注水井调剖用网络互穿凝胶的研制

为满足注水井调剖的需要,研制了网络互穿凝胶,考察了钠基膨润土粒径、种类、加量等对成胶时间和成胶强度的影响,得出网络互穿凝胶最佳用量:部分水解聚丙烯酰胺( HPAM )3g·L-1;有机铬交联剂3g·L-1;325目钠基膨润土10～20g·L-1;在32～90℃时均可成胶,凝胶强度大.在扶余采油厂二个区块的注水井调剖取得...     

有机——无机复合~1凝胶调剖剂的研制

本文介绍利用淀粉和丙烯酰胺单体的接枝共聚体系以及膨润土堵剂,开发出了一种具有很好的封堵能力,价格低廉的有机——无机复合1凝胶调剖堵剂。研究了该调剖剂各组分的浓度对成胶时间及凝胶强度的影响,并采用填砂管模拟试验方法对该调剖剂的注入性能以及成胶后的封堵效果进行了尝试性的评价。实验结果表明,该调堵剂具有较好的注入性能和较高的封堵强度,且成胶时间可调,耐盐,成本较低。     

高强度铬冻胶调剖体系的室内研究

实验室研制了一种以部分水解聚丙烯酰胺、有机铬为主剂的冻胶体系。在70℃条件下考察了主剂浓度、矿化度、温度、pH值等对体系成胶性能的影响。结果表明,该体系在矿化度<20 000mg/L、温度65~80℃、pH值为5~7时,生成的冻胶突破真空压力达到0.080 MPa以上。由岩心封堵试验得到,该冻胶体系对模拟岩心的封堵率高达97%。     

耐温耐盐复合交联调剖体系实验研究

使用部分水解聚丙烯酰胺、有机铬和水溶性酚醛为主剂,制备了一种复合交联调剖体系,考察了聚合物及交联剂浓度、矿化度、温度等因素对体系成胶性能的影响。结果表明,体系在矿化度为15 000 mg/L,温度低于90℃的条件下,仍可生成较高强度的凝胶,具有良好耐温耐盐性能。通过单管和双管并联岩心封堵实验来模拟体系对地层的调剖过程,结果表明,体系对单管岩心的封堵率高于96%,突破压力梯度大于35 MPa/m;双管并联岩心实验时,体系对高渗管岩心的封堵率在95%以上,而对低渗管岩心的封堵率低于15%。     

渤海高温低渗油藏调剖体系筛选与评价研究

在渤海油田稳产4000万吨的需求背景下,近年来渤海地区调剖措施的需求及应用范围越来越广.但针对高温低渗油藏并未形成相对成熟的调剖体系.因此筛选及研究针对渤海高温低渗油藏调剖体系具有重要意义.本文通过不同类型的体系成胶实验筛选及体系评价研究,筛选出适合高温低渗油藏的调剖体系,为此类油藏的调剖体系选择提供了指导.     

Cr^3＋/HPAM凝胶体系成胶强度影响因素研究

本文章研究了不同影响因素对Cr^3＋／HPAM弱凝胶体系的影响规律,结果表明HPAM种类、HPAM浓度、Cr^3＋交联剂浓度、pH值、矿、化度、温度、剪切等诸多方面因素对Cr^3＋／HPAM弱凝胶体系成胶强度都有较大的影响。     

海上油田深部堵水用乳液增黏复合凝胶体系研究

针对海上油藏作业空间有限的特点以及传统的在线配注堵剂体系存在成胶强度低和封堵能力弱的问题,研制了一种由AMPS耐温抗盐乳液聚合物、聚乙烯亚胺（PEI）交联剂和无机纳米增强剂所组成的复合凝胶体系。通过成胶实验研究了组分质量分数、温度和矿化度对复合凝胶体系成胶性能的影响,优选了合理的配方并评价了注入和运移性能、热稳定性能和选择性封堵性能。结果表明：随着聚合物、交联剂和无机纳米增强剂组分质量分数的增加,成胶时间缩短和成胶强度增加。相比单一凝胶体系,复合凝胶体系的成胶时间缩短和强度增强。岩心注入和运移性能评价结果表明,复合凝胶体系待成胶液黏度低,能够在多孔介质中实现注入和深部运移,达到深部封堵目的。在模拟油藏温度80℃条件下,复合凝胶体系老化90 d后,脱水率仍然低于10%。该体系对不同渗透率的地层均具有良好的选择性封堵性能。     

HPAM延缓交联弱凝胶体系研究

本文通过在聚丙烯酰胺( HPAM)溶液中添加有机铬交联剂,配制了延缓交联弱凝胶,介绍了该体系配方组成,具体考察了体系对中原油田采油二厂文5 1块地层环境( 90℃,TDS:1×1 0 5mg/L,其中Ca2 +、Mg2 + :2 70 0 mg/L)的适应性。实验结果表明:该体系聚合物和交联剂用量少,体系的交联时间可延缓48小时,使体系在置入目的地层前具有良好的可泵性,体系在模拟地层条件下30天不脱水,不沉淀,体现出良好的稳定性。研究了聚合物、交联剂、延缓交联剂和稳定剂浓度以及p H值对弱凝胶粘度的影响。     

泡沫凝胶体系优化与性能评价

注水是油田开发后期重要开发方法,但是面临油藏非均质性加剧、大孔道增多等问题,使开发效果变差。泡沫凝胶体系可以将泡沫与凝胶体系结合起来,避免单一体系的不足,具有较好的堵调作用,是改善注水开发油藏效果的有益探索。实验研究了泡沫剂DP-4与不同凝胶体系的配伍性与相互作用,最终形成了性能良好的泡沫凝胶体系配方;填砂模型水驱实验表明,该体系具有良好的封堵性能,阻力因子高达2700。     

基于低渗透率的聚丙烯酰胺类调剖剂研究

针对传统聚丙烯酰胺类聚合物在油田堵水中的污染和调堵效果差的问题,利用聚丙烯酰胺(PAM)中酰胺基团上的活性氨基与三羟甲基三聚氰胺(TMM)分子中的羟甲基产生亲核反应,制备一种新型低渗透率的油田封堵调剖剂。在以不同原材料配合比、反应温度、不同浓度作为考察影响因素,通过实验观察PAM/TMM调剖剂黏度变化,最后通过红外光谱、凝胶强度、封堵率等方法或指标对制备的调剖剂表征及性能进行测定。     

保护油层钻井液在百色油田的应用

分析了百色油田百71、百51区块储层特征、敏感性及已钻井油层损害现状及原因,研究了在复杂储层条件下保护油层钻井完井液的精确多级屏蔽暂堵技术。百71、百51区块储层物性较差,属低孔低渗油藏;储层敏感性矿物主要是粘土矿物,中等程度的碱敏、弱的酸敏、水敏和速敏等敏感性。根据百71、百51区块储层对渗透率有贡献的孔喉半径区间、孔喉中值半径,以及百色油田普遍使用的聚合物不分散钻井液中固相颗粒粒径范围及中值直径,按2／3架桥原理,对架桥粒子和填充粒子的粒度分布及加量进行了优选,得出百72井钻井完井液配方为：井浆＋1-1．5％CaCO3（D中=1～3μm）＋1％CaCO3（D中=3～8μm）＋1．5％CaCO3（D中=7～15μm）＋0．5％CaCO3（D中=13～33μm）＋2％EX-1（或FT-1）＋其它,百51—5、百51—6X井钻井完井液配方为：井浆＋1％CaCO3（D中=1～5μm）＋1—1．5％CaCO3（D中=5～13μm）＋1％CaCO3（D中=13～30μm）＋0．5％CaCO3（D中=25～60μm）＋2％EX-1（或FT-1）＋其它。屏蔽暂堵技术现场试验效果明显,在百色油田得到了广泛的推广应用。     

耐温耐盐胶态分散凝胶调驱体系性能评价

高温高盐的地层环境在调驱时,容易导致调驱体系失效,并且体系的有效期短。为此经过大量的实验研究研制出了针对高温高盐油藏的胶态分散凝胶调驱体系。文章主要从流动性能、注入性能、封堵性能等方面,对该体系的性能进行评价,以确保该体系能够切实解决高盐油藏在开发中面临的困难。     

S油田W南区长6特低渗透储层物性下限标准研究

鄂尔多斯盆地S油田W南区长6储层孔隙度的集中分布范围在10%~12%,渗透率集中分布范围在(0.1~0.5)×10-3μm2,属典型的低孔、特低渗储层。结合静态、动态资料及岩石物理实验,综合利用物性试油法、试油资料约束法、油水相对渗透率法、压汞分析法、压汞参数法等5种方法,确定了该储层有效物性下限孔隙度为10%、渗透率为0.15×10-3μm2,为有效储层划分及储量计算提供了依据。     

低渗油藏水驱合理开发技术政策界限研究

通过对低渗透砂岩油藏目前注水开发情况分析,以Y油层为例,针对高含水开发后期油田的进一步挖潜所面临的问题,运用油藏工程、精细地震解释、数值模拟等方法,对Y油层的主要开发指标进行分析研究,确定合理的开发技术政策界限,为进一步改善油田开发效果、获得尽可能高的水驱采收率和经济效益提供理论依据。     

XSY-11双子表面活性剂提高采收率应用研究

通过测定双子表面活性剂与原油的界面张力,发现双子表面活性剂在缺碱的条件下,也可以使油水界面张力降低至超低的能力,证明了其对碱的依赖性较小,优于普通表面活性剂.单独使用双子表面活性剂或者与其他表面活性剂协同使用,均可以使多种原油-水界面张力降低至超低范围.对双子表面活性剂溶液浓度等因素对油水界面张力的影响程度进行了分析.发现双子表面活性剂降低油水界面张力的能力主要与表面活性剂和油的性质密切相关.研究了其界面张力行为,发现双子表面活性剂具有比普通表面活性剂较高的界面活性,并且与盐具有很好的协同性,可以在较宽的盐度和表面活性剂浓度范围内降低油水界面张力至超低范围.     

双重非均质模型凝胶调驱动态特征物理模拟实验研究

针对非均质油藏,制作了带含油饱和度监测能力和测压孔的人造环氧树脂胶结平面、纵向双重非均质模型,并在其上开展了凝胶调驱物理模拟实验。对整个调驱过程中的采收率、含水率、压力、含油饱和度动态变化特征进行了分析,实验结果表明:调驱剂在后续水驱阶段仍然能够增加注入压力、降低含水率;非均质程度较大的油藏,剩余油从纵向上看主要分布在中低渗透层,从平面上看主要分布在远离注入井和主流线的两翼部位,但整个驱替过程之后仍有10%以上的残余油,可以采用提高洗油效率驱油方法继续提高采收率。     

低渗透油藏非达西渗流数值模拟研究

低渗透油藏中存在启动压力梯度,采用达西渗流已经无法准确描述油藏中流体的流动,为此提出了低渗透油藏启动压力梯度数学表征方法,建立了考虑启动压力梯度非线性渗流模型以及相应的数学数值模型,在现有数值模拟软件的基础上编制了非线性渗流数值模拟插件,并将其应用到油田模型中,计算表明,初步模拟结果与现场实际数据基本吻合,验证了方法的正确性。     

裂缝性低渗透气藏的应力敏感性室内研究

裂缝性低渗透油气藏在开发过程中存在明显的应力敏感现象,本文中采用变围压的室内试验方法对裂缝性低渗岩石的孔隙度、渗透率进行了实验和分析,以研究在裂缝性低渗气藏中岩石孔隙度、渗透率与有效应力之间的关系。实验结果表明:岩石的孔隙度和渗透率随有效应力的增加而呈规律性减小,并且发生了不可逆的应力损害。岩石表现出极强的应力敏感性。     

低渗透油藏合理井网系统的研究

低渗透油藏受特殊的成藏条件、沉积环境影响,具有孔隙结构复杂、孔喉半径细小,油藏渗透率低,一般小于50×10-3μm2;储层非均质严重,平面渗透率级差最高达几百个数量级;驱替压力大、存在一定的启动压力;天然裂缝发育且存在人工裂缝等特点;因此,在不同渗透率级差下,如何建立起有效的驱替半径建立合理、经济的井网井距,对提高低渗油藏水驱油效率及采收率,提高低渗透油藏的开发水平具有十分重要的意义.以低渗透油藏唐157井区为例进行研究,建立了合适的井网井距.