渤海油田大尺寸优势通道封堵与调驱技术研究

为解决海上油田注入液窜流技术难题,以渤海油藏为研究对象,开展了封堵剂基本性能评价、岩心孔眼封堵率和封堵+调驱增油降水效果的大尺寸优势通道治理实验研究。结果表明,封堵剂对大尺寸优势通道的封堵率高于90%,说明它可以满足渤海储层内大尺寸优势通道封堵技术要求。将大尺寸优势通道封堵技术与化学调驱技术相结合,可以获得宏观和微观液流转向双重效应,增油降水效果十分明显。与疏水缔合聚合物溶液相比较,尽管Cr3+聚合物凝胶黏度较低,但由于Cr3+聚合物凝胶内聚合物分子聚集体具有“分子内”交联结构特征,与储层孔隙配伍性较好,能够在岩心深部建立起有效驱替压力梯度,因而液流转向效果较好,采收率增幅较大。     

低温复合交联凝胶调剖剂配方的研制

针对低温环境下普通凝胶体系成胶困难,强度低,注入能力差,难以有效封堵裂缝窜流通道等问题,研究了一种低温复合交联凝胶调剖剂。该调剖剂采用有机铬作为第一交联剂,酚醛树脂作为第二交联剂,醋酸氨作为促凝剂,硫脲作为稳定剂,其最优配方为聚合物HPAM(0.300%)+交联剂J1(0.050%~0.075%)+交联剂J2(0.020%~0.030%)+促凝剂CSA(0.020%~0.030%)+除氧剂LN(0.020%)。该体系初始黏度190 m Pa·s,凝胶体系成胶后强度可以达到H级,能够有效封堵裂缝窜流通道,满足现场施工要求。     

疏水缔合聚合物凝胶调剖剂在陆9K1h油藏的应用

针对油水层复杂、渗透率高、含水上升快的陆9K1h油藏,在室内通过筛选增粘能力和抗剪切能力较强的疏水缔合聚合物作为调剖用凝胶主剂,采用酚醛类作为交联剂,研制的凝胶体系(AP-BC)表观黏度可达11×104mPa·s,并具有较好的稳定性;经多孔介质剪切后凝胶成胶时间延长50%,胶体强度降低小于10%,稳定性更好,老化5个月未见脱水现象;在相同渗透性的油、水饱和的填砂管实验中,AP-BC凝胶更易封堵水层.由于陆9K1h油藏具有底水、薄层的特点,因此采用了"垫+调+堵"多段塞深部封堵的工艺,通过逐渐提高弱凝胶的强度,促使高强度堵剂得到合理的放置,实现对高渗透大孔道的封堵作用,提高注水开发的波及效果.现场试验表明,7个井组中,对应油井在调剖后第2个月到第6个月期间见到了明显增油效果.     

渤海油田残留聚合物再利用新型调驱剂

针对渤海油田聚合物驱后油井含水率上升快,地层残留大量聚合物随采出液无效采出的问题,通过实验,研制一种适合渤海油田的残留聚合物再利用新型调驱剂,利用地层残留的聚合物形成絮凝体封堵高渗透层,控制含水上升速度和扩大流体波及体积.结果表明:再利用调驱剂淀粉改性型阳离子聚合物ZRS与低质量浓度、低相对分子质量的残留聚合物,通过"静电缔合"和"吸附架桥"作用形成空间网络结构,封堵优势通道,提高流动阻力;ZRS具有较好的注入性,剪切后黏度保留率可达90%以上,60d后对岩心的封堵率保持为94%,实验采收率较聚合物驱后续水驱增加10.6%.     

朝阳沟油田特高含水期选择性化学堵水剂配方优选

针对朝阳沟油田高液量高含水井的地质特点,通过测定体系成胶强度、成胶时间、稳定时间,优选堵水剂的主剂类型、浓度及添加剂的类型和浓度,优选出强度较大且稳定性强的新型化学堵水剂配方。所研制的最佳选择性堵水配方(质量分数)为:0.7%HPAM+2%Ca-Ls+0.3%有机铬+0.15%NaHCO_3+0.005%硫脲。24h黏度小于2 000mPa·s,成胶时间大于48h,成胶最大黏度大于20 000mPa·s,且30d黏度保留率大于80%。对不同渗透率的岩芯,堵水剂的堵水率大于80%,堵油率小于20%,具有良好的选择性。在朝阳沟油田现场施工3口井,累计增油2 225.3t,累计降水量11 631.2t,具有较好的封堵性。     

海上裂缝性油藏化学堵水体系优化研究

为了实现对裂缝性油藏水窜通道的有效封堵 & 以渤海 A油田开发为例开展化学堵水体系优化 实验研究 ( 研究表明)聚合物 SD- 3 ''TP- 1 完全溶解所需时间较短 &能够迅速达到貓度高峰值 &其 间抗剪切性逐渐增强 *交联剂 JT- 1 与聚合物构成的凝胶体系成胶时间更长 ''成胶强度更高 ( 通过 驱替实验优选出的凝胶体系注入性良好 &封堵率高 &降水增油试验效果显著 .     

C r 3+聚合物凝胶与水交替注入调驱效果和机理分析#br# — — —以渤海油田储层条件为例

针对矿场减缓吸液剖面反转技术需求, 以渤海油藏储层为模拟对象, 以注入压力、 含水率和采收率为 评价指标, 开展了“ C r 3+聚合物凝胶+水” 交替注入调驱方式增油效果实验及矿场研究。结果表明, 调驱剂进入储层 中低渗透层, 一方面扩大了波及体积, 另一方面增加了渗流阻力和吸液启动压力, 引起吸液剖面反转。采用“ C r 3+ 聚 合物凝胶+水” 交替注入调驱方式, 不仅有利于增强C r 3+聚合物凝胶前置段塞对高渗透层的封堵作用, 还可进一步 发挥后续水段塞转向进入中低渗透层后的驱油作用, 从而减缓甚至消除调驱剂进入储层中低渗透层后引起的吸液 剖面反转现象。L D 5 - 2油田 A 2 2井实施“ C r 3+聚合物凝胶+水” 交替注入调驱工艺后, 压力明显提高, 有利于增强驱 替剂扩大波及体积效果。     

缔合聚合物调剖体系在渤海某油田中的应用研究

针对渤海某油田渗透率高、纵向上层系多、渗透率级差大、非均质严重的问题,利用缔合聚合物的高效增黏、抗温、耐盐、耐剪切等性能,通过缔合作用形成物理网络结构和化学交联结构,形成缔合聚合物调剖体系.在65℃油藏条件下,缔合聚合物调剖体系具有良好的抗剪切性和黏弹性.调剖体系在120 d后的强度保留率为80％;在水驱50倍孔隙体积后,封堵率保持在90％以上;表现出封堵高渗层,启动低渗层,提高原油采收率的能力.在现场应用中获得良好的封堵窜层能力和增油降低含水的效果.     

聚铬交联调剖体系在海上油田的应用——以渤海Q油田E16井组为例

渤海Q油田为高孔高渗油藏,注入井E16与各受益井在多个方向存在不同程度的注水突进。文章评价了能够对水流优势通道进行封堵、有效抑制水流突进且适用于该类油藏的聚铬交联体系。该体系具有成胶强度及时间可控,封堵率高,耐冲刷性强等特点。该类调剖体系在渤海Q油田E16井组开展了矿场试验,井组增油效果明显,为海上油田稳油控水及化学驱增效提供了技术保障。     

XN-P大孔道封堵剂室内研究

针对大孔道地层胶结疏松,堵液易流失的特点,在80℃下采用低分子量聚丙烯酰胺作为主剂与交联剂反应生成一种可用于大孔道封堵的凝胶.该封堵体系含聚丙烯酰胺1.0%～3.5%,交联剂0.8%～1.4%.通过室内实验考察了主剂浓度、交联剂浓度、温度和地层水矿化度等因素对堵剂成胶时间和强度的影响.通过单岩芯物模实验,考察了堵剂的注入性和封堵能力.根据实验结果,该封堵体系成胶时间8～72h,在80℃下密闭保存7个月无变化.在大孔道或特高渗透地层(14644×10-3μm2)中阻力系数20.8,具有27.93MPa/m的强度和93.2%的封堵率;并具有成胶时间可控、强度高、稳定性好的优点,能够满足疏松砂岩油藏大孔道堵水的需要.     

Cr~(3+)聚合物凝胶与水交替注入调驱效果和机理分析——以渤海油田储层条件为例

针对矿场减缓吸液剖面反转技术需求,以渤海油藏储层为模拟对象,以注入压力、含水率和采收率为评价指标,开展了"Cr3+聚合物凝胶+水"交替注入调驱方式增油效果实验及矿场研究。结果表明,调驱剂进入储层中低渗透层,一方面扩大了波及体积,另一方面增加了渗流阻力和吸液启动压力,引起吸液剖面反转。采用"Cr3+聚合物凝胶+水"交替注入调驱方式,不仅有利于增强Cr3+聚合物凝胶前置段塞对高渗透层的封堵作用,还可进一步发挥后续水段塞转向进入中低渗透层后的驱油作用,从而减缓甚至消除调驱剂进入储层中低渗透层后引起的吸液剖面反转现象。LD5-2油田A22井实施"Cr3+聚合物凝胶+水"交替注入调驱工艺后,压力明显提高,有利于增强驱替剂扩大波及体积效果。     

高温高盐混合堵水剂的室内研究

部分水解聚丙烯酰胺凝胶在高温高矿化度下易脱水,稳定性差,封堵时间短,通过加入增黏剂和其他凝胶体系使体系抗温抗盐性增加,封堵性保持时间较长,适用温度为95—120℃。对其成交过程中的黏度变化进行研究,表明封堵剂的注入性良好,岩心流动实验结果表明其封堵率在98％以上。     

低渗裂缝性油藏封堵体系的优选及性能评价

低渗裂缝性油藏由于压裂裂缝及天然微裂缝的存在,油井大量出水,已无法正常生产,为了避免水驱过程中注入水沿老缝水窜至油井,提高注入水波及效率和原油采收率,提出老缝超细水泥封堵技术。在超细水泥浆水灰比优化的基础上,对封堵体系中的缓凝剂、降失水剂以及消泡剂加量进行优化,最后通过加入纤维,评价了纤维水泥石的力学形变性能。结果表明,超细水泥的最佳水灰比为0.7,优选出的超细水泥封堵剂的最佳配方为:800目超细水泥+0.4%缓凝剂+0.5%降失水剂+0.5%消泡剂。由于改性纤维的增塑和增韧的双重功效,使得水泥石具有很好的力学形变性能,15d抗压强度高达48.9MPa,完全能满足矿场封堵强度的要求。该体系在低渗裂缝性油藏中的油井老缝封堵中具有很好的适应性。     

高稳定性泡沫凝胶研制及性能评价

针对常规泡沫在延长组长6油藏条件下稳定性差的问题,研制了一种稳定性较好的泡沫凝胶体系,并对其进行了稳定性及封堵性能评价。优选了质量分数0.4%发泡剂FP388、0.3%聚合物AZ、0.3%交联剂T1、0.3%交联剂T2和0.3%稳泡剂CK2作为体系组分。泡沫凝胶稳定性评价实验结果表明,在温度80℃,矿化度10 000mg/L的条件下,泡沫凝胶半衰期能够达到12d,且在30d内泡沫凝胶黏度处于较高水平并保持稳定。所制备的泡沫凝胶体系注入及成胶性能良好,能够对中高渗油藏形成有效封堵。     

互穿网络聚合物凝胶调驱剂研制

以聚乙烯醇(PVA)、丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)为原料,利用互穿网络(IPN)技术合成了一种新型互穿网络聚合物凝胶.采用正交设计与方差分析法优化改进了其合成条件.结果表明,主剂PVA、AM、AA的用量是影响IPN凝胶强度、溶胀性能、脱水性能的主要因素;各因子对不同指标的影响程度并不一致,对凝胶的各个性能指标往往不能兼顾;用于油田深部调驱的IPN凝胶的合成条件取决于油藏实际应用环境,可以根据凝胶的实际应用性能指标,采用正交实验设计与方差分析相结合的方法来研制具有最佳使用性能的IPN凝胶.     

一种自生泡沫凝胶复合堵剂的室内研究

针对常规泡沫稳定性差,封堵效果有限的缺点,提出了自生泡沫/凝胶复合堵水剂.该体系的生气剂为NH4Cl和NaNO2,凝胶为水玻璃,酸催化剂为一种强酸弱碱钠盐,起泡剂为十二烷基苯磺酸钠,确定出了体系的基本配方为3.0%硅酸钠+2.0%胶凝剂QX+2.5%NH4Cl+2.0%NaNO2+0.5%ABS.利用高温高压反应釜对体系的产气特性进行了研究,结果表明该体系具有延迟产气的特点,在12 h后才开始大量产气,体系的胶凝时间长达16 h,胶凝后具有一定的抗压强度,可提高对地层的封堵能力;岩芯流动实验表明,该自生泡沫/凝胶体系可有效地封堵含水岩芯,封堵率为88.1%,对含油岩芯封堵效果较差,因而是一种较好的选择性堵剂.     

抗温抗盐调驱剂的研制与性能评价

针对尕斯油田E31油藏高温高矿化度的油藏条件,油田“控水增油”的难度很大,实验室研制了以部分水解聚丙烯酰胺与WLX水溶性抗温抗盐交联剂为主体的可动凝胶调驱体系,该体系的最佳配方为:1 800～2 000mg/L高分子量部分水解聚丙烯酰胺+(1.0％～1.20％)(体积分数)交联剂WLX+除氧剂100mg/L.实验证明,此调驱体系具有良好的抗温性、抗盐性、抗剪切性和老化稳定性.     

新型P(DMAEMA/AA)半互穿网络水凝胶的研究

用K2S2O8引发自由基水溶液聚合制备聚N，N’-甲基丙烯酸二甲氨基乙酯(DMAEMA)大分子，并以MBAA为交联剂、K2S2O8为引发剂，再次通过自由基引发方式，将其引入丙烯酸(AA)凝胶网络中，制备出新型的P(DMAEMA／AA)半互穿网络凝胶．实验证明，P(DMAEMA／AA)半互穿网络凝胶具有离子响应性和pH响应性．在离子响应时当NaCl溶液浓度达到0．08mol/L时，凝胶的体积基本保持不变，而且与普通PAA水凝胶相比，此半互穿网络凝胶的动态力学性能发生了明显变化。     

CYY-Ⅱ凝胶型调剖剂强度影响因素及应用效果

针对大庆油田长期注水开发层间及层段内吸水矛盾问题,为提高高渗透层封堵效果,研制CYY-Ⅱ凝胶型调剖剂体系;为评价聚合物、交联剂、稳定剂和调节剂对调剖剂强度的影响,进行全因子实验,在筛选因素水平范围内分析凝胶强度的强影响因素及因素间的交互作用,建立回归方程,优化高强度凝胶配方并对配方进行岩心封堵实验.结果表明:优化筛选得到的最佳配方对渗透率为(650~2 015)×10-3μm2岩心的封堵率超过99%,配方现场应用207井次,连通油井取得较好的增油降水效果.     

IPN凝胶颗粒对裂缝岩芯的封堵行为实验研究

采用单岩芯流动试验考察了IPN、606、612三种预交联凝胶颗粒在裂缝性岩芯中的封堵系数分布情况,同时研究了三种凝胶颗粒在裂缝岩芯中4、10、30、180 d后的封堵率、封堵保留率、颗粒突破压力梯度.试验结果表明:凝胶颗粒在裂缝岩芯中的封堵系数分布及其动态规律能很好的用来评价颗粒在裂缝岩芯中的运移规律与调剖特性.发现IPN凝胶颗粒表现了良好的封堵效果,当注入1PV水时,裂缝长岩芯段封堵系数很稳定,明显高于606和612两种凝胶颗粒.180 d后在裂缝岩芯中的封堵效率能达到90.3%,堵水率保留率达到99%,适合作为"窜流型油藏"的深部调剖剂.