低温高强度堵剂T201的研制与应用

吐哈油田储层低渗 ,微裂缝相对较发育 ,地温低 ,长期注水后油井温度在 70℃左右 ,注水井温度 5 0～ 6 0℃。以成胶时间和凝胶粘度为主要评价指标 ,从HPAM /多元酚 /醛体系出发 ,通过组分及其用量的筛选 ,得到了低温堵剂T2 0 1的基本配方如下 :0 .2 %～ 0 .5 %HPAM 0 .0 3%～ 0 .0 4多元酚 0 .2 %醛 0 .4 %～ 0 .4 5 %延缓稳定剂亚硫酸氢盐 0 .0 6 %～ 0 .0 8%催化剂铵盐 ;HPAM分子量为 6 .0× 10 6～ 8.0× 10 6,水解度 15 %～ 2 0 %。 0 .5 %HPAM的堵剂溶液室温、170s-1粘度为 2 2mPa·s,在 4 0～ 70℃下成胶时间为 17～ 5h ,形成的凝胶室温、1.5s-1粘度为 4 7～ 14Pa·s。T2 0 1更适合低温油藏。 2 0 0 1年实施的 12井次注水井调剖作业 ,成功率 10 0 % ,有效率 90 %。在施工中采取了如下工艺作法 :按井况调整堵剂配方 ;交联剂略过量 ;用低浓度聚合物溶液将注入的堵剂替至半径 2～ 3m处 ;控制注入压力。详细介绍了 4口注水井调剖施工情况及结果。图 4表 7参 1。     

新型水溶性暂堵剂SZD的研究与应用

针对油田注水井及高含水油井漏失严重问题,研制了SZD系列水溶性暂堵剂。对不同暂堵剂的暂堵及解堵效果、返排驱替液量对暂堵和解堵效果的影响、暂堵剂注入量对暂堵效率的影响以及岩心渗透率对暂堵剂暂堵强度的影响进行了研究。结果表明,该暂堵剂可使岩心封堵率达到90%以上,用水冲刷100PV后,渗透率恢复值在85%以上。40余口井的现场试验结果表明,该暂堵剂能有效解决注水井和高含水井存在的漏失问题。     

HPAM/Cr3+交联暂堵技术在堵水封窜中的应用

研发了一种聚合物铬凝胶类暂堵剂用于油水井堵水封窜,其组成为：0.6%-0.8%聚合物HPAM＋0.003%-0.004%交联剂乙酸铬＋0.010%-0.025%破胶剂过硫酸铵。该剂45℃成胶时间〈16小时,16小时成胶黏度5.8-8.2 Pa.s（可超过10 Pa.s）,72小时破胶剂液黏度240-280 mPa.s,可用于40-80℃地层。在原始水测渗透率0.45-5.0μm^2的人造岩心上,该剂封堵物的突破压力≥12.5 MPa/30 cm,暂堵率≥97.9%,破胶后恢复率≥85.2%。该剂已成功用于大庆采油一厂2口斜井的堵水封窜作业。详细介绍了井口严重反冒的高150斜41注水井的暂堵封窜作业：在注水层段以上补孔;注入12 m^3暂堵剂封堵注水层段（10.5 m＋3.6 m）,注入压力5 MPa,套压3.8 MPa;依次注入速凝堵剂8 m^3（注入压力14 MPa,套压8 MPa）、强凝胶堵剂10 m^3（23,9 MPa）封堵窜流层段（10.5 m）,36小时后注水压力13 MPa,注水量5 m^3/d,以后逐渐升至20 m^3/d,井口无反冒水,封窜成功,注水层暂堵保护有效。图3表4参2。     

一种有于深部调剖的聚合物强凝胶堵剂的研究

由分子量 3× 10 6～ 5× 10 6、水解度 2 5 %的聚丙烯酰胺 (5～ 6 g/L)、重铬酸钠的氧化还原体系、延缓剂 (10 0～6 0 0mg/L)组成的聚合物强凝胶堵剂 ,可用 pH值 6 .5～ 8、矿化度 <1× 10 5mg/L的水配制 ,温度 2 0～ 75℃范围内成胶时间可在 0 .5～ 8天范围内调节。报道了典型配方实验堵剂液的性能研究结果 :在 5 0℃时 ,在人造砂岩岩心中的成胶时间为 44小时 (由突破压力曲线测得 ) ,岩心封堵率 >99.9%,经注水 5 0PV冲刷后仍不低于 99.8%,突破压力梯度在高渗透率 (87.9μm2 )岩心中不低于 30MPA/m ,在低渗透率 (9.0 μm2 )岩心中较低 ,为 2 3MPA/m ,显示了一定的选择性。在 3支串联高渗透率岩心和 3支串联低渗透率岩心并联而成的非均质模型上 ,在水驱饱和油之后(合层采收率 18.8%) ,依次用实验堵剂封堵第一、第二、第三高渗透岩心后水驱 ,合层采收率分别达到 41.8%,6 1.5 %和 74.8%。由各个岩心和岩心组的采收率得出结论 :封堵深度越大 ,采收率提高幅度越大。讨论了有关的驱油机理。     

高压低渗油藏调剖堵水技术

濮城沙三油藏属高压低渗透油藏，开发过程中经多次压裂改造，地层裂缝发育，含水上升速度加快，开发效果变差。通过应用PI决策优化设计技术，通过室内研究，开发了盐酸-硅酸钠、氯化钙-硅酸钠近解远调堵剂、水泥复合堵剂、钙土体系等高强度微裂缝和大孔道堵剂，以及YH103系列、FD系列、STP-01系列、油井水泥等油井堵水堵剂。通过和堵剂相适应施工工艺：水井施工工艺技术，水井多段塞封堵技术，油井找水工艺技术，油井分层封堵等工艺技术的应用，改善了油藏开发效果，提高了注入水波及系数。     

耐酸颗粒堵剂在低渗透油田注水井中的应用

为改变低渗透油藏地层非均质性,提高地层流体波及体积,降低注水井的注水压力,提高注水量,以膨胀倍数、耐酸性能、封堵性能等为性能指标,优选了一种具有良好抗盐抗酸性能的颗粒堵剂SDJ。研究结果表明,颗粒堵剂SDJ在60℃、50000 mg/L模拟盐水中膨胀倍数可达8.5倍,酸化处理后膨胀保留率最高可达20.83%;对渗透率为997×10~(-3)μm~2的填砂管的封堵率达到99.5%以上,对渗透率为1.824×10~(-3)μm~2的岩心的封堵率可达94.7%。现场试验结果表明,耐酸颗粒堵剂SDJ加入后升压2.0 MPa左右,注酸后注水压力下降6.0 MPa,注水排量提升40.6%,降压增注效果良好,吸水剖面得到明显改善。图11表3参10     

含油污泥调剖剂的研制与应用

测定了江汉钟市、马王庙油田采出污水处理中产生的含油污泥的含固、含油、含水、含盐量,污泥水的矿化组成及污泥固相颗粒的粒径分布。针对渗透率级差为10、高渗层平均孔隙直径11.53μm、低渗层平均孔隙直径3.978μm、地层水矿化度很高的广北油田注水井调剖,按1/3～1/7桥塞理论确定颗粒堵剂的粒径范围为1.6～3.8μm,选用固相颗粒以小 中颗粒为主、d<10μm的颗粒占42.8%的钟市污泥,添加超细碳酸钙粉(d<5μm的颗粒占88.8%)以弥补污泥固含量的不足(仅18.2%),加入高分子稠化剂和悬浮剂,制成含油污泥调剖剂,其粘度为56mPa·s,颗粒沉降时间4～5小时。在平行双岩心封堵实验中,注入2PV该调剖剂并关闭48～72小时后,高渗岩心的封堵率>90%,低渗岩心的伤害率<20%;耐水冲刷性>30PV;以多段塞方法低流量注入调剖剂而以高流量注水可得到好的封堵效果。以岩心封堵前后的压汞、铸体薄片数据和扫描电镜观测结果证实了封堵效果。2001～2002年在广北油田11口注水井实施污泥调剖,单井平均注入量247m3,介绍了选井原则、施工工艺及2口井调剖效果。图6表5参5。     

注水井酸化解堵用的水溶酸不溶暂堵剂CY-4

大庆油田二、三次加密井层间渗透率差异较大 ,在这类注水井进行酸化解堵时需暂时堵住高渗透层 ,将酸液导向低渗透层。研制了一种水溶而酸不溶的暂堵剂CY 4 ,其组成为 :主剂聚合物 ,有效成分 95 % ,细度 2 0 0目 ;增强剂QZ ,加量 2 4 % ;溶解速率调节剂LHN ,加量 2 %～ 3%。暂堵剂CY 4为浅黄色颗粒 ,粒径 2～ 4mm ,密度 0 .9～ 1.1g/cm3 ,抗压强度 2 0MPa ,2 4小时水溶率 >98% ,酸溶率 <1%。暂堵剂CY 4由酸液携带进入井筒 ,自然选择进入高渗透层炮眼 ,形成暂时堵塞 ,酸化后恢复注水时堵塞物可被溶去。在大庆杏树岗油田 11口加密注水井酸化时应用暂堵剂CY 4 ,使注水压力下降 ,注水量增大 ,吸水层数、厚度增加 ,低渗透目的层吸水比例由 18%上升到6 4 %。图 2表 3参 1。     

堵水调剖技术在濮城油田沙三油藏的应用

濮城沙三段属非均质性油藏，开发过程中经多次压裂改造，地层裂缝发育，含水上升速度加快，开发效果变差。通过应用优化设计技术和PI决策专家系统研究，开发了盐酸-硅酸钠、氯化钙-硅酸钠近解远调堵剂、水泥复合堵剂、钙土体系等高强度微裂缝和大孔道堵剂，以及YH103系列、FD系列、STP-01系列、油井水泥等油井堵水堵剂。通过水井施工工艺技术、水井多段塞封堵技术、油井找水工艺技术、油井分层封堵等配套工艺技术的应用，改善了油藏开发效果，提高了注入水波及系数。     

地下成胶的淀粉-聚丙烯酰胺水基凝胶调堵剂性能研究

题示调堵剂由4.1%淀粉、4.1%AM、0.16%引发剂、0.04%交联剂组成,用吉林油田采出水(矿化度5.15 g/L)配制,30℃成胶时间17小时,成胶强度(通过面积28.3 cm2的两层20目筛网所需驱动压力)为0.85～0.95 MPa,加入0.02%～0.20%缓聚剂可使成胶时间延至25～90小时.可用不同油藏采出水(矿化度4.47～263 g/L)配制,在各该油藏温度下(40～120℃)成胶.在30 m长40～60目含粘土约30%的露头砂填充管中注入9.5 m长调堵剂,沿程压力表明该调堵剂运移性能良好;入口处表观粘度计算值为0.05 Pa·s,8.16 m处下降至0.04 Pa·s;成胶后入口注水压力达60 MPa时,5.50 m及以下压力降至零.在2 m长、K=9.78 μm2填砂管中以不同流量注入调堵剂,流出后的成胶率≥90%.在渗透率0.199～23.7μm2的4支1 m长填砂管注入0.3 PV调堵剂,成胶后注水突破压力梯度(7.8～8.4 MPa/m)、水驱至9 PV时的残余阻力系数(30～2850)及封堵率(96.7%～99.7%)均随原始渗透率增大而增大.0.3 m长2组高低渗填砂管并联,注入0.35 PV调堵剂时的分流率比与渗透率级差成正比,成胶后注水分流率发生反转.图3表5参6.     

聚合物驱全过程调剖技术的矿场应用

运用聚合物驱全过程调剖技术可以解决注聚合物过程中聚合物窜流和后续注水快速指进的问题,明显改善聚合物驱的应用效果。河南油田在V油组上层系注聚合物前及I₅+Ⅱ_1-3层系聚合物驱转水驱前进行了区块整体调剖,调剖半径为50～80m,单井调剖剂量为3692～15300m³,调剖井占注聚合物井的75%以上。调剖后启动压力上升,吸水指数下降,吸水剖面得到了改善,与双河油田未进行整体调剖的聚合物驱区块相比,注聚合物2年后,产出的聚合物浓度从170mg/L下降到31mg/L,后续水驱第一年产油量由下降28.4%变为产油量上升。     

多轮次调剖的室内实验研究与现场应用

采用沿一条对角线设置高渗区、两端设注入、采出口的厚平板模型和可视化薄平板模型及高、中、低渗三填砂管并联模型,实验研究了水驱后(含水95%)多轮次调剖的效果。在厚平板模型上用水玻璃/氯化钙堵剂调剖三轮次,在薄平板模型上用聚合物铬冻胶调剖八轮次,均出现了调剖效果(采收率增值)递减现象。提出了效果递减的五个机理及相应对策:①前后两次调剖注入的堵剂影响面部分重叠,应使用强度不同、凝胶化时间不同的堵剂,建立多轮次调剖堵剂系列;②堵剂的作用随径向距离增加而减弱;应逐轮次增加堵剂量;③封堵时机不当,含水越低则调剖效果越好;④注入压力欠当,高注入压力下堵剂可进入欲启动层;⑤注入的堵剂部分失效,如有机冻胶发生氧化降解,粘土内滤饼被冲刷。在综合含水高达96.3%的坨11南沙二11-3试验区,采用PI和FD决策技术选调剖井,选择堵剂并优化堵剂配方,从1999年10月到2002年10月对全区6口注水井进行5轮次共21井次调剖,使试验区年自然递减率(1999年为11.65%)大幅度减小,含水受到控制(2003年8月为96.1%),采收率提高2.0%,可采储量增加。图5表3参3。     

深部调剖高效延缓交联剂的研究与评价

延缓交联聚合物凝胶是国内外油田常用的深部调剖体系,而延迟交联剂是延缓交联体系的重要组成部分。根据调研的国内外资料,研制开发了一种高效延缓交联剂,使聚丙烯酰胺成胶时间在1~15d可调,使用浓度小于0.2%,成本低廉,现场配制简单,交联剂体系呈碱性,不腐蚀运输设备及注入设备。重点描述了高效延缓交联剂的合成过程,并对高效延缓交联机理及交联剂的应用性能进行了详细的论述。     

大港油田港东开发区调剖堵水区块治理

根据大港油田港东开发区的实际情况，我们进行了注水井调剖和油井堵水的区块综合治理，成功地引进推广了ＴＰ－９１０调剖技术，研究试验了互穿聚合物网络（砂岩）ＴＤＧ调堵技术，完善了施工工艺。在港东开发区三个断块的综合治理中取得了显著的成效。     

疏水型水膨体AM/MJ18共聚物的合成及评价

以丙烯酰胺(AM),疏水单体十八烷基二甲基烯丙基氯化铵(MJ18)为单体,N,N-亚甲基双丙烯酰胺(DMAM)为交联剂,过硫酸铵-亚硫酸钠氧化还原体系为引发剂,采用水溶液聚合方法,合成了疏水型水膨体AM/MJ18共聚物.根据正交试验,确定了最佳合成条件:反应温度为60 ℃,疏水单体MJ18含量为0.5%,引发剂用量0.45%,交联剂用量0.04%.在此条件下合成的水膨体具有较好的耐温抗盐性和热稳定性,是一种适合油田深部调剖作业用的水膨体颗粒.     

丙烯酰胺地层聚合交联冻胶堵调剂研究及应用

研制了由丙烯酰胺 (3%～ 8% )、引发剂 (0 .0 5 %～ 0 .3% )、多价金属离子络合物交联剂 (0 .1%～ 0 .5 % )、反应调节剂 (0 .0 5 %～ 0 .2 % )和水组成的地下聚合交联成胶体系 ,用于油井堵水和注水井调剖。成胶液配制可在 16～ 2 0min内完成。成胶液受剪切不影响冻胶形成。对按标准配方配制的 5 %丙烯酰胺成胶体系进行了研究和评价。在70℃生成的冻胶在水中吸水膨胀 ,8h体积膨胀 6 .8倍 ,2 4h体积膨胀 8.3倍。在 5 0～ 70℃生成的冻胶初始粘度 1.38× 10 6 mPa·s,老化 90d后粘度基本不变 ,粘度最大降幅≤ 6 .4 %。在长 30mm、渗透率 2— 6 μm2 的人造岩心上测得对油相和水相的堵塞率分别为 >99%和～ 70 % ,突破压力分别为 2 .2～ 2 .7和 0 .1～ 0 .3MPa。该堵调剂已在胜利几个整装油田 2 5口注水井和 8口油井上应用 ,以油、水井各一口作为实例介绍了堵调结果。表 5参 3。     

注聚前深度调剖井堵剂用量确定方法

通过对新投注聚区块注入井的动、静态资料综合分析，确定出深度调剖井选井原则。结合油藏工程方法，建立了汪聚前深度调剖井堵剂用量计算公式，实现了调剖层痊及堵剂用量的定量化确定。应用该方法对喇嘛甸田南中块东部和北北块聚合物驱的10口调剖井调剖层位及堵剂用量进行了定量计算，确定了合理的堵剂用量，从而有效地提高了注聚前深度调剖井的调剖效果。     

聚合物驱剖面返转类型及变化规律

聚合物驱过程中的注入剖面变化在注聚初期,其吸水剖面与水驱基本相同,聚合物溶液还是主要进入高渗透层,随着高渗透层渗流阻力的增加,聚合物溶液开始进入低渗透层,注入剖面得到改善.随着低渗透层聚合物溶液的不断进入,其渗流阻力增加,导致其吸水比例逐渐下降,吸水剖面出现返转.其吸水变化类型主要有一次返转型、二次或多次返转型和不返转型.通过对现场实际资料的研究表明:①在注聚过程中,各沉积单元相对吸水量往复变化;②注聚过程中,低渗透层剖面返转时机先于中渗透层;③低渗透层注聚剖面第二次返转时相对吸水量峰值低于第一次返转时的峰值;④高渗透层的厚度比例越大,聚合物调整低渗透层吸水剖面能力越差;⑤聚驱全过程中,高渗透层的累积吸水量仍大于中、低渗透层;⑥绝大多数单元的吸水剖面在吸水指数、含水下降期发生初次返转.另外,相对于一类油层聚合物驱,二类油层具有返转出现时间早于一类油层、返转幅度大于一类油层等特点.     

聚合物驱后恢复水驱提高采收率方法平板模型试验研究

通过室内物理模拟试验比较2种聚合物驱后的提高采收率方法,并考虑不同渗透率级差模型对聚合物再利用技术的影响,得到聚合物驱后对地下聚合物溶液再利用技术和效果的认识。研究表明:在聚合物驱-水驱-深部调剖-活性水驱的试验中,聚合物驱后恢复水驱,因水的流度远高于聚合物溶液的流度,会产生严重的指进现象,降低了水的波及系数;同时大量水体又会严重稀释深部调剖剂,使其强度减弱,调剖效果变差。在聚合物驱-水驱-絮凝和固定-深部调剖-活性水驱的试验中,可通过絮凝剂对水驱稀释的聚合物溶液絮凝再利用,形成絮凝体对高渗透层产生封堵,再注入固定剂溶液进入聚合物浓度较高的次高渗透层,通过交联形成交联体起到深部调剖和驱油作用。在3种渗透率级差的平板模型试验中,对絮凝和固定技术进行了对比试验,证实该技术具有一定的有效期,产生的絮凝体和交联体强度较高,为后续深部调剖和活性水驱奠定了良好的基础,同时该技术具有成本低廉、采出程度高、对中低渗透层的伤害程度小及对地下存在聚合物再利用程度高等优点。     

新型聚合物微球逐级深部调剖技术

由于现有调剖堵水材料在进行油田深部调剖时存在不足，根据理想的深部调剖材料所应该具备的性能，提出了新型聚合物微球结构的设计思路。对所合成的新型材料进行了实验评价，研究了微球水化前后的粒径和形态的变化，结果表明，其初始粒径为几十纳米，在室温下水化30d后粒径膨胀为几微米；研究了聚合物微球在人造岩心和填油砂模拟岩心管中的封堵性能，结果表明，聚合物微球在岩心中具有封堵、突破、深入、再封堵的逐级封堵和逐级调剖特性。