多重交联水凝胶体系的抗剪切性能评价研究

凝胶调驱体系注入过程中的强剪切降解作用严重阻碍了施工应用效果，改善凝胶调驱体系的抗剪切性能，实现高效的深部调驱十分重要。通过对比疏水缔合聚合物（DHAP）与部分水解聚丙烯酰胺为主剂（HPAM）的多重交联水凝胶体系，开展抗剪切性、成胶性能、老化稳定性、封堵能力和调驱效果等内容研究。结果表明：疏水缔合聚合物在经历注入速度为175 mL/min的炮眼剪切后，黏度损失率仅4%，交联成胶后依然具备15 Pa·s的高强度，在多孔介质中的封堵率能够达到91%；在并联岩心驱替实验中，能够有效调驱，扩大对低渗岩心的波及效率，比HPAM为主剂的体系提高10%的原油采收率。通过适当降低共价交联密度，构筑的适度共价交联+非共价交联的水凝胶体系，能够在多孔介质中建立起较好的调驱作用能力。     

复合交联聚合物弱凝胶调驱剂的研制及性能评价

有机铬/HPAM在高温条件下成胶时间短,形成的凝胶稳定性差,长期放置脱水严重。酚醛树脂类弱凝胶耐温性能提高,抗脱水性以及稳定性变好。采用复合交联堵剂越来越受到人们的重视,具有良好的应用前景。以HPAM为主剂,有机铬(JL)为主交联剂,醛类化合物(JK)为辅助交联剂,形成有机铬/醛/HPAM弱凝胶体系。考察了主交联剂、辅助交联剂、HPAM的浓度对其成胶性能的影响。同时,岩心驱替结果还表明该弱凝胶体系对非均质地层有很好的调剖效果,使水驱采收率得到大幅度提高。     

HPAM/Cr3+微凝胶体系在剪切状态下的交联

对HPAM/Cr3 微凝胶体系在静态和剪切状态下成胶过程进行了对比,并且考察了剪切速率、聚合物浓度、温度及聚合物溶液熟化时间对微凝胶成胶的影响。实验表明:与静态相比,凝胶体系在低剪切状态下成胶较快,成胶后的粘度也较低;剪切速率、温度、聚合物浓度及聚合物溶液熟化时间对剪切状态下微凝胶的成胶时间和成胶粘度都有很大影响。     

一种复合凝胶堵剂的制备与性能研究

以聚乙烯亚胺(PEI)和有机铬作为复合交联剂,与聚丙烯酰胺(HPAM)制备一种复合凝胶堵剂,考察各因素对成胶性能的影响。结果表明,体系成胶时间随PEI和醋酸铬质量分数的增加以及温度的升高而缩短,随HPAM质量分数的增加而先增长后缩短,体系成胶黏度随HPAM、PEI和醋酸铬质量分数的增加而逐渐增大,后趋于稳定,随温度升高而先增大后减小。复合凝胶堵剂的配方质量分数优选为0.8%HPAM、0.1%PEI、0.2%醋酸铬,成胶温度70℃,成胶时间36 h,成胶黏度3 150 mPa·s。该堵剂具有较好的耐剪切性、成胶稳定性,封堵率95%。     

羟甲基木质素磺酸钠对聚丙烯酰胺弱凝胶的改性

以聚丙烯酰胺(HPAM)为主剂,采用两步碱催化法合成水溶性酚醛树脂作交联剂,羟甲基木质素磺酸钠(HSL)作添加剂,制备HPAM弱凝胶。探讨HPAM浓度、交联剂用量、HSL用量、成胶温度、体系pH对成胶黏度的影响。结果表明,较适宜的成胶条件为:HPAM浓度0.3%,交联剂用量0.4%,HSL用量0.03%,pH为6～9,温度70～110℃。该体系所形成的弱凝胶具有网格密集、大小均一的三维网络结构,具有良好的抗盐及抗剪切性能。     

羟甲基木质素磺酸钠对聚丙烯酰胺弱凝胶的改性

以聚丙烯酰胺(HPAM)为主剂,采用两步碱催化法合成水溶性酚醛树脂作交联剂,羟甲基木质素磺酸钠(HSL)作添加剂,制备HPAM弱凝胶。探讨HPAM浓度、交联剂用量、HSL用量、成胶温度、体系pH对成胶黏度的影响。结果表明,较适宜的成胶条件为:HPAM浓度0.3%,交联剂用量0.4%,HSL用量0.03%,pH为6～9,温度70～110℃。该体系所形成的弱凝胶具有网格密集、大小均一的三维网络结构,具有良好的抗盐及抗剪切性能。     

瓦村油区裸眼井聚合物凝胶深部调驱适用性分析

以瓦村区块长6油藏储层为研究目标,进行了聚合物弱凝胶调驱技术在瓦村裸眼井区的适用性评价研究。实验结果表明:聚合物弱凝胶调驱体系在该区油藏条件下注入性好,抗剪切能力强,成胶后能够对高渗通道形成有效封堵,可长期改善储层非均质性,扩大水驱波及范围,具有较好的适用性。     

PAM/PEI凝胶成胶时间影响因素分析

采用流变法研究了聚合物质量分数、交联剂质量分数、温度、pH、盐离子、阴离子表活剂(SDBS)对PAM/PEI凝胶成胶时间的影响。实验结果表明,聚合物质量分数增加,凝胶成胶时间先增加后降低;而交联剂质量分数增加,凝胶成胶时间逐渐降低,且降低幅度逐渐减小;温度增加,凝胶成胶时间缩短;中性条件下凝胶成胶时间比碱性时长,而酸性条件下凝胶无法成胶;Na~+和Ca~(2+)均会延长凝胶成胶时间,且质量分数越高,成胶时间越长;SDBS会极大地延长凝胶成胶时间,SDBS质量分数为0.2%时,凝胶成胶时间增至50 h左右。     

铬凝胶体系性能影响因素分析

对不同聚合物浓度、交联剂浓度、剪切速率、矿化度及铬凝胶体系性能分析及地层配伍性研究。结果表明:在静态条件下,铬凝胶体系的成胶临界浓度为聚合物浓度500mg·L~(-1)+交联剂70mg·L~(-1)。在预剪切条件下,成胶时间延长,400m·d~(-1)为极限剪切速率,达到这一剪切速率后体系粘度不再降低。随着矿化度的增加,体系粘度上升,当矿化度低于900mg·L~(-1)时体系不成胶。铬凝胶体系与地层配伍的最低渗透率界限为有效渗透率100mD。     

新型组合堵剂的研发与性能评价

针对油藏高含水且温度高的特点,研发了一种接枝共聚纯黏性流体与酚醛树脂凝胶组合堵剂,改善了常规调剖技术有效期短、封堵半径短的问题,并通过室内试验评价了该组合堵剂的性能。试验结果表明:该组合体系具有黏弹性高、成胶时间可控且抗剪切性能力强的特点。在90℃条件下,酚醛树脂凝胶堵剂的最佳配方(w)为0.4%HPAM聚合物+0.9%酚醛树脂交联剂;接枝共聚纯黏性流体的最佳配方(w)为4%改性淀粉+4%AM+0.15%交联剂+0.05%引发剂。接枝共聚纯黏性流体与酚醛树脂凝胶复合成胶试验结果表明,酚醛树脂凝胶与接枝共聚纯黏性流体两者互溶之后,均可以成胶,且成胶黏度在50 Pa·s以上。     

长庆低渗透裂缝性油藏调剖技术研究

通过对长庆油田低渗透裂缝性储层特征和非均质性研究,开展室内聚合物调剖剂配方优选实验。优选出以部分水解聚丙烯酰胺为聚合物,再配以交联剂和促进剂的最佳配方。通过静态实验和动态岩心流动实验评价了调剖剂在低渗透裂缝性油藏条件下的成胶时间、成胶强度、抗盐性、抗温性、时间稳定性等。结果表明:弱凝胶调剖剂成胶时间和成胶强度适中、稳定性较好,对不同渗透率岩心的封堵效果良好,可以较好地改善地层的吸水剖面,其综合性能可满足长庆油田油藏的调剖作业要求。     

渤海水驱稠油油田定位封窜与强化冷采组合技术研究

针对渤海水驱稠油油田水驱开发矛盾突出,进行了定位封堵与强化冷采组合技术研究。以黏度、分子聚集态和采收率为评价指标,进行了定位封窜剂和冷采剂的基本性能评价,开展了增油效果实验研究。结果表明:定位封窜剂成胶效果受黏土矿物和原油的影响较小,较聚合物凝胶具有整体均匀无孔隙结构的微观聚集态,冷采剂黏度低,受黏土矿物影响较小,降黏率97%以上。随储层非均质性增强和原油黏度的降低,不同注入体系的最终采收率均增大,与单一常规聚合物凝胶、定位封窜剂、冷采剂体系和"常规聚合物凝胶+冷采剂"组合技术作用效果相比,"定位封窜剂+冷采剂"组合技术增油效果最好,采收率增值最大。     

渤海B油田非连续复合调驱体系实验研究

随着注水开发的持续进行,渤海B油田地层的非均质性愈加突出,逐渐形成地下水流优势通道,使得开发效果受到较大影响.针对渤海B油田的油藏条件研发了以弱凝胶+聚合物粘弹性颗粒+乳液聚合物的液固共存复合调驱体系,通过室内实验考察了弱凝胶的成胶性能、聚合物粘弹性颗粒的溶胀性能以及持续增粘性能;通过实验优化,初步开发出适合B油田条件...     

双尾疏水缔合聚合物弱凝胶成胶性能影响因素分析

针对常规聚合物不能耐高温高盐的特点,选用耐温抗盐的新型双尾疏水缔合聚合物(DTHAP)为弱凝胶主剂。研究了聚合物质量浓度、交联剂质量分数、温度、矿化度和多孔介质剪切等对凝胶体系成胶性能的影响;并用扫描电镜(SEM)对其微观结构进行探究。实验结果表明:弱凝胶的成胶时间、成胶强度可以通过调节聚合物和交联剂浓度来控制。在80℃下,聚合物质量浓度为1 000~2 250 mg/L,交联度质量分数为0.6%时,体系成胶时间1~6 d可调控,最大成胶强度能达到F级。该体系在温度为80~90℃,矿化度为2×104~8×104mg/L的条件下具有较好的成胶稳定性,经多孔介质剪切后仍具有较好的稳定性,SEM表明弱凝胶体系有致密的空间网络结构。结果表明,该体系能应用于高温高盐油藏。     

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。     

温敏凝胶体系研究与性能评价

为了克服油田开发中后期非期望水过高难题,实现水流优势通道的深部调控,采用物理交联成胶的方法,基于对凝胶化温度影响因素的分析,形成具有温度刺激响应特性的温敏凝胶体系,并对其性能进行评价。结果表明,体系热行为响应过程可分为聚合物舒展、凝胶形成和结构完善三个阶段;在90～120℃下高温老化50 d,体系黏度保留率最高可达94.97%,具有长期热稳定性;且在6×10⁴ mg/L地层水中可持续成胶,具有高浓度无机盐耐受性;变振荡频率扫描测试表明,振荡频率在0.01～1 Hz变化时,体系表现为弹性占主导的强弹性体流体特征;微观结构分析表明,聚合物与纳米二氧化硅之间存在相互作用,球状颗粒一方面附着在凝胶树状结构上,增强凝胶强度,另一方面增加凝胶网络的交联密度,形成孔径分别为2.37～3.76μm和6.57～7.94μm的致密内外层叠状网络结构。     

中原油田耐温抗盐交联聚合物成胶影响因素及先导试验

交联体系可分为三类,即:凝胶体、弱凝胶和交联聚合物溶液;针对高温、高盐和非均质严重的油藏特征,适于中原油田调驱应用的是:具有一定流动性和良好稳定性的弱凝胶体系;根据室内评价实验,聚合物的类型、分子量及浓度,以及交联剂类型及浓度,对成胶强度和稳定时间都有影响,而限制交联体系成胶的主要因素是高温、高盐的环境条件,此限制在本质上体现为对凝胶体系空间完善网络结构形成和破坏的影响上;目前条件下,通过精心筛选聚合物和加入适量起“保水作用”的添加剂,在温度≤90℃、矿化度≤15×104mg/L的条件下,形成稳定的弱凝胶调驱体系是完全可行的;为验证配方和技术有效性而开展的现场先导试验截止目前效果显著。     

低温复合交联凝胶体系的制备与评价

针对春风油田低温、高矿化度的储层条件,以部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)为主剂、J1和J2为交联剂制备了聚合物凝胶体系调剖体系。凝胶配方包括:1.0%HPAM、0.1%～0.5%无机交联剂J1、0.5%～2.5%有机交联剂J2、0.2%除氧剂D3。研究了聚合物浓度、交联剂浓度和矿化度对体系成胶时间及强度的影响。结果表明,该复合凝胶可在30℃下成胶,通过调节交联剂的用量可使成胶时间控制在10～72 h。当单独使用0.5%J1交联剂时,凝胶的黏度为9 756 mPa·s,当交联剂用量为0.5%J1、2.5%J2时凝胶黏度达到了28 576 mPa·s,复合交联的方法使凝胶性能得到大幅度提高。室内实验封堵率达到95.88%,表明该凝胶体系具有良好的封堵性能。     

厚油层高渗透带封堵剂的研制与应用

针对国内某油田（M油田）油层厚度大、非均质性严重,因长期注水开发造成注入水无效循环严重的问题,提出采用聚合物凝胶封堵高渗透带,使液流转向进入低渗透层,进一步提高厚油层的驱替效率。通过室内岩心实验评价了聚合物凝胶封堵剂体系的封堵性能、耐冲刷性、流动成胶性能。现场试验效果表明：该体系在污水配制条件下凝胶强度高,封堵后连通油井见到了增油降水效果,说明该体系适用于封堵高渗透带。     

聚丙烯酰胺水解度对冻胶稳定性的影响研究

油田堵水技术是注水开发非均质油田的一项重要工艺技术,可以有效降低油井产水量,提高油井产油量,改善注水井吸水的不均匀性。水溶性聚合物冻胶类堵剂是我国70年代以来研究最多、应用最广的一种堵水调剖剂,但现场应用时聚合物水解度高,注入地层后在地层温度下进一步水解,导致成胶稳定性变差,影响堵调效果。因此,文章研究了聚丙烯酰胺水解度对冻胶稳定性的影响,用现场污水配制不同浓度、不同水解度的聚丙烯酰胺溶液,而后与酚醛交联剂交联,测试成胶前后粘度变化、成胶强度、热稳定性、抗剪切性及封堵性能。实验结果表明,聚合物水解度为5%-10%左右,成胶后强度高,热稳定性好,抗剪切能力高,封堵效果好。