区块整体弱凝胶调驱矿场试验及效果

利用弱凝胶在高渗透大孔道中的运移及低渗透小孔隙地层中的不可入性能 ,对存在高渗透通道的水驱油藏进行深部调驱试验 ,可以改善高含水开采期油层深部的非均质程度 ,实现油藏的稳油控水 (或增油降水 )。应用弱凝胶在辽河茨榆坨采油厂青龙台油田龙 11区块进行的整体调驱矿场试验结果表明 ,弱凝胶深部调驱可以有效地改善了严重非均质油藏高含水开采期的水驱开发效果 ,减缓了油田的自然递减速度 ,并获得较好的增油降水效果。在实施 1 5a内 ,不考虑自然递减及其他作业措施的情况下 ,区块累积增油 712 6 1t ,产水量减少 14 0 5 4m3 ,投入产出比大于 1∶7。

地面预交联颗粒调驱剂的性能改进

地面合成弱凝胶颗粒调驱剂解决了常规地下交联调驱剂进入地层后,因稀释、降解、吸附、酸碱性条件变化等各种复杂原因造成的不成胶现象。在配制过程中具有很好的可控性,使用方便。但是在应用过程中发现,颗粒膨胀速度太快,不易进入地层深部,而且颗粒密度大,悬浮性能差,在水中以分散相存在,较难进入地层中的微小孔隙,这就很难起到彻底的调剖和驱油作用,为此通过主剂单体的筛选、添加相应的助剂、完善合成工艺等方法对预交联颗粒调驱剂进行了性能改进研究,研制出了适合中原油田高温、高盐油藏特性的深部调驱剂。实验结果表明,该调驱剂能解决目前现场应用中存在的问题。

改性栲胶高温堵剂的性能评价

研发了适用于高温低渗油田调剖堵水的改性落叶松栲胶堵剂。基础配方（以质量计）为：6．0％磺化落叶松栲胶＋2．5％～3．0％甲醛＋1．0％～1．5％促进剂＋水．pH值8～10。基础配方堵剂溶液25℃、35001／s黏度为1．5mPa·s；温度由120℃升至180℃时，成胶时间由7．5h缩短至约4h；从成胶时间和代表凝胶强度的突破真空度确定其适用的pH值范围为4～10；外加NaCI特别是CaCl2使其成胶时间缩短，突破真空度在NaCI加量≤50g／L时下降幅度很小。NaCl加量为100g／L时仍不低于66kPa。减少任一组分用量而保持其他组分用量不变，均使堵剂溶液成胶时间缩短，通过改变各组分用量和加盐量可在很大范围内调节堵剂溶液的成胶时间。堵剂在120℃放置48h后质量变化小于5％，在180℃放置120h后质量变化小于8％。堵剂凝胶在250℃的5％盐酸、5％苛性钠、10％NaCl溶液中至少可稳定存在6h。加入原油量超过10％的堵剂溶液不能成胶，因而该堵剂有一定选择性。在2支填砂管封堵实验中，封堵率为98．5％和97．6％，突破压力梯度为25．3和36，4MPa／m。讨论了栲胶与甲醛的交联反应。图7表1参5。

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。

改性淀粉凝胶体系控制二氧化碳窜逸技术研究

针对CO_2驱油过程中发生的窜逸问题,进行改性淀粉凝胶体系控制气窜技术研究。通过非正交实验,对改性淀粉凝胶体系进行了优化,并考察了在一定注入条件下,该体系在闭合裂缝和填砂裂缝中的注入性以及在渗透率级差组合岩心中的选择封堵性能。研究表明:改性淀粉凝胶进入闭合裂缝和填砂裂缝岩心的平均深度为岩心长度的52%和55%,一次气驱基础上平均提高采出程度为12.3和14.5个百分点。在渗透率级差为100和大于1000的并联岩心中注入堵剂后,综合采出程度分别提高了21.5和19.0个百分点。气窜被控制后,可有效启动裂缝以外或岩心低渗部分基质中的剩余油。改性淀粉凝胶体系成交时间可控,注入性能良好,封堵强度合适,具备矿场实施的可行性。

无机有机复合凝胶颗粒调剖剂的研制及矿场应用

所报道的凝胶颗粒调剖剂由4种原料组分在水介质中加热反应、造粒、烘干制得,有粒径<1 mm1、-2 mm、2-4 mm三种规格。以在95℃的16 g/L NaCl盐水中密闭加热24小时的吸水膨胀倍率和吸水膨胀体的抗压强度(边长1 cm立方体在50 g负载下的压缩量)为性能指标,筛选原料组分用量和反应条件,当黏土(经特别处理)用量≤70%、硅酸钠用量≥20%、丙烯酰胺用量≥10%、稳定剂用量≥1%、反应温度≥80℃、反应时间≥9小时时,凝胶颗粒膨胀倍率≥10.2,抗压强度好,压缩量<0.2 cm,在同一条件下老化2个月,膨胀倍率降至9.0,压缩量<0.2cm。在φ4.2×15(cm)、充填20-30目石英砂管中注入3 g/L凝胶颗粒悬浮液进行封堵后,200 mL自来水流过填砂管的时间由7秒增至15秒。在地温82℃、含水96%、包括一注三采的M井组,共注入凝胶颗粒浓度25 g/L和15 g/L、矿化度10 g/L的注入水1×104m3,折合凝胶颗粒11 t,经深部调剖后注水压力上升,产油量增加,含水率下降(平均下降2.1%,最低降至70.6%),有效期超过180天。表2参2。

地下成胶的淀粉-聚丙烯酰胺水基凝胶调堵剂性能研究

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.

聚丙烯酰胺反相乳液深部调驱先导试验初步结果

题示反相乳液（W／O乳液）以油田污水携带进入地层设定位置后，在环境温度、矿化度及转相剂作用下发生相反转，原分散相中所含的聚丙烯酰胺和交联剂迅速溶于水并生成可流动的水基凝胶，起深部调剖、液流转向及驱替作用。胜利孤岛油田中二南Ng^3-4先导试验区，原始地温69℃，地下原油黏度20～100mPa·s，产出水矿化度5．5g／L，注入水矿化度7．2g／L，包括5口注水井，21口采油井，试验前处于聚驱后的水驱阶段。设计注入聚丙烯酰胺反相乳液在注入水中的稀释液，其中前置段塞浓度8g／L，段塞尺寸8×10^3m，折合反相乳液64t，主体段塞6g／L，1．2×10^4m^3，72t，以及顶替液（注入水）1．2×10^4m^3，连续注入45天。预测先导试验区采收率将提高1．05％，其中高、中、低渗层分别提高0．50％，1．48％，2．47％，含水率降低2．65％，增产油效果将延续至2010年。注水井21-4的调驱作业于2004年12月底开始，共注入反相乳液25吨，转相剂1．75吨，施工注入压力由7．5MPa升至9．5MPa，作业后注水压力由6．8MPa升至7．0MPa；2005年4月统计，对应51：2油井平均日产液量上升21．3％，日产油量上升37．0％，含水率下降1．1％，有4口井产油量增加，1口井持平。图5表2参8。

低温低渗透砂岩油藏窜流大孔道深部封堵技术研究

所用堵剂为高强度的淀粉接枝聚丙烯酰胺交联凝胶SAMG-1,由<6%淀粉、4.5%-5.5%丙烯酰胺、0.003%-0.006%交联剂组成,35℃成胶时间受淀粉和交联剂用量控制,为18-20小时以上,成胶前黏度-100 mPa.s。该堵剂具有长期稳定性,在储层岩心中注入深度15 cm的堵剂,在35℃候凝48小时后及老化90天后,封堵强度分别为0.61和0.59 MPa/cm,封堵率分别为98.6%和98.1%。该堵剂优先进入高渗层,注入0.5 PV并成胶后,2组双填砂管组成的模型低、高渗管渗透率保留率分别为68.4%、0.7%和69.4%、0.0%。吉林扶余油田西一区+15-8.2区块有水井6口,油井13口,含水率达91.5%,注入水最快在5天内到达油井。报道了该区块整体深部调剖封堵窜流通道的情况,详细叙述了+15-9.2井施工中通过注入压力和井底回压控制注入流量,使堵剂陆续进入原生和次生孔道的工艺作业,该井设计注入堵剂92 m3。6口水井整体调剖后,油井产液量差别减小,产油量增加,有效期已超过了9个月,共增油843 t,含水平均下降3.87%。图7表1参8。

可形成渗透性封堵层的水泥浆堵剂及其应用

针对胡庆油田地层特点，为控制高渗透带吸水强度，改善吸水剖面，防止出砂，研制了可形成渗透性封堵层的一种水泥浆堵荆。优选出了堵荆的基本配方：100％等量的G级水泥＋金属离子平衡刺＋15％～25％增孔剂＋3％～8％孔隙连通剂＋3％～5％稳定剂。水灰比即水与G级水泥＋金属离子平衡剂的质量比为1．67--1．000加入稳定剂使水泥浆的析水率降至2％～0％。在基本配方范围内改变功能助荆用量时，水泥浆在85℃、20MPa下养护48小时后的固化体水相渗透率在0．022-0．080时范围，抗压强度在5．1～9．5MPa范围。养护温度由70℃升至150℃时，固化体抗压强度升高，水相渗透率不变。水泥浆常温初凝时间随水友比增大而缩短，85℃初凝时间随缓凝荆加量增加而延长，加量0．596时可达310-460min。该渗透性水泥封堵技术已成功用于胡庆油田3口注水井的调剖。详细介绍了H19．12注水井与2口油井的地质概况和连通情况，堵菜注入工艺，调剖后注水井剖面改善、油井增产情况。图2表5。

中低温低渗透油藏用深部调剖剂实验研究

采用熔融聚合的方法制得聚酰胺后配成水溶液,加入环氧氯丙烷进行烷基化,得到深部调剖剂PAER。通过对调剖剂的固含量、pH值、温度等因素的研究,确定其使用条件为固含量12%、pH值为8、温度范围为30~60℃。调剖剂成胶过程中的黏度变化表明调剖剂的注入性良好。在固含量为12%、pH值为8、温度60℃下,岩心流动实验结果表明其对高渗透率岩心的封堵率在91%以上,突破压力梯度在9.5 MPa/m以上,剖面改善率可达到91%。

低渗透裂缝性油藏CO_2驱两级封窜驱油效果研究

为了解决低渗透裂缝性油藏实施CO_2驱油过程中发生的气体窜逸问题,提出了在用改性淀粉凝胶体系调堵裂缝的基础上继续用乙二胺封堵高渗通道的"改性淀粉凝胶+乙二胺"两级封窜驱油技术,即选择改性淀粉凝胶体系(4%改性淀粉+4%丙烯酰胺+0.05%交联剂N,N-亚甲基双丙烯酰胺+0.18%成胶控制剂叔丁基邻苯二酚)和乙二胺分别作为裂缝、基质中高渗通道的封堵剂。分别考察了改性淀粉凝胶体系对岩心裂缝、乙二胺对基质中高渗通道的封堵、驱油效果,研究了"改性淀粉凝胶+乙二胺"两级封窜驱油作用。结果表明,45℃下,单独使用改性淀粉凝胶可对渗透率0.65×10^(-3)μm^2岩心的填砂裂缝进行有效封堵,封堵后CO_2气驱时岩心进出口压差基本恒定,凝胶具有良好的封堵强度,气体流速降低81%,采出程度提高25%;单独使用加入乙醇保护段塞的乙二胺体系可对渗透率1.37×10^(-3)μm^2的岩心的相对高渗带形成封堵,气体流速降低85%,采出程度提高5.3%,但是不加乙醇保护段塞的乙二胺很难注入低渗岩心;渗透率4.5×10^(-3)μm^2填砂裂缝岩心在用改性淀粉凝胶体系封堵裂缝的基础上继续用乙二胺封堵高渗通道,注入压力分别高达3.5 MPa和5.6 MPa,注入改性淀粉凝胶后再注入乙二胺后岩心采出程度分别提高29.2%和23.3%,两级封窜驱油效果明显。

GD-2型堵水调剖剂的性能评价

针对特高含水油田研制了一种新型高效GD-2型堵水调剖剂,其适应性很强。从pH值、温度、原始渗透率等方面对该堵水调剖剂进行了性能评价,结果表明,它可用于特高含水期的油井堵水和水井调剖。

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。

天然沸石在聚合物驱中的调剖效果及调驱段塞结构实验研究

聚合物溶液沿高渗透层突进,是影响大庆油田聚合物驱效果的一个主要因素.为此,在人造岩心上考察了沸石调剖剂在聚合物驱中的调驱效果和注入工艺.实验岩心包含厚0.9、1.8、18 cm,有效渗透率分别为6.0、1.2、0.3μm2的3个层段;实验聚合物分子量2.5×107,聚合物溶液浓度1000 mg/L,45℃、7.35 s-1粘度35.4 mPa·s;沸石细度大于200目,以500mg/L聚合物溶液为携带液,其浓度为20 g/L,粘度～8.5 mPa·s.在沸石调剖剂(Z)+聚合物(P)调驱实验(45℃)中,取段塞总量为0.64 PV,不同段塞结构下的调驱采收率增值(以水驱后聚驱采收率25.1%为基准)如下:当Z+P段塞中Z段塞尺寸由0.05 PV增至0.15 PV时,采收率增值由0.6%增至3.8%;当P1+Z(0.1 PV)+P2段塞中P1段塞尺寸由0.1 PV增至0.49 PV时,采收率增值由2.3%降至0.9%;P(0.1 PV)+Z(0.1 PV)+P(0.44 PV)是较好的调驱段塞结构,采收率增值为2.3%;将其中Z段塞浓度提高至40 g/L可使采收率增值达到4.5%.电镜照片显示天然沸石颗粒外形不规则,表面吸附聚合物后容易在岩石孔隙中发生桥堵而造成封堵效果.图2表1参8.

低渗透烟道气驱油藏冻胶封窜体系性能研究

针对红48井区低渗透烟道气驱油藏极易发生气窜的问题,开展了适用于烟道气驱油藏的冻胶调堵剂预案研究,并评价了其耐酸性能及封堵能力。实验选用200万低分子量聚丙烯酰胺为主剂,构建酚醛冻胶体系。该体系在42℃地层温度下成胶强度较高,弹性模量可达10.23Pa。CO2对酚醛冻胶的成胶时间、强度及冻胶长期稳定性无明显影响。物理模拟实验表明,低渗岩心中,0.5%200万分子量聚合物黏度仅为23.62mPa·s,成胶液黏度低,极易注入低渗透地层。岩心封堵实验表明,该冻胶体系耐冲刷性能较好。水驱70PV后冻胶封堵率仍可达到99.45%,经3轮次CO2-水交替注入后,CO2驱封堵率为91.81%,水驱封堵率为90.19%。CO2环境下酚醛冻胶仍具有很好的封堵能力,可作为低渗透烟道气驱油藏调堵用剂。

特低渗透油藏CO_2驱流度控制技术

为控制CO_2驱优势通道流体流度,选用乙二胺作为调剖剂,并结合延长油田CO_2驱试验区储层物性特征,对调剖剂体系静态、封堵强度、注入性及流度控制性进行了实验评价。结果表明:地层条件下,调剖剂体系黏度稳定于14 000.0m Pa·s,体系强度较高;在一定压力范围内能够抑制气体的窜逸,调剖剂封堵后,CO_2气体突破压力为9.1 MPa;特低渗透储层注入前置段塞+调剖剂体系+保护段塞,体系注入性较好;注入调剖剂体系后可有效封堵优势通道,扩大CO_2驱波及体积,提高原油采收率。

具防砂功能的蒸汽吞吐稠油井改性硅酸盐蒸汽转向剂

报道了针对易发生蒸汽窜、后期出砂严重的孤东稠油油藏蒸汽吞井研制的一种蒸汽转向剂。该剂基料为表面经10%金属氧化物、5%有机硅改性的G级油井水泥,增渗剂为质量比8:0.05:1:1.5的石油树脂+铝粉+苯甲酸+直径0.1～0.3mm、长5～10mm的植物秸杆纤维,用量为基料的60%,用清水配浆,最佳工艺条件如下:水灰比0.6,固化温度60℃,固化时间72小时。固结体油相(煤油)渗透率为0.01219μm2,抗压强度6.43MPa,经300℃高温蒸汽和60℃煤油处理后渗透率>1.0μm2,抗压强度5MPa。注入并联填砂管并固化后,高、低渗填砂管的吸汽能力之比由2.4:1变为1:1.9。在两口蒸汽吞吐井使用该蒸汽转向剂,注入量分别为8和10m3,效果良好。

有机复合调驱体系室内研究及现场试验

针对聚合物驱油田注入井近井地带调剖和储层深部调剖的需要,开发了有机复合调驱剂DK 1和DK 2。室内实验研究结果表明,这种调驱剂与浓度500～2000mg/L的聚合物溶液在70℃反应20h(DK 1)或5～7d(DK 2),可使聚合物交联,将聚合物溶液转变为流动凝胶;聚合物分子量越大(9.3×106,1.5×107,2.1×107)、水解度越低(4%,14%,30%),则成胶时间越短,生成的凝胶粘度越大;胜利油田聚合物驱中使用的8种国产聚合物与该剂的成胶效果均良好;溶液状态的体系受机械剪切基本上不影响成胶,生成凝胶后剪切使粘度下降,但粘度保留值很高;G′,G″曲线表明生成的凝胶具有良好的粘弹性,G′>G″。在孤岛中一区注聚区的中11N10注入井,在注入第二段塞(0.2PV×1750mg/L)的过程中,随同聚合物溶液(注入量100m3/d),按1000mg/L的浓度前7d加入KD 1,此后加入DK 2,每日注入0.5t,共注入4个月,使注入压力由6.5MPa上升到8.3MPa,表明储层内的高渗透条带被有效封堵。图10参5。

聚合物凝胶用Cr^(3+)交联剂检测方法探讨

胜利油田交联聚合物驱、封堵大孔道中使用Cr3+交联的HPAM凝胶。探讨了Cr3+交联剂的检测方法。将4种商品HPAM和6种商品Cr3+交联剂在矿化度5727mg/L、钙镁含量108mg/L的胜利盐水中配制成24个HPAM/Cr3+成胶溶液,根据70℃下反应72h后在70℃测定的凝胶相对强度(要求在代码C以上),确定使用分子量1.11×107、水解度28.8%的一种HPAM,配液浓度为1300mg/L。推荐采用在70℃、振荡频率f=0.422s-1测定的复数粘度η 和储能模量G′表示凝胶的强度,给出了HPAM浓度不同、各Cr3+交联剂浓度为最低需要量的6种凝胶的η 和G′值;推荐取G′值达到0.1Pa的时间为成胶时间,由上述6种体系的G′ t曲线求出成胶时间在98～300min范围。提出其他应测定的性能包括:成胶溶液抗剪切性,凝胶热稳定性(抗热老化性),凝胶抗温性,凝胶抗盐性及岩心堵水率,对测定方法作了详略不等的讨论。特别指出,用于热老化实验的成胶溶液必须彻底除氧,否则粘时曲线的变化将无规律(给出了实例)。图7表7参3。