热复合流体对堵剂颗粒沉降特性的影响

化学与石油工程系,卡尔加里阿尔伯塔T2N1N4;） 稠油热复合开采后期,尽管颗粒堵调作业对进一步提高原油采收率有明显的效果,但储层中存留的热复合流体对堵剂颗粒沉降特性的影响还不明确,从而限制了颗粒悬浮体系在该阶段的应用。为此,依据颗粒沉降速度理论,对颗粒悬浮体系基本物性与颗粒沉降速度的内在规律开展研究;通过颗粒悬浮性实验及Zeta 电位实验,对不同因素下悬浮颗粒的沉降特性及机理认识开展研究。结果表明,颗粒粒径与孔隙直径之比越小,颗粒群的沉降速度越小;当pH值为5 或7 时,颗粒悬浮体系的稳定性较好,当pH值为9 时,颗粒悬浮体系产生明显的凝聚沉降现象;阴离子或非离子表面活性剂对颗粒悬浮体系的稳定性影响较小,阳离子表面活性剂与颗粒悬浮体系产生絮凝现象,但随着pH值减小絮凝现象减弱,当pH值为3 时,无絮凝现象出现。因此,选择合适的颗粒悬浮体系关系到稠油热复合开采后期深部堵调作业的成败。     

聚合物溶液宏观流变性研究

在较宽的剪切速率范围内，系统测试了３种特高分子量部分水解聚丙烯酰胺聚合物溶液的宏观流变曲线，分析了聚合物的宏观流变特征及其聚合物分子量及浓度，温度和压力的变化规律。用２参数的Ｐｏｗｅ－Ｌａｗ模型和４参数的Ｃｒｏｓｓ流变模型对所测得的流变数据进行了拟合处理，确定了描述聚合物溶液宏观流变性的流变模型，建立了流变参数随浓度和温度变化的关系式。     

十二烷基苯磺酸钠对疏水缔合聚合物溶液流变性的影响

为了进一步认识疏水缔合聚合物与表面活性剂的相互作用规律,指导缔合聚合物二元体系流变性调整,利用流变仪研究了十二烷基苯磺酸钠质量浓度对疏水缔合聚合物溶液零剪切黏度、表观黏度、屈服应力、第一法向应力差、变形—恢复的影响规律.实验结果表明:十二烷基苯磺酸钠与疏水缔合聚合物可以发生较为强烈的聚/表相互作用,并对二元体系流变性产生显著影响;疏水缔合聚合物的疏水侧基通过缔合作用与十二烷基苯磺酸钠烷基链形成类似混合胶束的聚集体,增加十二烷基苯磺酸钠质量浓度,可增强缔合网络结构强度以提高其流变性能;十二烷基苯磺酸钠质量浓度进一步增加时,疏水缔合聚合物的疏水侧基增溶到胶束中,从而拆散缔合网络导致流变性能下降.因此,为保持疏水缔合聚合物与表面活性剂二元体系的驱油性能,建议在保证超低界面张力前提下着重考虑表面活性剂对体系流变性的影响.     

聚合物溶液宏观流变性研究

在较宽的剪切速率范围内,系统测试了3种特高分子量部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)聚合物溶液的宏观流变曲线,分析了聚合物的宏观流变特征及其随聚合物分子量及浓度、温度和压力的变化规律。用2参数的Powe—Law模型和4参数的Cross流变模型对所测得的流变数据进行拟合处理,确定了描述聚合物溶液宏观流变性的流变模型,建立了流变参数随浓度和温度变化的关系式。从而,为聚合物驱数值模拟、动态预测和矿场工程设计提供了重要的依据。     

超声波频率对聚合物溶液流变性的影响

提出了利用超声波改变聚合物溶液流变性的方法和声流变概念。通过超声波作用于聚合物溶液的室内试验,结果表明,在超声波作用下,聚合物溶液流变性将发生很大变化,变化幅值与超声波的频率有关。经超声波处理后聚合物溶液的流变性符合Carreau模式,给出了Carreau模式中参数μ∞,n,μ0,γb的确定方法,并给出了它们同频率之间的关系。通过回归分析,得出聚合物溶液视黏度与作用的超声波频率之间的经验关系式,给出了经超声波处理后聚合物溶液视黏度的预测模型。该研究结果,为改变聚合物溶液流变性提供了一种新途径。     

含HPAM的复合驱溶液流变性

以三元体系Ｎａ２ＣＯ３／Ｌａ／ＨＰＡＭ为实验研究对象，证明Ｃｒｏｓｓ可用于描述各实验浓度、矿化度、温度和剪切速率下ＡＳＰ三元复合驱溶液的粘度变化规律。所得到的主要结论是：在较宽的参数变化范围内，矿化度、碱浓度和温度的对体系流动性影响较大；表面活性剂的变化对体系流动性影响不显著。     

岩心渗透率对聚丙烯酰胺溶液流变性的影响

使用露头岩心研究部分水解聚丙烯酰胺溶液通过岩心后,在不同时间的产出液黏度变化及聚合物溶液通过岩心时的压差。研究结果表明,随着时间的延长,聚合物通过岩心后的液体黏度逐渐增大,并最终趋于稳定。低渗岩心的阻力远远大于高渗岩心,且岩心渗透率稍有下降,压差快速增加。设计聚合物驱方案时,应考虑岩心中聚合物溶液有效黏度的渐变规律,且要谨慎确定聚合物驱油藏渗透率下限。     

含HPAM的复合驱溶液流变性研究

以三元体系Ｎａ２ＣＯ３／Ｌａ／ＨＰＡＭ为实验研究对象，证明Ｃｒｏｓ模型可用于描述各实验浓度、矿化度、温度和剪切速率下ＡＳＰ三元复合驱溶液的粘度变化规律。所得到的主要结论是：在较宽的参数变化范围内，矿化度、碱浓度和温度的变化对体系流动性影响较大；表面活性剂浓度的变化对体系流动性影响不显著。     

聚合物溶液粘弹性和拉伸流变性

聚合物溶液属于非牛顿流体，具有复杂的切变行为，同时还表现出弹性和可拉伸特性。聚合物溶液传输过程会遇到截面积变化，在受挤压过程遇到高剪切的流动时，会对其形变产生较大的阻抗，从而给聚合物注入系统带来一定影响。因此需要对聚合物溶液粘弹性及拉伸流变性进行研究，确定其对地面注入工艺过程的影响，化不利因素为有利因素，为聚合物注入系统的设计及优化改进提供科学依据。     

无机颗粒堵剂悬浮性及悬浮机理研究

针对无机颗粒堵剂在注入过程中悬浮性较差的问题,通过对4种添加不同悬浮剂的无机颗粒堵剂的析水体积、沉淀体积的分析来评价不同类型悬浮剂的无机颗粒堵剂的悬浮性,得出黄原胶(HJ)和Na_2SiO_3有较好的复配作用,HJ/Na_2SiO_3复合悬浮剂(0.48%)对无机颗粒堵剂的悬浮效果较好,体系的中部密度减小值仅为不加悬浮剂体系的三分之一,HJ/Na_2SiO_3复合悬浮剂体系可有效增强体系的悬浮稳定性。结合斯托克斯沉降公式和悬浮体系中部密度的变化研究了无机颗粒堵剂体系的悬浮机理。     

油相微颗粒堵水技术研究与应用

塔河油田底水砂岩油藏以水平井开发为主,底水能量充足,非均质性强,底水易沿高渗段点状锥进水淹,导致大量剩余油无法采出。运用数值模拟结合生产测井得出底水易延高渗段突破。在此认识基础上结合前期堵水研究,创新性地将颗粒架桥封堵与分散相携带沟通的作业有机结合,并进一步优化堵水工艺,形成油相微颗粒堵水技术体系,并在现场实践中取得较好的效果。     

暂堵转向压裂技术用暂堵剂研究新进展

暂堵转向压裂技术适用于不同地层条件下的储层改造,现已在国内取得广泛应用。根据不同作业地层的特点选择合适的暂堵剂暂封堵目的层内高渗孔道是该技术的关键,有必要加深对现有各类压裂用暂堵剂的认识以便在应用时能够做出正确选择,因此,结合压裂用暂堵剂的国内外研究现状,提出可从固体、液体、气体这三种不同的物质状态出发,根据压裂暂堵剂在实验条件下表观形态的不同将其分为固体暂堵剂、液体暂堵剂和泡沫暂堵剂,并分析了它们的暂堵机理、性能特点和适用范围,对其研究进展进行综述。     

影响冻胶类堵剂封堵性能的因素分析

该文概要介绍了国内外有关影响冻胶类堵剂封堵性能的因素的研究情况，具体分析了冻胶类型及组成、岩心含油饱和度、渗透率、岩石的润湿性、驱替相类型对堵剂封堵性能和堵水调剖效果的影响，表明冻胶本身的结构特性是影响冻胶封堵率的根本因素；冻胶的封堵率随着岩心含油饱和度的增加而减小，同时受到岩石的润湿性和驱替相类型的影响；冻胶对亲水岩石的封堵率大于对亲油岩石的封堵率，对水相的堵塞程度大于对油相的堵塞程度。在此基础上推导出了调剖堵水施工中堵剂封堵率的计算公式。     

不稳定交联凝胶类堵剂的探索研究

不稳定交联（稳定交联剂和不稳定交联剂复合使用）技术是近年来出现的一种新型交联技术,逐步在预交联颗粒、聚合物微球等凝胶类堵水剂中应用.利用稳定交联剂MBA和不稳定交联剂PS-11合成一种高交联度的吸水树脂,考察不稳定交联剂对凝胶吸水性能、耐盐性能及弹性强度的影响,并结合扫描电镜观察凝胶内部骨架结构.研究表明：高温环境中（90℃）不稳定交联剂PS-11分解较快,但分解不完全,高质量分数的不稳定交联剂有一定缓膨效果;PS-11分解有助于提高凝胶的耐盐性能,矿化度20×10^4 mg/L条件下,凝胶吸水倍率达21g/g,同时弹性强度也显著增加;电镜扫描结果证实PS-11发生分解,凝胶内部结构变得混乱.据此提出不稳定交联凝胶类堵剂未来可能的发展方向.     

Development of degradable pre-formed particle gel(DPPG)as temporary plugging agent for petroleum drilling and production

Temporary plugging agent(TPA)is widely used in many fields of petroleum reservoir drilling and production,such as temporary plugging while drilling and petroleu...     

活性微球堵剂的研究与应用

为了解决现河油区复杂断块油藏开发中剩余油难以有效动用的问题,通过乳液或微乳液制备方法,研制开发了活性微球系列堵剂,开展了活性微球堵剂的研究与应用。通过大量室内试验,评价了活性微球的原始尺寸、形态、膨胀性、稳定性、封堵效果等理化指标,并模拟油藏条件对微球进行适用性评价,确定现河油区复杂断块不同渗透率条件下不同级差的微球,筛选出了适合本油区特点的微球体系,开展了矿场深部调剖试验,最终得出了利用活性微球堵剂进行深部立体调剖,可以真正意义上实现低浓度、小剂量、在线注入的结论,从而在地层深部实现逐级逐步的液流改向,提高了注入水波及面积和体积,达到提高采收率的目的。     

多苯基芳基硅烷偶联剂改性纳米SiO_2封堵剂

以工业纳米SiO_2为原料,四苯基苄基三乙氧基硅烷为表面改性剂,氨水为催化剂,制备了一种改性纳米SiO_2。借助激光粒度分析仪、透射电镜(TEM)、六速流变仪和滤失仪,对比了改性前后纳米SiO_2在钻井液中的粒度分布和微观形貌特征,以及对钻井液流变性能和滤失性能的影响。通过模拟地层渗透率测试实验,评价了不同纳米SiO_2对纳微米孔隙的封堵能力。实验结果表明:经140℃老化16 h后,钻井液中的工业纳米SiO_2发生了明显的团聚现象,而改性纳米SiO_2相反;2种纳米SiO_2对钻井液的流变性能影响较小,但改性纳米SiO_2可以显著降低钻井液的滤失量;与工业纳米SiO_2相比,改性纳米SiO_2可有效对纳微米裂隙进行封堵,当其在钻井液中的质量分数为3.0%时,对模拟纳微米孔隙地层的封堵率达到98.93%。     

微悬浮乳液堵调剂性能研究

生产实践证实,常规化学堵调剂对层间渗透率级差大于3的地层不能达到理想的调剖和堵水效果.以油溶性树脂为主剂,并添加乳化剂、稳定剂及其他助剂,经乳化机剪切和乳化后,制备成粒径为1～5 μm且性能稳定的水包油微悬浮乳液堵调剂.通过实验确定了该堵调剂的最佳配方：50％～60％（表示质量浓度,以下同）树脂＋0.35％～0.40％十八烷基三甲基氯化铵或0.35％～0.40％十二烷基苯磺酸钠＋0.1％羟甲基纤维素＋0.10％～0.15％氯化钙＋1％～5％石蜡＋水;同时还确定了针对该堵调剂的破乳配方,即当乳化剂为十八烷基三甲基氯化铵时,破乳剂宜选用质量浓度为2％～3％的氢氧化钠水溶液,当乳化剂为十二烷基苯磺酸钠时,破乳剂宜选用质量浓度为3％～5％的氯化钙水溶液.通过对微悬浮乳液堵调剂的油溶率、酸溶率和粒径等各项指标进行性能测试,结果反映出该堵调剂具有良好的选择性及注入性.岩心驱替实验结果表明,该堵调剂的突破压力梯度达26 MPa/m,堵水率大于97％,耐水冲刷性能优于常规凝胶,并且适用于渗透率级差为7的岩心.     

DGZ油溶性暂堵剂的研究与应用

DGZ油溶性暂堵剂是根据屏蔽暂堵原理开发的一种新型多功能油层保护剂.该剂满足无荧光要求,粒度与软化点均可根据不同的油藏情况进行调节,油溶率在90%以上,软化点在80～150℃范围内可调,用其暂堵的岩心渗透率恢复值在90%以上.在钻井过程中的应用表明,该剂能起到暂堵的作用,减少钻井完井过程中钻井液完井液对油层的损害,又能在油向井内流动时自动溶解解堵,从而减少后期作业工序,达到保护油层的目的.在采油过程中的应用表明,该剂不仅具有较好的中砂效果,而且对防止地层漏失、减少对地层的污染,效果更好.     

屏蔽式暂堵技术中钻井液固相颗粒的最优化计算方法

采用屏蔽式暂堵技术时,如何确定钻井液中固相颗粒的粒径及其所占比例是一个关键因素。分析了内、外屏蔽的形成机理。认为储层中的孔隙喉道截面和外屏蔽(滤饼)中已沉积颗粒之间的孔隙喉道截面都可处理为曲边三角形,根据曲边三角形的内切圆半径可以确定下一级颗粒的半径。钻井液中固相颗粒粒径的最佳比例关系为1,0.16,0.07,0.037,0.023,0.016,……。此计算结果与实验结果相一致。给出了各级颗粒数量所占比例的计算方法。