疏水缔合聚合物/酚醛树脂冻胶反应进程及影响因素

本文研究的冻胶由疏水缔合聚合物HAP与酚醛树脂YG103交联而成。用流体流动行为指数n和零剪切黏度η0表征酚醛树脂冻胶成冻过程的流变行为,其交联过程分为诱导期、增长期和稳定期3个阶段,证实了冻胶的形成既有化学交联又有明显的物理交联。研究了HAP与YG103加量、温度、矿化度、pH值对冻胶成冻时间和冻胶强度的影响。成冻时间和冻胶强度分别用目测代码评价方法和突破真空度法测定,研究结果表明:在本实验条件范围内,HAP和YG103浓度越大、温度越高、矿化度越高,成冻时间越短,冻胶强度越高。无机盐对成冻体系的影响大小为:CaC l2MgC l2NaC l,当成冻体系的pH值在9~10时,成冻时间最短。为海上油田聚合物驱的深部液流转向提供理论基础和技术支持。图3表5参5     

海上油田酚醛树脂冻胶调剖性能评价

适用于海上油田的酚醛树脂冻胶是由聚合物HPAM和酚醛树脂交联剂YG103交联形成的。通过室内实验,评价了聚合物、交联剂质量分数和剪切程度对酚醛树脂冻胶成冻时间和冻胶强度的影响,并绘制了成冻时间及强度等值图。结果表明,随着聚合物、交联剂质量分数的增加,酚醛树脂冻胶成冻时间缩短,冻胶强度增大,成冻时间在5～14d内可调;随着剪切强度的增加,其成冻时间延长,冻胶强度变弱。稳定性实验结果表明,此类冻胶的稳定性较好,强度保留率均大于90%,并且剪切对稳定性影响不大。物理模拟实验结果表明,随着聚合物、交联剂质量分数的增加,该冻胶的封堵能力增强,且封堵率均在90%以上。单管实验结果表明,酚醛树脂冻胶的注入性能较好,能实现在线注入;且该冻胶有很好的耐冲刷性能,成冻后水驱为10倍孔隙体积时,封堵率仍保持在94%以上。     

一种聚合物驱后深部调剖用HPAM/Cr3+冻胶体系

针对孤岛油田砂岩油藏的地质特点,用可延缓释放Cr3 的一种有机铬交联剂与延缓剂配合,研制了深部调剖用的一种聚合物(HPAM)/有机铬冻胶体系,由冻胶强度级别的划分定性地测定成冻时间和突破真空度的方法定量测定冻胶强度,并作出了成冻时间及强度等值图。实验结果表明HPAM/Cr3 冻胶交联时间可调,冻胶体系成冻时间可调1~18d,成冻后强度高。聚合物驱后,继续向地层中注入一定量的组合深部调剖剂,能有效地提高采收率。     

双河油田聚合物驱后深部调剖技术研究

聚合物驱后深部调剖技术弥补了聚合物溶液调剖作用有限的缺点,通过对地层充分调剖提高波及系数,最大限度提高地层的采收率.针对河南双河油田的情况,经研究发现：冻胶型深部调驱剂可根据需要配成不同成冻时间和强度的体系,体系成冻时间1d～15d,突破真空度0.04～0.062 MPa,具有较强的封堵能力.可视化模型研究表明,按照先弱后强的顺序注入组合调剖剂有利于提高采收率.采收率流动实验证明,调剖剂注入时机越早越有利于提高采收率.     

南堡陆地高含水油藏弱冻胶深部调驱实验研究

针对冀东油田高浅北地区油层的储层特性、非均质特征以及流体性质,评价了酚醛树脂弱冻胶体系的成冻性能。通过调节聚合物和交联剂的加量,形成了一系列成冻时间可调、强度可控的配方,并考察了不同配方冻胶的黏弹性特征,分析了弱冻胶在多孔介质中的运移-滞留规律,评价了不同条件下弱冻胶体系的驱油效果。结果表明,酚醛树脂弱冻胶体系的黏弹性较好,并受聚合物及交联剂浓度的影响较大;弱冻胶调驱体系能够实现在地层中运移—封堵—再运移—再封堵的有限度的驱油过程,起到深部调驱的作用;当弱冻胶注入量为油藏高渗孔隙体积的0.3倍时,单位堵剂的采收率增值达到最大值80%;当水驱含水率达到35%～80%时,调驱后的最终采收率为32.8%～35.9%,效果最好。     

影响络合铬冻胶成冻因素研究

络合铬冻胶在深部堵水、深部调驱等方面有重要应用前景。本文针对由部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)与络合铬(醋酸铬与乳酸铬复配形成铬的多核羟桥络离子)交联而成的络合铬冻胶,采用黏度法和突破真空度法研究了HPAM质量分数(0.1%～0.4%)、交联剂质量分数(0.1%～0.4%)、pH值(5～8)、温度(40～80℃)等因素对络合铬冻胶的成冻时间和冻胶强度的影响。结果表明,随着温度升高,冻胶的成冻时间(包括初冻时间和终冻时间)缩短,冻胶强度增加,当高于60℃时,成冻时间缩短更为明显。HPAM和交联剂的质量分数越大,成冻时间越短。当体系pH=7.0时成冻时间最短,体系呈弱酸性或弱碱性时成冻时间均会延长,且弱酸性时比弱碱性时成冻快,pH值对冻胶强度影响不大。络合铬冻胶的成冻时间与冻胶强度的关系符合常规冻胶所遵循的规律,即成冻时间越短,冻胶的强度则越高。     

冻胶泡沫体系室内实验研究

通过室内模拟实验,将聚合物ZWP与交联剂DY-1复配优选出性能较优的冻胶体系,加入起泡剂GX与氮气后形成冻胶泡沫体系,同时评价了不同因素对冻胶泡沫体系成冻性能和起泡性能的影响。冻胶泡沫体系配方(质量分数)为ZWP(0.3%)+DY-1(0.3%)+GX(0.6%),该体系的稳定性随温度的升高而下降,压力对起泡体积的影响较小,且随着压力的升高半衰期明显增加。在冻胶驱、聚合物驱、水基泡沫驱、冻胶泡沫驱四种驱替方式中,相同渗透率及注入速率下冻胶泡沫的封堵能力最强。     

冻胶泡沫体系调剖规律实验研究

针对优选的冻胶泡沫体系配方AP-P4(0.3%)+YG107(0.3%)+DY-1(0.6%),利用一维人工岩心模型,研究了渗透率级差、注入方式、段塞大小对冻胶泡沫调剖能力的影响规律。实验结果表明,随着渗透率级差的增加,冻胶泡沫的调剖效果先增加后减小,当级差为7.00时调剖效果最好;不同注入方式中,气液经过泡沫发生器形成稳定泡沫后注入调剖效果最佳;注入段塞1PV时非均质岩心调剖效果最佳;实验比较的调驱方式中,冻胶泡沫体系高低渗岩心发生吸液剖面反转,调驱能力最强。     

赵凹油田高温油藏冻胶泡沫调驱体系的研制及性能评价

针对赵凹油田安棚主体区主力油层水窜严重的开发现状,通过室内实验方法,研制了适用于其油藏条件的冻胶泡沫调驱体系,该体系主要包括耐高温起泡剂和冻胶稳泡体系,即由质量分数为0.2％～0.3％的HN-1起泡剂、0.25％～0.35％的KY-6梳形聚合物和0.6％～0.8％的YG103酚醛树脂交联剂复配而成,并优化了冻胶泡沫的注入方式、气液比和注气速度,评价了冻胶泡沫的驱油性能,形成了适用于赵凹油田油藏条件的耐高温冻胶泡沫调驱技术.评价结果表明:酚醛树脂冻胶体系作为耐高温冻胶泡沫的稳泡体系,具有较好的稳泡效果,能够大幅度提高泡沫的半衰期;与分段塞注入方式相比,气液混注方式产生的冻胶泡沫具有更好的封堵性能;冻胶泡沫的最佳气液比为1∶1,气液比过高或过低均会导致冻胶泡沫的阻力系数和封堵能力下降;最佳注气速度为0.5 mL/min,注气速度过高或过低均会使冻胶泡沫封堵能力下降.驱油实验结果表明,冻胶泡沫调驱体系具有良好的选择性封堵性能,剖面改善率达99％,采收率提高了44.6％.     

影响锆冻胶成冻因素的研究

本文研究的锆冻胶是聚丙烯酰胺(PAM)由氧氯化锆(ZrOCl2)形成的锆的多核羟桥络离子交联而成的.研究了PAM溶液的pH值、ZrOCl2的质量分数、PAM的质量分数、温度、水解度、相对分子质量、矿化度等因素对锆冻胶的成冻时间和冻胶强度的影响.成冻时间和冻胶强度分别由转子旋转法和突破真空度法测定.研究结果表明在实验条件范围内,温度越高,PAM和ZrOCl2的质量分数越大,水解度越低,相对分子质量越高,则锆冻胶的成冻时间均越短;而对于pH值及矿化度,则存在最佳成冻范围,即pH值为4-6,矿化度为8×103-4×104mgL-1时成冻时间最短.研究还证实,锆冻胶的成冻时间与冻胶强度的关系符合一般冻胶所遵循的规律,即成冻时间越短,冻胶的强度越高.锆冻胶在调剖堵水、酸化压裂、防砂等方面有重要的应用.     

孤岛油田聚合物驱后提高采收率实验研究

针对孤岛油田聚合物驱后恢复水驱,含水率上升迅速的实际情况,研究了4种聚合物驱后提高采收率的方法。通过填砂管平行流动试验,分高、低渗透率模拟油藏非均质性条件,分析研究了各渗透层采收率的变化,对聚合物驱后的4种提高采收率方法进行了室内研究。并针对孤岛油田的具体条件,对所使用的4种外加剂的用量进行优化。研究表明：聚合物驱后,继续注入少量外加剂能有效地提高后续水驱的波及系数和洗油效率,提高原油采收率。同时外加剂的过量使用会导致采收率的降低,对外加剂用量的优化能最大幅度的提高地层采收率。     

改善聚合物驱后续水驱开采效果分析——以孤岛油田中一区Ng3为例

为了确保聚合物驱后续水驱阶段的增油效果，针对其动态变化特点，提出了这一阶段的调整措施。研究结果表明，后续水驱应保持合理压力场；开展分层注水方式可以有效地控制含水上升速度；根据油井动态变化特点，采取油井分类管理方法，可延长降水增油效果；应结合矿场实际情况，适时开展后续水驱整体注采调整，探索提高采收率的新方法。在孤岛油田中一区Ng3聚合物驱的矿场实践中，取得了较好的开发效果。     

孤东八区聚合物驱后续注水方案数值模拟研究

为抑制含水上升速度、保持较好的降水增油效果,用数值模拟技术对孤东八区聚合物驱后续注水注采方案进行了优化研究。结果表明,在注聚结束后的两年内,注采比保持0．8的效果最好,产液量调整的效果要好于注水量调整的效果。该项研究为聚合物驱后续注水现场实施方案的编制提供了科学的依据。     

聚合物驱后恢复水驱提高采收率方法平板模型试验研究

通过室内物理模拟试验比较2种聚合物驱后的提高采收率方法,并考虑不同渗透率级差模型对聚合物再利用技术的影响,得到聚合物驱后对地下聚合物溶液再利用技术和效果的认识。研究表明:在聚合物驱-水驱-深部调剖-活性水驱的试验中,聚合物驱后恢复水驱,因水的流度远高于聚合物溶液的流度,会产生严重的指进现象,降低了水的波及系数;同时大量水体又会严重稀释深部调剖剂,使其强度减弱,调剖效果变差。在聚合物驱-水驱-絮凝和固定-深部调剖-活性水驱的试验中,可通过絮凝剂对水驱稀释的聚合物溶液絮凝再利用,形成絮凝体对高渗透层产生封堵,再注入固定剂溶液进入聚合物浓度较高的次高渗透层,通过交联形成交联体起到深部调剖和驱油作用。在3种渗透率级差的平板模型试验中,对絮凝和固定技术进行了对比试验,证实该技术具有一定的有效期,产生的絮凝体和交联体强度较高,为后续深部调剖和活性水驱奠定了良好的基础,同时该技术具有成本低廉、采出程度高、对中低渗透层的伤害程度小及对地下存在聚合物再利用程度高等优点。     

聚合物驱后提高原油采收率平行管试验研究

为了提供选择聚合物驱后的后续水驱方法的依据．通过平行管流动试验．分高、中、低3种渗透率模拟油藏非均质性条件，研究聚合物驱后压力、相对吸水量、各渗透率层采收率、含水率的变化。试验结果：聚合物驱后直接进行深部调剖．由于聚合物溶液仍占据部分高渗透孔道，黏性较高的深部调剖剂会对中、低渗透率层造成伤害．因此将影响最终的原油采收率；聚合物驱后注入固定剂溶液．交联并固定孔隙中已有的高浓度聚合物溶液．能有效控制这部分高渗透孔道的吸水能力，可以提高后续水驱的波及系数．并为进一步深部调剖奠定良好的基础。聚合物固定技术具有成本低廉、采出程度高以及对地下聚合物溶液利用程度高等优点．是十分有效的聚合物驱后提高原油采收率的方法。图5表4参5     

基于非均质大模型的特高含水油藏提高采收率方法研究

针对特高含水开发阶段水油比急剧上升、注水量大幅增加和现有技术适应性差等问题,采用非均质物理大模型探索了进一步提高水驱后和聚合物驱后特高含水油藏采收率的方法。研究了聚合物驱-井网调整、自聚集微球-活性剂驱等不同驱替阶段含油饱和度的分布特征,分析了试验过程中注入压力、采收率的变化情况。研究发现,采用井网调整改变流线方向结合聚合物驱扩大波及系数的方法,可使水驱后处于特高含水期油藏的采收率提高26.0%;自主研发的自聚集微球能够运移至油层深部封堵优势渗流通道,迫使后续驱油剂发生液流转向,进入剩余油潜力区,从而提高聚合物驱后特高含水期油藏的驱油效率,自聚集微球-活性剂体系的残余阻力系数是聚合物的1.5~1.6倍,可使聚合物驱后特高含水油藏的采收率提高5%以上。研究结果表明,水驱后特高含水期油藏可采取井网调整结合聚合物驱的方法提高其采收率,而对于高波及系数和高采出程度的聚合物驱后油藏,可采用微球活性剂相结合的深部调堵驱油方法提高其采收率。      

孤岛油田中一区Ng4聚合物驱注采动态及效果分析

孤岛油田中一区Ng4单元是清水配清水注的聚合物驱开发单元。该单元经过堵水调剖,归位射孔等前期工作后,于1997年1月正式投入聚合物驱油开发。目前已见到明显的降水增油效果,日产油水平由806t/d上升到1822t/d,综合含水由94．2％下降到84．9％,累积增油777194t。该区已于2000年11月转入后续水驱,目前仍处于注聚后增油有效期,清水配清水注聚表现出的特征良好,聚合物驱油的开发特点,在水井上表现为注入压力上升,注入能力下降,在油井上表现为日产油量上升,含水波动下降,在开发指标中表现为注水利用率得到提高。清水配注的聚合物溶液粘度高,聚合物段塞形成好,推进均匀,通过对注聚其间油水井动态变化的研究,在聚合物驱开发中要不断采取完善注采井网来建立良好的注采系统,消除层间干扰减少窜流,在低油压水井加交联剂防止聚合物突进,对难注入井进行补孔与提高注入压力来保证聚合物顺利注入,合理控制生产参数,及时进行注采调配协调注采关系,提高注聚质量等技术措施,聚合物驱油效果才能得到充分发挥。     

交联聚合物溶液深部调驱先导试验

聚丙烯酰胺柠檬酸铝交联聚合物溶液(LPS)深部调驱先导试验结果表明,低浓度的交联聚合物溶液可以堵塞聚合物驱、水驱形成的水通道,提高注水井的注入压力,起到深部调剖、液流改向的作用,使驱替液进入聚合物驱、水驱未波及的含油层(层内或层间),增加生产井的产油量,降低含水率,进一步提高聚合物驱油藏的采收率。LPS深部调驱技术可作为聚合物驱的接替技术用于聚合物驱后油田的开发.     

交联聚合物溶液深部调驱先导试验

聚丙烯酰胺柠檬酸铝交联聚合物溶液(LPS)深部调驱先导试验结果表明,低浓度的交联聚合物溶液可以堵塞聚合物驱、水驱形成的水通道,提高注水井的注入压力,起到深部调剖、液流改向的作用,使驱替液进入聚合物驱、水驱未波及的含油层(层内或层间),增加生产井的产油量,降低含水率,进一步提高聚合物驱油藏的采收率。LPS深部调驱技术可作为聚合物驱的接替技术用于聚合物驱后油田的开发.     

海上油田水聚干扰影响因素分析及矿场试验研究

水聚交叉井网会造成水聚干扰现象,导致聚驱效果变差。针对此问题,结合海上典型注聚油田地质油藏特征,利用数值模拟软件开展水聚干扰机理及影响因素研究,并在此基础上制定相应的调整策略。矿场试验表明,通过针对性优化注水井转注聚顺序及水聚注入强度,有效控制了分批次转注聚期间出现的水聚干扰,油井受益率达到86%,实现净增油482.0×10^4 m^3,提高采出程度5.1%。聚驱降水增油效果稳定,达到改善聚驱开发效果的目的。