聚合物-多重乳液交联剂深部调剖体系研究

以醋酸铬水溶液为水内相,柴油为油相,T161为W/O乳化剂,T20为O/W乳化剂制备了具延缓交联作用、可用于深部调剖体系的W/O/W多重乳液交联剂。通过成冻时间和冻胶强度（冻胶突破真空度）测定,考察了多种因素对HPAM/多重乳液体系的影响。用矿化度4.16 g/L的桩西106井采出污水配制的HPAM/多重乳液体系,随聚合物用量（0.3%-0.7%）、多重乳液用量（0.2%-1.0%）、温度（65-85℃）增加,成冻时间缩短而冻胶强度增大,温度≥80℃时成冻时间过短,不能满足深部调剖的要求。用矿化度19.6 g/L的胜坨286井采出污水配制的HPAM/多重乳液体系,成冻时间和冻胶强度均大幅减小。在长20 cm、水测渗透率2.0-2.2μm2的填砂管内,该体系65℃下的封堵率随聚合物用量增大按二次曲线式增长,随多重乳液用量增大按线性增大,在实验条件下均大于80%。HPAM用量0.3%、0.4%、0.5%,多重乳液用量0.2%、0.4%的体系,65℃下的最短成冻时间不短于7 h。

油井深部堵水合理深度的实验研究

在平板物理模型上研究了油井深部堵水的合理深度。所用堵剂为短交联时间的聚合物铬冻胶。模型由环氧树脂胶结石英砂制成，沿一条对角线设置高渗条带。两端设注入、采出口（井）。按常规岩心驱油程序，模型水驱至含水98％时注入堵剂，顶替至设定位置后恢复水驱。在20×20×1（cm）的可视化模型上，注入堵剂至注采井距的1／6～5／6，恢复水驱后观测到注入深度为3／6井距时，平面波及率最大，其值略小于50％。在20×20×1．5（cm）、高渗每带渗透率5．13μm^2、基质渗透率1．85／μm^2的模型上。从采出口反向注入不同量堵剂。采收率增值随堵剂注入深度的增加（采注井距的1／10-5／10）而显著增大（1．8％-38．8％），但单位体积堵剂采收率增值在注入深度为3／10井距时最大，为5．35％／mL（孔隙体积22cm^3）。在13．5×13．5×0．15（cm）的可视化模型上，从采出口反向注入不同量堵剂，注入深度由1／10井距增加至5／10井距时观测到波及面积增大，采收率增值由2．2％升至17．7％。但注入深度为3／10井距时单位注入深度的采收率增值最大。考虑经济效益，合理深度为采注井距的3／10。指出油井深部堵水的关键。一是堵剂，另一是堵剂放置方式。图14表2参2。

高效洗油剂吞吐与油井堵水结合技术研究

题示油井增产技术适用于高含水非均质砂岩油藏,实施步骤如下:①高压注水入油井,使中低渗层压力升高;②注入高效洗油剂;③依次注入成冻时间tG递减的选择性堵水剂;④注入过顶替液;⑤关井候凝后开井生产.叙述并图示了技术原理.由目的油田条件下的等界面张力图并考虑损耗,确定0.8%的一种阴离子表面活性剂溶液为洗油剂,注入量为80m3/m高渗层.所选3种堵水剂分别为聚合物/有机铬体系(tG=5 d,45℃、7.34 s-1初始粘度η0=10.2 mPa·s)和聚合物/无机铬体系(3 d,20.5 mPa·s和1 d,28.6 mPa·s),三者体积比50:30:20,总用量按处理半径18 m计算.过顶替液为η=32.9 mPa·s的聚合物溶液,将堵剂推至距井筒3 m以远.在大庆喇嘛甸油田一聚合物驱后水驱至含水98%、采出程度＞50%的区块,在6口油井成功试用该技术,单井平均注入工作液1383 m3,实施较早的4口井增产油减产水,初期含水下降幅度2.6%～21.8%,有效期170～665 d,经济上可行.图2表1参8.