CO_2驱封窜用新型复合凝胶体系筛选评价研究

针对CO2驱过程中气体窜流的现象,以封堵气窜为目标,选择添加有AM(丙烯酰胺单体)的硅酸钠溶液配方体系进行高温高压反应釜成胶试验、流变性试验、微观试验及岩心封堵试验。该配方体系由浓度5%的硅酸钠水溶液,浓度1.5%～2%AM,适量的有机交联剂和引发剂配制而成。在恒温45℃、不同CO2分压的条件下成胶,并针对所成胶体进行一系列的试验研究后发现AM浓度2%,反应压力6MPa所成胶体具有强度高和变形能力强、网状结构清晰、封堵率高且抗冲刷能力强等优点,初步满足封堵CO2气窜要求。     

AMPS共聚物数值模拟参数的测定及认识

普通聚丙烯酰胺在低温(≤75℃)、低矿化度(≤20g／L)条件下的数模参数测定方法比较成熟，但在高温、高矿化度条件下的数模参数测定却未见报道。为了给中原油田大规模应用AMPS三元共聚物提高采收率的可行性研究提供参考依据，用显色法测定聚合物浓度，用流变仪、岩心流动实验仪等测定高温、高矿化度下AMPS共聚物的关键参数：在86℃条件下，设计5种聚合物浓度，进行20个点的静吸附实验；用天然小岩心进行驱替实验以测定阻力系数，通过流变实验获得5种矿化度条件下的零剪切黏度。实验结果表明：该聚合物的静吸附量、零剪切黏度、阻力系数和残余阻力系数普遍偏高，其流变性与常规聚合物溶液有差异，与溶液中形成微凝胶有关。     

氮气在水饱和岩心中的渗流规律

用带有刻度的气液分离装置研究了氮气在不同含水饱和度岩心中的流动特性及突破规律。实验结果表明,当气体注入压力一定时,液体流出量缓慢增加,气体突破之前伴随液量的突然增大;在所研究的时间范围内,各阶段气体平均流速呈幂指数增加。随着注入压力的增加,气体在岩心中的突破时间变短,排出液量增大,表明气体在岩心中的流动速度增加,波及体积增加,且各阶段的流速仍呈幂指数变化,这说明气体的流动特性随其侵入量的变化而变化。随着压力的增加,岩心气体视渗透率先快速增加,然后趋于平缓,这是压缩引起的气体滑脱效应减弱所致;而完全饱和水的岩心随着残余水饱和度的降低,气体视渗透率先缓慢增加,当含水饱和度降到一临界值时,视渗透率迅速增大,这是空间增大引起气体的滑脱效应增加所致。     

用改进的显色法定量测定水溶液中AM/AMPS共聚物

中原卫城油田卫18北块聚合物驱先导性试验中使用自产的AM／AMPS共聚物。对于该共聚物的定量测定，美国石油学会推荐用于聚合物HPAM的漂白法不适用，而显色法（淀粉－碘化镉法）经改进后在室内实验研究和矿场监测中均可用于该共聚物的分析。对原显色法的改进包括：用溴化钾－溴酸钾溶液代替有毒的溴水；不再使用碘化镉和硫酸铝；提高试液的缓冲性能。给出了各种标准溶液的浓度及每次测定中的用量（每次测定取含共聚物的水样20－50mL，视其中共聚物浓度而定）。以中试生产的共聚物为标样，建立了共聚物质量浓度－溶液吸光度标准曲线，在浓度120－260mg/L范围内标准曲线呈线性，R^2=0.9703。用改进的显色法测定了共聚物在去油储层砂上的静态吸附量，与HPLC法结合，确定了共聚物驱区块7口采油井的初始见聚时间，测定了某日这些采油井产出液中共聚物的浓度。     

次生水体对火驱开发效果影响的实验

针对注蒸汽开发产生的次生水体对火驱开采效果影响尚不明确的问题,利用燃烧管实验装置,将不同含水量的油砂填充到燃烧管的中间部分,以模拟储层中的次生水体,研究次生水体对火线的传播特征和火驱开发效果的影响。结果表明：次生水体有利于提高火线的推进速度,但会降低火线的燃烧稳定性。当次生水体的含水饱和度高于75.4%时,火线穿过次生水体后难以稳定地推进至生产井,导致开发效果较差;含水饱和度低于50.0%且有一定含油量的次生水体对火驱的开发效果影响不大,火线可以穿过次生水体并稳定推进。研究结果对认识储层中次生水体对火线的稳定推进、火驱开发效果的影响具有重要意义,可为注蒸汽开发油藏火驱技术提供理论参考。     

AM/AMPS二元共聚物/有机铬胶态分散凝胶的制备

用ＡＭ／ＡＭＰＳ二元共聚物、有机铬交联剂及各种添加剂在高矿化度（９．４＊１０＾５ｍｇ／Ｌ）油田注入水中配制成功耐温性好的胶态分散凝胶,供中原油田高高盐油藏调驱用。通过一系列室内筛选实验,确定了成胶溶液的配方;共聚物５００;交联剂９０;缓交联剂２００;两种稳定剂各２００ＰＨ值８。此配方成胶溶液在９０℃下成胶时间为４８小时,形成的胶态分散凝胶在９０℃长期高温老化过程中,９０天内粘度基本不变,９０天后粘     

基于室内实验的疏松砂岩气藏出水机理分析及堵剂评价

针对青海涩北气田地质及储层的物性特点,结合生产资料,研究了储层的出水原因;并结合物理模型评价了就地聚合复合凝胶封堵体系在储层中的注入性及封堵效果。结果表明,储层的水敏性极强,排除了层内出水的可能。因此可以推断,邻近水层通过固井水泥环及其与井壁／套管二界面处的裂缝窜至井筒是气井出水的主要原因。配方体系成胶前注入性与水相当,其材料强度明显高于硅酸钠凝肢体系,堵剂在人工胶结岩心中的封堵强度达到29．2MPa／m．岩心中老化1个月结果表明．其封堵强度保留率达到90％以上。     

管外窜流出液规律实验研究

为了研究管外窜流封窜机理与方法,研究了管外窜流出液规律.在实验室建立了不同压力体系、不同流动介质的管外窜流出液模型.用回压模拟井底压力,在不同井底压力和不同油水层压力下研究了管外窜流油水层压力变化规律,产水率变化规律,得出当油层压力大于井底压力时,油层有油产出;当井底压力大于油层压力而小于水层压力时,流动稳定时油层压力和井底压力大小相同,含水率达到100%;当井底压力等于水窜层压力时,水窜进油层,油水层压力趋于相同.     

压裂液对碳酸盐岩储层裂缝的伤害特征研究

针对塔河油田碳酸盐的储层特征和储集体性质,研究了HPG植物胶水基压裂液对地层岩心的伤害规律,并评价了线型胶、冻胶、破胶残液等对碳酸盐岩裂缝的伤害程度。随着围压的增加,裂缝逐渐闭合,水测渗透率呈幂指数降低;而压裂液及其冻胶、破胶残液对裂缝的伤害用滤失量进行表征,它们在裂缝中的滤失明显地分为两个阶段,第一阶段t1≤4s。两个阶段的滤失特性与裂缝本身的渗透率及液体的黏度有关。冻胶体系在初始阶段的滤失量极低,后期阶段其滤失量急剧增大。研究结果表明,初始起压阶段,储层较低的渗透率不仅可以产生较低的滤失,而且有助于形成高的破裂压力;压开后的破胶时间对裂缝的导流能力影响很大,即压开后破胶时间越短则对裂缝的倒流能力影响越小。     

自生气凝胶泡沫体系单液法深部调剖剂可行性研究

本研究目的是利用以石灰水处理油田回注污水时产生的污泥，制备自生气凝胶泡沫体系，用作单液法深部调剖剂。在密闭容器中，含62％碳酸钙和15％碳酸镁的污泥，与8％盐酸或8％盐酸＋3．2％水玻璃＋起泡剂反应达到平衡的时间（16℃）。随初始压力的增大按指数增大，0．8MPa．时反应基本不进行，与18％盐酸反应达到的平衡压力，随温度升高（14-60℃）略有增大（0．58～0．66MPa．）。因此，此种泡沫体系的制备和注入应在加压条件下进行。以碳酸钙代替污泥与8％盐酸和3．2％水玻璃密闭反应，随碳酸钙量增大。体系pH值升高，成胶时间缩短，pH〉4时成胶时间≤4小时，生成的水玻璃凝胶泡沫细小而稳定。通过具有含污泥段的高渗透石英砂填砂管分别注入8．2％盐酸、8．2％盐酸＋起泡剂、8．2％盐酸＋3．2％水玻璃＋起泡剂，测绘注入压力曲线，只有注入第3种体系时注入压力才会持续地大幅度升高，最大压力超过注水压力100倍以上。产生了很强的封堵效果。图4表2参7。