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。

一种新型选择性堵水技术及其现场应用

采用分别以重铬酸盐+还原剂和有机铬酸盐为交联剂的两种聚合物铬冻胶为堵水剂,依据在温度75℃、矿化度19227 mg/L条件下测绘的成胶时间等值图和突破真空度(强度)等值图选择冻胶堵水剂配方,要求冻胶强度达到Sydansk相对强度代码H级.将不同成胶时间的冻胶设置在高渗透条带不同位置,实施油井选择性堵水.1966年投入注水开发的胜二区22N169井,地层温度70～75℃,地层水矿化度16～17 g/L,含Ca2++Mg2+ 385 mg/L,到2003年3月已被水淹,但数值模拟得到的剩余油饱和度分布表明该井仍有生产潜力.采用上述堵水技术从油套环空注入堵水剂585 m3,其中近井地带(半径3～6 m)64 m3,过渡地带(半径6～9 m) 107 m3,远井地带(9～16 m) 414 m3,使原油产量由1.3 t/d增至9.6 t/d,含水由96.9%降至36.0%,到2003年10月该井仍处于增产有效期.图6表1参6.

延缓型有机/无机复合交联剂LD-1的研制

LD 1是以铬盐 硫脲及铬盐 硫代硫酸钠两种氧化还原体系复合而成的一种延缓型交联剂。实验结果表明 ,单独使用铬盐 硫脲体系或铬盐 硫代硫酸钠体系作为聚丙烯酰胺溶液的交联剂配制堵水调剖剂时 ,均有交联时间难以控制或 48h不交联的问题。由这两种体系复合而成的LD 1用作交联剂时 ,堵水调剖剂成胶时间可调 (10— 30h) ,凝胶强度较高 [(5— 15 )× 10 4 mPa·s],具有明显的延缓交联效果 ,能满足现场施工要求。对LD 1的作用机理进行了探讨 ,认为诱导作用是LD

油井两段塞堵水技术

本文针对孤岛油田高含水油井堵水问题,开展了交联聚合物+改性干灰砂堵水技术研究。通过对两段塞的堵剂性能以及岩心封堵实验的评价,确定了冻胶及改性干灰砂的配方,同时优化了现场条件下的施工参数及工艺流程。室内实验结果表明:交联聚合物堵剂封堵率达到92.3%以上,且性能稳定;无机交联堵剂制备岩心渗透率高,耐冲刷性能好,酸处理后可进一步提高岩心的渗透率,抗压强度高达3.77 MPa,60℃下的初凝时间约为3 h左右。采用油井两段塞堵水技术将聚合物冻胶和无机交联剂干灰砂堵剂按体积比20:1注入,前后两个段塞有机组合达到油井堵水防砂的目的,现场实施了5口井,单井平均增油1191 t,有效期11个月,效果明显。

调剖用延缓交联剂MLH-1的研制

对于大庆油田处理注水井近井地带所用的HPAM/Cr3 + 冻胶调剖剂 ,要求调剖剂溶液在井温条件下 (4 5℃ )成胶时间在 10— 30h范围内可调 ,形成的冻胶强度高 (以表观粘度表示 ,为 5× 10 4 — 1.5× 10 5mPa·s) ,因此需要使用性能符合要求的延缓型交联剂。实验考察了 3种氧化还原型铬交联剂交联 1%HPAM水溶液的能力。重铬酸钠 /木质素磺酸钠氧化还原体系使溶液成胶的配比范围很窄且成胶速率过高 ,成胶时间太短。重铬酸钠 /硫脲氧化还原体系只有在重铬酸钠用量很高时 (≥ 1.5 % )才能使溶液延缓成胶 ,这在经济上是难以接受的。适当配比的重铬酸钠 /木质素磺酸钠 /硫脲氧化还原体系 (延缓型铬交联剂MLH 1) ,可使HPAM溶液的成胶时间在 5— 30h范围内调节 ,形成的冻胶表现粘度一般大于 1.5× 10 5mPa·s。以本质素磺酸钠与重铬酸钠间的诱导反应 ,硫脲与重铬酸钠间的受诱反应解释了MLH 1的延缓交联作用。HPAM /MLH 1体系已成功地用于大庆油田 36口注水井近井地带的调剖作业。

哈萨克斯坦盐上油藏聚驱前调剖方法研究

盐上稠油油藏已进入天然能量开采后期,采出程度30%。在油藏温度22℃,地下原油黏度118mPa.s,包括4注(新钻井)7采(包括中心井1口)的试验区设计进行聚合物驱。聚驱前水驱动态和示踪剂测试表明油藏非均质严重,有2口井必须进行调剖处理。调剖剂初步筛选排除了大庆油田广泛使用的有机交联两性聚合物冻胶,优选出的铬冻胶配方(以g/L计)为:大庆抗盐聚合物(M=3.5×107～4.0×107)2.5+铬酸盐交联剂0.6+复合硫酸盐稳定剂2.4+NaHCO32.0,用清水配液。该试验区于2004年12月至2006-05-06水驱,2006-05-10按调剖半径20m、调剖厚度2m、调剖方向数4对2口井进行铬冻胶调剖,结果使该2口井的注入压力上升,注入剖面大幅改善,4口注入井的视吸水指数超于接近或一致。2006年7月开始注聚合物,注入1.5g/L抗盐聚合物溶液0.25PV,注入期1年,井口黏度700～1700mg/L。2007年7月转后续注水,至2008年8月已提高采收率4.03%,预计最终提高采收率6%。

注聚增阻调剖剂CYY-5及其在飞雁滩油田的应用

为了防止飞雁滩疏松砂岩油藏注聚合物过程中发生的聚合物窜流,开发了可以提高地层流动阻力的深部调剖剂CYY 5。该剂由煅烧生物钙粉5%～30%,悬浮絮凝剂(黄胞胶)0 01%～0 2%,固化调节剂(钙质粘土及CaCl2等无机盐)1%～5%在矿化度5 4g/L的油田污水中配成。含钙粉20%、黄胞胶0 05%、固化调节剂3%的实验浆液,60分钟静态沉降率<30%;与驱油聚合物HPAM配伍,<0 10%的HPAM使实验浆液凝固体强度增大;在65℃、24小时形成的凝固体,在50～80℃下热老化60天后强度略增大;在单岩心封堵实验中对水相的封堵率大于97%,突破压力大于0 90MPa/30cm;在并联岩心封堵实验中调剖效果显著。飞雁滩油田9口注聚井用CYY 5(个别井与体膨颗粒或聚合物铬冻胶并用)进行深部调剖13井次,单井注入量240～550m3,施工压力均大幅度上升。简介了2口施工井注聚压力升高,吸液剖面改善,1口施工井对应油井产出油量增加,含水下降情况。表8参3。

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.