单体地下聚合并交联形成凝胶——防止聚合物窜流的一种新方法

:孤岛油田由于长期注水开发 ,层内或层间非均质程度明显增强。聚合物溶液注入地层后遇到高渗透带或大孔道时 ,经常发生指进或窜流的现象 ,很快从油井中采出 ,使聚合物驱效果明显变差 ,并造成大量聚合物无效损失。本项目采用注入单体 +交联剂的方法 ,能够有效利用地下大量残留的聚合物溶液 ,提高地下聚合物溶液的粘度 ,堵塞出聚合物孔道 ,改变后续聚合物溶液流向 ,扩大聚合物驱的波及体积 ,提高聚合物驱的效果。

氧对交联聚合物体系黏度长期稳定性的影响

在45℃、曝氧和缺氧条件下，考察了铬交联、铝交联、有机交联聚合物成胶体系配制后60天内黏度的变化。3种成胶体系中聚合物浓度分别为600、600、2400mg／L，用经净化处理、矿化度4013mg／L、SRB菌容易生长繁殖的采油污水配液。有机交联剂为可生成酚醛树脂的有机物混合物。铬交联成胶体系的黏度在5～10天时达到峰值，此后迅速减小并丧失；曝氧条件下的黏度普遍高于缺氧条件下的相应黏度；加入杀菌剂使曝氧、缺氧条件下的黏度均有所增大。铝交联成胶体系的黏度变化可划分为：维持低而稳定的值（1～20天）、缓慢增大（30～50天）、迅速降低（60天）3个阶段；FR和FRR测定表明在第一阶段聚合物分子线团内部发生交联，第二阶段被认定为聚合物分子线团间发生交联；铝交联成胶体系在曝氧条件下的黏度普遍高于缺氧条件下的黏度；加入杀菌剂使曝氧和缺氧条件下的黏度均增大，并且使第二阶段至少扩展到60天以后。有机交联成胶体系10天时形成强凝胶，曝氧条件下1～5天的黏度值高于缺氧条件下的相应值，加入杀菌剂使曝氧、缺氧条件下的黏度值均有所增大。曝氧和使用杀菌荆可改善污水配制的各种交联聚合物体系黏度的长期稳定性。表6参12。

一种耐温抗盐的交联聚合物调驱体系

题示可用于高温高盐油藏的调驱体系由聚合物HPAMAX-73、含Cr3+≥4.5g/dL的羧酸铬交联剂XL-Ⅲ及添加剂组成。通过组分用量筛选确定AX-73用量为1700mg/L,XL-Ⅲ用量为42mg/L,配液用水为含钙镁离子1512mg/L、矿化度8.0×104mg/L的盐水。该体系在80℃静置3天生成的弱凝胶,粘度η*(80℃,0.422Hz)超过200mPa.s,为1700mg/LAX-73溶液粘度ηp(80℃,7s-1)的17倍多。该体系在10~80℃范围的交联速度随温度升高而增大,在45~80℃范围成胶时间小于10小时。矿化度在4.0×104~8.0×104mg/L范围时,生成的弱凝胶粘度随矿化度减小而增大。在储层油砂存在下由于一部分聚合物和交联剂被吸附,该体系生成的弱凝胶的粘度有所下降。该体系在80℃反应3天生成的弱凝胶经受1~5min剪切后,粘度下降48.0%~68.8%,在80℃静置时粘度逐渐恢复,180小时后恢复率为84.2%~72.3%。在80℃、氮气保持下生成的弱凝胶,在相同条件下老化90天后,粘度保持率高达73.0%,保留的粘度值为150mPa.s。图3表5参1。

耐温抗盐疏水缔合聚合物弱凝胶调驱剂的研制

考察了不同聚合物和交联剂的水基弱凝胶作为调驱剂在胜利油田平均地层条件下 (温度 70℃ ,地层水矿化度72 77mg L)的适用性。实验研究结果表明 :HPAM(-M =1.7× 10 7) 柠檬酸铝体系成胶快且凝胶稳定性很差 ,粘度保持时间不到 4 8h ;疏水缔合聚合物NAPs 柠檬酸铝体系凝胶稳定性有所改善但所需聚合物浓度太高 (>12 0 0mg L) ;NAPs 有机铬体系在聚合物浓度 6 0 0～ 80 0mg L时 ,可在 1～ 3d内形成粘度 30 0～ 5 0 0mPa·s且能稳定存在 >4 5d的弱凝胶 ;在NAPs 有机铬体系 (70 0mg L +5 0mg L)中加入 5 0～ 2 5 0mg L有机酸 ,成胶时间从 1～ 3d延长至 7～ 15d以上 ,可以满足矿场应用中大剂量注入的需要。图 1表 5参 2。

中原高温高盐油藏疏水缔合聚合物凝胶调剖剂研究

针对中原油田高温（〉80℃）、高盐度（〉50g／L）、高硬度（〉1g／L）砂岩油藏．研制了地下成胶的高热稳定性聚合物凝胶调剖剂。所用聚合物为疏水缔合聚合物AP-P4，M^-=9．0×10^6，HD=27％，疏水基摩尔分数0．2％；交联剂为可生成酚醛树脂的3种化合物；调剖剂胶液用矿化度160g／L的马寨油田污水配制；实验温度95℃。根据形成的凝胶黏度（95℃，1.1s^-1）确定交联剂各组分用量为：MZ-YL0．429％，MZ-BE0．060％，MZ-XS0.012％；酸度调整剂用量0.12％：成胶时间10～15小时。2．5、3．0、3．5g／LAP—P4的凝胶在95℃老化100天后黏度保持在～40Pa·s及以上。初配制胶液在3000r／min下剪切15分钟后黏度降低87．5％～89．0％，但成胶后和老化过程中凝胶黏度只比未剪切样降低17.1％～6．6％。3．5g／L AP-P4的调剖剂对～1μm^2的6支储层岩心的堵塞率在88．1％-95．8％范围，平均93．3％，造成的残余阻力系数在15．2～28．6范围，平均19．8，使渗透率级差2．3～8．0的4组双人造岩心的注水流量比发生不同程度的反转。认为该凝胶调剖剂高温下稳定性好的原因，是强化学交联密度低．因而凝胶脱水收缩作用弱。图2表5参5。

胶联聚合物驱注入工艺

河南油田单泵对单井工艺设计是在现有聚合物驱配注工艺流程上,增加高压隔膜计量泵,将交联剂母液计量增压后再加入单井高压污水管线,与聚合物母液混合后,经静混器到注聚井口,通过静混器、地面管线和井筒充分混合均匀后,最后注入各单井的目的层位。胶联聚合物驱油体系在地面的混合顺序是聚合物母液与污水先混合,再与交联剂混合。通过改变交联剂的入口,不再经过静混器,利用交联剂水溶性,使其在注聚站至井口的管线中与聚合物溶液充分混合。

堵剂聚乙烯亚胺冻胶成冻影响因素研究

研究了聚乙烯亚胺（PEI）交联的聚合物强冻胶（强凝胶）的成冻性能。成冻液用4．0g／LNaCl盐水配制。组分选择结果如下：从冻胶90℃、2个月稳定性考虑，在4种聚合物中，M=8．0×10^6、HD=5％的HPAMDF800最好，M=1．5×10^4的PEIQL1001-C3好于M=3×10^3的QL-1001-C1。发表了DFS00／QL1001-C3体系在75℃、90℃、105℃下的成冻时间（形成G级凝胶的时间）等值图和突破真空度（冻胶强度）等值图，及1．5％／1．2％、1．2％／0．6％、0．9％／0．3％的DF800／QL-1001-C3体系在3个温度下的2项性能数据，表明PEI冻胶的成冻规律与一般冻胶相同，即聚合物、交联剂用量增大，成冻温度升高，则成冻时间缩短，成冻强度增大。pH值6～7时成冻时间较短。配液盐水中NaCl浓度由5．0g／L增至30g／L时，1．2％／0．6％体系成冻时间延长，成冻强度下降。碳酸钙、石英砂对该体系的成冻性能无影响。PEI毒性小，推荐该体系用于海上油田堵水调剖。图8表4参7。

HPAM/酚/醛/Al^(3+)交联体系的研究

实验考察了用于深部调剖的地下交联成胶聚合物水溶液体系的组成。所用聚合物HPAM分子量8.25×106,水解度30.2%;用蒸馏水配制溶液;在不同时间(最长45d)测定体系60℃下的粘度。从3种酚和3种醛中选用苯酚+甲醛为交联剂。HPAM/苯酚/甲醛体系(1000+400+400mg/L,pH=7.5)成胶时间为20d,凝胶粘度低,稳定性差。在该体系中加入一种柠檬酸铝盐,在Al3+浓度为50～80mg/L时,体系成胶时间15d,最高粘度达1.0×105mPa·s,可稳定存在20d以上。加入AlCl3的该体系不能成胶。选定HPAM/苯酚/甲醛/柠檬酸铝盐体系的组成(mg/L)为800+400+400+50(以Al3+计),考察影响因素,发现该体系的适用温度在60℃左右,适用pH值范围在7.0～7.5,矿化度6390mg/L的环境下成胶性能大体不变。表6参3。

DRK韧性水泥浆体系的研制

为了提高油井水泥环抗射孔、压裂等动态冲击能力,提高水泥环射孔后层间密封能力,进行了提高水泥石韧性试验研究。研制出了抗冲击韧性水泥外加剂。该外加剂主要是在胶联剂的作用下通过高分子聚合物型增韧剂提高水泥石的韧性和变形能力,并在室内进行水泥浆常规性能评价试验基础上,利用材料动态力学性能测试装置和射孔模拟实验装置进行了抗射孔冲击能力的评价试验和现场射孔对比试验。试验表明,DRK韧性水泥浆具有速凝、早强、低失水和“直角稠化”的特性,有利于防止和控制水、气窜的发生,不仅能有效地提高固井质量,而且能够提高水泥环的抗射孔(或压裂)冲击能力,有利于延长油井寿命,提高产能。

聚驱后水驱油藏新型深部调剖剂STJ-6的研制与应用

一般深部调剖剂用于聚合物驱后油藏时,进一步提高采收率的效果不甚理想。所研发的深部调剖剂STJ-6为可固化酚醛树脂水溶液,填充以10%膨润土、粉煤灰、石英砂等固体。该剂地面黏度低,可泵性好,在地层温度下可与地层内残留聚合物反应并自身交联而形成凝胶。该剂在石英砂填砂管和胶结岩心中于50℃固化后,堵塞率大于99%,突破压力梯度大于45 MPa/m,经50 PV注入水冲刷后,50℃老化180小时后,在90 g/L的盐水中堵塞率不变,在180 g/L盐水中堵塞率有所下降。在水驱—聚驱—水驱—深部调剖—水驱平板模型实验中,聚合物凝胶深部调剖和STJ-6深部调剖使聚驱后采收率分别增加11.53%和34.21%。在孤东油田聚驱后油藏3口注入井用STJ-6实施深部调剖,对应8口油井产液、产油量增加,含水除1口油井外均下降。

聚丙烯酰胺反相乳液深部调驱先导试验初步结果

题示反相乳液（W／O乳液）以油田污水携带进入地层设定位置后，在环境温度、矿化度及转相剂作用下发生相反转，原分散相中所含的聚丙烯酰胺和交联剂迅速溶于水并生成可流动的水基凝胶，起深部调剖、液流转向及驱替作用。胜利孤岛油田中二南Ng^3-4先导试验区，原始地温69℃，地下原油黏度20～100mPa·s，产出水矿化度5．5g／L，注入水矿化度7．2g／L，包括5口注水井，21口采油井，试验前处于聚驱后的水驱阶段。设计注入聚丙烯酰胺反相乳液在注入水中的稀释液，其中前置段塞浓度8g／L，段塞尺寸8×10^3m，折合反相乳液64t，主体段塞6g／L，1．2×10^4m^3，72t，以及顶替液（注入水）1．2×10^4m^3，连续注入45天。预测先导试验区采收率将提高1．05％，其中高、中、低渗层分别提高0．50％，1．48％，2．47％，含水率降低2．65％，增产油效果将延续至2010年。注水井21-4的调驱作业于2004年12月底开始，共注入反相乳液25吨，转相剂1．75吨，施工注入压力由7．5MPa升至9．5MPa，作业后注水压力由6．8MPa升至7．0MPa；2005年4月统计，对应51：2油井平均日产液量上升21．3％，日产油量上升37．0％，含水率下降1．1％，有4口井产油量增加，1口井持平。图5表2参8。

锦16块深部液流转向驱油技术

辽河锦16块油井综合含水超过90%,近井地带调剖的效果已很差。研发了一种聚合物/酚醛成胶体系,该体系在30110℃下可在数小时到数天内形成储能模量G′在0.22.0Pa的可流动弱凝胶,与油基预交联聚合物J5(60120目)一起,用作深部液流转向剂。讨论了该弱凝胶的组成与配方。试验区有4口水井,15口油井。其中两口水井处理半径15m,分3个段塞注入J5颗粒量递增(5.08.0g/L)的1.5g/LHPAM溶液;另两口水井处理半径18m,第一段塞为HPAM溶液携带J5颗粒,第二、第三段塞分别为低、高交联的3.0g/L聚合物弱凝胶。注入后注水压力上升,10口可对比油井中3口井无效果,7口井见效,产液量减少,含水下降,产油量增大。