HSG冻胶调剖堵水剂室内评价

针对吉林油田低渗透、裂缝油藏注水开发后期注水窜流严重的特点,研制出新型冻胶调剖堵水剂HSG。对HSG成胶前溶胶体系的表观黏度影响因素进行了分析,分析认为在相同剪切速率下溶胶体系表观黏度随共聚物浓度、矿化度、碱含量的增加而增大,并表现出剪切稀释特性,黏温测试表明溶胶体系表观黏度随温度升高而下降;对HSG成胶后冻胶体系的强度进行了测定,确定其屈服应力值为3500 Pa,振荡剪切应力扫描确定了冻胶体系的线性黏弹性区域,频率扫描确定该冻胶为强冻胶体系;2组并联填砂管选择注入试验表明,HSG溶胶体系具有良好的选择注入能力,能达到优先进入高渗透层的目的;20 m超长填砂管封堵试验表明,HSG溶胶体系的注入压力梯度为0.82 MPa/m,具有易于注入的特点,HSG成胶后的封堵强度为17.54 MPa/m,具有较强的封堵能力。该研究为HSG冻胶调剖堵水剂现场应用提供了借鉴。     

铬冻胶缓交联体系

利用丙二酸和纳米颗粒对铬冻胶进行优化,通过正交实验、流变测试、黏度测试等方法确定了高强度铬冻胶配方,并考察了该配方铬冻胶的性能。实验结果表明,丙二酸能有效延缓铬冻胶体系成胶时间,纳米颗粒能提高铬冻胶的成胶强度和长期稳定性;优选铬冻胶配方为0.6%(w)聚合物+0.3%(w)交联剂+0.02%(w)丙二酸+0.3%(w)纳米颗粒,该配方铬冻胶70℃下成胶时间52 h,满足深部调剖对成胶时间的需求,弹性模量为16.4 Pa,具有较好的耐温性、抗盐性、抗剪切性,成胶后突破压力梯度可达2 MPa/m以上,封堵性强。     

埕岛油田馆陶组油藏调剖技术初探

讨论了埕岛油田注水井调剖中施工场地、调剖剂配制水选择以及井下防砂管等因素对调剖施工方式的影响。分析了多种类型调剖剂的适应性,筛选出冻胶类调剖剂作为埕岛油田的调剖剂。研制出由改性HPAM为主剂、Cr3 有机络合物为交联剂和以金属络合物为主的交联稳定剂组成的HST-1型海水基冻胶调剖剂,并用于CB251A-6井调剖,取得了良好效果。探索出了一套适用于埕岛油田不动管柱、海水配制调剖剂和采用船载施工设备进行现场施工的注水井调剖工艺。     

绥中36-1油田疏水缔合聚合物冻胶成胶影响因素实验研究

用疏水缔合聚合物AP-P4和酚醛树脂YG103交联生成疏水缔合聚合物冻胶,通过实验研究了在绥中36-1油田地层温度(65℃)条件下聚合物和交联剂质量分数、温度、pH、矿化度及剪切作用对成胶时间、冻胶强度的影响,并考察了冻胶的稳定性.结果表明:随着聚合物和酚醛树脂质量分数的增大,冻胶体系成胶时间缩短,冻胶强度增大;随着温度的升高和矿化度的增加,成胶时间缩短,但冻胶强度降低;随着pH值的增加,冻胶体系的成胶时间呈先缩短后增加的趋势,而冻胶强度则呈先增大后降低的趋势,当pH值在9.2～10.2时,成胶时间最短,冻胶强度最大;随着剪切强度的增加,成胶时间延长,冻胶强度略微降低;冻胶体系在65℃下老化90天后冻胶强度保留率在95%以上,没有出现破胶脱水现象,具有较好的稳定性.     

锆冻胶分散体调驱剂的制备与性能评价

为减弱地面剪切和吸附与稀释作用等因素对冻胶成冻性能的影响,将已成冻的锆本体冻胶经胶体磨的机械剪切制得锆冻胶分散体,室内研究了本体冻胶强度、剪切时间和剪切间距对锆冻胶分散体黏度和粒径的影响,考察了锆冻胶分散体的封堵调剖性能。结果表明,通过调整聚合物和有机锆交联剂的加量,可以调节锆本体冻胶体系的成冻时间和成冻强度,随着聚合物和交联剂加量的增大,交联越快,强度越大;锆冻胶分散体为粒径5.66数224.87μm的颗粒,黏度在1.8数41.0 m Pa·s内可调;随着本体冻胶强度和剪切间距的增大,锆冻胶分散体黏度和粒径增大;剪切时间越长,锆冻胶分散体黏度越低,粒径越小;驱油实验结果表明,随岩心渗透率增加,冻胶分散体对岩心的封堵率降低,锆冻胶分散体能有效调整渗流剖面,采收率增幅为46%。     

冻胶溶液在多孔介质中成胶性能的影响因素分析

油藏堵水和调剖的效果在很大程度上取决于冻胶溶液的动态成胶性。本文针对一类聚合物冻胶溶液,分别通过瓶试成胶实验、岩心流动实验和机械旋转剪切实验,研究了岩心中的稀释作用、滞留作用和剪切作用对冻胶溶液成胶性和成胶强度的影响。结果表明,冻胶溶液(3000 mg/L聚丙烯酰胺+3%交联剂+3‰助剂)在静态65℃条件下,可以形成中等强度冻胶。冻胶溶液注入到岩心后,在与地层水接触的前缘附近,受地层水稀释、孔隙中滞留和剪切三种因素的综合影响,溶液黏度损失率约95%,不能成胶;向采出液中另加入1.5%交联剂和1.5‰助剂,仍不能成胶。在注入端与冻胶溶液前缘之间,受孔隙中滞留和剪切两种因素的影响,冻胶溶液黏度损失率约70%,另加入1.5%交联剂和1.5‰助剂,可以成胶。在注入端附近,受多孔介质剪切作用的影响,冻胶溶液黏度损失约35%,可以成胶,所形成的冻胶强度降低。地层水稀释和孔隙中的滞留是影响该类冻胶溶液在油藏深部成胶的关键因素。对比无前置保护段塞、前置分子膜段塞和前置聚合物溶液段塞条件下,冻胶溶液在多孔介质中的成胶性发现,前置聚合物段塞可以减少地层水稀释和滞留对冻胶溶液组成的影响,有助于改善其成胶性。图8表2参11     

渗透率和注入速度对多孔介质中酚醛树脂冻胶动态成胶的影响

为了进一步研究多孔介质中酚醛树脂冻胶的动态交联反应规律,采用循环流动装置,分析了不同渗透率和注入速度下多孔介质中酚醛树脂冻胶的动态成胶过程。结果表明,随着渗透率的增大,其动态成胶时间缩短,成胶后冻胶粘度增大,从而建立了酚醛树脂冻胶粘度与渗透率的定量关系;随着注入速度增大,其动态初始成胶时间先缩短后延长,最终成胶时间延长,冻胶强度降低,从而建立了酚醛树脂冻胶粘度与剪切速率的定量关系。通过分析渗透率和剪切速率对多孔介质中酚醛树脂冻胶动态成胶的影响,建立了不同渗透率下酚醛树脂冻胶注入速度和剪切速率的关系,为调剖时注入速度的选择提供理论依据。     

胜坨油田高温油藏深部调剖体系研究及矿场应用

实验评价了酚醛树脂交联剂与聚合物在地层温度下形成的冻胶的各项性能。结果表明,在100℃静态条件下,酚醛树脂冻胶作为深部调剖体系,成胶时间长,耐温抗盐能力强;调剖体系中适宜的聚合物质量浓度为1 500～3 000 mg/L,交联剂质量浓度为800～1 800 mg/L,体系适应的pH值在6～9之间。在动态条件下,酚醛树脂冻胶封堵率在90%以上,水驱10 PV后,封堵率保持在83%以上。矿场应用结果表明,使用酚醛树脂冻胶对胜坨油田坨143断块高温油藏实施深部调剖后,注水井启动压力得到有效改善,增油效果明显。     

中含水期海上油田注水井调剖研究

从调剖堵水角度出发．针对埕岛油田的地层条件及海上环保要求，按照PI决策理论，研究了适合于埕岛油田的调剖剂及过顶替液的剂型、配方和用量，最终调剖剂优选为冻胶型堵剂中的酚醛树脂冻胶，高粘聚合物溶液为过顶替液。按照堵剂的套圈式封堵、选择性注入和过顶替的原则，对埕北11E-6井等4口水井进行了调剖堵水试验。施工前后的井口压降曲线、指示曲线和吸水剖面均有成功的变化，周围10口受效油井含水均不同程度的降低，这不仅对埕岛油田的控水稳油是有益的探索，而且对其他早期注水开发油田也具有借鉴意义。     

阳离子聚合物铬冻胶的研制与性能评价

针对高强度铬冻胶堵剂普遍成胶过快的问题,通过优选阳离子聚合物并利用铝溶胶对配方进行优化,制得适用于深部调剖的阳离子聚合物有机铬冻胶堵剂,并对其性能进行了评价。结果表明,对于丙烯酰胺(AM)/丙烯酰氧乙基三甲基氯化铵(DAC)二元共聚物有机铬冻胶,其阳离子度越低,成胶时间越长;铝溶胶可以有效延缓阳离子聚合物有机铬冻胶成胶时间,并能提高其强度和长期稳定性;阳离子聚合物有机铬冻胶体系最优配方为0.8%聚合物Y5(阳离子度5%)+0.3%醋酸铬+0.2%铝溶胶,90℃下的成胶时间为55 h,成胶后弹性模量为16.6 Pa,属于高强度冻胶;该冻胶堵剂注入性好,同时具有较好的抗剪切性和耐温抗盐性,封堵率可达96%以上,满足深部调剖对堵剂的要求。图4表8参18     

无机硅酸凝胶SC-1的封堵特性室内实验评价

针对渤海油田老区块增油控水的现状,提出在海上油田使用无机硅酸凝胶SC-1调剖体系。室内实验结果表明,该凝胶体系的封堵效率可以达到89%以上,其封堵稳定性与渗透率有关,在渗透率为7.95μm2时,经过23 PV水冲刷后,封堵效率仍然可以达到99.24%,但是在渗透率为0.152μm2时,经过22 PV水冲刷后,封堵效率仅为4.13%。在平面非均质并联管实验中,该体系能够高效封堵高渗水层,改善纵向矛盾,提高高、低渗层的采收率,分别为4.92%和6.45%。结合无机凝胶的污染小、成本低的特点,此凝胶体系在海上油田有很广阔的应用前景。     

Effects of Shear Fracture on In-depth Profile Modification of Weak Gels

Two sand packs were filled with fine glass beads and quartz sand respectively.The characteristics of crosslinked polymer flowing through the sand packs as well as the influence of shear fracture of porous media on the in-depth profile modification of the weak gel generated from the crosslinked polymer were investigated.The results indicated that under the dynamic condition crosslinking reaction happened in both sand packs,and the weak gels in these two cases became small gel particles after water flooding.The differences were:the dynamic gelation time in the quartz sand pack was longer than that in the glass bead pack.Residual resistance factor(FRR)caused by the weak gel in the quartz sand pack was smaller than that in the glass bead pack.The weak gel became gel particles after being scoured by subsequent flood water.A weak gel with uniform apparent viscosity and sealing characteristics was generated in every part of the glass bead pack,which could not only move deeply into the sand pack but also seal the high capacity channels again when it reached the deep part.The weak gel performed in-depth profile modification in the glass bead pack,while in the quartz sand pack,the weak gel was concentrated with 100 cm from the entrance of the sand pack.When propelled by the subsequent flood water,the weak gel could move towards the deep part of the sand pack but then became tiny gel particles and could not effectively seal the high capacity channels there.The in-depth profile modification of the weak gel was very weak in the quartz sand pack.It was the shear fracture of porous media that mainly affected the properties and weakened the in-depth profile modification of the weak gel.     

聚合物纳米微球调驱性能室内评价及现场试验

针对河南油田油藏物性特征及传统调剖效果差的问题,在确定聚合物纳米微球膨胀倍数的基础上,结合油藏物性计算出了聚合物纳米微球的初始粒径。通过流动试验测试了聚合物纳米微球对单填砂管的封堵率及高低渗透率平行填砂管注聚合物纳米微球后的采收率,结果表明:聚合物纳米微球对单填砂管的封堵率达到80.5%,单填砂管注入聚合物纳米微球后不同区域压力波动幅度不同,表明微球在填砂管中发生了运移、封堵、弹性变形、再运移和封堵过程;聚合物纳米微球优先进入并封堵高渗透率填砂管,改变高低渗透率填砂管的非均质性,启动低渗透率填砂管内原油,高低渗透率填砂管整体采收率提高20.5%。柴9井的试验表明,注水井注入聚合物纳米微球后,注水井的注入压力升高,吸水剖面发生显著变化,与其对应的油井产油量增加。采用聚合物纳米微球深部调驱技术可以实现深部调剖,扩大注水波及体积,提高原油采收率。      

红河油田直通型裂缝高强度封堵剂调剖技术

为了解决天然裂缝发育类油藏注水开发过程中水线推进速度快、易出现水窜、水驱效果差等问题,红河油田先后开展了冻胶封堵、"冻胶+颗粒"封堵调剖技术研究及现场试验,但由于冻胶体系自身材料力学性能的影响,整体效果不理想.优选了一套单体聚合类高强度封堵剂体系,该体系具有黏度大、成胶时间短、强度高、触变性能好的特点,65?℃条件下成...     

红河油田水平井置胶成坝技术

针对红河油田长8油藏储层致密、裂缝发育导致水平井注水井组水窜严重的问题,进行了水平井置胶成坝技术研究及现场试验。在模拟长8油藏的条件下,以堵剂成胶后的黏度为指标,优化了聚合物冻胶堵水剂的配方,评价了其抗老化性、耐盐性、抗剪切性、封堵性和抗冲刷性。结果表明,聚合物冻胶堵水剂的成胶时间4~10 d可调,耐盐能力达1×105 mg/L,耐Ca2+能力达8 000 mg/L,抗剪切及抗冲刷性能较好,封堵率大于95%。2井次的现场试验结果表明,红河油田水平井注水井组应用水平井置胶成坝技术后,受效井产油量升高,含水率降低,累计增油102 t,含水率由99.0%降至92.3%,有效期超过了217 d。研究与试验表明,采用水平井置胶成坝技术能满足封堵深部注水优势通道的要求,可以解决红河油田水平井注水井组水窜的问题。      

微泡沫与普通泡沫注入性及调剖能力对比

针对普通泡沫注入性差、运移性弱的问题,将气体和起泡剂溶液同时注入填砂管发泡器制备出一种气泡微细的微泡沫体系。通过多测压点长填砂管和并联填砂管对比了微泡沫和普通泡沫注入性和调剖能力的差异,并借助微观非均质模型对比研究了微泡沫和普通泡沫的封堵机制及改善微观非均质能力。微观驱替实验表明,由于微泡沫气泡直径小于高渗区域孔喉直径,气泡受孔喉的约束较小,主要通过多个气泡叠加作用在高渗区域孔喉处形成堆积封堵,后续气泡以"直接通过"或"弹性变形"的方式流入低渗区域,少量气泡以"气泡陷入"方式封堵小孔喉,但高渗区域堆积的微泡沫易被冲散,导致其封堵强度较弱,调剖作用有限。与微泡沫相比,普通泡沫的平均气泡直径大于高渗孔喉直径,气泡通过孔喉时的流动阻力较大,封堵能力较强,气泡主要通过"弹性变形"和"液膜分异"作用进入孔喉。相同泡沫注入量条件下,普通泡沫微观调剖效果更好。微泡沫在填砂管沿程产生的压差分布较为均匀,其注入性和深部封堵能力优于普通泡沫,但其封堵高渗通道能力及耐水冲洗能力较弱,调剖能力弱于普通泡沫。     

海上稠油热采封窜体系室内研究

针对海上热采气(汽)窜问题,室内考察了一种耐温高强度环保型碱木素冻胶封窜体系的表观黏度、成胶温度、pH值对体系成胶时间、成胶强度的影响,研究了该体系的热稳定性和岩心封堵能力。研究表明,组成为5%碱木素+2%潜在醛类交联剂HDI+1.5%酚类交联促进剂DB+0.5%酰胺类耐温改进剂UR+1%高分子腈类韧性改进剂PL的碱木素封窜体系在常温(25℃)下的黏度为4.7 mPa·s,具有良好的可泵注性;体系成胶温度≥75℃,75℃下成胶时间为30 h,成胶强度为0.084 MPa,温度升高后体系的成胶时间缩短,成胶强度略降,当温度达到280℃时,成胶时间为5 h,成胶强度为0.068 MPa;体系使用的最佳pH值为7.0~9.0之间;该体系在250℃放置60 d后仅有少量脱水,重量变化在5%以内,成胶强度达0.067 MPa,说明体系热稳定性强,可满足高温储层的使用需求。岩心封堵实验表明,该体系封堵岩心后残余阻力因子为114.3;将碱木素封窜体系与泡沫复合使用的碱木素泡沫复合体系(碱木素封窜体系+2.5%磺酸盐类阴离子起泡剂COSL-07),残余阻力因子123.2,封堵效果良好。双管实验表明,碱木素泡沫复合体系使高渗管产液体积分数由80%降至55%,低渗管产液体积分数由20%升至45%,双管综合采出程度提高16.9%,说明该体系具有优良的选择性封窜和分流能力,可起到良好的调堵封窜作用,从而有效提升蒸汽驱驱油效果。     

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%。     

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。     

Y油田超厚沥青层安全钻进分强度控制技术

为解决Y油田超厚沥青层安全钻井技术难题,开展了沥青层分强度控制技术研究。通过高温高压砂床滤失试验、沥青乳化试验、堵漏试验和沥青硬化试验,优选了随钻堵漏浆配方、乳化剂最佳加量、化学堵漏浆配方、硬化剂。室内试验结果表明,随钻堵漏技术可以有效防止沥青侵入井筒;乳化剂RHJ-3加量达到沥青的20%时,能有效降低钻井液的黏度和切力,保持其性能稳定;优选的化学固结堵漏浆对渗透性地层具有良好的封堵效果;硬化剂YHJ-5可以将沥青的软化点提高75 ℃。随钻堵漏技术使F18井沥青层全烃值由87.98%降至23.40%,有效阻止了沥青侵入;乳化降黏技术使F02井沥青层钻井液漏斗黏度保持在62 s;化学堵漏技术使F19井地层承压能力提高0.2 g/cm3;沥青硬化技术在F17井应用后钻井液污染量降低19.5%;S03井采用"专封专打"井身结构和应用控压钻井技术安全钻穿了厚158.00 m的沥青层。超厚沥青层分强度处理技术能有效解决Y油田沥青层安全钻进的技术难题。