低矿化水深部封堵体系的室内评价

在低矿化水配制的交联聚合物溶液中,添加实验室自制的交联助剂A能形成稳定的冻胶。配方为4 000 mg/L聚合物+2 200 mg/L交联剂XL+2 000 mg/L交联助剂A的堵剂在油藏温度28℃下形成的冻胶,其复合黏度可以达到2 065 mPa·s。室内评价结果表明,该堵剂体系抗剪切能力强,能满足现场要求。在岩心渗透率为13.8μm2,水驱至压力平稳后,封堵率仍高达98%。该堵剂体系能够实现缓交联,可以进入油藏深部进行封堵。     

耐盐型泡沫凝胶堵剂的研制与评价

针对春光油田开发生产中存在的问题,研制了一种耐盐型泡沫凝胶堵剂,并对该堵剂的成胶和封堵性能进行了评价。通过室内实验筛选起泡剂、稳泡剂和交联剂及其质量分数,确定泡沫凝胶堵剂配方为:0.5%GM-1+3 000 mg/L X-2+0.04%交联剂A+0.18%交联剂B+0.12%有机酸。实验表明,在春光油藏地层水矿化度10×10~4mg/L条件下,该堵剂起泡能力良好,成胶性能较好,岩心模拟流动试验注入性好,封堵率达90%以上。     

适用于海上油田的耐温抗盐速溶冻胶堵剂的研究

针对常规冻胶堵剂溶解时间长、高温高盐油藏中稳定性差等问题,研制了一种由乳液聚合物、单体交联剂和稳定剂组成的适用于海上油田的耐温抗盐速溶冻胶堵剂。通过室内静态评价实验,优化了130℃下冻胶堵剂配方:2.0%~3.0%乳液聚合物+0.6%~1.2%交联剂+2.0%~3%稳定剂PE,该堵剂体系30℃下溶解时间20 min左右,成冻时间4~11 h可控,成冻强度级别D~F可调。实验结果表明,该冻胶堵剂在高温(130℃)高盐(矿化度33 351 mg/L,Ca2+、Mg2+离子含量达1 613 mg/L)条件下老化90 d后未脱水,显示出较好的耐温抗盐性能及抗剪切性能。典型冻胶堵剂配方的室内封堵和耐冲刷评价实验表明,优选出的冻胶配方封堵率达到96%以上,封堵效果较好,并且具良好的耐冲刷性能。     

二次交联调剖体系的室内研究

针对裂缝性油藏调剖堵水成功率低、堵剂在地层中漏失严重的问题,研制了一种在地面常温条件下进行一次交联成为可流动凝胶,注入地层后进行二次交联形成强凝胶的聚合物堵剂.通过组分用量的筛选,得到了最佳配方:聚合物HPAM(相对分子质量25 × 106,水解度25％)8 000 mg/L+有机铬100 mg/L+间苯二酚100 mg/L+乌洛托品2 000 mg/L+固定剂200mg/L.该配方在70℃下二次交联后凝胶强度可达到H级.将该配方堵剂1.0 PV注入人造岩心中,在70℃下候凝72 h后的突破压力梯度为37.39 MPa/m,提高采收率4.7％～8.2％.     

双基团二次交联调剖体系试验研究

针对裂缝性油藏调剖堵水措施成功率低、效果差,堵剂在注入过程中漏失严重等问题,研制了一种利用部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）的2个不同基团分别和2种交联剂反应形成高强度的聚合物调剖体系。经过组分用量分析,确定适用配方为:5 000~7 000 mg/L HPAM+125 mg/L有机铬交联剂+80 mg/L苯酚+120 mg/L乌洛托品+80 mg/L增强剂,考察了温度、pH值、矿化度对该调剖体系性能的影响,对比了双基团二次交联调剖体系与2种交联剂单独使用时调剖体系的成胶性能。采用单管和双管并联岩心封堵试验模拟调剖体系的调剖过程,试验结果表明,调剖体系对单管岩心的封堵率高于99%,突破压力大于36 MPa/m;对双管并联岩心中高渗岩心的封堵率在98%以上,对低渗岩心的封堵率低于15%。研究表明,双基团二次交联调剖体系可以降低在裂缝中的漏失,减轻进入微裂缝对油流通道造成的堵塞,在裂缝性油藏调剖堵水中具有良好的应用前景。      

低初始黏度可控凝胶调堵剂的研制及性能评价

为了满足聚合物驱后深部定点调堵的需求,进一步挖潜剩余油,研发了一种以相对分子质量2500万的部分水解的阴离子型聚合物、金属离子交联剂、调节剂、缓凝剂、增强剂组合的低初始黏度可控凝胶调堵剂体系,对其性能进行了评价。研究结果表明:用现场回注污水配制的配方为500数1000 mg/L聚合物LH2500+1000数2500mg/L交联剂CYJL+200数500 mg/L调节剂(柠檬酸)+100数150 mg/L缓凝剂(亚硫酸钠)+100数200 mg/L增强剂(多聚磷酸钠)的凝胶初始黏度低,在10 mPa·s以内;成胶时间10数40 d内可控,成胶黏度2000 mPa·s以上。体系耐矿化度可达20000 mg/L,应用pH范围为8数9;体系具有较好的岩心封堵性能,对水测渗透率为0.48数3.9μm~2的岩心封堵率均在99%以上,残余阻力系数为95.6数396.1。三层并联岩心实验结果表明该体系对中、低渗透层的污染少,可以满足现场的封堵要求。图2表7参10     

KGM高温堵剂的研制与性能评价

魔芋葡甘露聚糖(KGM)是魔芋粉的主要成分,是已知植物胶中黏度最大的天然高分子多糖,韧性强、具有独特的凝胶性能。通过组分用量优选得到了KGM堵剂最佳配方:粗品KGM 6.0 g/L+聚合物HPAM(M=2500×104,HD=25%)1500 mg/L+增强剂1.0%(体积分数)+硫脲100 mg/L。该优化配方堵剂热稳定性良好,在110℃下老化60 d后的胶体强度为G级,成胶时间随温度升高而缩短,在90~120℃的性能十分稳定。岩心封堵实验表明,随着堵剂注入量的增加,岩心封堵率提高,最高可达99%以上。对多孔介质的封堵率随堵后注水速度的增大而减小。该堵剂具有可被驱动性,泵入速度增大则突破压力与突破压力梯度越高。岩心注水冲刷50PV后的封堵率大于90%。KGM堵剂只封堵出水层,不封堵出油层,便于现场应用。图3表5参10     

IPN高温堵剂的实验室研究

研究一种新型的耐高温IPN堵剂，进行了堵剂耐高温的机理探讨，提出利用高温交联剂使树脂与耐温型聚合物结合形成IPN耐高温堵剂的新思路，并考察了不同组份、pH值对堵剂成胶强度和成胶时间的影响及堵剂稳定性，模拟地层条件，考察了堵剂对不同渗透率岩心的封堵情况。这种堵剂封堵强度高，对不同渗透率的岩心封堵率在99％以上，承压16MPa以上。     

高温低渗油藏堵水调剖技术研究与应用

通过对聚合物和交联剂的筛选,制得了适合高温高盐低渗透区块堵水调剖的改性酚醛凝胶堵剂,耐温能力为80～100℃,耐矿化度在40 000 mg/L以上,对岩心封堵率在95%以上,同时具有较好的注入性能。截至2010年11月,在胜坨油田T143区块3口井中应用该堵剂,累计增油2 899.2 t。     

低温互穿网络凝胶堵剂的研制与性能评价

针对扶余油田低温低渗透裂缝性砂岩油藏的性质,研制了一种适合于该油藏的互穿网络凝胶体系。确定了互穿网络凝胶的最佳配方:互穿网络聚合物IPN浓度2 000 mg/L,交联剂A用量(体积分数,下同)1.00%,交联剂B用量1.00%,粉煤灰用量6.00%。此凝胶在30℃下成胶时间短,老化45 d后成胶强度为G级。岩心封堵实验表明,岩心封堵率最高可达99%以上,突破压力梯度在7.55 MPa/m以上。该凝胶堵剂具有选择性封堵性能,封堵水层、不封堵油层,其吸水剖面改善率分别达99.41%和96.60%。