矿化度对疏水缔合聚合物溶液粘度的影响

在不同矿化度条件下，疏水缔合聚合物的增粘性能也不相同。在蒸馏水中，疏水缔合聚合物基本没有缔合效果；在氯化钠或氯化钙溶液中，在缔合临界矿化度之前，随着矿化度的增大，溶液粘度逐渐降低；在缔合临界矿化度之后，随着矿化度的增大，溶液粘度迅速升高，达到最大值后又逐渐下降。研究结果表明，胜利油区采出污水中均存在较高含量的钙、镁等高价离子，疏水缔合增粘效果较差，不适用于驱油。     

含助剂的生物聚合物驱油剂性能研究

针对胜坨油田油层温度和地层水矿化度较高的特点，提出了含助剂的黄胞胶生物聚合物驱油剂。评价了该驱油剂的溶解性、注入性与驱油性能，考察了驱油剂溶液粘度、注入时间与驱油效果的关系。结果表明，该驱油剂有良好的溶解性和注入性，具有明显的增油降水作用，可用于较高温度的高含盐油藏。     

黄胞胶和聚丙烯酰胺驱油体系性能对比研究

本文报道了玉门石油沟油田Ｍ油藏聚合物驱使用的黄胞胶驱油体系与聚丙烯酰胺驱油体系性能室内对比研究结果，包括聚合物的增粘性能、聚合物溶液的耐盐性、剪切安定性、注入性以及流变性、吸附量等，估算了两种驱油体系的经济性。研究结果表明，黄胞胶溶液用于玉门石油沟油田Ｍ油藏驱油是可行的，且效果优于聚丙烯酰胺溶液。     

玉门石油沟油田M油藏生物聚合物驱油技术研究

石油沟油田Ｍ层是裂缝、低渗透、高含盐油藏，选用增粘、耐盐、抗剪切性能均较聚丙烯酰胺好的生物聚合物（黄胞胶）为驱油剂。数值模拟结果表明，采用浓度递减的多个段塞注入，驱油效率较高；多管岩心驱替试验表明，０．１２５％黄胞胶＋０．１５％甲醛从高Ｓｏｒ／Ｋｗ比岩心中驱油的效率最高。在单井注入的矿场先导试验中，每注入１吨黄胞胶增产原油２４８吨。在四井注入的矿场扩大试验中，根据１９９４年１０月底前的统计数字，驱油效果良好。     

黄胞胶冻胶驱油技术研究与应用

玉门石油沟油田是裂缝、低渗透、高含盐的块状砂岩油藏，选用黄胞胶冻胶作为驱油剂。该文通过室内实验，确定了黄胞胶冻胶体系配方为００７％黄胞胶＋００５％铬明矾＋０１０％～０１５％甲醛。考察了其耐温性、耐盐性、抗剪切等性能，并进行了驱油效率实验。实验表明：黄胞胶浓度在００５％～０１０％时，冻胶粘度高达２００～８００ｍＰａ·ｓ；黄胞胶冻胶耐温性不超过６５℃，耐盐性不超过１５０００ｍｇ／Ｌ；提高采收率达４３８％～１３６１％。矿场先导性试验取得了降水增油的明显效果，增油幅度达２５％～３５％；控制了油层出砂；检泵周期由试验前的平均８０天提高到１０３天；经济效益显著，投入产出比达１∶５以上。在三个油藏推广应用，增油６３２９ｔ，综合投入产出比达１∶２１，在小块低产油田上获经济效益３９０万元。黄胞胶冻胶驱油技术在玉门油田的成功应用，对国内类似油藏具有一定的借鉴作用     

用驱油效率实验优选矿场应用的聚合物分子量及用量

用不同分子量，不同浓度的聚丙烯酰胺（ＨＰＡＭ）溶液在人造岩心上进行较系统的驱油实验。结果表明（１）分子量越高，或浓度越大，溶液的增粘性就越强，驱油效率也越高；（２）当分子量和溶液粘度相同时，驱油效率随残余阻力系数的增加而提高；（３）当注入溶液的孔隙体积一样时，每吨聚合物的增油量随溶液浓度的增加而下降，以岩心做的驱油效率实验为基础，用简便方法优选出适合河南油田的聚合物分子量为１４３０万，用量主３２０     

孤岛油田中一区聚合物驱油井见效特征及影响因素

孤岛油田进行了聚合物驱试验，取得了明显的降水增油效果，注聚区内油井单井见效特点不同，按单井含水的变化划分为4种类型：“U”字型，单层生产，油层厚度较薄，含油饱和度高，具有含水下降幅度较大、见效时间长、累计增油量高、见聚较晚等特点；“V”字型井，多出现在油层厚度大，油层层内、层间非均质性强的区域，其含水下降幅度较小，见聚早，且大多见效同时见聚；“W”字型井，多为边角井，注采关系不稳定，含水下降幅度小，增油量较差；不见效型，受水驱干扰大，未见增油降水效果。每种类型的影响因素不同，主要影响因素是储集层性质、剩余油饱和度、注采关系等。图1表1参2     

生物聚合物黄胞胶驱油研究

为了探索高温高盐油藏提高采收率的方法，拓展聚合物驱的应用领域，对三种生物聚合物黄胞胶进行了增粘性能、耐温性能和抗盐性能的初步筛选。建立了生物聚合物的评价方法，确认了生物聚合物黄胞胶的应用条件，提出了改进建议。结果表明：生物聚合物黄胞胶适合于地层温度小于80℃，地层水矿化度大于20000mg／L的油藏。     

不同类型聚合物溶液在多孔介质中的渗流规律

为了研究不同类型聚合物溶液在多孔介质中的渗流规律，测定了聚丙烯酰胺溶液和黄原胶溶液在流变仪中的流变性和不同浓度，注入速度及岩心渗透率条件下通过多孔介质的流变性和残余阻力系数，研究结果表明，随浓度增加，聚丙烯酰胺溶液的体相粘度，表观粘度和残余阻力系数增加，衰竭层厚度减小，黄原胶溶液的体相粘度增加，浓度高于缠结浓度时，残余阻力系数随浓度的增加而增加，但衰竭层厚度和表观粘度的变化幅度不大，注入速度增加时，两种聚合物溶液的衰竭层厚度都降低，聚丙烯酰胺溶液的残余阻力系数不变，粘弹性增加，黄原胶溶液的残余阻力系数下降。     

低浓度微凝胶体系动态成胶及驱油试验

使用长岩心渗流试验装置,模拟油藏条件开展微凝胶体系动态成胶和驱油试验,研究了低浓度微凝胶体系在长岩心填砂模型中的动态成胶特征、流动特性和驱油效果。试验结果证明：低浓度微凝胶体系在通过长岩心的流动过程中能够形成一定强度的微凝胶,产生的流动阻力比相同浓度甚至高浓度聚合物溶液高;微凝胶体系在岩心内部成胶后,具有良好的流动性和传播性,在后续水驱过程中,仍然保持较高的剩余流动阻力。低浓度微凝胶溶液在动态成胶过程中具有明显的驱油作用,可以较大幅度提高石油采收率,但微凝胶驱的增油效果主要出现在后续水驱阶段。     

Drag reduction behavior of hydrolyzed polyacrylamide/xanthan gum mixed polymer solutions

Partially hydrolyzed polyacrylamide (HPAM) as the main component of slickwater fracturing fluid is a shear-sensitive polymer, which suffers from mechanical degradation at turbulent flow rates. Five different concentrations of HPAM as well as mixtures of polyacrylamide/ xanthan gum were prepared to investigate the possibility of improving shear stability of HPAM. Drag reduction (DR) measurements were performed in a closed flow loop. For HPAM solutions, the extent of DR increased from 30% to 67% with increasing HPAM concentration from 100 to 1000 wppm. All the HPAM solutions suffered from mechanical degradation and loss of DR efficiency over the shearing period. Results indicated that the resistance to shear degradation increased with increasing polymer concentration. DR efficiency of 600 wppm xanthan gum (XG) was 38%, indicating that XG was not as good a drag reducer as HPAM. But with only 6% DR decline, XG solution exhibited a better shear stability compared to HPAM solutions. Mixed HPAM/XG solutions initially exhibited greater DR (40% and 55%) compared to XG, but due to shear degradation, DR% dropped for HPAM/XG solutions. Compared to 200 wppm HPAM solution, addition of XG did not improve the drag reduction efficiency of HPAM/XG mixed solutions though XG slightly improved the resistance against mechanical degradation in HPAM/ XG mixed polymer solutions.     

利用聚合物溶液提高驱油效率的实验研究

实验测定了水解聚丙烯酰铵(HPAM)溶液和黄原胶溶液的流变特性及其在多孔介质中的流变特性,建立了衰竭层效应和粘弹性效应共同存在条件下聚合物溶液在多孔介质中的表观粘度计算模型.用这两种聚合物溶液在不同的浓度和注入速度条件下进行了驱油实验.结果表明,聚合物分子缠结作用的增强可引起表观粘度增加或衰竭层厚度降低,从而使平行于油水界面的拉动残余油的力增加,残余油饱和度降低,驱油效率提高.随浓度或注入速度的增加,HPAM溶液的驱油效率升高.在浓度低于缠结浓度时,黄原胶溶液的驱油效率很低.但其浓度只要高于缠结浓度一定程度后,驱油效率就会保持一个较高的值.增加注入速度时,黄原胶溶液的驱油效率提高值不变.     

高浓度聚合物驱提高采收率方法实验研究

为探索一种新的提高原油采收率的方法,在外形尺寸为4.5 cm×4.5 cm×30 cm、气测渗透率0.9~1.0μm2、变异系数为0.72的二维纵向非均质人造岩心上,模拟大庆油田油藏流体性质及温度条件,研究了高浓度聚合物(HPAM)驱注入时机、聚合物相对分子质量、聚合物段塞体积及段塞组合对驱油效果的影响。通过注入大分子量、高浓度聚合物,结合合理的注入方式,在化学剂成本与三元复合驱相当的情况下,采收率比水驱提高20个百分点以上,接近或超过三元复合驱的水平。实验表明,采用高浓度聚合物驱油是一种较好的提高原油采收率的方法。     

阳离子聚合物对聚合物驱含油污水的处理研究

利用zeta电位、浊度、粒径、滤过时间等参数,考察了阳离子聚合物浓度、阳离子度和分子结构对聚驱油田含油污水处理效果的影响。结果表明:少量阳离子聚合物即使不含聚污水油滴zeta电位反转并稳定分散;残留的驱油用聚合物有助于油滴在污水中的稳定分散;处理后含聚污水的zeta电位、粒径增加幅度和浊度随阳离子聚合物用量、阳离子度的增大而减小;阳离子度≥15%的聚合物最佳用量随聚合物阳离子度增加而减小;交联型比线型阳离子聚合物具有更好的除油效果,处理后污水滤过时间更短。图5参8     

岩石润湿性对聚驱后化学驱进一步提高原油采收率的影响

及早考虑和研究三次采油后进一步提高采收率的方法,对石油工业的可持续发展具有重要意义。在不同润湿性的人造岩心上,运用物理模拟的方法,对聚合物驱三次采油后进行化学驱及泡沫复合驱的可行性进行了研究。研究表明,在聚合物驱三次采油后采用适当的方法,仍然可以进一步提高采收率,并对不同实验方案进行了对比。     

化学驱油中浊度法测定HPAM浓度的准确性

大庆油田聚合物驱和三元复合驱中普遍采用冰醋酸－次氯酸钠浊度法测定ＨＰＡＭ浓度,由于应用条件复杂多变,测定结果的准确性不好。实验考察了ＨＰＡＭ的水解度,分子量,水质碱、表面活性剂ＯＲＳ－４１及ＨＰＡＭ生产厂家对测定结果的影响 发现除ＯＲＳ－４１外,其余因素的影响都很大,这使实际生产中很难制作出合乎该法要求的标准工作曲线。     

部分水解聚丙烯酰胺过滤因子研究

测定了在室内按不同聚合、水解、干燥条件及使用不同干燥设备制备的聚丙烯酰胺（PAM）和部分水解聚丙烯酰胺（HPAW）的过滤因子，找出了影响过滤因子的规律。水解度对过滤因子无影响，而引发体系、聚合温度、水解方式、干燥温度、干燥时间、干燥设备对过滤因子影响极大。提出了“嵌段水解体的存在是造成HPAM过滤因子增大的原因”这一假设，这对合成可满足三次采油要求的低过滤因子、高分子量部分水解聚丙烯酰胺，具有指导意义。     

近井地带剪切作用对驱油用聚合物溶液渗流特性的影响

在前人的工作基础上设计了一个近井地带剪切模拟装置,选用两种较为典型的聚丙烯酰胺类聚合物——部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)和疏水缔合聚丙烯酰胺(HAPAM)进行室内实验,研究两种聚合物溶液经剪切后的渗流特性。实验结果表明：随着吸水强度的增加,两种浓度为1750 mg/L的聚合物溶液的黏度和黏度保留率快速下降。由于自身的疏水缔合作用,HAPAM溶液剪切后具有高于HPAM溶液的黏度及黏度保留率。在吸水强度10 m³/(m·d)和20 m³/(m·d)条件下剪切两种聚合物溶液,经剪切后的HAPAM溶液的阻力系数和残余阻力系数远大于HPAM溶液的,HAPAM溶液的阻力系数损失率小于HPAM溶液,而残余阻力系数损失率大于HPAM溶液。经剪切后的HAPAM溶液具有更高的驱油效率,剪切后HAPAM的溶液原油采收率损失略高于HPAM溶液的。     

聚合物分子量与岩心渗透率配伍性──孔隙喉道半径与聚合物分子线团回旋半径比

以孔隙喉道半径与聚合物分子线团回旋半径比（r_h／R_G）作为聚合物与岩心配伍性的特征参数，检验了国内外发表的和本文作者所作的聚合物IIPAN溶液岩心流动实验数据。在可比条件下，对于环氧树脂胶结的人造岩心，聚合物通过而不堵塞孔隙的条件是r_h／R_G＞5；对于地层岩心，此比值应更大。在大庆油田聚合物驱中，建议取r_h／R_G为5－10。     

注聚井用油层保护剂研究及应用

大庆聚合物驱油田20％以上注入井的注入压力已接近或达到油藏破裂压力，压裂或化学解堵改善注入性能的有效期很短。报道了一种注聚油层保护剂的作用机理、室内性能考察及现场应用效果。该剂的作用机理如下：阳离子表面活性剂优先于HPAM在岩石上吸附，吸附层造成疏水环境，吸附层增溶有机酸、醇，形成超薄膜，改变岩石表面性质，稳定剂螯合、屏蔽高价阳离子，减少或防止HPAM吸附、滞留、沉淀造成的堵塞。在室内实验中该剂使HPAM在储层岩屑上的静态吸附量由10．01mg／g减少至0．624mg／g；注入30PV该剂溶液使储层岩心渗透率下降30％，再注入60PV聚合物溶液则下降56．2％，而只注入60PV聚合物溶液则下降75．8％；注入60PV聚合物溶液使3支储层岩心渗透率下降75、0％～79．2％，再注入30PV该剂溶液使渗透率恢复至原值的54．5％～58．3％。4口注聚井先进行化学解堵再注入油层保护剂溶液，注入压力平均下降1．75MVa，有效期超过6～10个月。图2表2参2。