单液法水玻璃调堵剂的室内研究

针对高分子聚合物在高温低渗油藏注入压力高、不耐剪切等问题,开展了水玻璃单液法调堵剂的室内研究。采用水玻璃溶液加入固化剂水溶液进行了黏温关系、胶凝时间、热稳定性、耐酸碱性及封堵率等性能试验。室内试验表明,该调堵剂胶凝时间易双向调节,封堵率高、黏度低、凝胶时间长,适合用于大剂量深层处理,在固化前具有良好洗油性,可以在调剖同时进行洗油,具有一剂双效的作用;与填料配伍性好,不但适合低中渗透层调剖,而且适用于封堵高渗透带和大孔道。该调堵剂价格低,施工安全简便,适用于高温低渗注水井层段内注水剖面的调整。     

一种新型水玻璃单液法堵剂的室内试验

本文介绍了一种水玻璃单液法高强度的调剖剂,其特点是胶凝时间在3~26小时内可以调节,适用于70~100℃温度的地层,封堵强度高,堵塞率高。该堵剂属无机堵剂,配制简单,便于施工,无毒无臭,是一种新型中高温堵剂。     

水溶性酚醛树脂-水玻璃互穿网络结构耐温堵剂的合成与性能评价

以水溶性酚醛树脂、水玻璃和抑水剂为材料,基于溶胶-凝胶技术合成出一种互穿网络结构的有机-无机凝胶体系。互穿网络凝胶体系的交联时间随水溶性酚醛树脂浓度增大而缩短,交联强度则增强。当体系中水玻璃质量分数为0~3%时,交联时间随浓度增大而延长,交联强度随浓度增大而增强。水溶性酚醛树脂-水玻璃互穿网络结构致密且匀称,满足深部封堵的要求,可作为耐温堵剂使用。     

水玻璃凝胶堵剂的制备及在注水开发油藏中的应用

针对冀东油田中深层注水开发油藏存在注入水沿平面单向突进、吸水剖面差异大、注采调控难度大等问题,用水玻璃、网络保水剂和延迟活化剂制备了水玻璃凝胶堵剂,分析了水玻璃凝胶堵剂的成胶原理,研究了该堵剂的注入性与封堵性能,并在冀东油田开展了现场应用。结果表明,由水玻璃、延迟活化剂和网络保水剂(质量比为5∶1∶0.2)制备的水玻璃凝胶堵剂注入性和封堵性良好,对中渗和低渗填砂管的封堵率分别为93.5%和97.3%;堵剂选择性较好,优先进入高渗透层进行封堵,堵剂突破后低渗储层的分流率由29.8%增至85.2%,高渗储层的分流率由70.2%降至14.8%。包裹硅酸凝胶、硅酸盐沉淀的大分子交联网状结构提高了水凝胶的成胶强度。水玻璃凝胶堵剂在冀东油田现场应用6口井,增油降水效果明显,平均单井注水启动压力上升4.67 MPa,吸水剖面得到改善,注入水波及体积增加,对应8口油井见效,累计增油4314 t。     

大庆油田新型复合型堵剂TZL-2的研制与应用

针对大庆油田高含水开发后期各类油藏和水淹特点,为提高开发效果,研制了新型复合型堵剂-TZL -2堵剂,介绍了该堵剂的组成、原理、性能及应用效果.现场应用表明,该堵剂具有堵剂用量少、封堵率高、稳定性好、强度高、工艺简便、适用范围广等特点.     

新型水溶性暂堵剂SZD的研究与应用

针对油田注水井及高含水油井漏失严重问题,研制了SZD系列水溶性暂堵剂。对不同暂堵剂的暂堵及解堵效果、返排驱替液量对暂堵和解堵效果的影响、暂堵剂注入量对暂堵效率的影响以及岩心渗透率对暂堵剂暂堵强度的影响进行了研究。结果表明,该暂堵剂可使岩心封堵率达到90%以上,用水冲刷100PV后,渗透率恢复值在85%以上。40余口井的现场试验结果表明,该暂堵剂能有效解决注水井和高含水井存在的漏失问题。     

高温抗盐化学堵剂的研制与应用

针对河南油田对高温高盐地层的封堵需要,研制了一种新型堵剂,并对堵剂的性能进行了评价,包括温度、盐度、剪切、pH值对固化时间和强度的影响。室内实验表明,随着温度升高,成胶时间迅速缩短,凝胶强度急剧增大;盐度对成胶时间影响很小;对pH适应范围很广。热稳定性、动态模拟及耐冲刷试验表明,该堵剂抗剪切、耐冲刷、热稳定性强,各项指标均满足使用要求。经现场2口井的应用,封堵效果良好。     

钙土悬浮体—水玻璃双液法调剖剂

本文介绍了胡十二块试验区使用钠土悬浮体－水玻璃双液法调制剂的优缺点，研究了钙土悬浮体－水玻璃调剖剂，提出了最佳使用配方。该调剖剂的调剖效果已在现场试验中得到证实。     

耐酸颗粒堵剂在低渗透油田注水井中的应用

为改变低渗透油藏地层非均质性,提高地层流体波及体积,降低注水井的注水压力,提高注水量,以膨胀倍数、耐酸性能、封堵性能等为性能指标,优选了一种具有良好抗盐抗酸性能的颗粒堵剂SDJ。研究结果表明,颗粒堵剂SDJ在60℃、50000 mg/L模拟盐水中膨胀倍数可达8.5倍,酸化处理后膨胀保留率最高可达20.83%;对渗透率为997×10~(-3)μm~2的填砂管的封堵率达到99.5%以上,对渗透率为1.824×10~(-3)μm~2的岩心的封堵率可达94.7%。现场试验结果表明,耐酸颗粒堵剂SDJ加入后升压2.0 MPa左右,注酸后注水压力下降6.0 MPa,注水排量提升40.6%,降压增注效果良好,吸水剖面得到明显改善。图11表3参10     

修井液用新型油溶性暂堵剂DFA的室内性能评价

为解决渤海湾海上油田渗透性漏失"能堵不能解"的技术难题,研制出新型油溶性暂堵剂DFA.DFA为有机低分子量化合物,不溶于水,但极易溶于煤油,在煤油中的油溶率高达99.9%,而且对原油粘度基本无影响.试验表明,在堵漏修井液(海水 (1.0%～1.2%)增粘剂DFZ 2.0%粘土稳定剂HCS)中加入3%～5%的DFA暂堵剂,流变性能满足工程泵送需要,能在渗透性砂床上形成有效封堵,堵漏层承受的最大压力达到7.0 MPa;也能自行解堵,2 h内渗透率恢复值在92%以上.     

新型裂缝性低渗透油藏堵水剂性能评价

针对堵水剂在裂缝中的漏失问题,研制出二次交联聚合物凝胶堵水剂,对一次交联聚合物弱凝胶的流变性、耐剪切性、注入性和滤失性和二次交联聚合物凝胶的突破压力、封堵率、耐冲刷性、对基质伤害率和长期热稳定性进行了评价。实验结果表明,一次交联聚合物弱凝胶具有剪切稀释的流变特征,耐剪切,注入性好,滤失量低;二次交联聚合物凝胶具有突破压力高、封堵率高、耐冲刷性强、对基质伤害率低和长期热稳定性好的特点,在裂缝性低渗透油藏堵水作业中具有明显的优势。     

底水油藏堵水剂研制与应用

底水油藏开发所面临的一个最大问题就是底水锥进,经室内实验,研制出最佳配方用量的CQ-981堵水剂,即成胶剂A用量4.0% ～5.0%,引发剂S用量0.14%～0.18%,交联剂H用量0.6%～0.9%,交联剂B用量0.06%～ 0.08%,催化硬化剂N用量0.02%～0.04%.该堵水剂注入粘度低,仅2.0 mPa*s左右 ,泵注性能优异,且成胶时间可控,克服了常规堵水剂成胶体强度小的弱点,室内岩芯模拟 实验评价该堵水剂具有强度大、封堵率高、封堵有效期长等优点.该堵水剂在吴251井的应 用表明,它解决了油井含水急剧上升问题,恢复目前底水水淹井再生产能力,达到增油增效目的.     

反相悬浮聚合制备淀粉-丙烯酰胺-丙烯酸共聚物暂堵剂

以淀粉、丙烯酰胺、丙烯酸为共聚单体,硝酸铝为交联剂,过硫酸钾为引发剂,Span-60/Tween-60为复合乳化剂,采用反相悬浮聚合法合成了一种新型暂堵剂淀粉-丙烯酰胺-丙烯酸共聚物,并采用SEM和FTIR技术对共聚物进行了表面形貌分析和结构表征;考察了硝酸铝用量、丙烯酸中和度和淀粉用量对暂堵剂吸水性能的影响。实验结果表明,暂堵剂的最佳合成条件:丙烯酰胺5.00 g、环己烷60 mL、0.80 g Span-60、0.40 g Tween-60、丙烯酸中和度80%、淀粉1.50 g、硝酸铝0.02 g、70℃、3 h;在该条件下合成的暂堵剂的吸水倍率最大,且具有适中的强度。     

河南油田特高含水开发期化学封堵技术应用效果

河南油田进入特高含水开发期后．封堵技术是“控水稳油”的主导工艺,它有效地治理了低效井．封堵了水井大孔道、汽窜井、稠油边水、套管外窜槽和套管漏失。取得了一定的经济效益。为下一步的开发指出了方向。     

无隔板底水油藏中堵剂位置的确定

根据李传亮提出开发底水油藏的新思维——“隔板理论”,对底水油藏油井的“李氏隔板”问题进行了研究,并推导出堵剂注入的合理位置。对进一步做好底水油藏油井的稳产措施制定和科学开发底水油藏有一定的指导意义。     

抗温抗盐的颗粒型水驱流向改变剂的研制

采用逐步降温（70-35℃）反相悬浮引发聚合方法，制备了可用作流向改变剂的细粒状交联共聚物AM／AA／AN／AMPS／MBAM。介绍了合成过程。测定了该共聚物颗粒在不同浓度的各种盐水溶液中的吸水膨胀倍率（以质量计），随盐浓度增大，膨胀倍率先迅速减小，然后出现一个平台区（50～250g／LNCl或KCl，3．0～7．5g／LMgCl2）或缓慢下降区（3．0-7．5g/LCaCl2．2．0-5．0g／LFeCl3），在高盐浓度时（250～350g／LNaCl或KCD再次迅速下降；该共聚物可抗250g／LNaCl或KCl，可抗7．5g／LCaCl2或MgCl2，抗FeCl3性能差。在NaCl水溶液中，80℃和70℃下的膨胀倍率远大于40℃下的膨胀倍率．因而适用于较高温油藏。在自来水中约12小时达到最大膨胀倍率，其值超过200。200目共聚物颗粒在100mg／LHPAM溶液中的5g/L悬浮波注入2-20μm^2填砂管时，流量大于0．02mL／s后颗粒进入砂层内．流压随流量增大而增大。用Smith方法测得悬浮在100-300mg／LHPAM溶液中并充分溶胀的200目共聚物颗粒的韧性指数ftay。为1．087～1．250．平均值1．170，抗破裂能力好。图6表1参4。     

耐温黄胞胶铬冻胶调堵剂室内研制

从黄胞胶（XC）在水溶液中的性质出发（溶液增粘性，假塑性，耐酸碱性，盐对构象转变的影响，降解性等），设计了黄胞胶铬冻胶的基本配方：0．6％XC＋0．15％Na2Cr2O7 0.45%NaHSO3 0.1%甲醛液（杀菌剂）＋0．01％热稳定剂，在基本配方的基础上考察了每一组分用量的变化对XC／C r^3 成胶体系85℃或80℃时成胶时间，冻胶强度（承载质量），冻胶稳定性（7天脱水率）的影响，表明基本配方即为最佳配方，各组分用量可在一定范围内变化，配方中还应包含pH调节性，该调堵剂可用于85℃以下地层。     

地下聚合交联成胶的耐酸耐高温凝胶堵剂

研制了用于注蒸汽油藏堵水酸化联合作业的两种地下聚合、交联、成胶的凝胶类堵剂。筛选出的最佳配方如下。①丙烯酰胺体系AM-1：5．0％AM 0．035％引发剂PP 0．02％苯酚 1．0％甲醛液 0．05％稳定剂SS；②疏水缔合共聚体系AM-2：AM-1 1．0％AA 0．06％阳离子疏水缔合单体NA。250℃下的成胶时间，AM-1约为12小时。AM-2约为25小时。可通过配方调整在4～38小时范围改变。生成的凝胶按Sydansk提出的目测相对强度等级为J级。即高刚性凝胶。可抗高温。在250℃至少15天内不变化。表面浸泡在土酸液中的凝胶在250℃下可稳定存在9～10天(15％HCl 5％HF)或16～17天(5％HCI 1％HF)。AM-1的耐温耐酸性好于AM-2；AM-2的耐高温性好于AM-1。在人造岩心中AM-2凝胶堵塞物的突破压力为85．3MPa／m。两种堵剂还可用于封堵蒸汽窜流及高温油藏堵水调剖。图1表1参4。     

低渗特低渗储层水锁损害定量预测方法

在低渗特低渗油气藏开发过程中储层损害严重,其中水锁损害是主要损害之一,因此建立准确、快速定量预测水锁损害程度的数学模型,对高效开发低渗透油田具有重要意义。采用线性回归分析法建立的水锁损害预测模型不能准确反映储层损害实质,预测精度较低。将常规线性回归模型转变为非线性回归模型,能够更好地反映各损害因素与损害程度间的关系;采用逐步回归法选择回归因子,建立了新的水锁损害定量预测模型,并对新模型进行了检验。结果表明,新建立的水锁损害定量预测模型预测结果准确性高,15组验证样本的预测准确率均大于80%,平均预测准确率为91.69%,可为油气层保护和储层解堵措施优化设计提供科学依据。      

地层聚合物堵水剂HY的研制及性能评价

以丙烯酰胺为单体,加入有机硅交联剂、引发剂过硫酸钠、反应速度调节剂,制得聚合物堵水剂HY。确定了堵水剂的最佳配方：丙烯酰胺单体加量6％,交联剂加量0．5％．引发剂加量0．03％,反应速度调节剂T1加量0．005％。聚合物堵水剂HY的封堵试验结果表明,堵水剂HY对不同渗透率的岩芯均具有很好的封堵效果,封堵率大于99．90％,突破压力梯度大于18．0MPa／m。在70℃和80℃条件下,加入反应速度调节剂的堵水剂HY仍具有很好的封堵效果,其封堵率达100％,突破压力达5．5MPa。