抗盐弱凝胶调驱体系性能评价

高矿化度的地层环境在采用弱凝胶调驱时,容易导致弱凝胶体系凝胶强度下降,并且形成的弱凝胶稳定性也较差。经过大量的实验研究研制出了针对高盐油藏的抗盐弱凝胶调驱体系。本文主要从抗盐性能、封堵性能、驱油效率等方面,对该体系进行性能评价,以确保该体系能够切实解决高盐油藏在开发中面临的困难。     

自适应弱凝胶调驱性能评价及矿场应用

针对低渗透油藏多发育微裂缝、非均质性强及传统调剖效果差的问题,研制了自适应弱凝胶,并通过室内实验对其静态性能、封堵性能和驱油性能进行了评价。结果表明：在70 ℃条件下,由矿化度为41 811.5 mg/L的地层水配制的自适应弱凝胶体系在38 h内迅速成胶,成胶强度达28 549 mPa?s,具有较好的耐温、耐盐性能;平均封堵率为84.08%,提高采收率平均值达12.1%。甘谷驿油田T114区块S井的矿场试验表明：调驱后注水井的水窜优势通道被控制,注入压力升高,井组含水率由78.51%下降至69.16%,产液量增加了135.14%,产油量增加了237.5%。自适应弱凝胶深部调驱技术在裂缝性低渗透油藏具有较好的适应性,可扩大注入水波及体积,大幅度提高采收率。     

聚合物驱后凝胶复合体系调驱技术及应用

为提高凝胶体系对聚合物驱后高渗透地层的深部调驱效果,开发了由聚丙烯酰胺乳液、无机颗粒和Cr3+交联剂组成的凝胶复合体系。通过室内成胶实验,优选出了适合现场施工的6号和7号配方。室内封堵实验表明,在高渗透岩心中,注入7号配方的凝胶复合体系后,再驱8倍孔隙体积水,封堵率高达98.6%,说明该体系可以到达岩心深部发挥调驱作用,且7号配方的封堵效果优于6号配方。利用7号配方的凝胶复合体系对6个井组进行调剖后,注水井油压上升了1.8MPa,对应油井见效高峰时含水率下降了6.9%,累积增产原油1.1305×104t。     

超强吸水颗粒型凝胶调驱剂的合成与性能评价

以阴离子单体丙烯酸、阳离子单体季铵盐、非离子单体丙烯酰胺等为主要原料,加入无机共混物、双甲基丙烯酰胺交联剂、过硫酸盐水溶性引发剂,合成了超强吸水颗粒型凝胶调驱剂,确定了最佳配方及合成条件,中和度90%～125%,总单体质量分数30%～50%,以总单体质量为基准,引发剂质量分数0.10%～0.20%、交联剂质量分数0.08%～0.12%、丙烯酰胺质量分数40%～70%、丙烯酸质量分数10%～30%、季铵盐质量分数10%～30%、无机共混物质量分数10%～50%,反应温度50～70℃。对该颗粒型凝胶调驱剂进行了性能评价,结果表明,该产品具有高膨胀性以及较好的延迟膨胀、耐温抗盐、耐冲刷及油水选择等能力。     

超强吸水颗粒型凝胶调驱剂的合成与性能评价

以阴离子单体、阳离子单体、非离子单体等为主要原料,加入无机共混物,用非共轭多双键化合物为交联剂,在水溶性引发剂作用合成超强吸水颗粒型凝胶,通过调整酸碱中和度、总单体单体质量分数、单体比、引发剂质量分数、交联剂质量分数、无机共混材料、温度等对合成反应时间和产品性能影响,确定最佳配方及合成条件。对改性后的合成颗粒凝胶性能评价,实验结果证明该颗粒凝胶产品具有较好的高膨胀、延迟膨胀、耐温抗盐、耐冲刷及油水选择性等性能。     

用于高温高盐油田的非离子聚合物弱凝胶调驱体系

介绍了适用于较高温度及较高矿化度油田地层调剖(驱)需要的非离子聚合物PMN/BW弱凝胶类调驱体系。对PMN/BW弱凝胶类调驱体系的成胶性、粘度变化曲线、抗盐性及凝胶成胶后的热稳定性、成胶前后的抗剪切性等性能进行了室内评价试验,并在华北油田高30-49高温注水井(114℃)进行了现场应用,结果表明:通过调驱处理措施,不仅使该井的压力剖面得以调整,使主力吸水层得到控制,潜力层得到充分启动,而且整个井组也取得了明显的增油效果,8个月内累计增油1462t。     

聚合物反相乳液深部调驱技术试验研究

常温条件下聚合物反相乳液调驱剂是油包水的稳定乳液,根据孤岛油藏特点对该调驱剂进行了适应性室内评价,模拟地层条件下转相成胶时间大于3d,单管岩心封堵试验的阻力系数为10.4,三管模拟注聚后调驱试验最终提高采收率13%,说明该体系可以到达岩心深部发挥调驱作用.在6个井组实施了反相乳液调驱体系调驱后,注水井油压平均上升了1.8MPa,对应油井见效期内含水平均下降了3.4%,平均单井增产原油377t.     

RNJ—L低温弱凝胶调驱剂

定义储能模量G′值＞0.1 Pa而≤1.0 Pa的凝胶为弱凝胶,以G′值代表弱凝胶的强度.稳定的弱凝胶的G′值在角频率0.03-2.0 rad/s范围内基本不变.详尽介绍了可用于20-50℃低温油藏调驱的聚合物水基弱凝胶RNJ-L的形成、配方和性能.在30-40℃,pH值6-8条件下,用矿化度＜10 000 mg/L的水配制的300-1 200 mg/L HPAM(M＞5.0×106)、300-500 mg/L酚醛复合体RE(交联剂)、50-750 mg/L交联助剂AN水溶液均能形成稳定的弱凝胶.成胶时间随AN、RE及HPAM浓度的增加而减小,弱凝胶强度(模量G′)随HPAM浓度的增加而增大,随RE和AN浓度的增加通过极大值.RNJ-L的成胶时间(几小时到几天)的控制可通过组分浓度的变化而不必借助pH值的调节.成胶温度超过50℃时弱凝胶的G′值下降.在30℃和45℃下进行的长期稳定性测试结果表明,所测定的溶液成胶时间是初凝时间,完成凝胶化反应需要3-7天,G′值达到最高值约需要30天,RNJ-L弱凝胶可稳定存在至少1年.     

延缓交联弱凝胶调驱剂的研制与性能评价

现有交联聚合物凝胶体系成胶时间短,调驱剂不能深入油藏实现深部放置,导致了水驱开发效果较差。考察了在一定温度、热稳定剂作用下,延缓有机复合交联剂NQJ与聚合物的交联反应,形成了适用于大庆萨尔图北部油田油藏的延缓交联弱凝胶体系。该体系地面黏度较低,便于现场注入,且具有较好的延缓交联效果,可实现大剂量深部调驱。研究结果表明:抗盐聚合物、交联剂与热稳定剂的质量分数分别为0.15%~0.25%、0.15%~0.2%与0.015%~0.025%时,形成的凝胶黏度大于5 000 mPa·s,成胶时间3~6 d可调,能够满足现场深部调驱要求。     

无皂乳液聚合制备PMA-MMA乳液及其净水性能

以甲基丙烯酸(MA)和甲基丙烯酸甲酯(MMA)为单体、过硫酸铵为引发剂,通过无皂乳液聚合制备高MA、MMA质量比的PMA-MMA乳液。考察了不同反应条件对聚合结果的影响,得到制备PMA-MMA乳液的最佳合成条件为:反应温度70℃、MA与MMA质量比6:1,总单体质量分数13%,引发剂与总单体质量比2‰,在MA和引发剂反应25 min后加入MMA继续反应5 h。所得白色乳液产品的黏度为280 mPa·s,转化率99.1%,凝胶率0.5%,常温放置1个月不分层。处理南海东部某油田含油污水的结果表明,在加药量为15 mg/L时,PMA-MMA乳液除油率为95%,优于在用国外药剂(92%)。现场试验加药量为10 mg/L,可将外排污水含油量从原来的15mg/L降至8 mg/L。     

反相乳液聚合法合成凝胶微球及其封堵性能评价

以丙烯酰胺（AM）和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）为原料,用反相乳液聚合法合成了凝胶微球（OBMG）。并采用红外光谱（FTIR）、核磁共振氢谱（1HNMR）对其结构进行了表征。详细考察了反相乳液体系中复合乳化剂的HLB值、油水比、单体物质的量比、单体总浓度、交联剂浓度对封堵效果的影响。结果表明,合成OBMG的最佳条件为：复合乳化剂的HLB值为5.0、油水比为0.64∶1、交联剂浓度为单体总质量的0.07%,单体总浓度为30%。在此条件下产物的单位压差漏失量降低率最大为80%。同时研究了凝胶微球加量对油基钻井液封堵性、电稳定性和表观黏度的影响。实验结果表明,凝胶微球加量为2%～3%时,钻井液的封堵效果最佳,说明其有利于提高乳液的稳定性。在油基钻井液中,OBMG封堵效果优于改性沥青和树脂微球。     

反相乳液聚合法合成凝胶微球及其封堵性能评价

以丙烯酰胺（AM）和2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS）为原料,用反相乳液聚合法合成了凝胶微球（OBMG）。并采用红外光谱（FTIR）、核磁共振氢谱（1HNMR）对其结构进行了表征。详细考察了反相乳液体系中复合乳化剂的HLB值、油水比、单体物质的量比、单体总浓度、交联剂浓度对封堵效果的影响。结果表明,合成OBMG的最佳条件为:复合乳化剂的HLB值为5.0、油水比为0.64∶1、交联剂浓度为单体总质量的0.07%,单体总浓度为30%。在此条件下产物的单位压差漏失量降低率最大为80%。同时研究了凝胶微球加量对油基钻井液封堵性、电稳定性和表观黏度的影响。实验结果表明,凝胶微球加量为2%～3%时,钻井液的封堵效果最佳,说明其有利于提高乳液的稳定性。在油基钻井液中,OBMG封堵效果优于改性沥青和树脂微球。      

阳离子聚丙烯酰胺的反相乳液合成及其絮凝性能

以二甲基二烯丙基氯化铵、丙烯酰胺为原料,白油为连续相,反相乳液聚合制备了DMDAAC-AM二元共聚物乳液,研究了HBL值、油水体积比及乳化剂用量对乳化体系稳定性的影响,得到了HBL值为4.5,油水比为1.5∶1,乳化剂含量为7%的最佳乳液体系配方。研究了单体浓度、阳离子度、反应温度、引发剂用量等因素对聚合物乳液特性粘度的影响。较佳的制备条件为：单体浓度为30%,阳离子度为30%,引发温度为50℃,引发剂用量为0.5%。用红外光谱对共聚物进行了结构表征,结果表明,产物为阳离子聚丙烯酰胺。对共聚物进行了油田污水絮凝性能评价,单独使用时浊度的去除率为89.37%,COD去除率为89.76%,与聚合氯化铝复配使用时浊度去除率提高到95.28%,COD去除率提高到92.32%。     

无皂乳液聚合的应用研究

介绍无皂乳液聚合在工业中的主要应用,由其可制备单分散性微球和功能性微球、施胶剂、增强剂、皮革涂饰、涂料和粘合剂、无机一有机复合材料等。最后,对无皂乳液聚合的发展趋势作了展望。     

RAFT水溶液聚合制备调驱用凝胶分散体及其性能评价

为解决传统调驱剂制备工艺复杂及需要添加有机溶剂的问题,提出基于可逆加成-断裂链转移（RAFT）水 溶液聚合制备调驱用微纳米级聚丙烯酰胺凝胶分散体。首先以硫代乳酸、二硫化碳、α-溴苯乙酸为原料制得水 溶性RAFT链转移剂;再将链转移剂与丙烯酰胺（AM）、交联剂 N,N''-亚甲基双丙烯酰胺（MBA）、引发剂过硫酸 铵反应,在纯水中一步制得聚丙烯酰胺凝胶分散体。表征了凝胶分散体的微观形貌及粒径,研究了反应物配比、 聚合温度、聚合时间及固含量对凝胶分散体性能的影响,考察了凝胶分散体的流变性和黏弹性特征,以及温度响 应性、盐度响应性和pH响应性。结果表明,凝胶分散体为不规则球状结构,分子尺度为微纳米级别,其中微米粒 径为0.92～6.13 μm、纳米粒径为48～87 nm。聚丙烯酰胺凝胶分散体接近牛顿流体特性,其黏弹性表现出黏性 流体特性,进一步证实了凝胶分散体是由微小的凝胶单元颗粒分散在水溶液中形成的。凝胶分散体的黏度随 温度和pH值的升高而降低,但降幅较小,其黏度几乎不受矿化度的影响。与传统调驱剂制备工艺相比,在纯 水相条件下制备凝胶分散体的方法具有时间短、制备条件简化、无需添加有机溶剂和产物分子尺度小的特点。     

高强度乳液冻胶体系的研究与应用

为解决传统冻胶体系现场溶解困难和针对大孔喉的封堵效果差的问题,研究了一种可快速溶解的水溶性 乳液聚合物为主剂的高强度冻胶堵剂体系,并评价了该体系的稳定性和封堵性能。实验结果表明,配方为5000 mg/L HPAM类聚合物乳液主剂+500 mg/L 交联剂+1500 mg/L pH 调节剂乙酸的体系,在60 ℃下可形成黏度为 130 Pa·s 以上的高强度冻胶,该冻胶体系具有良好热稳定性和针对大孔道的封堵能力,对大孔隙和裂缝的封堵率 高达89.36%。此外,通过玻尔兹曼拟合建立了交联剂浓度与交联反应进程间的显函数关系,首次从理论上提出 了一种通过调整交联剂浓度来控制冻胶体系黏度变化的方法。     

低温高矿化度油藏弱凝胶调驱体系的研制及性能评价

针对GY油田裂缝性低渗低温高矿化度的油藏特征,以三氯化铬、氢氧化钠、乙酸、胡萝卜酸为原料合成交联剂JL-1。以成胶时间和成胶强度为评价指标,通过筛选聚合物（HPAM）相对分子质量以及HPAM、JL-1浓度,得到低温高矿化度油藏弱凝胶调驱体系KY-1,并测定KY-1体系的抗盐性和耐剪切性,对KY-1体系封堵驱油效果进行评价。结果表明,适用于GY油田KY-1弱凝胶调驱体系的最佳配方为:T114油区地层水+3000 mg/L HPAM（M=1400×10⁴）+500mg/LJL-1。地层水矿化度为40g/L时,弱凝胶体系在60h内迅速成胶,成胶黏度达30Pa·s,耐盐性较好。在剪切速度200 s^-1、27℃条件下剪切120 min后,体系成胶黏度为25600 mPa·s,成胶黏度损失率为18.99%,抗剪切性较好。对裂缝性岩心的平均封堵率为88.7%,采收率增幅平均值为12.1%。     

耐温耐盐聚合物弱凝胶体系制备及性能评价

针对长期水驱后造成非均质性越发严重的高温高矿化度老油田,以华北油田为研究对象,以丙烯酰胺和丙 烯酸为主要反应单体,并引入了耐温耐盐单体NVP、疏水功能单体,通过共聚反应合成了具有疏水功能聚合物, 并与酚醛树脂交联剂发生交联反应制备了耐温耐盐弱凝胶体系,研究了弱凝胶的耐温耐盐、注入性、封堵性能及 液流转向能力。研究结果表明,当聚合物质量浓度为2000 mg/L、聚交比为1∶1.5、助剂过硫酸胺质量浓度为 2000 mg/L,在油藏温度为120 ℃、注入水矿化度为40 300.86 mg/L的条件下,所形成的弱凝胶具有良好的耐温耐 盐性能,成胶强度大于1000 mPa·s,且90 d 后的黏度平均保留率达80%以上,且90 d 后弱凝胶的微观网络骨架明 显、稳定性良好。岩心流动实验结果表明,弱凝胶体系的注入性良好,在不同渗透率级差下,弱凝胶封堵后,液流 转向效果明显,低渗层分流率增幅最高达48.33%,吸水剖面改善能力良好。通过对不同渗透率的填砂管进行封 堵,填砂管各测压点依次起压,弱凝胶运移能力良好且封堵率均达85%以上。     

复合高强度凝胶体系的室内研究及性能评价

通过实验室静态试验,研究了以部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）和无机铬交联剂为主体与固体颗粒形成的复合凝胶体系。在60℃下,筛选得到了堵剂配方：0．5％HPAM;0．3％～0．35％,交联剂;0．6％-0．8％固相颗粒Y -1;热稳定剂≥10．7％。通过岩心封堵率实验,体系的封堵率〉98％,突破压力梯度〉30MPa／m。