适用于海上油田的耐温抗盐速溶冻胶堵剂的研究

针对常规冻胶堵剂溶解时间长、高温高盐油藏中稳定性差等问题,研制了一种由乳液聚合物、单体交联剂和稳定剂组成的适用于海上油田的耐温抗盐速溶冻胶堵剂。通过室内静态评价实验,优化了130℃下冻胶堵剂配方:2.0%~3.0%乳液聚合物+0.6%~1.2%交联剂+2.0%~3%稳定剂PE,该堵剂体系30℃下溶解时间20 min左右,成冻时间4~11 h可控,成冻强度级别D~F可调。实验结果表明,该冻胶堵剂在高温(130℃)高盐(矿化度33 351 mg/L,Ca2+、Mg2+离子含量达1 613 mg/L)条件下老化90 d后未脱水,显示出较好的耐温抗盐性能及抗剪切性能。典型冻胶堵剂配方的室内封堵和耐冲刷评价实验表明,优选出的冻胶配方封堵率达到96%以上,封堵效果较好,并且具良好的耐冲刷性能。     

海上油田耐温耐钙镁盐调驱体系研制

常规冻胶体系在钙镁离子含量较高的海上油田的稳定性较差。为了提高冻胶的耐钙镁盐能力, 制备了一种由耐温非离子聚合物 KF、 有机醛类交联剂 REL和有机酚类交联剂 MNE和稳定剂 WZ组成的耐温耐盐有机交联聚合物体系。利用成冻强度代码法和突破真空度法考察了聚合物质量分数、 交联剂质量分数、 稳定剂质量分数、 温度、 矿化度等因素对体系性能的影响。在此基础上优化出了 130℃条件下适于某油田的冻胶体系配方：0.3%～0.6%耐温聚合物 KF+0.3%～0.9%交联剂 REL+交联剂 0.3%～0.9%MNE+2%稳定剂 WZ, 该体系成胶时间4～50 h 可调, 成冻强度在 0.040～0.089 MPa 可调。配方为 0.6%聚合物 KF+0.6%交联剂 REL+0.6%交联剂MNE+2%稳定剂 WZ的成胶体系在高温 （130℃）、 高矿化度 （一价盐 2.0×105 mg/L或二价盐 8.0×103 mg/L） 条件下老化 30 d体积保留率大于 90%; 经不同程度的岩心剪切后放置在 130℃条件下老化 30 d未发生脱水现象, 且水驱10 PV封堵率仍保持 90%以上, 显示出较好的耐温抗盐性能和持续封堵能力。图6表5参10     

低盐水配制酚醛树脂冻胶在高盐水中的稳定性北大核心CSCD

目的塔河碳酸盐岩油藏地层温度高(110℃以上)、地层水盐质量浓度高(22×10^(4) mg/L,其中,钙镁离子近2×10^(4) mg/L)。针对塔河油田高温、高盐的苛刻油藏条件,现有堵剂选择性单一,封堵时间较短,需研发新类型堵剂进行封堵。方法设计在低盐含量模拟注入水中,以AM-AMPS共聚物为成胶剂,以水溶性酚醛树脂为交联剂,加入纳米SiO_(2)做稳定剂配制成胶液,测定成胶时间和冻胶强度,并将130℃形成的冻胶老化3天后放于高盐含量模拟水浸泡,考查其长期稳定性。另外,为探索冻胶的稳定性和脱水收缩机理,将在高盐含量水中老化前后的冻胶逐级脱水并干燥后进行了SEM和IR、XPS分析。结果在相同的交联剂与聚合物用量下,增加纳米SiO_(2)的含量,冻胶稳定性增加,可在高盐含量模拟水中保持60天脱水率低于10%;脱水程度随交联剂质量分数的增加而降低。冻胶在高盐水中浸泡后,由于伯酰胺的水解及其生成的羧酸根与地层水中钙镁离子的交联作用,冻胶网格变密,储能模量增加。结论在低盐水中制备的AM-AMPS40-水溶性酚醛树脂满足塔河油田堵水的要求,该结果可为高温高盐油藏用堵剂选择提供指导。     

耐温耐盐AMPS共聚物冻胶调剖体系的研制

针对涠洲12-1油田地层水高温高盐特点以及储层非均质性,开发了以AMPS共聚物为主体的耐温耐盐冻胶调剖体系,分析了冻胶的交联反应机理,并在高温高盐油藏条件下,优化了冻胶体系配方。较佳配方为:0.3%~0.6%共聚物BHJH-2+0.4%~0.7%交联剂BHJLJ-4A+0.6%~0.9%稳定剂BHJLJ-4B,体系能够耐温120℃,耐盐60 000mg/L,耐硬度2 000mg/L。性能评价实验表明:该体系具有良好的抗剪切性能、注入性、封堵性能、耐冲刷性能,室内实验条件下,中等强度冻胶体系能够提高采收率达到20.97%,能够满足高温高盐油藏调剖要求。     

新型耐高温冻胶堵剂的制备与性能评价

针对现今冻胶型堵剂在较高温度和矿化度条件下稳定性较差等缺点,研究出了一种新型冻胶型堵剂,在120℃下,1.5%聚合物A+1.20%交联剂1.20%(C-3)+2.00%缓凝剂(H)+0.02%除氧剂(CY)+0.02%稳定剂(YDC),pH值为9,堵剂初凝时间为7 h,终凝时间为8 h,终凝强度为H～I。新型冻胶型堵剂耐高温、岩性适应能力强、抗盐性和抗剪切能力强,且连续在高温条件下的稳定性、封堵性较好。     

适用于高温高矿化度条件的聚乙烯亚胺冻胶堵水剂

针对高温高矿化度地层堵水需求,研制了一种耐高温高矿化度的以阴离子聚丙烯酰胺为主剂的冻胶型堵剂,交联剂采用水溶性聚合物聚乙烯亚胺(PEI),并加入保护剂减缓高温下主剂的水解。实验考察了主剂质量分数、主剂分子量、PEI质量分数、PEI分子量、矿化度和p H值等因素对PEI冻胶成胶性能的影响。实验结果表明:随着主剂和PEI相对分子质量增加,主剂和PEI质量分数的增加,成胶时间缩短,但交联剂质量分数过高易发生过交联现象,造成冻胶过早脱水;成胶时间随着p H值的增加而缩短,随矿化度的增加而变长。在110℃条件下,对于Na Cl含量为50 000 mg/L的地层水,该冻胶强度高,耐温性好,封堵效果好且至少120 d不脱水。堵剂体系最佳配方为:0.6%~0.8%阴离子聚丙烯酰胺+0.3%~0.7%PEI+0.8%~1%高温保护剂。     

一种适用于苏丹油藏高温堵剂的设计与性能评价

苏丹UNITY油田主要以90～120℃高温低渗透多层复杂断块油藏为主。合成了以栲胶为主剂多聚甲醛为交联剂的粘-韧-韧耐高温堵水体系,并对该体系成胶性能及影响因素进行了评价和分析。该堵剂典型配方为:HPAM500mg/L、磺化栲胶50000mg/L、对苯二酚5000mg/L、尿素4000mg/L、多聚甲醛4000～10000mg/L,成胶时间在10～90h可调。试验结果表明:该堵剂具有良好的热稳定性,对不同渗透率岩心的封堵率均达到98%以上,综合性能可满足复杂高温油藏的堵水作业要求。     

海水基聚丙烯酰胺高温冻胶体系的研制与性能评价

南海A油田注气开发中,油井气油比急剧增大,气窜明显,为此开展了海水基高温冻胶封窜体系研究。选用非离子聚丙烯酰胺（NPAM）和酚醛体系作为主剂和交联剂,探索增大聚合物浓度、加入除氧剂和高温稳定剂3种方式增强冻胶高温稳定性效果;形成了海水基高温冻胶体系配方,并考察了其对天然气的耐受性和封堵能力。结果表明：尽管采用高浓度聚合物能够增强冻胶热稳定性,但在125℃下,即使采用高浓度（0.8%）NPAM,冻胶老化48 h后脱水率在90%以上;除氧剂的加入也难以显著改善冻胶热稳定性;高温稳定剂可明显增强冻胶的耐温性,是构筑海水基高温冻胶体系的关键组分。优化形成的海水基高温冻胶体系配方为：0.4%NPAM+0.3%乌洛托品+0.3%间苯二酚+0.8%稳定剂。该体系在125℃下的成胶时间为10～12 h,60 d内仍能维持较好冻胶状态,不破胶;弹性模量大于1500 mPa,脱水率小于10%。冻胶能在高温高压环境下与天然气稳定共存,不破胶;冻胶能对岩心形成良好封堵,稳定残余阻力系数210,封堵率99.5%,且耐冲刷性较强。     

新型缔合聚合物调堵体系的研制

研制出以新型缔合聚合物(西南石油学院研制)为主剂的新型缔合聚合物调堵体系(Cr3+冻胶体系,Al3+冻胶体系,酚醛冻胶体系)。这类新型调堵体系通过主剂的改性和交联作用,能够形成强度极高的三维网状结构,并结合缔合、吸附、粘弹性和盐增稠等辅助机理,封堵地层孔隙或裂隙。研究表明,这类新型堵剂具有成胶时间可调、耐高温高盐、抗压强度大、有效期长和适应性广等特点,可望在高温高矿化度或裂缝性复杂油藏条件下推广使用。     

KGM/P(AM/AMPS)复合冻胶的制备及性能评价

为解决常规聚丙烯酰胺冻胶在高温高盐条件下易降解、脱水等问题,选用魔芋葡甘聚糖KGM、丙烯酰胺（AM）/2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）二元聚合物P(AM/AMPS)为主剂,黄原胶为增强剂、乌洛托品、对苯二酚为交联剂制备了一种复合冻胶,通过基液黏度、成胶时间和成胶强度考察冻胶中各物质最优添加量,通过傅里叶红外变化光谱（FT-IR）、热重（TGA）对其进行表征,考察了该复合冻胶的成胶强度、耐温性能和封堵效果。研究结果表明,所制备的复合冻胶具有较强的耐温耐盐性能,成胶时间在120～180 min可调,能够满足温度为130℃、矿化度为210 g/L的苛刻油藏环境,并且能够保持长期稳定性。当P(AM/AMPS)加量为0.5%、KGM加量为0.5%、黄原胶加量为0.3%、乌洛托品加量为0.5%、对苯二酚加量为0.6%时,复合冻胶的成胶强度最大,成胶后的弹性模量达35.233 Pa,老化7 d后弹性模量逐渐增至71.377 Pa。该冻胶对岩心具有较强的封堵性能,注入量为1 PV时,该冻胶体系对渗透率约为800×10-3μm2岩心的封堵率可以达到99.11%。     

高温高盐油藏化学堵水技术

论述了高温高盐油藏化学堵水技术的实验室研究和初期现场试验情况。该技术采用一种新型凝胶型堵剂,主剂为改性阳离子聚丙烯酰胺(CPAM),交联剂为分子中含有杂环的有机胺。实验室研究表明,在最高温度140℃、最高矿化度35×104mg/L的特殊条件下,堵剂成胶固化时间为6~24h,并在此范围内可调,封堵强度达耐压20MPa以上,基本满足中原油田高温高盐油藏化学堵水的要求。该技术在初期现场试验中获得成功,效果较好。     

低渗油藏二次交联凝胶与聚合物微球复合调剖体系

针对吐哈盆地温米油田温八区块含水率上升快,无效、低效水循环严重的问题,研制了一种二次交联凝胶与聚合物微球复合的深部调剖体系。第一交联剂选用有机铬交联剂,第二交联剂选用JQ-1与FJ-1酚类交联剂的复配组合,25℃条件下,5 h后一次交联成胶黏度为374 mPa·s,78℃条件下,10 d后二次交联成胶黏度为17 005 mPa·s. 聚合物微球有良好的抗温抗盐和水化时间稳定性,在油藏温度78℃和矿化度40 000 mg/L下膨胀20 d,其粒径膨胀倍率为6.08. 得到的二次交联凝胶体系与SD-320聚合物微球进行复合调剖,通过流动实验测算阻力系数在20以上,残余阻力系数在18以上,采收率提高15.52%. 该复合调剖体系能有效降低漏失,且能够适应78℃的油藏温度,在温米油田温八区块中有良好的应用前景。     

高温成胶可降解聚合物凝胶堵漏剂的研制与评价

以甲基丙烯酸酐对明胶进行季铵化改性,合成了一种可聚合改性明胶交联剂。基于热熔胶的热塑性,成功将引发剂包覆在热熔胶颗粒中,实现高温缓释引发。利用丙烯酰胺（AM）和自制交联剂（DGCL）为原料研发了抗高温可降解聚合物凝胶堵漏剂P（AM-DGCL）。利用核磁共振对自制交联剂进行了结构表征,并对凝胶的力学行为、封堵能力和破胶性能进行了测试。结果表明,P（AM-DGCL）凝胶堵漏剂成胶时间随热熔胶引发剂胶囊浓度的增大而缩短,随温度的增加,成胶时间逐渐减少,150℃高温下成胶时间在2～13 h可调;P（AM-DGCL）表现出优良的力学性能,断裂延伸率达1279%,拉伸强度为0.0425 MPa ;由于起化学交联作用的交联剂DGCL本身具有可破胶性,在高温和破胶剂的作用下P（AM-DGCL）凝胶16 h破胶率达95%以上,保证了储层漏失封堵后的反排能力。      

高温油藏用有机-无机交联体系研制与性能评价

针对高温油藏环境,研究了由有机树脂预聚体、无机硅化物和稳定剂组成的有机-无机交联堵剂体系。利用环境扫描电镜观察了体系成胶后的微观结构,并在130℃下进行了室内优化实验,优化后的堵剂配方为:4%7%有机树脂预聚体+1%5%硅化物+0.1%0.3%稳定剂SY。耐温性能评价实验表明,堵剂性能受温度的影响较大,最高可耐温达140℃,在130℃下成胶时间2 24 h可调,110℃下成胶时间延长至50 h以上。堵剂成胶过程中的黏度变化说明堵剂的注入性良好。室内物理模拟实验表明,有机/无机交联堵剂封堵率可达到98.5%以上,同时有很好的耐冲刷性能。图4表5参7     

环保型堵水凝胶的实验研究

针对中温油藏,在模拟油藏温度75℃,以相对分子质量400万、800万、1200万、浓度为0.5%～2%自制阴离子型低水解度(<5%)聚丙烯酰胺(PHPAM)配与0.2%～0.8%环保交联剂聚乙烯亚胺(PEI)交联形成环保堵水凝胶。通过对聚合物浓度,交联剂浓度等影响因素的研究,得出聚合物和交联剂加量不宜过多,否则会出现自聚和过度交联的现象。通过对配制水矿化度的影响研究,发现矿化度变大,堵剂成胶时间延长,成胶时间可控。热稳定性实验结果表明,该堵剂具有良好的稳定性,能稳定4个月以上,是一种性能良好的长期堵水剂。     

稠油油藏高温多基团交联冻胶封窜体系研究与应用

为解决蒸汽驱开发过程中汽窜严重问题,研制了一种高温多基团交联冻胶封窜体系,并针对其耐温性能、蒸汽封堵性能和耐冲刷性能进行了评价。研究表明:高温多基团交联冻胶封窜体系在130 ℃的高温环境下可以稳定成胶,且在250 ℃条件下放置120 d后凝胶具有很好的稳定性;封堵性能优良,在高温条件下,注入速度为1 mL/min、堵剂注入量为0.8倍孔隙体积时,冻胶封窜体系封堵率高达99.63%,突破压力梯度为7.35 MPa/m;250 ℃条件下,该封窜体系在填砂管内完全成胶后,经高温蒸汽冲刷(30倍孔隙体积)后封堵率一直维持在98.00%以上,耐冲刷性能良好。该封窜体系在现场应用中取得了良好的蒸汽封堵效果,有效解决了稠油油藏蒸汽驱开发过程中的汽窜问题,可为稠油油藏的高效开发提供技术支持。     

HPAM/酚醛/脲醛复合交联聚合物凝胶暂堵剂的室内实验研究

研制了一种部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）为主要成分的复合交联聚合物暂堵剂,考察了HPA、稳定剂、温度等因素对暂堵剂性能的影响。实验结果表明,最佳配方体系可在75℃下成胶,可配制出黏弹性高、强度高、黏度保持率高的复合交联聚合物凝胶暂堵剂。该暂堵剂可用于120℃以下高温油藏的暂堵作业。     

海上稠油热采封窜体系室内研究

针对海上热采气(汽)窜问题,室内考察了一种耐温高强度环保型碱木素冻胶封窜体系的表观黏度、成胶温度、pH值对体系成胶时间、成胶强度的影响,研究了该体系的热稳定性和岩心封堵能力。研究表明,组成为5%碱木素+2%潜在醛类交联剂HDI+1.5%酚类交联促进剂DB+0.5%酰胺类耐温改进剂UR+1%高分子腈类韧性改进剂PL的碱木素封窜体系在常温(25℃)下的黏度为4.7 mPa·s,具有良好的可泵注性;体系成胶温度≥75℃,75℃下成胶时间为30 h,成胶强度为0.084 MPa,温度升高后体系的成胶时间缩短,成胶强度略降,当温度达到280℃时,成胶时间为5 h,成胶强度为0.068 MPa;体系使用的最佳pH值为7.0~9.0之间;该体系在250℃放置60 d后仅有少量脱水,重量变化在5%以内,成胶强度达0.067 MPa,说明体系热稳定性强,可满足高温储层的使用需求。岩心封堵实验表明,该体系封堵岩心后残余阻力因子为114.3;将碱木素封窜体系与泡沫复合使用的碱木素泡沫复合体系(碱木素封窜体系+2.5%磺酸盐类阴离子起泡剂COSL-07),残余阻力因子123.2,封堵效果良好。双管实验表明,碱木素泡沫复合体系使高渗管产液体积分数由80%降至55%,低渗管产液体积分数由20%升至45%,双管综合采出程度提高16.9%,说明该体系具有优良的选择性封窜和分流能力,可起到良好的调堵封窜作用,从而有效提升蒸汽驱驱油效果。