的可行性。凡是不能通过评估的开发井，需要按照退役处理。

技术人员确定目标气田区块，并确认所需二氧化碳注入井的最佳数量。在评估过程中，技术人员还按照井底筛网从小孔眼到大孔眼的设计方法，专门设计气井的井底筛网的孔眼尺寸。他们还专门选择耐腐蚀合金（CRA）材料，以及使用抗二氧化碳水泥，以确保油气田的生命周期的完整性。

技术人员在进行注气井设计时，注意在二氧化碳注入角度进行优化，具体说，是在40至60度之间，选取最佳注入角度。此外，技术人员还将二氧化碳注入井的第25年使用时间，作为模拟注入过程的“超临界区间”；在此区间，技术人员根据所需的速率，维持必要的二氧化碳注入压力。

现场人员注意到建设二氧化碳注入井的钻井作业挑战，比如注入井井眼的钻井轨迹防撞问题。由于高浓度二氧化碳气井所在地层，常常是碳酸盐岩储层，所以技术人员认为必须解决在碳酸盐岩储层钻井时的施工风险和综合损失情况。

技术人员提出，在二氧化碳注入井的钻完井设计中，设计原则是尽量减少井筒内安装的完井部件的数量，以减少井眼系统的压差，以及从油管悬挂器到完井井段下端的潜在泄漏路径。技术专家特别强调，二氧化碳注入井的设计优化着眼点，是选择适当软件，从设计对象的敏感性分析出发，进行系统的整体优化。

总之，二氧化碳注入井的管理者，应当针对气井的具体情况，对气井实施“完整性生命周期”监控。此外，还应利用最新一代光纤技术，实现二氧化碳注入井的市场价值。在有条件的气田，还可利用地震数据，寻找可用于研究气井内二氧化碳传输中产生“羽流”现象的规律。

以数值模拟预测页岩气储层水力压裂套管变形风险

2024年6月的美国休斯顿（Houston）石油技术会议上，斯伦贝谢公司（SLB）推出预测水力压裂过程中套管变形风险的新方法。其工作环境为地下深层页岩气藏的施工现场。

斯伦贝谢公司在大陆的长水平井，进行多级水力压裂作业。工程目的为提高地下深层页岩气藏的产量。然而公司在压裂过程中，经常出现套管变形现象。

套管变形主要原因为压裂作业时，所压裂地层薄弱平面上发生剪切滑移。例如，在压裂作业的注水过程中，储层周围的天然裂缝会出现“重新复活”的现象。

在水力压裂过程中，随着压裂液的注入，井筒附近的地层孔隙压力会增加，井筒附近的应力状态也发生变化。在这种情况下，压裂作业井附近的天然裂缝，可能会因为所承受的滑移剪切应力超过“临界值”而发生滑移。而压裂作业井裂缝的剪切应力的滑移，反过来会导致压裂套管的变形。

斯伦贝谢公司技术专家为解决套管变形问题，制定一个数值模拟工作流程。流程包括储层应力场的时间推移综合建模，水力压裂模拟，天然裂缝及其他薄弱界面的综合建模。此外，技术人员还分析了页岩气水平井的套管力学状态。技术专家还就多级水力压裂过程中的套管变形机理，进行深入的探讨。

斯伦贝谢公司的项目完成标准，是进行套管变形预测，并且制订缓解套管变形的作业方案，最终达到降低套管变形风险，提高压裂作业效率之目的。

（编译：郭永峰 编译自美国《JPT（石油技术报道）》杂志）