空间尺寸对淀粉接枝共聚物凝胶成胶效果影响及作用机理--以渤海绥中36-1油田为例

为解决渤海油藏注水开发过程中注采井间形成的低效和无效循环,需对窜流通道进行治理,而淀粉接枝共聚物凝胶具有初始粘度较低、成胶强度大、封堵效果好和耐酸耐碱等优点,并且在陆地油田大孔道或特高渗透条带治理过程中发挥了重要作用。为此,开展空间尺寸对淀粉接枝共聚物凝胶成胶效果影响的实验研究和机理探索,结果表明,化学反应空间环境对淀粉接枝共聚物凝胶成胶效果存在较大影响,成胶环境空间尺寸愈大,成胶效果愈好。为确保淀粉接枝共聚物凝胶各组成在岩心孔隙内发生交联反应,需在以磨口瓶为成胶环境和粘度为评价指标所取得配方基础上适当提高各组分质量分数。此外,在淀粉接枝共聚物凝胶注入岩心前后注入适量前置和顶替段塞将有助于促进各组分间的交联反应。

表面活性剂和碱对Cr^(3+)聚丙烯酰胺凝胶成胶效果的影响及作用机理

在三元(或二元)复合驱过程中,调剖剂不可避免与表面活性剂和碱接触,因此碱和表面活性剂的性能可能会对调剖剂的性能造成影响。室内采用黏度计、动态光散射仪、扫描电镜和驱油实验装置,研究了碳酸钠、石油磺酸盐和脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚对Cr^(3+)聚合物凝胶调剖剂的黏度、分子聚集体尺寸、分子聚集体形态和调剖效果的影响。结果表明,石油磺酸盐和脂肪醇聚氧乙烯聚氧丙烯醚对Cr^(3+)聚丙烯酰胺凝胶的黏度和分子聚集体尺寸几乎不影响;而Na_2CO_3的加入使Cr^(3+)聚合物凝胶不成胶,且Cr^(3+)聚丙烯酰胺凝胶成胶后加入Na_2CO_3会发生破胶现象,分子聚集体尺寸大幅下降,聚集体形态从大的团块状变成小的团块状,驱油过程中封堵效果明显变差。进一步分析发现,在碱性条件下,Cr^(3+)聚丙烯酰胺凝胶难以发生交联反应,即使发生了交联也会发生解交联。

淀粉接枝共聚物在多孔介质内成胶效果实验——以渤海油田SZ36-1油藏条件为例

淀粉接枝共聚物凝胶由于其成胶强度大、成本低、成胶时间可控等优点已经在我国部分油田应用。然而现今针对淀粉接枝共聚物凝胶的研究多集中在合成方法、性能表征和常规方法的成胶强度研究上,结合现场实际情况,尤其是海上油田现场实际情况的成胶效果研究较少。以渤海油田SZ36-1油藏条件为例,研究了淀粉接枝共聚物凝胶在接近油藏实际条件的多孔介质中的成胶效果。结果表明,在玻璃容器内具有良好耐稀释性、抗剪切性、耐油性、耐黏土性和时间稳定性的淀粉接枝共聚物体系,在岩心孔隙内却难以发生交联反应。由此可见,化学反应空间环境对淀粉接枝共聚物成胶效果存在较大影响,空间尺寸越大,成胶效果越好。为增加淀粉接枝共聚物各组成在孔隙内发生碰撞概率即提高成胶效果,需要适当提高常规优化配方中各组分浓度。

溶剂水pH对Cr^(3+)聚合物凝胶分子内交联成胶效果影响

为进一步探究不同pH条件下Cr3+聚合物凝胶"分子内"交联成胶机理,针对大庆喇嘛甸油田储层地质特征和流体性质,以聚合物质量浓度、矿化度调节剂浓度和聚铬比为影响因素,在通过正交试验优选出成胶效果良好的聚合物凝胶配方组成基础上,研究了pH对Cr3+聚合物凝胶成胶效果影响。结果表明,酸性条件能够促进醋酸铬的电离,增大多核羟桥配离子与聚合物分子链上羧基之间发生配位反应的概率,有利于Cr3+聚合物凝胶形成"分子内"交联结构体系;随溶剂水pH增加,溶液中OH-数量增加,参与交联反应的Cr3+数量减少,聚合物凝胶分子内"交联成胶效果变差;适当降低溶剂水pH可进一步改善聚合物凝胶"分子内"交联成胶效果。

海外河油田弱凝胶调驱体系成胶影响因素及对策

为了解决海外河油田调驱体系夏季成胶效果差的难题,考察了影响弱凝胶调驱体系成胶的主要因素。结果表明,成胶温度大于85℃后,调驱体系热稳定性变差;矿化度大于20 000 mg/L或Fe2+浓度大于0.1 mg/L后,成胶效果变差;S2-浓度大于10 mg/L,调驱体系出现破胶现象;悬浮物含量大于40 mg/L,调驱体系黏度显著下降;溶解氧浓度大于0.5 mg/L,对调驱体系黏度造成较大影响。结合海外河油田实际情况,影响弱凝胶调驱体系成胶的主要因素是回注污水中悬浮物和溶解氧。矿场试验证明采用添加净水剂、除氧稳定剂可有效解决这一问题。

用于非均质性油藏封堵的复合凝胶组成优选与性能评价

针对渤海QHD32-6油田储层非均质性加剧,低效和无效循环现象严重的问题,以该油田储层岩石和流体为模拟对象,用聚合硫酸铝铁、丙烯酰胺、尿素、引发剂过硫酸铵、交联剂N,N'-亚甲基双丙烯酰胺配制了复合凝胶,对各组分加量进行了优化,研究了剪切、地层水稀释、黏土矿物、原油、酸液、老化时间对复合凝胶成胶效果的影响。结果表明,复合凝胶各组分对凝胶成胶时间的影响从大到小依次为:丙烯酰胺>尿素>聚合硫酸铝铁>引发剂过硫酸铵>交联剂N,N'-亚甲基双丙烯酰胺。复合凝胶适宜的配方组成为:3.4%数5.0%丙烯酰胺、1.0%数3.0%聚合硫酸铝铁、0.4%数0.8%尿素、0.04%数0.08%引发剂和0.01%数0.10%交联剂。复合凝胶初始黏度较低,成胶黏度较高,表现出良好的注入性和潜在的封堵能力。复合凝胶具有良好的抗稀释性、抗剪切性、耐油性、稳定性和快速解堵性,适合于非均质性较强油田的调剖封堵作业。

聚驱产出水中细菌对Cr3+交联剂成胶性能影响

为进一步探究聚驱产出水中细菌数量对Cr^3+聚合物成胶的影响,针对牛心坨油田流体性质,以影响调剖剂成胶效果的细菌为影响因素,在控制变量的情况下,研究了聚驱产出水中细菌对Cr^3+聚合物凝胶成胶性能的影响,并且进行了水中细菌个数对成胶有效期的预测,绘制了细菌个数与成胶有效期的关系曲线,建立了细菌预测调剖剂有效期的公式。结果表明,污水中细菌会对凝胶溶液产生降解作用,厌氧菌的存在破坏了聚合物的交联反应。当污水稀释浓度为30%时,最大成胶强度相对于无菌样品下降约50%;适当的降低污水中细菌的个数可以减少细菌对调剖剂的破坏。

低温酚醛凝胶成胶性能及影响因素研究

针对渤海油藏开发实际需求,开展了低温酚醛凝胶体系成胶性能及影响因素研究。结果表明,当温度为70℃时,与高温型酚醛交联剂相比,低温型酚醛交联剂可与聚合物分子发生胺缩合反应形成网状结构酚醛凝胶。随聚合物和交联剂浓度增加,成胶速度加快,成胶强度上升,加入固化剂和助剂后,成胶效果进一步提高,推荐聚合物凝胶“体系Ⅰ”为“3000mg·L^-1聚合物+3000mg·L^-1交联剂+3000mg·L^-1固化剂”,其中:聚合物为SD-201;“体系Ⅱ”为“3000mg·L^-1聚合物+3000mg·L^-1交联剂+3000mg·L^-1固化剂+300mg·L^-1助剂”,其中:聚合物为DW-R。当岩心渗透率Kg=300×10^-3μm^2时,与“体系Ⅱ”相比较,“体系Ⅰ”在多孔介质内滞留量较大,阻力系数和残余阻力系数较大,分别为150和287.5,封堵率为99.65%,封堵效果良好。

弱凝胶深部调驱体系改进与应用

XX区块自2017年开展实施深部调驱,累计实施12个井组。实施过程中弱凝胶的成胶效果较差,平均成胶率56.0%,平均粘度1949mpa·s,成胶粘度和成胶率普遍偏低。经研究确定配液水质不达标是是造成现场弱凝胶粘度低的原因,其中溶解氧、细菌硫酸盐还原菌指标均严重超标。通过研究,优选使用两性离子型聚合物并优选相关技术参数,并优选酚醛树脂交联剂生成过程中使用的催化剂以提高成胶性能。实施后现场弱凝胶成胶率和成胶粘度大幅提高,平均成胶粘度4818mpa·s,平均成胶率95.2%,油藏纵向动用程度明显提升,确保了深部调驱的实施效果。

岩心大孔道发育程度对不同调剖剂影响因素研究

渤海油田具有储层岩心胶结疏松、非均质性严重、原油黏度较高、平均渗透率较高和单井注水量较大等特点,并且随着注水开发的不断进行,岩心内大孔道不断发育。所以针对渤海油田实际情况对不同调剖剂在不同发育程度的岩心大孔道内的封堵情况进行了研究。结果表明,岩心孔道发育程度越大淀粉凝胶成胶效果越好,而岩心孔道过大会影响聚合物凝胶的成胶效果。无机地质聚合物在未发育岩心孔隙和发育不完全孔隙内注入性较差,增油效果较差。