多组分交联聚合物凝胶性能与低渗透油藏优势通道的匹配关系

针对存在水驱优势通道的低温低渗透油藏的稳油控水问题,开展了多组分交联聚合物凝胶室内研究。从多组分交联聚合物凝胶的静态成胶性能、流变性、分流特性、封堵性能以及运移深度几个方面研究了其性能与非均质地层中优势通道的匹配关系。实验结果表明,在实验温度（40℃）下,多组分交联聚合物凝胶的初凝时间为3 h左右,完全成胶时间为24 h,成胶强度大于50000 mPa?s;成胶前呈现"剪切变稀"行为;对于渗透率级差大于10的非均质地层,选择封堵性较好;堵剂在注入量为0.3 PV的情况下,对渗透率为600×10^-3、1000×10^-3、10000×10^-3μm²的优势通道的封堵能力较强,在渗透率10000×10^-3μm²填砂管中的最终运移深度可达到总长度的3/5处,在1000×10^-3和600×10^-3μm²填砂管中的最终运移深度可达到2/5处。     

聚合物凝胶体系在孔隙介质中交联及运移封堵性能研究

聚合物凝胶体系是由部分水解聚丙烯酰胺和XL有机铬交联剂交联而成。采用ESEM2020型环境扫描电镜、聚合物凝胶动态交联和渗流规律实验装置及不同规格的填砂管模型对聚合物凝胶体系的微观交联机理、在孔隙介质中动态交联性能及在岩心中的封堵运移性能进行了研究。实验结果表明,聚合物分子在微观上呈星状结构排列,而聚合物凝胶在微观上呈链状分形结构,是Cr3+与聚丙烯酰胺分子中的羧基交联的结果。动态交联实验结果表明,聚合物凝胶体系在孔隙介质中流动状态下可发生交联,初始交联时间为7～8h,最终交联时间约为70h。聚合物凝胶体系在运移过程中,从填砂管前4个测压段的压力指数来看,各段压力系数均有不同程度的上升,说明聚合物凝胶体系具有良好的运移封堵能力;其在填砂管中的封堵系数随着注入孔隙体积倍数的增大而增大;但随着体系运移距离的增加,封堵能力降低。     

低初始黏度可控凝胶调堵剂的研制及性能评价

为了满足聚合物驱后深部定点调堵的需求,进一步挖潜剩余油,研发了一种以相对分子质量2500万的部分水解的阴离子型聚合物、金属离子交联剂、调节剂、缓凝剂、增强剂组合的低初始黏度可控凝胶调堵剂体系,对其性能进行了评价。研究结果表明:用现场回注污水配制的配方为500数1000 mg/L聚合物LH2500+1000数2500mg/L交联剂CYJL+200数500 mg/L调节剂(柠檬酸)+100数150 mg/L缓凝剂(亚硫酸钠)+100数200 mg/L增强剂(多聚磷酸钠)的凝胶初始黏度低,在10 mPa·s以内;成胶时间10数40 d内可控,成胶黏度2000 mPa·s以上。体系耐矿化度可达20000 mg/L,应用pH范围为8数9;体系具有较好的岩心封堵性能,对水测渗透率为0.48数3.9μm~2的岩心封堵率均在99%以上,残余阻力系数为95.6数396.1。三层并联岩心实验结果表明该体系对中、低渗透层的污染少,可以满足现场的封堵要求。图2表7参10     

低渗透油藏调剖/调驱剂的研制与封堵性能研究

为了解决低渗透油藏在注水开发中存在的吸水不均匀、产量递减明显、注水效果差等问题,研制了用于特低渗透油藏调驱的聚合物凝胶和聚合物微球两种堵剂,以调节注水矛盾、提高注水波及系数,从而降低含水率,提高原油采收率。分别用单体原地聚合和反相微乳液聚合两种方法,成功制备出聚合物凝胶和微球堵剂。当聚合物凝胶的制备条件为单体DT-1 8.0%,引发剂YF-3 0.15%,交联剂JL-5 0.15%时,聚合物在填砂管模型的成胶时间36 h~48 h,封堵率大于92%;当聚合物微球的制备条件为单体DT-2 5.0%,交联剂JL-9 0.60%,引发剂YF-4 0.50%时,质量分数20%的聚合物微球,在填砂管中溶胀96 h后,封堵率大于94%。本文制备的聚合物凝胶和聚合物微球体系具有封堵时间可控、封堵性强,可用于低渗透油藏的调剖/调驱,具有广阔的应用前景。     

聚驱后低初黏凝胶-高黏聚合物堵调驱试验研究

在高效低初黏凝胶配方基础上,通过三层并联岩心流动实验和驱油实验,对低初黏凝胶及后续聚合物溶液进行注入参数优化,并开展现场试验证效果。三管并联实验结果表明,经低初黏凝胶调剖后注聚合物溶液高渗层分流率由88.7%降低为37.9%,低渗层由0%提高到24.2%,中渗透层由11.3%提高到37.9%。聚驱后最佳低初黏凝胶-高黏聚合物配方可提高采收率13.6%,较高浓度聚合物驱多提高4.4%,降低聚合物用量28%。现场试验结果表明：阶段采收率提高值3.84%,数模预计最终提高采收率8.16%。     

低渗透油藏水凝胶调驱剂的制备及封堵性能评价

为了提升低渗透油藏调驱剂的注入性和封堵性,开发了一种水凝胶体系,以成胶强度为指标优选了水凝胶配方及制备条件,并评价了其封堵性能和调驱性能。优化的水凝胶配方如下：丙烯酸用量为20 g/L、丙烯酰胺用量为5 g/L、过硫酸铵用量为0.07 g/L、改性淀粉用量为5 g/L、交联剂N,N-亚甲基双丙烯酰胺用量为0.08 g/L,最佳合成条件为中和度75%、反应温度9℃,所生成水凝胶的成胶强度为35～37 Pa·s。通过机械剪切、烘干得到微米级粒径的水凝胶调驱剂。封堵实验表明,质量浓度为0.1～0.7 g/L的水凝胶调驱剂对渗透率为1600×10^-3～1900×10^-3μm²的填砂管的封堵率在92%以上,随着水凝胶质量浓度的增大,阻力系数增大,注入压力爬升较快,但残余阻力系数和封堵率变化较小。水凝胶作为驱油剂使用建议采用低浓度注入,在水驱基础上可提高采收率10%左右。低浓度微颗粒水凝胶调驱剂可有效解决低渗透油藏调驱注入性和封堵性的矛盾。综合考虑注入性、封堵性和驱油性能,推荐水凝胶水溶液现场应用的质量浓度为0.1～0.3 g/L。     

低温低渗透砂岩油藏窜流大孔道深部封堵技术研究

所用堵剂为高强度的淀粉接枝聚丙烯酰胺交联凝胶SAMG-1,由<6%淀粉、4.5%-5.5%丙烯酰胺、0.003%-0.006%交联剂组成,35℃成胶时间受淀粉和交联剂用量控制,为18-20小时以上,成胶前黏度-100 mPa.s。该堵剂具有长期稳定性,在储层岩心中注入深度15 cm的堵剂,在35℃候凝48小时后及老化90天后,封堵强度分别为0.61和0.59 MPa/cm,封堵率分别为98.6%和98.1%。该堵剂优先进入高渗层,注入0.5 PV并成胶后,2组双填砂管组成的模型低、高渗管渗透率保留率分别为68.4%、0.7%和69.4%、0.0%。吉林扶余油田西一区+15-8.2区块有水井6口,油井13口,含水率达91.5%,注入水最快在5天内到达油井。报道了该区块整体深部调剖封堵窜流通道的情况,详细叙述了+15-9.2井施工中通过注入压力和井底回压控制注入流量,使堵剂陆续进入原生和次生孔道的工艺作业,该井设计注入堵剂92 m3。6口水井整体调剖后,油井产液量差别减小,产油量增加,有效期已超过了9个月,共增油843 t,含水平均下降3.87%。图7表1参8。     

低渗透油藏优势渗流通道模型的建立及应用

针对裂缝型低渗透油藏水窜严重的问题,通过将渗透率相对较低的油层和优势渗流通道划分为２ 个不同的渗流区域,引入水窜指数和优势通道相对导流系数的概念,运用油藏工程方法,定量分析了优势渗流通道对低渗透油藏开发动态的影响。研究表明：优势渗流通道是影响油藏低含水期采收率的主要因素,水窜指数主要影响见水快慢,优势通道相对导流系数主要影响见水时含水率的大小。同时可根据实际生产数据,计算优势渗流通道的渗透率、渗流面积及渗流体积等参数,研究结果对油藏实施针对性的开发调整措施具有指导意义。     

复合凝胶堵剂的研制及应用

简要介绍了复合凝胶堵剂的制备方法.考察了凝胶含量、凝胶体系溶液pH、溶液温度、地层水矿化度对成胶速度和成胶黏度的影响.结果表明,凝胶含量在0.8％ ～ 2.0％,溶液pH 7.0 ～9.0,溶液温度65℃,地层水矿化度达20 000 mg/L条件下,凝胶溶液具有很强的成胶能力,并且成胶速度快,成胶黏度高.岩心封堵模拟实验结果表明,该凝胶堵剂封堵率达96.7％,高渗分流率由堵前82％下降到10％,低渗分流率由堵前18％上升到90％,有效封堵窜流通道,启动低渗通道.现场应用效果明显,压力比措施前上升4.5 MPa,增油量达569.1 t,投入产出比为1∶3.36.     

聚合物凝胶调剖体系的段塞组合优化及矿场应用

为了改善常规调剖堵水的不足,进行了室内逐级深部调剖研究。注入不同浓度、不同段塞比例的聚合物凝胶、表面活性剂复合段塞调驱体系,考察各组试验提高采收率和封堵的情况。结果表明:强凝胶+表面活性剂+中强凝胶+弱凝胶+表面活性剂+强凝胶封口的段塞组合提高采收率幅度最大。调驱后效果明显,调驱井组的日产油由39.2t上升到58.9t,含水由72.5%降至67.3%。截止到2011年底,已累计增油1965.4t。     

高温高盐油藏低化学交联疏水缔合聚合物成胶前溶液性能研究

针对高温高盐、低渗透油藏条件下凝胶强度、长期稳定性和大剂量注入能力之间的矛盾,提出了采用疏水缔合聚合物为主剂,物理"交联"和化学交联相结合的技术思路。提出了高温高盐、低渗透油藏条件下凝胶成胶前溶液应具备的性能要求,并且针对新疆石南4油藏条件,对以疏水缔合聚合物AP-P4为主剂的成胶前溶液进行了性能评价,试验表明,该溶液具有耐温抗盐、抗剪切、抗地层水冲稀、注入压力低的特点。     

温敏凝胶辅助多元热流体防窜机理及在渤海油田的应用

受油藏及热流体物性、开发井网、注采关系等因素影响,渤海油田在注热期间井间气窜现象较为严重,单井吞吐周期内热采效果变差,邻井产量降低,不能正常生产。为此,研究应用了温敏凝胶化学调堵技术抑制气体窜流,分析了温敏凝胶辅助多元热流体机理,通过实验确定了相关特征参数,并运用数值模拟的方法对影响温敏凝胶封堵性的主要参数进行了优化分析。现场试验结果表明,热采期间,邻井均能正常生产,未发生明显气窜现象,整体上取得了良好的应用效果,为后续海上热采井间窜流防治提供了技术支持。     

钻井堵漏用聚合物凝胶胶凝时间影响因素研究及性能评价

聚合物化学凝胶在封堵裂缝型、孔洞型漏失方面具有良好的封堵效果,凝胶的性能直接影响到堵漏效果。对影响CUGB-LJ聚合物凝胶胶凝时间的CUGB-LJ溶液浓度、胶凝比、温度、pH值等因素进行了分析研究。认为凝胶受CUGB-LJ溶液浓度、胶凝比、温度的影响变化趋势一致,规律性较强：浓度越高,胶凝时间越短,形成强度越强;胶凝比越大,胶凝速度越快,形成强度越强;升高温度可明显缩短凝胶的胶凝时间,形成强度越强。三个影响因素中温度影响最为明显,当温度较高时,浓度和胶凝比对胶凝时间的影响趋于平缓。同时,聚合物凝胶的胶凝时间随着pH值的升高而缩短,形成的凝胶强度越强。聚合物凝胶具有较好的抗盐、抗钙污染能力。     

“无侵线法”流体识别技术在低渗低电阻率油藏中的应用

松辽盆地英坨地区的油藏属于多断块、低幅度、低孔低渗的复杂油藏,用常规测井方法识别流体效果差.长短电极测井系列能够根据钻井液侵入特征来识别所侵入地层的流体性质,"无侵线法"流体识别技术根据反映侵入带和原状地层中渗透性和非渗透性地层的钻井液侵入差异的电性特征,作0.5m电位电阻率和深感应电阻率曲线的交会图版,致密层、纯泥岩层的侵入带电阻率与真电阻率相等,图版上它们所在的45°直线即为无侵线;无侵线右下侧为增阻侵入区,反映水层;左上侧为减阻侵入区,反映油层.可以据此识别油层和水层.应用该方法识别英坨地区58口井共205个试油层或试采层的流体性质,油层符合率在85%以上,应用效果明显.图3参11     

国内变黏滑溜水研究进展及在川渝非常规气藏的应用

综述了国内变黏滑溜水技术的最新进展,举例分析了变黏滑溜水在川渝非常规气藏的应用情况,提出了变黏滑溜水的发展方向。变黏滑溜水通过调节降阻剂含量和/或引入交联剂的方式实现低、中、高黏液体实时切换;关键的降阻剂研究主要是含AMPS或SSS等耐盐基团的聚丙烯酰胺或疏水缔合聚合物的合成与性能评价等,满足压裂返排液配液和变黏的需要;变黏滑溜水性能研究主要是黏度对携砂性能、裂缝形态、降阻性能等的影响规律,但究竟何种黏度适合何种储层还未有定论;变黏滑溜水在川渝非常规气藏应用获得成功,在致密气应用的整体黏度较页岩气高,在深层页岩气的携砂能力还需进一步增强;疏水缔合聚合物类降阻剂、固体型降阻剂是变黏滑溜水的发展方向,有望解决高黏液体摩阻高、乳液降阻剂潜在环保风险等问题,对变黏滑溜水的研究和应用有一定的指导意义。      

适合中原油田高温高盐油藏的胶态分散凝胶驱油技术及应用

在高温、高矿化度条件下, 使用低浓度AM/AMPS/AMC14S三元共聚物和复合有机交联剂, 制备了耐温抗盐的胶态分散凝胶体系。考查了聚合物类型、聚合物浓度、交联剂浓度、以及pH值对体系成胶粘度的影响。结果表明, 恒温90℃经90d老化实验后粘度仍保留在400mPa·s以上。使用该体系在中原油田进行了矿场先导试验, 增油降水效果明显。     

化学驱聚合物溶液配注工艺技术及矿场应用效果

胜利油田已有20年以上化学驱历史。但由于长时间开采,油藏条件愈加苛刻,产出水成分也愈加复杂,导致淡水配制母液、产出水混配稀释注入的聚合物溶液黏度逐年下降,严重影响了化学驱的开发效果。为了实现化学驱技术的绿色发展,通过系统分析聚合物溶液配制及注入全过程中导致黏度降低的因素,形成了使聚合物溶液低剪切、零剪切的4项关键技术：①生物竞争抑制法保证聚合物溶液黏度技术可以使"益生菌"微生物脱硫抑硫及遏制Fe²⁺产生,并可在化学驱领域大规模应用;②原位保留聚丙烯酰胺即时湮灭羟基自由基技术,该技术基于胶体化学DLVO理论,通过研制新型综合处理剂,从源头减少滋生硫酸盐还原菌的含聚油泥层产生;③聚合物溶液熟化参数优化方法,研发了聚合物溶液产出水母液配制、混配稀释一体化低剪切装置工艺;④大压差低剪切节流控制单元结构仿真模拟方法以及可测试调配一体化管柱注入工艺。聚合物溶液低剪切、零剪切关键技术已成功应用于胜利油田化学驱项目,实现了从淡水配制母液向产出水配制的转变,节约了淡水资源,还实现了甲醛杀菌向"益生菌"微生物脱硫抑硫的转变。     

低渗透油藏生产井关井测压时间的计算与应用

低渗透油藏的生产井压裂后，在单井试油试采过程中，压力恢复测试关井时间不同，其中有些井压力恢复曲线不能出现边界反应段，渗流不能反映地层中真实流动特征。针对这种情况，基于长庆绥靖油田塞39井区长：低渗透油藏大量试井和实际生产资料，利用现代试井解释理论，研究合理关井时间的界限及其计算方法。结果表明，当油井关井测压时间达到3倍地层径向流开始出现的时间后，利用此时的压力数据解释地层参数和地层压力，其结果的误差小于5％，同时能较准确地判断边界类型。计算的理论曲线和霍纳法解释值非常接近，对于塞39井区，若预先知道某生产井地层有效渗透率值，可从理论曲线查出压力恢复试井的关井时间，否则，建议按照该井区地层有效渗透率（大约在6mD左右），将不稳定试井测试时间控制在25d以上为宜。图4表3参14     

深层背斜圈闭中泥岩盖层完整性评价方法及其应用——以四川盆地川中地区震旦系气藏为例

深层致密泥岩盖层由于成岩程度高、脆性强,易发生脆性破裂并造成盖层泄漏,因此,盖层的完整性评价十分关键.泥岩盖层的变形特征主要受泥岩密度和围压控制,随着埋深增大,泥岩会经历塑性—脆性—塑性的复杂转变,但在沉积盆地埋深范围内总体以发育脆性变形为主.深层泥岩盖层在抬升过程中由于脆性增强,更易发生脆性破裂.在同样的抬升背景下,...