低浓度微凝胶体系动态成胶及驱油试验

使用长岩心渗流试验装置 ,模拟油藏条件开展微凝胶体系动态成胶和驱油试验 ,研究了低浓度微凝胶体系在长岩心填砂模型中的动态成胶特征、流动特性和驱油效果。试验结果证明 :低浓度微凝胶体系在通过长岩心的流动过程中能够形成一定强度的微凝胶 ,产生的流动阻力比相同浓度甚至高浓度聚合物溶液高 ;微凝胶体系在岩心内部成胶后 ,具有良好的流动性和传播性 ,在后续水驱过程中 ,仍然保持较高的剩余流动阻力。低浓度微凝胶溶液在动态成胶过程中具有明显的驱油作用 ,可以较大幅度提高石油采收率 ,但微凝胶驱的增油效果主要出现在后续水驱阶段。

污水配制的有机醛R交联HPAM微凝胶体系研究

系统地研究了用污水配制的有机醛R交联聚合物微凝胶体系的配方和性能。所用聚合物为M=2.0×107、水解度23%的商品HPAM,交联剂有机醛R为苯酚 甲醛预缩聚物,工业品,用TDS=5004mg/L、pH=9.1的油田污水配液,成胶溶液含溶解氧<1mg/L,加有稳定剂100mg/L。研究结果表明:聚合物浓度150～400mg/L、交联剂浓度150mg/的成胶溶液,80℃下的成胶时间为20～4d,生成的微凝胶在30℃、7.34s-1下的粘度为30～170mPa·s,在80℃老化100～150d后略有升高,200d后仅有极轻微的下降;当交联剂浓度为150mg/L时,体系中聚合物的临界成胶浓度为150mg/L,而当聚合物浓度为400mg/L时,交联剂的临界成胶浓度为50mg/L;降低溶解氧含量或增大稳定剂加量可使成胶时间缩短、微凝胶粘度升高,长期稳定性改善;随温度升高(75→90℃)同一成胶溶液的成胶时间缩短,微凝胶粘度则相差不大;随TDS增大(360→1.0×105mg/L),同一成胶溶液的成胶时间缩短,微凝胶粘度略有升高。因此,该微凝胶体系浓度低、耐温(90℃),抗盐(1.0×105mg/L),长期稳定性好,在高温高盐油藏提高采收率中有良好应用前景。表5参7。

聚丙烯酰胺的分子结构对微凝胶体系性能的影响

和聚合物驱技术相比 ,微凝胶驱技术能够大幅度降低部分水解聚丙稀酰胺 (HPAM )的用量 ,提高HPAM溶液的耐温抗盐能力 ,解决污水配制HPAM溶液的问题 ,具有明显的经济效益和社会效益。低水解度、高相对分子质量的HPAM能够提高微凝胶体系的成胶能力 ,其相对分子质量越高 ,成胶时间越短 ,成胶黏度越大 ,临界成胶浓度越低。HPAM的相对分子质量从5× 10 6提高到 2 0× 10 6时 ,成胶时间从 3 8d缩短到 4d ,成胶黏度从 2 3 .7mPa·s增加到 168mPa·s ,临界成胶浓度从 40 0mg/L下降到 15 0mg/L ;相对分子质量为 15× 10 6时 ,HPAM的水解度从2 5 %下降到 13 % ,成胶时间从 8d缩短到 4d ,成胶黏度从 2 1.1mPa·s增加到 5 2 .6mPa·s ,临界成胶浓度从 2 0 0mg/L下降到15 0mg/L。HPAM分子链上参加反应的基团是酰胺基团 ,交联反应主要在HPAM分子间进行 ,HPAM分子链收缩有利于分子间发生交联反应。

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。