新型水平井选择性堵水剂MX10-2性能研究

针对新疆油田公司陆梁作业区水平井生产中存在的问题,研制出疏水聚丙烯酰胺类选择性堵水剂MX10-2。该堵水剂采用聚合物单体溶液直接注入地层后进行聚合交联反应。实验发现,炮眼段剪切能够适当延长该体系的成胶时间,对凝胶强度无明显影响;引入的疏水基团能使MX10-2更有效地封堵高含水层,而对含油饱和度较高的地层影响不大,对含油饱和度为0—70％的孔道封堵效果较好,显示出优良的选择封堵性。     

耐温抗盐凝胶堵水调剖体系的研究与应用

为了适应高温高盐裂缝型油藏的复杂地层情况,研究了一种AM/AMPS（丙烯酰胺/2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸）耐温抗盐凝胶堵水调剖体系。确定了最优配方为1.0%AM/AMPS+0.1%乌洛托品+0.1%对苯二酚+0.3%硫脲+0.5%PA纤维,考察了该凝胶体系的成胶时间、成胶强度和脱水率,并探讨了该体系的热稳定性和抗盐性。实验结果表明：该凝胶体系具有很好的耐温抗盐性能,在140℃、模拟油田地层水环境中成胶时间大于15h,凝胶强度保持在G级（目测代码法）,120d脱水率小于2%。岩心封堵实验结果表明,该凝胶体系堵水率达到99.70%以上,堵油率小于6.00%,具有优良的选择性。现场应用中取得了良好的堵水调剖效果。该凝胶体系为高温高盐裂缝型油藏的高效开发提供了技术支持,值得推广应用。     

耐高温复合凝胶堵水体系FHG-1研究与应用

针对孤岛油田中二北馆5稠油热采单元水平井高含水的问题,研发了一种适合热采水平井先期堵水的耐高温复合凝胶堵水体系FHG-1。室内模拟孤岛油田中二北馆5单元地层条件,研究出了成胶时间和成胶强度合理的耐高温复合凝胶堵水体系FHG-1配方：0.3%聚丙烯酰胺＋3.5%交联剂＋7.0%添加剂A＋13%添加剂B。研究表明,耐高温复合凝胶体系具有良好的耐温性、耐盐性、热稳定性以及封堵性能。双管并联岩心分流试验结果表明,耐高温复合凝胶体系堵调效果明显,低渗岩心分流率从封堵前的5%左右上升到90%。耐高温复合凝胶堵水技术现场试验5井次,应用效果表明,实施先期堵水后,效果明显好于未进行先期堵水的邻近井,5口井累计增油10820t。     

油田堵水复合铝凝胶制备及性能评价

采用无机物和有机物复配的方式制备了一种用于油田堵水的凝胶体系,并进行了相关优化。引入质构仪对该凝胶体系的强度进行评价,结合考虑成胶时间等因素,得出该凝胶体系的最佳组成为:两性离子聚丙烯酰胺(ACPAM)0.15%,活化剂0.2%,聚合氯化铝(PAC)4%,尿素3%。岩心实验表明该凝胶体系具有较好的堵水效果,对岩心的封堵率达92%左右。     

聚丙烯酰胺凝胶在裂缝孔隙双重介质中的封堵性能

针对克拉玛依油田八区乌尔禾组油藏的基本特征,为了研究在裂缝孔隙双重介质中聚丙烯酰胺凝胶的封堵能力,在室内建立了3种岩心模型,测试了不同模型中聚丙烯酰胺凝胶的封堵率及耐冲刷性;运用不同浓度聚丙烯酰胺合成的凝胶,在不同注入速度、不同岩心渗透率条件下开展了堵水驱油和长岩心模型封堵评价实验,研究了聚丙烯酰胺凝胶对裂缝孔隙模型的封堵率和原油采出程度的影响.结果表明,聚丙烯酰胺凝胶对所有裂缝孔隙模型的封堵率都大干94%;裂缝孔隙模型在聚丙烯酰胺凝胶封堵后,水驱采出程度增加近一倍,最终采出程度达到60%以上.     

高温裂缝性油藏超深井堵水现场试验成败因素分析

准噶尔盆地腹部的石西油田是裂缝性油藏，具有高温、高压、高矿化度和超深井底水锥进的特点。分析5次油井堵水的现场试验结果，分别采用两性离子聚合物凝胶堵剂或石灰-水泥类无机堵剂均难以满足降水增油的需求，分别采用无机硅胶堵剂-聚合物凝胶封口剂体系或植物纤维性预交联体膨颗粒堵剂-聚合物凝胶封口剂体系虽可封堵油井，但造成油水产量均下降。所以需调整堵剂体系，改善施工工艺，以确保堵剂选择性进入水层形成封堵，而不对油层产生伤害。采用三段塞(暂堵剂-改性栲胶堵剂-水泥封口剂)进行石西油田超深井的堵水达到了降水增油的目的，但需调整封堵半径，才可获得更佳的堵水效果。现场试验证明：如果明确油藏和油井情况，采用具一定选择性封堵水层能力的堵剂和注入工艺，可大幅度提高封堵高温油藏超深油井出水的成功率。图1参10     

地层内聚合丙烯酰胺凝胶堵水封窜技术

用亚硫酸盐作为前置预处理液，加快丙烯酰胺－甲叉基双丙烯酰胺地层内聚合堵水，这是一种新技术。加入亚硫酸盐，可使丙烯酰胺－甲叉基双丙烯酰胺体系反应时间加快，对堵剂溶液和凝胶强度基本没有影响。利用该技术堵水封窜，可大大节约堵剂用量，并提高封堵成功率。     

低渗透裂缝性油藏 CO2驱两级封窜驱油效果研究

为了解决低渗透裂缝性油藏实施CO_2驱油过程中发生的气体窜逸问题,提出了在用改性淀粉凝胶体系调堵裂缝的基础上继续用乙二胺封堵高渗通道的"改性淀粉凝胶+乙二胺"两级封窜驱油技术,即选择改性淀粉凝胶体系(4%改性淀粉+4%丙烯酰胺+0.05%交联剂N,N-亚甲基双丙烯酰胺+0.18%成胶控制剂叔丁基邻苯二酚)和乙二胺分别作为裂缝、基质中高渗通道的封堵剂。分别考察了改性淀粉凝胶体系对岩心裂缝、乙二胺对基质中高渗通道的封堵、驱油效果,研究了"改性淀粉凝胶+乙二胺"两级封窜驱油作用。结果表明,45℃下,单独使用改性淀粉凝胶可对渗透率0.65×10~(-3)μm~2岩心的填砂裂缝进行有效封堵,封堵后CO_2气驱时岩心进出口压差基本恒定,凝胶具有良好的封堵强度,气体流速降低81%,采出程度提高25%;单独使用加入乙醇保护段塞的乙二胺体系可对渗透率1.37×10~(-3)μm~2的岩心的相对高渗带形成封堵,气体流速降低85%,采出程度提高5.3%,但是不加乙醇保护段塞的乙二胺很难注入低渗岩心;渗透率4.5×10~(-3)μm~2填砂裂缝岩心在用改性淀粉凝胶体系封堵裂缝的基础上继续用乙二胺封堵高渗通道,注入压力分别高达3.5 MPa和5.6 MPa,注入改性淀粉凝胶后再注入乙二胺后岩心采出程度分别提高29.2%和23.3%,两级封窜驱油效果明显。     

镁皂石-聚丙烯酰胺混合物凝胶的流变性质

从油田堵水的角度出发，对镁皂石-聚丙烯酰胺-水凝胶体系的流变性质，以及这些性质随镁皂石浓度、聚丙烯酰胺浓度、高价阳离子、水矿化度、温度、体系流动时的剪切速率等因素的变化进行了研究。结果表明：(1)若将镁皂石与聚丙烯酰胺复配，混合体系具有更加优异的流变性质，其粘度大大高于同浓度时单一体系的粘度。而且通过复配可大大降低其使用浓度；(2)通过改变镁皂石和聚丙烯酰胺的用量，可以在很大范围内调节体系粘度，以满足各种需要；(3)混合体系有较强的抗Ca^2 、Mg^2 能力，在试验的浓度范围，Ca^2 、Mg^2 对体系流变性质影响不大；(4)混合体系有良好的耐温性能，在所试验的温度范围，体系流变性质对温度不敏感；(5)混合体系具有触变性。以上性能均有利于油田堵水，因而镁皂石-聚丙烯酰胺-水凝胶体系可作为油田堵水剂，以代替目前常用的聚丙烯酰胺堵水剂。     

砂砾岩油藏水平井选择性堵水剂研究及矿场试验

昆北油田砂砾岩储层厚度大,平面、层间、层内非均质性强,开发初期水平井即表现出产量递减大、含水上升快的特点,迫切需要治水。基于该油藏特征及开发生产特点,以丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸和二甲基二烯丙基氯化铵为原料,制备了三元共聚物水平井选择性堵水剂。研究了交联剂N,N-亚甲基双丙烯酰胺对堵水剂强度和溶胀率的影响,考察了堵水剂的注入性能和封堵能力。在室内研究和矿场生产特征分析的基础上,在昆北油田开展了6口水平井堵水矿场试验。结果表明,交联剂加量对堵水剂强度和溶胀率的影响较大。交联剂加量为单体总质量的1.5%时,形成的堵水剂强度适中,可进行拉伸,溶胀率达到最高。堵水剂平均粒径为420μm,可在昆北储层裂缝中形成有效堵塞。填砂管注入堵水剂后,后续水驱注入压力提高了5.06倍,水驱封堵率为83.5%,油驱封堵率为20%,油水选择性良好。堵水剂在昆北油田进行了现场应用,增油降水效果较好。     

微米级石墨粉增强堵水凝胶性能实验研究

能否封堵裂缝水窜通道是裂缝性低渗透油田实现高效注水开发的关键。封堵裂缝水窜通道需要高强度的凝胶堵剂,但是传统的丙烯酰胺类凝胶的强度偏低。针对此问题,文章通过添加成本低廉的微米级石墨粉以大幅度提升丙烯酰胺类凝胶的强度及综合性能。对比单一的丙烯酰胺凝胶体系,添加0.3%的微米级石墨粉后,弹性模量从120 Pa增加至400 Pa、黏性模量从48.6 Pa增加至268 Pa(1 Hz条件),相变温度由167℃增加至212℃,突破压力梯度由255 kPa/m增加至440 kPa/m(0.13 mm裂缝),断裂伸长率由700%增加至1 100%,拉伸应力由38 kPa增加至110 kPa。可视化裂缝封堵实验对比显示,添加了石墨粉之后,再次注水所形成的网状水流通道特征明显,注入水突破压力高,封堵效果更有意义。石墨粉片层上的羟基、羧基参与了凝胶合成的物理化学反应,并且刚性结构的石墨粉可以支撑聚丙烯酰胺分子链的柔性骨架,从而大幅度提升了凝胶综合性能。实验结果尝试为裂缝性高含水油田的堵水作业提供出一种性能优异的新凝胶材料。     

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。     

裂缝性特低渗透油藏 CO2驱封窜技术研究

为了提高裂缝性特低渗透油藏CO_2驱开发效果,研发了一种将改性淀粉强凝胶和乙二胺联用的封窜技术。分别考察了改性淀粉凝胶体系(3%改性淀粉+3%丙烯酰胺+0.1%交联剂N,N-亚甲基双丙烯酰胺+0.05%引发剂过硫酸铵)、乙二胺体系(质量分数13%的乙二胺水溶液)及二者联用时在CO_2驱的不同裂缝性特低岩心的封堵效果,报道了改性淀粉强凝胶和乙二胺体系联用的应用效果。初始状态下,改性淀粉体系具有牛顿流体特征,可在大裂缝中均匀稳定推进,成胶后为强凝胶,黏度大于20×10~4mPa·s。乙二胺初始黏度与水接近,与CO_2反应后生成白色固体颗粒或淡黄色黏稠物。改性淀粉强凝胶可以较好地封堵开启的大裂缝,乙二胺体系可有效封堵闭合裂缝或基质窜流带。对于40目的填砂大裂缝,改性淀粉凝胶封堵前气体流量为10000 mL/min,封堵后降为760 mL/min,可提高采收率21.8%;对于闭合的微小裂缝,乙二胺封堵前的气窜速率为1950 mL/min,封堵后降为330 mL/min,可提高采收率18%。对气驱没有开发效果的裂缝性岩心,先注入淀粉体系封堵大尺度后再注入乙二胺封堵小裂缝或高渗层可提高采收率44%以上。矿场试验说明裂缝性特低渗油藏气窜后,改性淀粉堵剂和乙二胺联用封堵窜流通道可大幅度提高采收率。     

反相乳液聚合法合成凝胶微球及其封堵性能评价

以丙烯酰胺（AM）和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）为原料,用反相乳液聚合法合成了凝胶微球（OBMG）。并采用红外光谱（FTIR）、核磁共振氢谱（1HNMR）对其结构进行了表征。详细考察了反相乳液体系中复合乳化剂的HLB值、油水比、单体物质的量比、单体总浓度、交联剂浓度对封堵效果的影响。结果表明,合成OBMG的最佳条件为：复合乳化剂的HLB值为5.0、油水比为0.64∶1、交联剂浓度为单体总质量的0.07%,单体总浓度为30%。在此条件下产物的单位压差漏失量降低率最大为80%。同时研究了凝胶微球加量对油基钻井液封堵性、电稳定性和表观黏度的影响。实验结果表明,凝胶微球加量为2%～3%时,钻井液的封堵效果最佳,说明其有利于提高乳液的稳定性。在油基钻井液中,OBMG封堵效果优于改性沥青和树脂微球。     

反相乳液聚合法合成凝胶微球及其封堵性能评价

以丙烯酰胺（AM）和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）为原料,用反相乳液聚合法合成了凝胶微球（OBMG）。并采用红外光谱（FTIR）、核磁共振氢谱（1HNMR）对其结构进行了表征。详细考察了反相乳液体系中复合乳化剂的HLB值、油水比、单体物质的量比、单体总浓度、交联剂浓度对封堵效果的影响。结果表明,合成OBMG的最佳条件为:复合乳化剂的HLB值为5.0、油水比为0.64∶1、交联剂浓度为单体总质量的0.07%,单体总浓度为30%。在此条件下产物的单位压差漏失量降低率最大为80%。同时研究了凝胶微球加量对油基钻井液封堵性、电稳定性和表观黏度的影响。实验结果表明,凝胶微球加量为2%～3%时,钻井液的封堵效果最佳,说明其有利于提高乳液的稳定性。在油基钻井液中,OBMG封堵效果优于改性沥青和树脂微球。      

涩北气田堵水剂配方优化及封堵效果评价

涩北气田主力层系生产时间较长,形成了高渗透层出水、低渗透层产气的状况,产气量明显下降。为此,通过正交实验的方法对凝胶体系主剂和添加剂的质量分数进行了优选,研制了适合涩北气田气井堵水用的弱凝胶体系。通过正交静态实验对其成胶时间、成胶率以及成胶强度等进行了研究,优选出主剂质量分数为5%的堵水剂配方,并通过模拟实验对该堵水剂在涩北气田储层条件下的注入特性和封堵效果进行了评价。实验结果表明,优选出的堵水剂成胶时间为7.9h,成胶后静态屈服强度达到1000Pa,另外该堵水剂对出水层具有较好的选择性和较高的封堵强度,并且不会封堵气藏产层,说明该堵水剂对于涩北气田气层出水具有良好的封堵效果。     

预交联凝胶颗粒调剖剂的制备及性能研究

以丙烯酰胺、膨润土、交联剂、引发剂和添加剂等为原料制成交联型聚合物,经过造粒、干燥、粉碎、筛分等工序,形成具有一定弹性和韧性的凝胶颗粒。考察温度和矿化度对其膨胀性能的影响,并以堵水率、堵油率以及驱油效果来表征凝胶颗粒的封堵能力。研究结果表明,凝胶颗粒的膨胀性能随温度的增加而上升,当矿化度为2×104~2×105 mg/L时,其膨胀系数稳定在17倍左右;该凝胶颗粒具有较好的选择性堵水性能,其堵水率超过90%,而堵油率低于7%;该凝胶具有较好的纵向调剖效果,明显降低了分流量,可有效提高采收率。     

超低渗裂缝油藏深部调剖堵剂体系适应性研究

针对长庆油田吴410区超低渗透、裂缝性油藏,评价了甲叉基聚丙烯酰胺类化学成胶堵剂及体膨凝胶颗粒堵剂对裂缝的封堵性能。甲叉基聚丙烯酰胺类化学成胶堵剂具有地面粘度低(≤34mPa·s,泵注性能好)、成胶时间可控(16～72h,60℃)、堵水选择性好(油相岩心封堵率≤40.7%,水相岩心封堵率≥97.6%;油相岩心突破压力≤0.91MPa/m,水相岩心突破压力≥1.75MPa/m)、封堵率高等特点;体膨凝胶颗粒堵剂具有淡水中膨胀率高、盐水中膨胀率低、膨胀后的凝胶颗粒具有变形通过性能等特点。确定了针对吴410区长6超低渗裂缝性油藏调剖工艺的"前置甲叉基聚丙烯酰胺类化学成胶堵剂+体膨凝胶颗粒堵剂+柔性胶粉堵剂封口"的调剖剂体系及"大剂量、小排量、多段塞、控压力"调剖工艺,并进行了现场工艺试验。统计2012年吴410区3口典型调剖井,平均注水压力上升1.5MPa,至目前,单井组内油井平均增油已超200t,调剖增油效果良好。同时对调剖失败井进行对比总结分析,为以后堵水工艺提供参考意见。     

耐温抗盐高吸水树脂选择性颗粒堵水剂的合成与性能评价

以丙烯酰胺(AM)、丙烯酸(AA)、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)为主料,增强剂作为填料,合成了一种均质网络结构的吸水树脂凝胶颗粒堵水剂。通过正交试验确定的最佳配方为:单体配比为1:2:7.5;交联剂用量为0.03%;引发剂用量为0.04%;增强剂加量为8%;pH值为10。评价了该堵剂产品的抗盐耐温性能、封堵率以及堵剂的选择性,试验证明该堵剂产品具有较好的耐温抗盐性能,且有较好的选择性堵水能力。     

聚丙烯酰胺类堵剂的堵水机理实验

真实砂岩孔隙模型驱替实验结果表明,聚丙烯酰胺类化学堵剂在储层孔隙中以优先选择封堵大孔道为主,堵剂进入孔道后的粘度变化为:大段塞低粘度、大段塞高粘度和小段塞高粘度。封堵机理及堵效产生过程表现为:孔道表面的吸附水膜机理凝胶网状絮凝体动力捕集机理物理堵塞粘弹封堵效应。另外,在相同堵水条件下,甲叉基聚丙烯酰胺(PHMP)与粘土复合堵剂更适合于大孔道和裂缝性储集层的化学调剖堵水,而PHMP与TP-920膨胀颗粒复合堵剂适宜于对大孔道大裂缝的封堵。