疏水缔合聚合物缔合程度及其油藏适应性

以物理化学、高分子材料学和油藏工程为理论指导,以仪器检测、化学分析和物理模拟为技术手段,以聚合物溶液黏度、聚合物分子线团尺寸、渗流特性和驱油效果等为评价指标,以渤海某油藏储层特征和流体性质为研究平台,开展了缔合程度对疏水缔合聚合物性能及其油藏适应性影响研究.结果表明:调节剂β-环糊精可以抑制疏水缔合聚合物分子链上疏水基团间缔合作用,改变调节剂质量分数就可以改变疏水缔合聚合物缔合程度即改变聚合物溶液黏度和分子聚集体尺寸,进而改变聚合物在多孔介质内渗流特性和传输运移能力;随调节剂质量分数增加,疏水缔合聚合物驱采收率呈现先增加后减小趋势,合适的调节剂质量分数即缔合程度可以改善疏水缔合聚合物与储层间适应性,提高聚合物驱增油效果.     

十二烷基苯磺酸钠对疏水缔合聚合物溶液流变性的影响

为了进一步认识疏水缔合聚合物与表面活性剂的相互作用规律,指导缔合聚合物二元体系流变性调整,利用流变仪研究了十二烷基苯磺酸钠质量浓度对疏水缔合聚合物溶液零剪切黏度、表观黏度、屈服应力、第一法向应力差、变形—恢复的影响规律.实验结果表明:十二烷基苯磺酸钠与疏水缔合聚合物可以发生较为强烈的聚/表相互作用,并对二元体系流变性产生显著影响;疏水缔合聚合物的疏水侧基通过缔合作用与十二烷基苯磺酸钠烷基链形成类似混合胶束的聚集体,增加十二烷基苯磺酸钠质量浓度,可增强缔合网络结构强度以提高其流变性能;十二烷基苯磺酸钠质量浓度进一步增加时,疏水缔合聚合物的疏水侧基增溶到胶束中,从而拆散缔合网络导致流变性能下降.因此,为保持疏水缔合聚合物与表面活性剂二元体系的驱油性能,建议在保证超低界面张力前提下着重考虑表面活性剂对体系流变性的影响.     

疏水缔合聚丙烯酰胺与黏弹性表面活性剂的相互作用

借助黏度法、表面张力法、荧光光谱法研究了疏水缔合聚丙烯酰胺AP-P5与黏弹性表面活性剂VES的相互作用。实验结果表明,AP-P5与VES存在显著的相互作用,对AP-P5-VES二元体系的表观黏度、表面张力影响较大。随VES质量浓度的增大,二元体系的表观黏度快速升高后急剧降低再稳步升高。当VES的质量浓度达到一定值时,二元体系的表观黏度开始高于单一聚合物的表观黏度。与单独的表面活性剂溶液相比,随VES质量浓度的增大,AP-P5-VES二元体系的表面张力先低后高,最后趋于一致。VES与AP-P5的相互作用机理与表面活性剂的自组装形态密切相关。当表面活性剂以单分子形态或球状胶束存在时,它与聚合物的疏水基团形成混合胶束;当表面活性剂以棒状胶束形态存在时,它与聚合物缔合形成混合的超分子网络结构。     

疏水缔合聚合物与非离子表面活性剂的相互作用

为揭示疏水缔合聚合物(HMPAM)与非离子表面活性剂壬基酚聚氧乙烯醚(TX)间的相互作用规律,通过测量HMPAM/TX二元体系的表观黏度、荧光光谱和流变性研究了HMPAM与环氧乙烷(EO)数不同(4~15)的TX间的相互作用,分析了二者相互作用的变化规律。结果表明,HMPAM/TX二元体系宏观黏度的变化是由混合疏水微区微观结构与数量及体系中空间网络结构的变化引起的。HMPAM与TX系列表面活性剂相互作用的强弱为TX-4TX-7TX-10TX-13≈TX-15,按EO数的不同将其相互作用分为三种:(1)EO数为4~7,以TX-4、TX-7为代表,只表现出协同作用;(2)EO数为8~12,以TX-10为代表,既有协同作用又有"负作用";(3)EO数为13~15,以TX-13、TX-15为代表,只有"负作用"。     

离子型疏水缔合聚合物溶液的增粘稳粘研究

在分析了离子型疏水缔合聚合物高温粘度不稳定的基础上,结合特性粘数与荧光寿命研究了表面活性剂与疏水缔合聚合物溶液的微观作用。通过表面活性剂RVS与辅剂B、L的复配和用量优化,制备了复配稳定剂BLR。结果表明,新型复配稳定剂BLR的加入,能与疏水缔合聚合物形成混合胶束,诱发疏水缔合聚合物分子内缔合向链间缔合转变,使疏水缔合聚合物溶液的增粘性和热稳定性同时得到改善。加入BLR的疏水缔合聚合物溶液（P1500mg/L＋BLR200mg/L） 70℃恒温放置90d,粘度为231mPa·s,是初始粘度的6倍以上。     

表面活性剂对疏水缔合聚合物水溶液性质的影响

本综述包括以下4个论题。①简短前言。②表面活性剂与疏水缔合聚合物（HAP）在水溶液中的相互作用：介绍了获得公认的有代表性的理论模型－－三阶段模型,并与非疏水缔合聚合物的情况作了比较。③表面活性剂对HAP水溶液流变性的影响及混合胶束的微粘度。④影响表面活性剂／HAP混合水溶液性质的因素,包括HAP的浓度,HAP和表在性剂所 带的电荷,及极性有极物（脲）。HAP是一种受关注的提高原油采收率用的水溶性聚合物。     

阴离子表面活性剂对疏水缔合聚合物溶液粘度的影响研究

研究了不同条件下、不同含量阴离子表面活性剂对疏水缔合聚合物和超高分子量聚丙烯酰胺溶液粘度的影响.结果表明,阴离子表面活性剂对超高分子量聚丙烯酰胺溶液的粘度基本上没有影响,对疏水缔合聚合物--烯丙基铵型疏水缔合聚合物溶液的粘度影响很大,存在极大值.指出在聚合物筛选时,必须进行矿化度、温度和表面活性剂对聚合物溶液粘度影响的全面分析,同时要考虑地层吸附和色谱效应对聚合物溶液粘度的影响.     

一种疏水缔合聚合物稠化剂的合成及压裂液性能评价

以AM、AMPS和阳离子疏水单体MD-18为单体,采用水溶液自由基聚合法合成了疏水缔合聚合物压裂液稠化剂HAPAM-18。研究了HAPAM-18的增黏性能、与表面活性剂的相互作用以及压裂液体系的相关性能。结果表明,HAPAM-18的表观黏度随质量浓度增加而增大,临界缔合浓度为0.15g/L;HAPAM-18与表面活性剂的相互作用符合三阶段模型,且SDBS与HAPAM-18的相互作用强于CTAB;ρ(HAPAM-18)0.6g/L+c(SDBS)0.5mmol/L+ρ(KCl)2g/L配制的压裂液体系的耐温性能达到101℃。耐剪切性实验和动态频率扫描表明,该压裂液体系具有良好的耐剪切性和黏弹性;过硫酸铵能使压裂液彻底破胶,破胶液残渣含量低至未检出,该压裂液是一种清洁压裂液。     

疏水缔合聚合物/表面活性剂二元体系渗流特性研究

为改善大港油田孔南地区油藏疏水缔合聚合物/表面活性剂二元体系的液流转向能力,获得良好的增油效果,研究了聚合物和表面活性剂浓度、岩心渗透率和注入水除垢对疏水缔合聚合物溶液和疏水缔合聚合物/表面活性剂二元复合体系黏度和渗流特性的影响。结果表明,聚合物溶液和二元复合体系的黏度随聚合物浓度的增 加而增加,疏水缔合聚合物临界缔合浓度为1～2 g/L;在疏水缔合聚合物溶液中加入少量表面活性剂可以增强体系中疏水缔合聚合物疏水基团间的缔合作用,使黏度和渗流阻力增加;岩心渗透率越高,二元体系的阻力系数和残余阻力系数越低;用除垢软化水配制聚合物溶液和聚合物/表面活性剂二元体系的黏度最大,且聚合物浓度越小,软化水对其增黏效果越明显;用含垢软化水配制聚合物溶液和聚合物/表面活性剂二元体系的阻力系数和残余阻力系数最大、注入压力最高,液流转向效果最好。图4 表5 参16     

磺酸盐阴离子双子表面活性剂与疏水缔合聚合物的相互作用

为了提高疏水缔合聚合物对高温高矿化度油藏的适用性,合成了磺酸盐阴离子双子表面活性剂,并与疏水缔合聚合物.AP-P4进行了复配.实验结果表明,疏水缔合聚合物能够减少磺酸盐阴离子双子表面活性剂在界面上的吸附;质量浓度为50mg/L的磺酸盐阴离子双子表面活性剂在地层水中能大幅度地增加复配溶液的粘度;复配体系在粘度最高点时形成了粒径为54.7mm的均一聚集体;疏水缔合聚合物的加入能够诱导磺酸盐阴离子双子表面活性剂在溶液中形成棒状胶束和囊泡.由此可见,磺酸盐阴离子双子表面活性剂与疏水缔合聚合物AP-P4有良好的协同性.这种二元驱油体系有望克服三元复合驱中碱对复配体系粘度的损害,为化学驱开辟新的方向.     

致密油储层动态渗吸采油效果及其影响因素

渗吸采油是(弱)亲水致密油藏高效开发的重要技术措施之一,渗吸采油物理模拟是优选渗吸液配方组成和优化渗吸液段塞组合的重要实验手段。针对大庆外围地区致密油藏开发技术需求,以高分子材料学、物理化学和油藏工程等理论为指导,以化学分析、仪器检测和物理模拟等技术为手段,以大庆外围扶余储层地质特征和流体性质为模拟研究对象,开展了动态渗吸采油效果及其影响因素实验研究。结果表明:在渗吸采油实验中,随注液压力升高,渗吸采收率增加;随注液速度增大,渗吸采收率增幅呈现出"先增后减"变化趋势;随渗吸液注入段塞尺寸增加、憋压时间延长和交替注入次数增加,渗吸采收率增加,但增幅逐渐减小。动态渗吸采油实验最优参数推荐:注液速度为0.2 m L/min、段塞尺寸为0.3 PV、憋压时间96 h和交替注入次数为3。与单独注渗吸液或增能剂措施相比较,采取"渗吸液+增能剂"组合方式可以产生协同效应,增强孔隙内油水交渗作用,提高渗吸采油效果。     

SOLUTION PERFORMANCES OF THE COMBINITION POLYMER AND ITS ADAPTABILITY IN CONGLOMERATE OIL RESERVOIR

针对砾岩油藏非均质性严重、常规物性差、与普通聚合物的适应性较差等特点,利用动态光散射方法和岩心驱替实验,分别对普通聚合物溶液和新型“复配宽相对分子质量”聚合物质量溶液的分子线团尺寸分布规律、黏度性能和耐盐性能以及在砾岩中的渗流特性进行了对比分析.结果表明,在聚合物质量浓度和平均相对分子质量相近条件下,与“超高”聚合物相比较,2种“复配”聚合物溶液中聚合物分子线团尺寸分布较宽且光强峰值靠右,聚合物增黏性和耐盐性较强,聚合物溶液的阻力系数(FR)和残余阻力系数(FRR)较大.岩心流动实验表明,当“孔隙中值半径(Dr)、分子线团尺寸(Dh)”值在14 ～ 18时,“复配”聚合物分子线团与砾岩岩石孔隙间具有较好的配伍性,聚合物分子线团不可及孔隙体积更小,聚合物溶液波及体积更大,可以取得更好的液流转向效果.     

超低渗油藏提高油井动液面准确度的计算方法探讨

动液面是油田开发动态分析中常用的一项重要资料,反映油井的工作状况和油层的供液能力,准确的动液面对油井的生产决策起着重要作用。然而常规的测试方法具有一定的局限性,容易受外界的条件影响。本文结合计算程序编制对两种计算动液面的方法进行探讨。     

早期注聚油田聚驱受效判断的新方法

早期注聚油田由于所处的开发阶段存在多种增产调整手段,部分生产井的聚驱效果判断难度较大.探索了2种数值模拟新方法:利用ECLIPSE示踪剂关键字技术结合分层系分析,判断生产井含水下降漏斗是否为聚驱效果;利用物质平衡理念结合数模流体分区,进行物质平衡流量计算和统计,判断注聚井组和外围生产井的聚驱效果.新方法在一定程度上解决...     

低渗透油藏水驱波及系数计算方法及应用

在水驱开发效果评价中,大多数的水驱波及系数模型没有考虑采用压裂井等低渗透油藏的开采特点.通过单岩心水驱油和岩心组合水驱油实验研究储层的非均质程度对厚度水驱波及系数的影响,应用多元非线性回归法,借鉴Dykstra和俞启泰的模型,最终得到了适合低渗油藏的水驱波及系数计算模型.在数值模拟方案中综合考虑了影响平面水驱规律的非均质程度、井网类型、人工裂缝长度等因素,用24个数值模拟方案的结果对模型进行了修正,并用可视化平板模型水驱实验结果对模型进行了验证.模型计算出某低渗透油藏A、B两个区块的水驱波及系数,然后结合平均驱油效率,计算出油藏的水驱采出程度,结果与现场实际数据非常接近.     

聚合物驱后油层优势渗流通道识别与治理

聚驱后油层剩余油分布高度零散,空间上中低水洗部位与优势渗流通道交互分布,开采难度大,经济效益差。如何识别和治理优势渗流通道是目前聚驱后油层开发中急需解决的问题。以大庆油田萨南开发区一类油层某区块为例,通过定义有效渗透率、含油饱和度界限,结合动态资料识别并验证优势渗流通道,描述其动态特征,与大庆长垣油田其他开发区聚驱后油层优势渗流通道发育特征基本一致。根据优势渗流通道的发育及动态特征的差异性,明确调整方向,采取黏度优化、分层、堵水、调剖等治理方法,取得了较好现场应用效果,为聚驱后油层优势渗流通道的识别与治理提供了依据。     

喇嘛甸油田二类油层聚驱油井压裂效果预测方法

喇嘛甸油田二类油层聚驱开发期间,对油井进行压裂是保障聚驱效果的有效方法之一,可减少低效、无效措施井,增加油井经济效益.以影响压裂效果的主要因素为变量,以压裂措施无效时总累计增油量为评价指标,利用多元回归分析原理,建立了压裂效果预测方程.在二类油层聚驱中验证表明,压裂效果预测方程的预测精度可达到90.5％,能够满足油田生产需要,保障了聚驱优势发挥.     

复杂断块油藏区块分类优选方法

为解决海拉尔盆地复杂断块油藏地质条件复杂、油藏埋藏深、产能差异大等带来的区块优选难度大、开发区块接替难、开发经济效益差等油田开发实际矛盾,开展了复杂断块油藏区块分类方法优选研究。运用层次分析法,优选储层评价参数,构建层次分析模型,建立判断矩阵,开展区块分类优选;运用经济评价法,结合开发概念设计及不同开发模式下开发经济界限研究,开展区块开发经济性评价分类。综合形成了复杂断块油藏区块分类优选方法,为海拉尔盆地复杂断块油藏储量评价及开发部署指明了研究方向。     

边底水油藏提高采收率方法实验

为了有效抑制红南油田边底水的锥进速度,进一步提高采收率,以油藏工程理论为指导,以物理模拟为技术手段,以红南典型物理模型为实验平台,开展了边底水油藏提高采收率方法实验研究。结果表明:边底水油藏采用注水开发方式时,通过适当增加注入压力可以提高采收率;与聚合物溶液相比较,水和表面活性剂提高注入压力后,采收率增幅较大;油井实施底水封堵后可以改善水驱开发效果。