疏水缔合聚合物的阻力系数和残余阻力系数及驱油效率研究

在模拟大庆油田条件(45℃)下,进行疏水缔合聚合物和工业产品甘油(丙三醇)的阻力系数(FR)和残余阻力系数(FRF)的测定以及人造岩心驱油实验,并将实验结果进行对比。实验结果表明,在相同条件下,疏水缔合聚合物阻力系数和残余阻力系数分别大于14和8,均高于甘油的阻力系数和残余阻力系数;在人造岩心(渗透率Kg在0.9~1.3μm2)上的驱油实验结果显示,在水驱采收率的基础上,污水配制的疏水缔合聚合物溶液可以提高采收率16%~18%,比甘油驱采收率高6%~8%。     

驱油用常规聚合物与抗盐聚合物性能全面评价

在模拟克拉玛依七东1区克下组油藏条件下，对比测定了驱油用商品常规聚合物和抗盐聚合物的多项性能。常规聚合物HPAM分子量2．1×10^7，水解度25％～30％；抗盐聚合物代号KYPAM，为梳状分子链AM共聚物，分子量2．3×10^7，水解度25％～30％。聚合物溶液分别用矿化度0．335g／L的清水和矿化度7．637g／L的油田污水配制。实验温度34℃。表观黏度～浓度曲线和黏度～剪切速率曲线表明，KYPAM的增黏性在清水中好于而在污水中远好于HPAM。在清水中KYPAM短时间抗剪切性优于HPAM，剪切时间增加时优势减小。密闭老化90天的KYPAM清水和污水溶液黏度保留率高于HPAM溶液的相应值。在模拟砾岩油藏的河道砂胶结岩心上，水驱之后注入0．6PV浓度0．8、1．0、1、2、1．5g／L的聚合物清水溶液，KYPAM提高采收率6．06％、6，51％、6．61％、7．17％，HPAM则提高采收率8．2％、7．2％、10．0％、10．2％。拉伸细丝直径～时间曲线和0．1～2．2Hz区间溶液储能模量曲线表明，KYPAM溶液的弹性低于相应的HPAM溶液，这是KYPAM岩心驱油效率低于HPAM的原因．图6嘉3参5．     

3种新型聚合物驱油效率对比研究

在模拟辽河锦16块油藏条件下(温度56℃,地层水矿化度3770mg/L,脱气原油地面粘度68mPa·s,密度0.939g/cm3),实验考察了3种新型驱油用聚合物的应用性能并与常用HPAM作了对比:①梳形聚合物KYPAM 2;②疏水缔合聚合物DH XN;③疏水缔合聚合物与助剂复配物GH YHS;④对比物HPAMMO 4000。在200～2000mg/L浓度范围内,在8s-1下,①的溶液粘度比④约高1.6～1.8倍;②和③的溶液粘度在低浓度下低而在高浓度下高。聚合物浓度为1000mg/L时,在5～120s-1范围内①和④的流变曲线属假塑性流体型,②和③的流变曲线虽为剪切变稀型,但由2个曲线段组成,低剪切速率下粘度下降较平缓。储能模量G′与频率f关系曲线的位置,①最高,即粘弹性最强,②和③居中,④最低,即粘弹性最弱。30～74℃范围的粘温关系,①和④的变化趋势相同,①的增粘能力为④的1.52～1.65倍;②和③的粘度随温度下降幅度大。在人造石英砂胶结岩心上提高水驱残余油采收率的规律,①与④相同,但①的驱油效率较④高一倍;②的注入量由0.2PV增加到0.3PV时采收率急剧增大;③的采收率增幅最小。粘浓曲线表明,疏水缔合聚合物在地层水溶液中显示2个缔合浓度,②和③的第一缔合浓度分别为766和1167mg/L,第二缔合浓度分别为1908和2155mg/L。从分子结构和水溶液性质对实验结果作了解     

基于海上X油田新型耐温抗盐驱油剂性能评价及驱油特性研究

随着渤海油田稳产3 000×104t主题的提出,以化学驱为主的三次采油技术在海上油田的高产稳产中占据着较为重要的地位。部分水解的HPAM型聚合物在高温高盐环境下稳定性差、在溶液配注过程中黏度保留率低等因素都影响了聚合物其黏弹性提高驱油效果的实现。本文将两种新型耐温抗盐聚合物(代号为KY-S、KY-K)与海上在用聚合物开展了性能评价及驱油效果分析,结果表明:在模拟X油田高温高盐条件下,新型聚合物KY-S比现场在用SZ1聚合物具有更好的黏度稳定性及耐温性能;经90 d老化后,KY-S黏度保留率为37.8%,而LD2聚合物黏度保留率为29.1%,SZ1聚合物黏度保留率仅为27.4%;扫描电镜检测结果表明新型聚合物分子在水溶液中伸展性好,具备良好抗盐性能。同等条件下室内驱油实验时新型聚合物的驱油效率比现场在用聚合物驱油效率高2.5%。     

功能单体类型及含量对耐温抗盐聚合物驱油效果的影响

针对高温高盐环境中聚合物稳定性差的问题,在胜利油田III类油藏条件下,系统对比研究了功能单体类型 （AMPS、NVP和DMAM）及含量对合成耐温抗盐聚合物增黏能力、长期稳定性、渗流特征和驱油效果的影响。结 果表明,在质量浓度为1500～3000 mg/L、温度为25～95 ℃下,聚合物AM-AMPS/20%溶液的黏度明显高于其他 AMPS含量聚合物以及功能单体NVP、DMAM的聚合物AM-NVP、AM-DMAM,具有最好的增黏效果;但是当钙 镁离子浓度从874.0 mg/L提高至5296.0 mg/L时,聚合物AM-DMAM/10%溶液具有最高的黏度。单体含量影响 方面,AMPS单体含量越高,聚合物溶液黏度越大;而NVP和DMAM单体含量升高,聚合物相对分子质量减小, 溶液黏度降低。驱油结果表明,AM-AMPS 驱油采收率增幅在 21.9%～24.9%,AM-NVP 驱油采收率增幅在 20.9% ～19.8% ,AM-DMAM 驱 油 采 收 率 增 幅 在 22.1% ～20.2% ,AM-AMPS 聚 合 物 驱 油 能 力 最 强（其 中 AM-AMPS/20%驱替采收率增幅最高为24.9%）,是胜利油田III类油藏驱油潜力聚合物。     

中国石化河南油田耐温抗盐交联驱油取得进展

<正>中国石化河南油田分公司经过5年科技攻关,成功研发出适合80～105℃高温油藏条件下耐温抗盐交联聚合物驱油技术,先导实验取得进展。先导实验区已累计增油14.5 kt,阶段提高采收率1.35%,中心油井阶段提高采收率     

塔河油田耐温抗盐驱油聚合物的筛选及性能评价

随着原油开采的不断进行,三次采油已逐渐向高温高盐油藏转移,苛刻的油藏环境对三次采油用水溶性高分子聚合物的要求也越来越高,因此,亟需能够适用于高温高盐油藏的驱油聚合物。对19种耐温抗盐聚合物在塔河油藏环境下的溶液性能展开研究,并探索聚合物驱在塔河高温高盐油藏的应用潜力。首先,使用流变仪对19种聚合物溶液开展了耐温抗盐性能评价,发现NK-2、热增黏聚合物SAV1、K21与天然高分子BP在塔河油藏环境下的剩余黏度与黏度剩余率相对较高,具有良好的耐温抗盐性能。对以上4种耐温抗盐聚合物进行抗剪切性能与长期热稳定性能评价,发现天然高分子BP的长期热稳定性能最为优异。当注入0.5 PV的0.05%BP溶液后,驱油效率可在一次水驱的基础上提高5.6%。     

新型耐温抗盐聚合物驱油体系设计评价及应用

针对胜利油田油藏温度高、地层水矿化度高、钙镁离子质量浓度高、地层原油黏度高等实际问题,设计具有较强耐温抗盐和抗钙镁能力的新型耐温抗盐聚合物驱油体系,以满足胜利油田Ⅲ类高温高盐普通稠油油藏聚合物驱流度控制需求。在常规聚合物性能评价的基础上完善新型耐温抗盐聚合物驱油性能评价体系,并总结新型耐温抗盐聚合物在岩心中的渗流规律。以油藏数值模拟为手段,开展聚合物驱油流度控制模拟。室内物理模拟实验结果表明,新型聚合物抗钙镁离子能力超过800 mg/L,室内提高采收率15.0%以上;在合理流度比界限下,数值模拟预测提高采收率7.0%。在胜坨油田二区东三4单元开展Ⅲ类高温高盐普通稠油油藏聚合物驱先导试验,综合含水率由96.5%下降到88.4%,日产油量从86 t/d增加到273 t/d,矿场降水增油效果显著。     

高浓度聚合物注入时机及段塞组合对驱油效果的影响

在大庆油田聚合物驱条件下(45℃,原油粘度～10 mPa·s,清水配制聚合物溶液),取聚合物总用量2020 PV*mg/L,在人造岩心上实验研究了水驱之后不同段塞组合的"普浓聚合物"(浓度1000 mg/L、粘度8.6 mPa·s、分子量1.7×107的HPAM溶液)+"高浓聚合物"(浓度最高达3000 mg/L、粘度最高达369 mPa·s、分子量2.5×107的抗盐聚合物溶液)的驱油效果.在普浓聚合物驱的5个不同时机转注浓度2500 mg/L、粘度315 mPa·s的高浓聚合物,转注时机越早则聚驱采收率越高,前期(不注普浓聚合物)转注为45.1%,中前期(含水降至80%时)转注为44.0%,后期(含水升至98%时)转注为41.0%.注入0.350 PV普浓聚合物后再分别注入浓度在1000～3000 mg/L的抗盐聚合物,随浓度增大,聚驱采收率由35.7%增至41.5%,但增幅迅速减小(4.8%～0.1%).注入0.350 PV普浓聚合物段塞之后依次注入浓度2500 mg/L、分子量递减(2.5×107,2.1×107,1.7×107)、尺寸递减(0.450,0.118,0.100 PV)的3个聚合物段塞,聚驱采收率最高,为48.2%;普浓聚合物段之后注入2500 mg/L的高浓聚合物单段塞或浓度递减(2500～1000 mg/L)的4个抗盐聚合物段塞,聚驱采收值相近但大大降低(41.1%或41.0%).在讨论高浓高粘高分子量聚合物驱油机理时,强调了高粘弹性聚合物溶液提高微观驱油效率的作用.图1表4参4.     

用驱油效率实验优选矿场应用的聚合物分子量及用量

用不同分子量、不同浓度的聚丙烯酰胺（ＨＰＡＭ）溶液在人造岩心上进行较系统的驱油实验，结果表明：（１）分子量越高，或浓度越大，溶液的增粘性就越强，驱油效率也越高；（２）当分子量和溶液粘度相同时，驱油效率随残余阻力系数的增加而提高；（３）当注入溶液的孔隙体积一样时，每吨聚合物的增油量随溶液浓度的增加而下降。以岩心做的驱油效率实验为基础，用简便方法优选出适合河南油田的聚合物分子量为１４３０万，用量为３２０ＰＶ·ｍｇ／Ｌ。在河南油田面积为３．０１ｋｍ２的聚合物驱矿场先导试验中，经三年零二个月的试验，全区增油４．８５×１０４ｔ，提高采收率９．１９％，每吨聚合物增油２１０ｔ，取得了很好的经济效益。     

耐温抗盐新型聚合物驱油剂性能评价

实验考察了加入不同无机添加剂制备的AM／AMPS／N-PMI三元共聚物L00和L05作为驱油聚合物的性能。聚合物溶液用经充分曝氧并过滤的矿化度8．73g／L的江河回注污水配制。L00的增黏性在浓度≤1．6g／L时略好于而在〉1．6g／L时略差于L05。浓度1．5g／L的L00和L05溶液，30℃时黏度（7．31／s）分别为44．8和42、7mPa·s；90℃时分别为26．7和25．6mPa·s；在95℃密闭老化120天后30℃黏度分别为27．6和25．2mPa·s；高速通过人造岩心剪切后，30℃黏度分别下降9．6％和23．0％；阻力系数和残余阻力系数均随岩心渗透率降低而减小，实验数据表明L05比L00容易进入K〉0．5μm^2的岩心。在1．5g／L的1月0和L05清水（矿化度0．363g／L）溶液中加入NaCl，30℃黏度最初随加盐量增大而快速下降，加盐量超过5g／L后下降变缓，加盐量为30g／L时30℃黏度在30mPa·s上下，L00略高。在95℃下，在Kw为0．65和0．54μm^2的水驱后人造均质岩心中注入0．4PV1．5g／L L00和L05污水溶液，采收率分别提高16．90％和10．87％。图5表3参2。     

JST耐温抗盐聚合物冻胶体系的研究

所报道的JST聚合物冻胶体系 ,由分子量 1.2× 10 7～ 1.4× 10 7、单体质量比 7∶3的AM /AMPS二元共聚物、含有低分子量呋喃树脂、酚醛树脂、脲醛树脂及有机硅的交联稳定剂JL及潜在有机酸催化剂JC组成。由 90℃下的实验结果得到适宜配方如下 :0 .1%～ 0 .6 %共聚物 +0 .5 %～ 1.0 %交联稳定剂 +0 .0 2 %～ 0 .0 6 %催化剂 ,用淡水配制的胶液粘度 (室温 ,6 .6s-1)为 30～ 78mPa·s,成胶时间 4 8～ 12 0h ,冻胶粘度 4 .8～ 5 5Pa·s。实验配方胶液在 80～ 130℃下的成胶时间随温度升高而缩短 (96～ 6h) ,冻胶粘度则基本不变 (4 7.8～ 5 1.6Pa·s) ,耐温达 130℃(90d) ,抗盐 (NaCl)达 2 0 0～ 30 0 g/L ,抗钙达 2～ 3g/L。体系成胶时间可通过改变催化剂加量进行调节。在渗透率0 .15 6～ 2 .5 3μm2 的填砂岩心上 ,在 12 0℃下 ,低浓度 (0 .2 %～ 0 .3% )共聚物冻胶的堵水率为 90 %～ 95 % ,堵塞物的突破压力为 5 .0MPa/m ,高浓度 (0 .6 % )共聚物冻胶的堵水率为 99.99% ,堵塞物的突破压力达 14MPa/m。该冻胶体系可用于深水井调剖和深油井堵水。表 5参 3。     

抗温抗盐的颗粒型水驱流向改变剂的研制

采用逐步降温（70-35℃）反相悬浮引发聚合方法，制备了可用作流向改变剂的细粒状交联共聚物AM／AA／AN／AMPS／MBAM。介绍了合成过程。测定了该共聚物颗粒在不同浓度的各种盐水溶液中的吸水膨胀倍率（以质量计），随盐浓度增大，膨胀倍率先迅速减小，然后出现一个平台区（50～250g／LNCl或KCl，3．0～7．5g／LMgCl2）或缓慢下降区（3．0-7．5g/LCaCl2．2．0-5．0g／LFeCl3），在高盐浓度时（250～350g／LNaCl或KCD再次迅速下降；该共聚物可抗250g／LNaCl或KCl，可抗7．5g／LCaCl2或MgCl2，抗FeCl3性能差。在NaCl水溶液中，80℃和70℃下的膨胀倍率远大于40℃下的膨胀倍率．因而适用于较高温油藏。在自来水中约12小时达到最大膨胀倍率，其值超过200。200目共聚物颗粒在100mg／LHPAM溶液中的5g/L悬浮波注入2-20μm^2填砂管时，流量大于0．02mL／s后颗粒进入砂层内．流压随流量增大而增大。用Smith方法测得悬浮在100-300mg／LHPAM溶液中并充分溶胀的200目共聚物颗粒的韧性指数ftay。为1．087～1．250．平均值1．170，抗破裂能力好。图6表1参4。     

耐温抗盐疏水缔合聚合物弱凝胶调驱剂的研制

考察了不同聚合物和交联剂的水基弱凝胶作为调驱剂在胜利油田平均地层条件下 (温度 70℃ ,地层水矿化度72 77mg L)的适用性。实验研究结果表明 :HPAM(-M =1.7× 10 7) 柠檬酸铝体系成胶快且凝胶稳定性很差 ,粘度保持时间不到 4 8h ;疏水缔合聚合物NAPs 柠檬酸铝体系凝胶稳定性有所改善但所需聚合物浓度太高 (>12 0 0mg L) ;NAPs 有机铬体系在聚合物浓度 6 0 0～ 80 0mg L时 ,可在 1～ 3d内形成粘度 30 0～ 5 0 0mPa·s且能稳定存在 >4 5d的弱凝胶 ;在NAPs 有机铬体系 (70 0mg L +5 0mg L)中加入 5 0～ 2 5 0mg L有机酸 ,成胶时间从 1～ 3d延长至 7～ 15d以上 ,可以满足矿场应用中大剂量注入的需要。图 1表 5参 2。     

耐温抗盐疏水缔合水溶性聚合物性能研究

疏水缔合水溶性聚合物是聚合物亲水性大分子链上带少量疏水基团的一类水溶性聚合物,介绍了疏水缔合溶性聚合物的合成方法及其分子结构,并结合室内实验研究结果,从机理上分析了该聚合物的耐温抗盐和抗剪切的特性.现场应用实例表明了该类聚合物在高温高盐油藏中具有广阔的应用前景.     

耐温耐盐微凝胶JTY-Ⅱ的研制

针对胜利现河油田河11块油藏条件(温度≤110℃,地层水矿化度≤4.0×104mg/L,高钙镁),研制了聚合物水基微凝胶调驱剂JTY Ⅱ。所用聚合物为疏水化聚丙烯酰胺,交联剂为带碳环或杂环的有机物与带多配体含锆离子的无机物的复配物,用矿化度4.0×104mg/L、Ca2++Mg2+7.0×103mg/L的采出水配制成胶液。聚合物+交联剂质量浓度为500～2000mg/L的成胶液在95℃形成可流动凝胶,成胶时间随浓度增大而缩短。1000mg/L的成胶液95℃、6s-1下的粘度,60d时升至27.5mPa·s,增幅达400%,在110℃时仍能形成稳定微凝胶,其耐温性估计为125℃,耐矿化度超过1.5×105mg/L。成胶液和微凝胶受机械剪切后粘度保留率分别为90%和>75%。在95℃下在天然岩心中注入0.3PV500～1500mg/L成胶液,使采收率在水驱基础上提高12.04%～22.45%(1000mg/L聚合物溶液提高采收率12.64%),阻力系数和残余阻力系数均增大。岩心中形成的微凝胶耐冲刷,累计注水20PV时注水压力略有上升(0.190→0.215MPa)。该微凝胶可用于河11块油藏的调驱。表7参5。     

具有辫状侧链的梳形抗盐聚合物室内研究

所报道的驱油聚合物代号COMB-B1,是针对渗透率0.1~0.3μm2、宜使用中分子量(1.3×107~1.8×107)聚合物的大庆二类油藏研制的。参照抗盐梳形聚合物KYPAM的分子设计原理,将共聚单体由单侧基型改为双侧基型,在与丙烯酰胺生成的共聚物中,两个侧基扭成辫状,使分子链刚性增强,较低表观分子量(Ma)的共聚物便具有较高的抗盐性。该聚合物在水溶液中不显示疏水缔合作用。COMB-B1(Ma=1.793×107,HD=23.8%)、KYPAM(1.992×107,29.0%)及日本三菱的HPAM MO-4000(2.514×107,26.4%)的溶解速率相近;1000 mg/L溶液45℃,7.34 s-1黏度,在大庆清水(矿化度1 g/L,钙镁15 mg/L)中分别为88.7,66.5~76.6及64.4 mPa.s,在大庆污水(4 g/L,60 mg/L)中分别为45.6,42.8~44.4及32.3 mPa.s;浓度在200~2000 mg/L范围时,COMB-B1溶液的黏度在清水中大于KYPAM溶液,而在污水中则相等,均远大于MO-4000溶液。COMB-B1的幂律公式K值(稠度系数)在清水中显著大于而在污水中略大于KYPAM的K值,均远远大于MO-4000的K值;反映流体假塑性的n值,COMB-B1与KYPAM的相近而MO-4000的较大。图4表2参5。     

无机盐种类和浓度对疏水缔合聚合物溶液黏度的影响

用AM（丙烯酰胺）、AA（丙烯酸）和疏水单体HB-18合成了一种疏水缔合聚合物，对其溶液性质与部分水解聚丙烯酰胺HPAM进行了对比评价，研究了无机盐对该疏水缔合聚合物溶液性质的影响，并对其影响机理进行了解释。结果表明，疏水缔合聚合物溶液具有明显的缔合行为和增黏效果，并具有比HPAM更好的抗温抗盐作用；无机盐的种类和浓度对疏水缔合聚合物溶液性质有明显的影响，特别是二价离子Ca^2＋、Mg^2＋对溶液性质的影响非常大。指出，在合成疏水缔合聚合物时，应该针对不同的地层矿化条件采用不同的分子结构；如果条件允许的话，溶液的配制过程应该灵活多变，以使溶液性能达到最佳效果。     

复合表面活性剂NF-201的性能与驱油效果

实验考察了驱油用复合表面活性剂NF 201的应用性能及驱油效率。NF 201由30%复合非离子表面活性剂,25%～30?～C12一元脂肪醇及多元醇,20%石油磺酸盐HF 8903A,20%～25%添加剂组成。由30℃张力曲线求出,NF 201在水溶液中分别有临界胶束浓度3 0g/L和5 0g/L,对应的表面张力为21 2mN/m,油(煤油)水界面张力为3 3×10-3mN/m。NF 201的耐温性为120～130℃。5 0g/LNF 201水溶液在Ca2 Mg2 浓度分别为1g/L或<0 6g/L时,或pH值变化范围为1 0～14 0时,均维持低表面张力和超低界面张力。在65℃下在填石英砂模型上驱替含饱和剩余水的饱和模拟油时,地层水(矿化度73g/L,Ca2 Mg2 浓度2 8～3 0g/L)、1 5g/LNaOH溶液及2 5%共聚物PSS溶液的驱油率分别为47 19%、49 30%、62 04%,加入5 0g/LNF 201使3种驱替液的驱油率分别增加10 10%、8 50%、5 61%,而加入石油磺酸盐HF 8903A使驱油率分别增加2 75%、5 11%、3 35%。在NF 201中加入2%络合剂NF可使抗钙镁能力达到3 0g/L。NF 201是一种耐温抗盐抗钙镁,适应性强,驱油效率高的表面活性剂体系。图6表2参3。