油井用抗高温冻胶堵剂体系研究

为了解决传统高温堵剂长效性不足、强度低的问题,从主剂类型及主剂、交联剂、促进剂、除氧剂浓度等因素确定了高温冻胶堵剂体系,采用扫描电镜和热重分析对其进行了表征。实验结果表明,该高温冻胶堵剂体系优化配方为:8%木质素磺酸钠+3.5%交联剂JL+3%促进剂CJ+0.3%除氧剂;当体系pH=8~10、温度为120~180℃时,成胶强度均能达到Ⅰ级;该木质素磺酸钠冻胶堵剂体系胶结强度高,体系抗温可达250℃,属于聚合物交联冻胶。

一种低温底水油藏化学隔板堵剂体系的室内研究

针对低温底水油藏底水水锥问题,研制了一种以脲醛树脂为主剂,在低温（20～60℃）条件下能成功固化的化学隔板堵剂体系。通过室内对比试验确定了堵剂体系最佳配方：主剂脲醛树脂加量为40%～50%,复合固化剂GH-1浓度为800～1000mg/L,调节剂浓度范围1000～3000mg/L,体系固化时间11～51h可调,固化强度为6.8～12.8MPa。并依照优化配方配置堵剂体系,从耐温稳定性、抗盐稳定性、封堵率及封堵强度、注入性能4个方面对其进行了室内性能评价。结果表明,该堵剂体系能在低温条件下形成高强度化学隔板,并具有较好的稳定性与封堵性。

高温高盐裂缝型油藏堵剂体系研究与应用

针对高温高盐裂缝型油藏常规堵剂存在耐温耐盐性差、封堵强度弱、有效期短等问题,以海上J油田为目标,通过室内研究成功由高分子共聚物(由2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸(AMPS)和丙烯酰胺(AM)共聚而成,简写为AM-AMPS,下同)和复合交联剂FHJLJ-3组成的耐温耐盐高强度化学堵剂配方。室内性能评价实验表明,该堵剂成交时间48h,成胶强度152133mPa·s,物模封堵率为97.82%,且具有良好的耐冲刷性能。将该堵剂在海上J油田进行了现场应用,取得了较好的增油降水效果。

复合交联聚合物调堵剂的研制

介绍了复合交联剂的交联机理,考察了聚合物水解聚丙烯酰胺(HPAM)浓度、单交联剂有机铬、复合交联剂有机铬与酚醛、温度等因素对凝胶体系的影响。结果表明,在聚合物 HPAM浓度1 500 mg/L,采用复合交联剂,其中有机铬浓度50 mg/L,酚醛浓度150 mg/L,多羟基酚和除氧剂浓度均为100 mg/L,温度45℃条件下,可配制出粘弹性好、强度高、粘度保持率达95%以上的复合交联聚合物调堵剂。该调堵剂可用于温度低于50℃的中低温油藏条件。

靖安油田C1油藏重复调剖技术优化及认识

针对C1油藏化学调剖次数增加后,部分注水井压力上升空间变小、调剖效果逐次变差的问题,在分析历年深部调剖矿场试验的基础上,明确了堵剂失效、治理方向、渗流通道改变、堵剂适应性变差是油藏多轮次调剖效果变差的原因。并对重复调剖下的堵剂体系、堵剂用量、段塞组合等施工参数提出了新的设计方法,现场多轮次调剖效果表明:对于水驱优势通道发生变化的孔隙-裂缝性见水区域,等效剂量法能够科学计算重复调剖堵剂用量,同时采用铝铬交联凝胶+无机凝胶以小段塞交替注入,可以有效控制压力上升幅度,提高堵剂注入性;对于堵剂失效、裂缝性见水的重复治理区域,改变堵剂类型,采用比前一轮封堵能力强的堵剂,简化段塞组合,分段塞计算堵剂用量,提高封堵强度,调剖效果较好。现场优化设计18井次,压力上升1.4 MPa,当年累计增油3 551.19 t,累计降水7 923.41 m3,井组含水率由29.7%下降到25.7%,投入产出比1:1.78,取得了很好的经济和社会效益。

深部调剖技术在塞392长6油藏中的应用效果分析及探索

文章通过对塞392长6油藏储层物性特征的深入研究,对油藏裂缝发育特征及见水特征等主要开发矛盾及目前的生产现状进行分析,结合目前深部调剖技术在该区的应用情况,对深部调剖技术在该区的应用效果进行了分析,总结评价深部调剖技术在该油藏的适用性,最终选出适合该油藏的深部调剖堵剂体系,并对堵水调剖技术在该油藏的应用提出几点建议。