阳离子聚合物NCP用于注聚区块封窜和调剖

胜利孤岛油田注聚区块一些生产井过早见聚，产出水中聚合物浓度高达800－1000mg/L。基于阳离子与阴离子聚合物在溶液中生成凝胶状沉淀物的特性，选择阳离子聚合物NCP（一种阳离子改性淀粉），建议将NCP溶液注入生产井或注入井，使NCP与滞留于地层中的驱油剂HPAM反应，实施封窜或调剖。填砂岩心实验结果表明，用1000mg/L HPAM溶液驱油后注入15－30g/L NCP溶液1．0PV，在70℃放置24h后对油相的堵塞率＞96％，突破压力2．6－3．3MPa/m；注入20g/L NCP溶液造成堵塞的岩心，连续注入50PV含800mg/L HPAM的地层水，水相渗透率持续下降。不同浓度HPAM溶液中加入不同浓度NCP溶液时生成的沉淀物量，随NCP加入量的增大而增大。在岩心调剖实验中，岩心的水相堵塞率随NCP溶液浓度的的增大而增大，NCP可用于注聚区块注聚井不同时期的调剖。将NCP溶液用于孤岛注聚区块5口生产井封堵聚窜，3口井效果良好，日产液、日产油增加，含水及含聚减小。     

SPA淀粉接枝共聚物堵水调剖剂性能研究

针对中原油田含盐量高的地层特点，开发出了以淀粉与丙烯酰胺接枝共聚物SPA、有机复合交联剂MC和促凝剂L为主要成分的堵水调剖剂。研究了该堵水调剖剂各组分浓度对成胶时间与凝胶粘度的影响，考察了pH值、温度、水质及剪切作用对堵水调剖剂性能的影响，采用岩心模拟试验方法评价了该堵水调剖剂的作用效果。结果表明，SPA-WC-L堵水调剖剂强度高、耐冲刷，具有良好的选择性堵水作用，可满足中原油田堵水调剖作业的需要。     

双液法调剖堵水剂SJD—1

双液法调剖堵水剂SJD-1的A液为丙烯酰胺-丙烯酸共聚物水溶液，B液为两种多价金属离子无机化合物水溶液，，两种溶液混合后生成聚合物冻胶、无机凝胶和结晶沉淀物而产生封堵效果。本文报道SJD-1的组成、作用机理、最佳使用配方、热稳定性、耐酸碱性、室内岩心封堵实验结果及现场应用效果。     

地下成胶的淀粉-聚丙烯酰胺水基凝胶调堵剂性能研究

题示调堵剂由4.1%淀粉、4.1%AM、0.16%引发剂、0.04%交联剂组成,用吉林油田采出水(矿化度5.15 g/L)配制,30℃成胶时间17小时,成胶强度(通过面积28.3 cm2的两层20目筛网所需驱动压力)为0.85～0.95 MPa,加入0.02%～0.20%缓聚剂可使成胶时间延至25～90小时.可用不同油藏采出水(矿化度4.47～263 g/L)配制,在各该油藏温度下(40～120℃)成胶.在30 m长40～60目含粘土约30%的露头砂填充管中注入9.5 m长调堵剂,沿程压力表明该调堵剂运移性能良好;入口处表观粘度计算值为0.05 Pa·s,8.16 m处下降至0.04 Pa·s;成胶后入口注水压力达60 MPa时,5.50 m及以下压力降至零.在2 m长、K=9.78 μm2填砂管中以不同流量注入调堵剂,流出后的成胶率≥90%.在渗透率0.199～23.7μm2的4支1 m长填砂管注入0.3 PV调堵剂,成胶后注水突破压力梯度(7.8～8.4 MPa/m)、水驱至9 PV时的残余阻力系数(30～2850)及封堵率(96.7%～99.7%)均随原始渗透率增大而增大.0.3 m长2组高低渗填砂管并联,注入0.35 PV调堵剂时的分流率比与渗透率级差成正比,成胶后注水分流率发生反转.图3表5参6.     

一种有于深部调剖的聚合物强凝胶堵剂的研究

由分子量 3× 10 6～ 5× 10 6、水解度 2 5 %的聚丙烯酰胺 (5～ 6 g/L)、重铬酸钠的氧化还原体系、延缓剂 (10 0～6 0 0mg/L)组成的聚合物强凝胶堵剂 ,可用 pH值 6 .5～ 8、矿化度 <1× 10 5mg/L的水配制 ,温度 2 0～ 75℃范围内成胶时间可在 0 .5～ 8天范围内调节。报道了典型配方实验堵剂液的性能研究结果 :在 5 0℃时 ,在人造砂岩岩心中的成胶时间为 44小时 (由突破压力曲线测得 ) ,岩心封堵率 >99.9%,经注水 5 0PV冲刷后仍不低于 99.8%,突破压力梯度在高渗透率 (87.9μm2 )岩心中不低于 30MPA/m ,在低渗透率 (9.0 μm2 )岩心中较低 ,为 2 3MPA/m ,显示了一定的选择性。在 3支串联高渗透率岩心和 3支串联低渗透率岩心并联而成的非均质模型上 ,在水驱饱和油之后(合层采收率 18.8%) ,依次用实验堵剂封堵第一、第二、第三高渗透岩心后水驱 ,合层采收率分别达到 41.8%,6 1.5 %和 74.8%。由各个岩心和岩心组的采收率得出结论 :封堵深度越大 ,采收率提高幅度越大。讨论了有关的驱油机理。     

SA_2－GD调剖剂的研究及应用

ＳＡ２－ＧＤ是以硫脲－铬盐氧化还原体系交联聚丙烯酰胺而形成的冻胶型调剖剂。本文研究了ＳＡ２－ＧＤ各组分浓度与调剖剂性能的关系．考察了ｐＨ值、温度、铁离子、地层砂和地层水对ＳＡ２－ＧＤ调剖剂性能的影响，介绍了该调剖剂的现场应用情况。ＳＡ２－ＧＤ调剖剂成胶时间长且可调，形成的冻胶强度大，封堵能力强。     

双聚合物冻胶堵剂用于中低温聚驱后砂岩油藏的深部调剖

基于已成功用于现场的地下成冻HPAN/水溶性酚醛树脂高温冻胶堵剂,加入HPAM以提高HPAN中水不溶物的悬浮稳定性,加入氯化铵调节(缩短)体系成冻时间,得到了可用于中低温(如65℃)油藏的双聚合物冻胶堵剂,其优化配方为:0.2％～0.3％HPAM+3％～4％HPAN+0.8％～1.0％水溶性酚醛树脂+0.4％～0.5％氯化铵.该冻胶体系65℃成冻时间3～5天,对填砂管的堵塞率在95％以上.在中低温的胜利孤岛油田西区北综合含水95％的聚合物驱后转后续水驱单元的2口注水井,用该堵剂实施深部调剖后,9口对应油井中有7口井见效,累计增油2000吨以上,含水下降1.1％～3.4％,有效期3～9个月,平均6个月左右.表3参11     

低温调堵剂SAMG-Ⅰ的岩心封堵特性

针对油藏注水开发中后期常出现的高渗条带或窜流通道难以封堵的问题，用新研制的SAMG-Ⅰ低温调堵荆进行了室内高渗透岩心封堵特性实验研究。SAMG-Ⅰ调堵剂由5％～7％的淀粉。4．5％～7％的丙烯酰胺，0．05％～0．2％的有机交联剂，0．1％～1％的引发剂，0．1％～0．5％的缓聚剂以压吉林油田地层水配制而成。在30℃地层温度下，具有成胶时间可调，凝胶强度大，成胶稳定性好、抗剪切、抗老化能力强等特性。SAMG-Ⅰ调堵剂在高渗透岩心中运移特性好，运移深度可控，与砂岩孔隙骨架粘结强度大，封堵强度高，段塞厚度达10cm时测得突破压力为2．5MPa，封堵率迭99．91％。SAMG-Ⅰ调堵荆具有较好的封堵选择性，适用于低温油藏大孔道、窜流通道的封堵。图2表2参6。