耐温抗盐有机微凝胶体系影响因素研究

通过测定成胶溶液在75～105℃、0-180天老化过程中黏度（30℃，7．61／s）的变化，考察了一种多元羟基化合物（质量分数15％）交联的聚合物微凝胶的成胶性能。用清水配制4．0g／L的聚合物母液，用矿化度8．73g／L、pH：9．1的陈化双河油田污水稀释至设定浓度，加入交联剂溶液，控制含氧量0．1mg／L，得到实验成胶溶液。分子量1789×100、水解度24％的耶AM的最低成胶浓度为150mg／L，150-80mg／LHPAM＋50～200mg／L交联剂成胶体系在90℃老化180天后，黏度在41．4-426mPa·S范围。对于400mg／LHPAM／150mg／L交联剂成胶体系（400／150体系），当聚合物水解度相同时，黏度随分子量升高而增大；当分子量相差不大时，黏度随水解度降低（39％～0％）而略有增大；含NaCI量为2．0--30g／L时黏度变化不大，但低于无盐体系，NaCI含量增至100g／L时黏度反而增大；温度由75℃升至105℃时，成胶时闻由10天缩短至0．5天。400／250体系经10cm长岩心剪切后，随流速增大（0～500m／d）成胶时间延长，成胶黏度减小。该有机微凝胶可耐温105℃，耐矿化度100g／L。图3表5参7。

抗盐聚合物交联体系在高温高盐条件下的稳定性研究

为了扩展交联聚合物体系在高温、高盐油藏的应用,考察了有机醛交联剂GWG分别与常规聚合物(KYPAM和KYPAM-6)、疏水缔合聚合物(AM-NVP和AM-DMDA)、抗盐聚合物(HPAM3和NY-1)形成的交联体系的长期稳定性,优选了抗盐聚合物HPAM3及其交联体系配方,研究了含氧量、矿化度、硬度、温度等对交联体系长期稳定性的影响。研究结果表明,对于聚合物1000 mg/L+GWG 50 mg/L的交联体系,在含氧量<0.1 mg/L、100℃的条件下,普通型聚合物及疏水缔合聚合物在交联老化30 d左右就缩水破胶,抗盐聚合物HPAM3的交联体系具有较好的稳定性,在老化150 d后的黏度仍为62.6 m Pa·s。当氧含量低于0.1 mg/L时,500～1800 mg/L HPAM3+35～80 mg/L GWG的交联体系在100℃老化90 d后仍具有较好的成胶性能和稳定性能;在氧含量<0.5 mg/L时,1500 mg/L HPAM3+50 mg/L GWG+200 mg/L硫脲的交联体系的耐温抗盐性能优良,可耐温105℃、耐盐200000 mg/L(含Ca2+500 mg/L),该交联体系在100℃下老化90 d后的黏度为124 m Pa·s,远高于浓度2500mg/L HPAM3溶液的黏度(42.7 m Pa·s)。

聚合物驱全过程调剖技术的矿场应用

运用聚合物驱全过程调剖技术可以解决注聚合物过程中聚合物窜流和后续注水快速指进的问题,明显改善聚合物驱的应用效果。河南油田在V油组上层系注聚合物前及I_5+Ⅱ_(1-3)层系聚合物驱转水驱前进行了区块整体调剖,调剖半径为50～80m,单井调剖剂量为3692～15300m^3,调剖井占注聚合物井的75%以上。调剖后启动压力上升,吸水指数下降,吸水剖面得到了改善,与双河油田未进行整体调剖的聚合物驱区块相比,注聚合物2年后,产出的聚合物浓度从170mg/L下降到31mg/L,后续水驱第一年产油量由下降28.4%变为产油量上升。

提高聚丙烯酰胺微凝胶热稳定性的研究

研究了聚合物、交联剂、稳定剂、配液水质及温度对HPAM微凝胶热稳定性的影响 ,在实验中以凝胶在规定条件下维持表观粘度≥ 2 0 0mPa·s的时间作为稳定时间。研究结果如下。HPAM相对分子质量 -M <9× 10 6、质量浓度 <30 0mg/L时 ,在 70℃和 80℃下不能形成凝胶。 -M =1.7× 10 7、HD =2 1%的HPAM 35 30S与有机酸铬盐(丙酸铬、乳酸铬 )的凝胶化反应速率过高 ,与酚醛树脂形成的凝胶热稳定性不够。有机铬与酚醛树脂共用 ,总用量2 0 0mg/L时 ,这两种性能都得到改善。亚硫酸钠和硫脲作为热稳定剂的效果很好 ,而一种酚类稳定剂可使凝胶的稳定时间延长数倍。配制水的矿化度增大 (1.8× 10 4～ 2 .2× 10 4mg/L)使凝胶的热稳定性有所降低 ,而水硬度(Ca2 + +Mg2 + 质量浓度 )增大 (392～ 6 14mg/L)则使热稳定性大幅度降低。 70℃是凝胶形成和使用的最佳温度 ,6 0℃时凝胶形成太慢 ,80℃时凝胶形成和破坏均加快。原子力显微镜研究表明 ,HPAM/有机铬 (Ⅲ )微凝胶的形成是一个分形生长过程 。

河南油田微凝胶驱技术的矿场实践与认识

微凝胶驱技术(低浓度交联聚合物驱技术)是一项低成本高效益的提高采收率新技术。河南油田在室内研究基础上,系统地开展了微凝胶驱技术的单井试注、单井驱替、多井组驱替等不同规模的矿场试验,展示出明显不同于聚合物驱的动态特征:注入压力上升幅度大,吸水剖面改善幅度比聚合物驱好,产出液聚合物浓度低,见效时间滞后。下二门H_2Ⅲ油组、双河437Ⅱ_(1-2)油组矿场试验注污水配制微凝胶(400 mg/L HPAM、60 mg/L Cr^(3+))0.19～0.37 PV,当量吨聚合物增油85.2～105.3 t,阶段提高采收率6.01%～7.17%;提高采收率幅度比聚合物驱高2.96个百分点的条件下,化学剂费用降低11.4%～19.9%。矿场试验结果还表明,微凝胶驱技术与聚合物驱技术结合使用,可以取得更好的驱油效果。

耐温抗盐交联聚合物体系成胶性能评价

模拟双河油田95℃高温油藏条件,评价研究了交联聚合物驱油体系的成胶性能、耐温抗盐性能和长期热稳定性,分析了影响驱油体系成胶性能的主要因素。结果表明,研制的交联聚合物体系耐温抗盐性能好,耐温105℃,抗盐100 000mg/L;在95℃高温下老化180天,成胶黏度保持稳定。优化了交联聚合物体系配方,形成了高度、中度和低度交联聚合物系列配方,为高温油藏化学驱提高采收率提供了新型驱油体系。

塔河缝洞油藏驱油体系性能评价

根据塔河碳酸盐岩缝洞型油藏的特点,筛选出合适的聚表剂进行实验研究。实验结果表明,该聚表剂在较低浓度0.035%时,油水界面张力就达到10-2mN/m;在高温、高盐油藏条件下的界面张力可以达10-2mN/m;聚表剂可使原油粘度降低达到94%以上;聚表剂在老化30天后,与塔河原油之间的界面张力维持在1×10-2mN/m。模拟裂缝实验表明,盐水只能将大于4.0mm缝隙中的原油重力分异出来,而聚表剂能将1.16 mm缝隙中的原油大幅度置换出来;模拟缝洞组合实验表明,裂缝宽度越大,洞中模拟油被置换出的速度越快。

江汉油田高钙镁油藏新型聚驱实验研究

地层水中钙镁离子可以明显降低聚合物溶液的黏度,限制了普通聚合物驱在高钙镁油藏中的应用。以江汉油田某区高钙镁油藏作为研究对象,以新型抗钙镁聚合物为基础,开展高钙镁油藏聚合物驱实验研究。在高钙镁条件下采用蒸煮蒸馏水配制模拟盐水,母液稀释配制聚合物溶液;新型聚合物溶液具有较好的增黏、抗盐、抗钙镁、抗剪切、长期稳定性;分别在人造、露头和天然岩心上开展了新型聚合物驱油实验,水驱到含水90%后聚驱采收率增幅达8%以上。该研究为高钙镁油藏进一步开展聚合物驱矿场试验提供了理论指导。

双河油田注入污水悬浮物储层伤害实验评价

针对双河油田注入污水中含有大量的悬浮固相颗粒和油珠,通过对悬浮物引起储层的伤害剖析,设计出了室内实验方法。实验表明,固相颗粒堵塞多为帚状淤塞,油珠则为桥堵,二者堵塞可使渗透率伤害率达35％～50％。建议依据区块储层渗透率高低按推荐措施分类注水,低渗油藏注水井增加井口精细过滤装置。

下二门油田有机铬/聚合物微凝胶体系研究

微凝胶驱油技术是解决目前聚合物驱中聚合物用量高、耐温抗盐性差、污水配制困难的新技术。文中结合下二门油田地质特点,开发状况,研究了有机铬/聚合物微凝胶驱油体系对下二门油田的适应性及影响因素;并在此基础上推荐了400mg/L聚合物+60mg/L交联剂的最佳配方。该配方成胶后粘度高于用下二门油田污水配制的1000mg/L聚合物溶液粘度。该技术驱油可降低成本,解决污水配制粘度低问题。最佳配方双管岩心驱油试验表明微凝胶驱可比水驱提高采收率18%～21%,具有很好的矿场应用前景。

高钙镁油藏钙镁离子对聚合物溶液黏度的影响

针对江汉油田某区块回注污水钙、镁离子质量浓度高的特点,以耐温抗盐型聚合物为研究对象,研究了高钙镁条件下钙镁离子对聚合物溶液黏度的影响。通过分析一价阳离子(Na+、K+)与二价阳离子(Ca2+、Mg2+)对黏度影响的定量关系,提出了等效矿化度和等效阳离子量的概念,可作为高钙镁条件下聚合物溶液黏度评价的指标。为了降低钙镁离子对黏度的影响,向溶液中加入钙、镁离子络合剂(柠檬酸钠)提高聚合物溶液的黏度。实验结果表明,柠檬酸钠虽然不能完全消除钙镁离子对黏度的影响,但它具有较高的络合能力,溶液增黏效果较好。本研究为高钙镁油藏聚合物驱技术提供了理论指导。