主客体包合超分子凝胶颗粒调剖剂的制备及性能评价

预交联凝胶颗粒（PPG）被广泛用于治理油藏水流优势窜流通道,起到稳油控水的效果。为了解决常规共 价结构的PPG强度不足、剪切恢复性能差以及不耐盐的问题,以烯丙基-β-环糊精（烯丙基-β-CD、主体功能单体）、十六烷基二甲基烯丙基氯化铵（C16DMAAC、客体功能单体）、N,N’-亚甲基双丙烯酰胺（MBA、交联剂）和 丙烯酰胺（AM）为主要原料,研制了一种具有剪切恢复性能的共价-非共价协同交联结构的主客体包合超分子凝 胶颗粒（S-PPG）调剖剂。采用流变仪、激光粒度分析仪、光学显微镜系统探究了S-PPG的流变性能、膨胀性能和 耐盐性能。结果表明,主客体单体的最佳加量为总单体物质的量的2.5%与2.5%的S-PPG在地层水中膨胀24h 后,质量分数为0.6%时的弹性模量为73Pa,是常规PPG的3.04倍;屈服应力为120Pa,剪切黏度损失率为39%, 剪切恢复性能和屈服应力均为常规PPG的4倍左右;地层水中的膨胀倍数达23。此外,随着盐含量的增加, S-PPG的膨胀性能逐渐增强,在NaCl质量浓度为1×10⁵mg/L下的膨胀倍数达27.9,表现出优异的耐盐性能。本 文研究为油藏深部调剖提供一种具有潜力的抗剪切S-PPG材料。     

自组装颗粒深部调堵体系的性能评价

为提高颗粒堵剂深部封堵作用,研究了一种双层覆膜的微米级自组装颗粒深部调堵剂的微观形貌、悬浮性能、封堵性能,并分析了该堵剂的封堵机理。研究结果表明:所制备的自组装颗粒为粒径56.5数270.5μm的圆球型颗粒,在聚合物溶液中具有良好的悬浮性能,质量分数5%的自组装颗粒在0.3%聚合物溶液中静置20 h的悬浮率大于90%;65℃下注入1 PV的自组装颗粒悬浮体系(质量分数为5%自组装颗粒+0.2%聚合物)后对渗透率9000×10~(-3)~15000×10~(-3)μm~2的岩心的封堵率均在90%以上。自组装颗粒在封堵岩心中的分布状态表明:自组装颗粒具有填充封堵、黏接架桥封堵、黏连填充封堵功能。     

耐碱聚合物微球颗粒调剖技术

耐碱聚合物微球颗粒剂是在原有聚合物合成方式的基础之上降低了丙烯酰胺的用量,增加了不可水解单体、疏水单体和2-丙烯酰胺-2-甲基丙烷磺酸盐(AMPS)的用量,通过对丙烯酰胺的接枝聚合改性,使聚合物微球具有更强抗碱性能.耐碱聚合物微球颗粒调剖剂具有很好的封堵性能,与三元体系配伍性良好;在多孔介质中具有可流动性,不但可调整注入井的吸液剖面,而且有一定的稳油控水作用.现场调剖试验表明,耐碱聚合物微球颗粒调剖技术应用于三元复合驱可有效调整其注入剖面,连通采出井含水下降,提高驱油效果.     

疏水缔合聚合物渗流特性及其影响因素

为深入探索疏水缔合聚合物驱油机理,开展了疏水缔合聚合物溶液渗流特性及其影响凶素研究。结果表明:疏水缔合聚合物分子链上含有少量疏水基团,它们在溶剂水中可以发生缔合作用,形成胶束纳米结构——超分子网络结构,进而拥有独特渗流特性;疏水缔合聚合物溶液通过岩心孔隙时会受到剪切作用,造成聚合物分子链断裂即分子聚集体破损,其破损程度与注液速度、岩心孔喉尺寸、矿物组成和分子聚集体尺寸有关;聚合物分子聚集体尺寸大小影响着聚合物滞留量,并最终决定了注入压力、阻力系数和残余阻力系数大小;因为β-环糊精具有抑制疏水基团间的缔合和减小聚合物分子线团尺寸D_h功效,所以β-环糊精宏观上可以扩大疏水缔合聚合物溶液波及体积,微观上可以减小不可及孔隙体积,进而改善聚驱增油降水效果。     

增溶改性疏水缔合聚合物的溶解机理及性能

目的 疏水缔合聚合物的溶解性制约了在油气开采领域的应用。为了满足油气开采的需要和实现低成本化,研制了疏水缔合聚合物APO,并通过主客体包合技术实现聚合物的增溶改性。方法 通过对聚合物结构的设计,提升聚合物的性能,以丙烯酰胺(AM)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和疏水单体十八烷基聚氧乙烯甲基丙烯酸酯(OEMA)为原料,采用自由基水溶液聚合的方法,合成了疏水缔合聚合物APO,再利用β-环糊精独特的空腔结构进行主客体包合作用来提高其溶解性能。结果 25℃下,β-环糊精与聚合物APO的物质的量比为2∶1时,溶解时间由85 min缩短至45 min,聚合物APO在一价及二价盐水中粒径分别降低19.59%和11.50%。结论 该聚合物具有好的耐盐性能,β-环糊精能促进聚合物APO的溶解性,减少聚合物用量,实现油气开采的低成本化。     

低初黏可控聚合物凝胶在油藏深部优势渗流通道的封堵方法及应用

聚合物凝胶调剖技术可以有效治理水驱油层水流优势渗流通道并提高采收率。通过建立凝胶调剖剂在非均质渗透层间渗流的理论模型，分析了凝胶调剖剂的黏度对优势渗流通道封堵的作用效果；研发了低初始黏度、具有pH值响应、成胶强度和交联时间可控的聚丙烯酰胺/柠檬酸/铬凝胶体系。在10 m长岩心和3管并联岩心进行封堵模拟实验，测试了聚合物凝胶体系剪切后的自修复黏度等流变学参数，研究了分流率、注入压力以及凝胶封堵的微观形态。研究结果表明：聚合物凝胶体系的低初始黏度是优先封堵地层深部高渗透层优势渗流通道、扩大波及体积的关键参数，聚合物凝胶体系的初始黏度低于10 mPa·s、延迟交联时间控制在30 d以上。长岩心封堵后水驱各段压力梯度比注入聚合物后续水驱时提高了6.55倍；经扫描电镜微观测试发现在岩心不同位置孔隙中存在明显的膜状凝胶；在并联岩心中，当低初黏可控聚合物凝胶进入水窜流的高渗层封堵后，注入水高渗层分流率由72.7%降低为0.7%。大庆油田1井组（6注12采）深部调剖现场试验结果表明，注水压力从7.8 MPa上升到9.8 MPa；8口连通油井日产液量下降16.2%，阶段累积增油563 t。低初黏可控聚合物凝胶对油藏深部优势渗流通道实现了有效封堵。     

适用于渤海油田某水平井的EPMSC调剖技术

为了优选适用于渤海油田某水平井的调剖技术,利用自制水平井调剖流动规律模型,考察了粉末聚丙烯酰胺凝胶与乳液聚丙烯酰胺凝胶体系、降压增注体系和颗粒类体系的注入性、耐温耐盐性和长期稳定性,并研究了几种调剖体系组合注入的适应性,确定了适合水平注水井乳液聚合物凝胶和自适应颗粒多段塞组合深部调剖技术(以下简称EPMSC调剖技术),并进行了矿场试验。研究结果表明,高分子量粉末凝胶体系的注入压力快速上升,高渗层的分流量高,而中低渗层的分流量极低,注入效果极差。乳液聚合物凝胶类、降压增注类及颗粒类体系的入井液黏度在3～50 m Pa·s之间,注入性良好。这3类体系耐盐为5×10~4～10×10~4mg/L,耐温为50～100℃,热稳定性为10～12个月。不同组合体系调驱后采收率为36.7%～43.6%,采收率增幅为13.6%～20.5%,降压增注体系可降低注入压力,但采收率增幅有限。EPMSC调剖技术具有良好的降压增注能力,在水驱基础上提高采收率幅度为20.3%。采用EPMSC调剖技术在渤海油田某水平井H井进行矿场试验,措施后注水压力稳中有升,视吸水指数下降幅度为36.5%;由霍尔曲线计算的视阻力系数和残余阻力系数分别为4.30和3.42,表明水流优势通道得到有效封堵,对应井组累计增油8414.5 m~3。EPMSC调剖技术的成功应用,对整个渤海油田水平井注水开发油藏增产稳产具有重要意义。图8表5参12     

铬冻胶与高渗油藏窜流通道强度的适应性研究

中高渗油藏经过长期注水开发，储层物性发生了变化，导致注入水沿着高渗透带形成不同强度的窜流通道，严重影响开发效果。针对现场常用的铬冻胶，通过动态封堵实验研究了不同聚合物浓度（3 000 mg/L 和5 000 mg/L）铬冻胶体系在不同渗透率窜流通道中的注入、封堵性能及驱油效果，并引入了拟阻力系数和拟残余阻力系数，分析了铬冻胶与窜流通道强度的适应性。实验结果表明，聚合物浓度越高，冻胶的注入性能越差，但是封堵性能以及调剖增油效果越好；窜流通道渗透率越高，冻胶封堵强度越弱，而调剖增油效果越差；铬冻胶对3 D、5 D、10 D、50 D 的窜流通道适应性较好，对于100 D、150 D、200 D 的窜流通道适应性较差。该研究结果为铬冻胶应用于现场封堵高渗油藏窜流通道提供了参考依据。     

疏水型水膨体AM/MJ18共聚物的合成及评价

以丙烯酰胺(AM),疏水单体十八烷基二甲基烯丙基氯化铵(MJ18)为单体,N,N-亚甲基双丙烯酰胺(DMAM)为交联剂,过硫酸铵-亚硫酸钠氧化还原体系为引发剂,采用水溶液聚合方法,合成了疏水型水膨体AM/MJ18共聚物.根据正交试验,确定了最佳合成条件:反应温度为60 ℃,疏水单体MJ18含量为0.5%,引发剂用量0.45%,交联剂用量0.04%.在此条件下合成的水膨体具有较好的耐温抗盐性和热稳定性,是一种适合油田深部调剖作业用的水膨体颗粒.     

接枝淀粉聚合物调剖体系的封堵性能评价

开展室内岩心实验考察接枝淀粉聚合物调剖体系在孔隙介质中的封堵性能,结果表明：①接枝淀粉聚合物调剖体系成胶前具有一定的流度控制能力;成胶后残余阻力系数较大,具有降低大孔道渗透率的能力;②体系的残余阻力系数随注入速度的增加而减小;③体系对岩心具有很高的封堵率,当注入0．45PV时封堵率就可达到90％以上,注入量越大,封堵率越高;④体系具有较高的堵塞强度。注入后的突破压力梯度随流速的增加而增大;⑤体系的耐冲刷性好,经70PV注水冲刷后其封堵率仍保持在80％以上。油相驱替封堵率明显较低,最高只有39％,经70PV冲刷后已降至10％。接枝淀粉聚合物调剖体系具有堵水不堵油的特性。