| 地下成胶的淀粉-聚丙烯酰胺水基凝胶调堵剂性能研究 |
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| 引用本文： | 李宏岭,侯吉瑞,岳湘安,杨升峰,曹建宝.地下成胶的淀粉-聚丙烯酰胺水基凝胶调堵剂性能研究[J].油田化学,2005,22(4):358-361,343. |
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| 作者姓名： | 李宏岭 侯吉瑞 岳湘安 杨升峰 曹建宝 |
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| 作者单位： | 中国石油大学(北京)提高采收率研究中心,北京,102249 |
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| 基金项目： | “十五”国家重大科技攻关项目“低渗透非均质砂岩油藏深部封堵与改造关键技术研究”部分成果（项目编号2003BA613A）. |
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| 摘 要： | 题示调堵剂由4.1%淀粉、4.1%AM、0.16%引发剂、0.04%交联剂组成,用吉林油田采出水(矿化度5.15 g/L)配制,30℃成胶时间17小时,成胶强度(通过面积28.3 cm2的两层20目筛网所需驱动压力)为0.85～0.95 MPa,加入0.02%～0.20%缓聚剂可使成胶时间延至25～90小时.可用不同油藏采出水(矿化度4.47～263 g/L)配制,在各该油藏温度下(40～120℃)成胶.在30 m长40～60目含粘土约30%的露头砂填充管中注入9.5 m长调堵剂,沿程压力表明该调堵剂运移性能良好;入口处表观粘度计算值为0.05 Pa·s,8.16 m处下降至0.04 Pa·s;成胶后入口注水压力达60 MPa时,5.50 m及以下压力降至零.在2 m长、K=9.78 μm2填砂管中以不同流量注入调堵剂,流出后的成胶率≥90%.在渗透率0.199～23.7μm2的4支1 m长填砂管注入0.3 PV调堵剂,成胶后注水突破压力梯度(7.8～8.4 MPa/m)、水驱至9 PV时的残余阻力系数(30～2850)及封堵率(96.7%～99.7%)均随原始渗透率增大而增大.0.3 m长2组高低渗填砂管并联,注入0.35 PV调堵剂时的分流率比与渗透率级差成正比,成胶后注水分流率发生反转.图3表5参6.
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| 关 键 词： | 调剖堵水剂 淀粉接枝聚丙烯酰胺交联凝胶 地下成胶 封堵特性 运移性能 高渗透层 吉林油田 |
| 文章编号： | 1000-4092（2005）04-0358-04 |
| 收稿时间： | 2005-07-04 |
| 修稿时间： | 2005-07-042005-12-05 |
Performance Properties of Starch-Acrylamide In-Situ Gelling Fluid as Profiling/Water Plugging Agent |
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| LI Hong-Ling,HOU Ji-Rui,YUE Xiang-An,YANG Sheng-Feng,CAO Jian-Bao.Performance Properties of Starch-Acrylamide In-Situ Gelling Fluid as Profiling/Water Plugging Agent[J].Oilfield Chemistry,2005,22(4):358-361,343. |
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| Authors: | LI Hong-Ling HOU Ji-Rui YUE Xiang-An YANG Sheng-Feng CAO Jian-Bao |
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| Abstract: | |
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| Keywords: | profile modifying/water plugging agent starch-g-polyacrylamide crosslinking gelling fluid in-situ gelation sealing/plugging properties transfer ability highly permeable zones/channellings Jilin oil fields |
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