淀粉接枝共聚物在非均质模型中的调剖性能

对一种新型的淀粉接枝共聚物调剖堵水剂进行了平行并联填砂管和非均质长岩心储层模型的调剖实验,实验结果表明,用地层水配制,在60℃时成胶时间为14小时,通过加入0.02%～0.2%缓凝剂可延缓成胶时间为17～84小时,此堵剂具有良好选择注入性和耐冲刷性,封堵强度高,能够优先封堵高渗层,提高低渗层的波及面积和洗油效率,从而提高低渗透区域的采收率。     

低渗透裂缝性油藏 CO2驱两级封窜驱油效果研究

为了解决低渗透裂缝性油藏实施CO_2驱油过程中发生的气体窜逸问题,提出了在用改性淀粉凝胶体系调堵裂缝的基础上继续用乙二胺封堵高渗通道的"改性淀粉凝胶+乙二胺"两级封窜驱油技术,即选择改性淀粉凝胶体系(4%改性淀粉+4%丙烯酰胺+0.05%交联剂N,N-亚甲基双丙烯酰胺+0.18%成胶控制剂叔丁基邻苯二酚)和乙二胺分别作为裂缝、基质中高渗通道的封堵剂。分别考察了改性淀粉凝胶体系对岩心裂缝、乙二胺对基质中高渗通道的封堵、驱油效果,研究了"改性淀粉凝胶+乙二胺"两级封窜驱油作用。结果表明,45℃下,单独使用改性淀粉凝胶可对渗透率0.65×10~(-3)μm~2岩心的填砂裂缝进行有效封堵,封堵后CO_2气驱时岩心进出口压差基本恒定,凝胶具有良好的封堵强度,气体流速降低81%,采出程度提高25%;单独使用加入乙醇保护段塞的乙二胺体系可对渗透率1.37×10~(-3)μm~2的岩心的相对高渗带形成封堵,气体流速降低85%,采出程度提高5.3%,但是不加乙醇保护段塞的乙二胺很难注入低渗岩心;渗透率4.5×10~(-3)μm~2填砂裂缝岩心在用改性淀粉凝胶体系封堵裂缝的基础上继续用乙二胺封堵高渗通道,注入压力分别高达3.5 MPa和5.6 MPa,注入改性淀粉凝胶后再注入乙二胺后岩心采出程度分别提高29.2%和23.3%,两级封窜驱油效果明显。     

非均质油藏封窜及化学驱复合技术研究

利用单层均质模型及并联填砂管模型,评价改性淀粉凝胶体系的调剖性能。该凝胶体系由4%改性淀粉、4%丙烯酰胺单体、成胶控制剂按一定比例组成。凝胶体系成胶前的选择注入性良好,成胶后的残余阻力系数为834～2548,突破压力梯度高于50MPa/m,封堵率大于99%,可有效解决水窜流问题。利用双层非均质岩心模型,考察3种后续驱替段塞对提高采收率的影响。由0.3%聚丙烯酰胺、0.3%烷基苯磺酸钠和0.1 g/L NaOH组成的三元驱、0.3%聚丙烯酰胺及水驱的采收率增幅分别为20%、17%和10%。"改性淀粉凝胶体系+三元复合驱"组合调驱中,改性淀粉凝胶可进一步开采高渗层位残余油,三元复合驱在封堵后可有效启动低渗层位,整体提高采收率37%。     

裂缝性特低渗透油藏 CO2驱封窜技术研究

为了提高裂缝性特低渗透油藏CO_2驱开发效果,研发了一种将改性淀粉强凝胶和乙二胺联用的封窜技术。分别考察了改性淀粉凝胶体系(3%改性淀粉+3%丙烯酰胺+0.1%交联剂N,N-亚甲基双丙烯酰胺+0.05%引发剂过硫酸铵)、乙二胺体系(质量分数13%的乙二胺水溶液)及二者联用时在CO_2驱的不同裂缝性特低岩心的封堵效果,报道了改性淀粉强凝胶和乙二胺体系联用的应用效果。初始状态下,改性淀粉体系具有牛顿流体特征,可在大裂缝中均匀稳定推进,成胶后为强凝胶,黏度大于20×10~4mPa·s。乙二胺初始黏度与水接近,与CO_2反应后生成白色固体颗粒或淡黄色黏稠物。改性淀粉强凝胶可以较好地封堵开启的大裂缝,乙二胺体系可有效封堵闭合裂缝或基质窜流带。对于40目的填砂大裂缝,改性淀粉凝胶封堵前气体流量为10000 mL/min,封堵后降为760 mL/min,可提高采收率21.8%;对于闭合的微小裂缝,乙二胺封堵前的气窜速率为1950 mL/min,封堵后降为330 mL/min,可提高采收率18%。对气驱没有开发效果的裂缝性岩心,先注入淀粉体系封堵大尺度后再注入乙二胺封堵小裂缝或高渗层可提高采收率44%以上。矿场试验说明裂缝性特低渗油藏气窜后,改性淀粉堵剂和乙二胺联用封堵窜流通道可大幅度提高采收率。     

CO2驱低渗非均质油藏抗高温封窜剂的性能研究

针对高温低渗非均质油藏CO2驱普遍存在的气窜问题,研制了耐温抗盐CO2气驱封窜剂,考察了其抗盐性和封堵性。在135℃条件下,封窜剂最佳配方为:4.5%丙烯酰胺、0.2%阳离子改性剂、0.2%乳化型引发剂、0.25%甲醛、0.005%N,N'-亚甲基双丙烯酰胺和0.8%缓聚剂。其抗盐能力强,Na+、Mg~(2+)、Ca~(2+)的使用范围分别为:Na+25 g/L、Mg~(2+)15 g/L、Ca~(2+)12 g/L。封堵实验结果表明,成胶时间越长,封堵率越高,成胶时间大于40 h时的封堵率约98%;随着堵剂注入量的增加,填砂管封堵率提高,注入量为0.6 PV时的封堵率可达91.5%;该堵剂有良好的选择性封堵能力,可将高渗填砂管渗透率降低92.5%。对CO2气驱的封窜能力强,可提高原油采收率11.2%。     

改性淀粉凝胶体系控制CO2窜逸技术研究

针对CO₂驱油过程中发生的窜逸问题,进行改性淀粉凝胶体系控制气窜技术研究。通过非正交实验,对改性淀粉凝胶体系进行了优化：4.00%淀粉+4.00%丙烯酰胺单体+0.05%交联剂+0.18%成胶控制剂。考察在一定注入条件下,该体系在闭合裂缝和填砂裂缝中的注入性以及在渗透率级差组合岩心中的选择封堵性能。研究表明：改性淀粉凝胶进入闭合裂缝和填砂裂缝岩心的平均深度为岩心长度的52%和55%,一次气驱基础上平均提高采出程度为12.3和14.5个百分点。在渗透率级差为100和大于1000的并联岩心中注入堵剂后,综合采出程度分别提高了21.5和19.0个百分点。气窜被控制后,可有效启动裂缝以外或岩心低渗部分基质中的剩余油。改性淀粉凝胶体系成交时间可控,注入性能良好,封堵强度合适,具备矿场实施的可行性。     

渗透率级差对渤海非均质储层空气泡沫驱油效果影响

在渤中25-1油田油藏下(温度135℃、矿化度6 556 mg/L),利用石英砂填制不同渗透率级差的填砂模型,考察渗透率级差对渤海非均质储层空气泡沫驱油效果影响。实验结果表明,随着渗透率极差增加,高低渗层填砂模型采收率呈先增加后下降的趋势。渗透率级差从2.6增至8.7时,采收率增加3.00%,空气泡沫体系对高低渗层具有较强的封堵调剖作用。渗透率级差为10.5时,高渗层采收率提高10.98%,低渗层采收率提高10.02%,综合采收率提高10.50%,说明储层非均质性矛盾突出,泡沫体系对高渗透层不能达到完全封堵。     

水玻璃凝胶堵剂的制备及在注水开发油藏中的应用

针对冀东油田中深层注水开发油藏存在注入水沿平面单向突进、吸水剖面差异大、注采调控难度大等问题,用水玻璃、网络保水剂和延迟活化剂制备了水玻璃凝胶堵剂,分析了水玻璃凝胶堵剂的成胶原理,研究了该堵剂的注入性与封堵性能,并在冀东油田开展了现场应用。结果表明,由水玻璃、延迟活化剂和网络保水剂(质量比为5∶1∶0.2)制备的水玻璃凝胶堵剂注入性和封堵性良好,对中渗和低渗填砂管的封堵率分别为93.5%和97.3%;堵剂选择性较好,优先进入高渗透层进行封堵,堵剂突破后低渗储层的分流率由29.8%增至85.2%,高渗储层的分流率由70.2%降至14.8%。包裹硅酸凝胶、硅酸盐沉淀的大分子交联网状结构提高了水凝胶的成胶强度。水玻璃凝胶堵剂在冀东油田现场应用6口井,增油降水效果明显,平均单井注水启动压力上升4.67 MPa,吸水剖面得到改善,注入水波及体积增加,对应8口油井见效,累计增油4314 t。     

CO2气驱封窜用改性凝胶体系的研制与室内评价

开发了一种CO2气驱封窜用改性凝胶封窜剂。凝胶稳定性试验表明,二价阳离子浓度以及酸碱度对该改性凝胶封窜剂的稳定性有明显影响,随着Mg2+或Ca2+浓度的增加,凝胶强度呈先上升后下降的趋势,改性凝胶体系中Mg2+的适宜浓度在0～1500mg/L,Ca2+适宜浓度在0～1000mg/L。适宜pH值范围5～9。单岩心与并联岩心封堵试验均表明,选择的改性凝胶体系在渗透性高的岩心有良好的注入性,而在低渗岩心注入性很差,即可以减少改性凝胶在低渗岩心的注入量,从而选择性地封堵高渗岩心。在并联岩心CO2驱封窜试验过程中,气驱压力0.15MPa与模拟温度65℃条件下,低渗岩心先有流体流出,而高渗岩心则在注气压力升到0.2MPa后才有流体流出,说明改性凝胶体系进入高渗岩心后,在65℃温度下可以成胶,并能有效地封堵高渗岩心,使后续CO2驱时气体转向进入低渗岩心,从而驱出低渗岩心中的原油。并联岩心在改性凝胶封堵后再进行CO2驱时,低渗岩心能提高采收率4.8%,高渗岩心提高采收率为5.4%。     

改性淀粉凝胶体系控制二氧化碳窜逸技术研究

针对CO_2驱油过程中发生的窜逸问题,进行改性淀粉凝胶体系控制气窜技术研究。通过非正交实验,对改性淀粉凝胶体系进行了优化,并考察了在一定注入条件下,该体系在闭合裂缝和填砂裂缝中的注入性以及在渗透率级差组合岩心中的选择封堵性能。研究表明:改性淀粉凝胶进入闭合裂缝和填砂裂缝岩心的平均深度为岩心长度的52%和55%,一次气驱基础上平均提高采出程度为12.3和14.5个百分点。在渗透率级差为100和大于1000的并联岩心中注入堵剂后,综合采出程度分别提高了21.5和19.0个百分点。气窜被控制后,可有效启动裂缝以外或岩心低渗部分基质中的剩余油。改性淀粉凝胶体系成交时间可控,注入性能良好,封堵强度合适,具备矿场实施的可行性。     

聚合物纳米微球调驱性能室内评价及现场试验

针对河南油田油藏物性特征及传统调剖效果差的问题,在确定聚合物纳米微球膨胀倍数的基础上,结合油藏物性计算出了聚合物纳米微球的初始粒径。通过流动试验测试了聚合物纳米微球对单填砂管的封堵率及高低渗透率平行填砂管注聚合物纳米微球后的采收率,结果表明:聚合物纳米微球对单填砂管的封堵率达到80.5%,单填砂管注入聚合物纳米微球后不同区域压力波动幅度不同,表明微球在填砂管中发生了运移、封堵、弹性变形、再运移和封堵过程;聚合物纳米微球优先进入并封堵高渗透率填砂管,改变高低渗透率填砂管的非均质性,启动低渗透率填砂管内原油,高低渗透率填砂管整体采收率提高20.5%。柴9井的试验表明,注水井注入聚合物纳米微球后,注水井的注入压力升高,吸水剖面发生显著变化,与其对应的油井产油量增加。采用聚合物纳米微球深部调驱技术可以实现深部调剖,扩大注水波及体积,提高原油采收率。      

微悬浮乳液堵调剂性能研究

生产实践证实,常规化学堵调剂对层间渗透率级差大于3的地层不能达到理想的调剖和堵水效果.以油溶性树脂为主剂,并添加乳化剂、稳定剂及其他助剂,经乳化机剪切和乳化后,制备成粒径为1～5 μm且性能稳定的水包油微悬浮乳液堵调剂.通过实验确定了该堵调剂的最佳配方：50％～60％（表示质量浓度,以下同）树脂＋0.35％～0.40％十八烷基三甲基氯化铵或0.35％～0.40％十二烷基苯磺酸钠＋0.1％羟甲基纤维素＋0.10％～0.15％氯化钙＋1％～5％石蜡＋水;同时还确定了针对该堵调剂的破乳配方,即当乳化剂为十八烷基三甲基氯化铵时,破乳剂宜选用质量浓度为2％～3％的氢氧化钠水溶液,当乳化剂为十二烷基苯磺酸钠时,破乳剂宜选用质量浓度为3％～5％的氯化钙水溶液.通过对微悬浮乳液堵调剂的油溶率、酸溶率和粒径等各项指标进行性能测试,结果反映出该堵调剂具有良好的选择性及注入性.岩心驱替实验结果表明,该堵调剂的突破压力梯度达26 MPa/m,堵水率大于97％,耐水冲刷性能优于常规凝胶,并且适用于渗透率级差为7的岩心.     

交联聚合物封堵平面非均质油藏物理模拟

利用平面非均质填砂模型进行了有机交联聚合物封堵的油藏物理模拟实验,对比研究了水驱、聚合物驱和交联聚合物封堵对开采效果的影响.通过布置49个高精度的压差传感器测量交联聚合物封堵过程中油藏压力场的动态变化,用数码相机照相定性地观察了油藏流体变化情况.实验中发现,交联聚合物封堵最终采收率比水驱提高33%,比聚合物驱提高14%.交联聚合物能有效地封堵高渗条区,形成"段塞",改变了油藏内流体流动方向,扩大了波及范围,驱替出低渗区的油,提高了采收率.     

耐高温冻胶泡沫选择性堵水剂——适用于东海气田高温气藏堵水稳产

针对东海气田产水严重的开发现状,通过室内实验研究,研制了适用于其气藏条件的冻胶泡沫堵水体系。该体系由质量分数为0.4%的CAB-35耐高温起泡剂和0.4%LF聚合物+0.4%RELMNE交联剂冻胶稳泡剂复配而成,并优化了冻胶泡沫的注入方式、气液比和注气速度等施工参数,评价了冻胶泡沫的性能,形成了适用于东海气藏条件的耐高温冻胶泡沫堵水技术。评价结果表明:LF聚合物冻胶体系作为耐高温冻胶泡沫的稳泡体系,具有较好的稳泡效果,能大幅度提高泡沫的半衰期;冻胶泡沫堵水体系在气液混注、气液比1:1、注气速度为0.5 mL/min时性能最佳,易注入且封堵能力强。驱替实验结果表明:当地层情况相同时,冻胶泡沫堵剂封堵水的能力大干封堵气的能力,且堵剂对水的封堵率随着地层渗透率的增加而增强;当地层存在渗透率差异时,堵剂具有较好的地层非均质选择性能,堵剂优先封堵高渗透水流通道,而低渗透产气通道未被堵死。因此通过地层渗透率差异能够实现选择性堵水的目的。     

低初黏可控聚合物凝胶在油藏深部优势渗流通道的封堵方法及应用

聚合物凝胶调剖技术可以有效治理水驱油层水流优势渗流通道并提高采收率。通过建立凝胶调剖剂在非均质渗透层间渗流的理论模型，分析了凝胶调剖剂的黏度对优势渗流通道封堵的作用效果；研发了低初始黏度、具有pH值响应、成胶强度和交联时间可控的聚丙烯酰胺/柠檬酸/铬凝胶体系。在10 m长岩心和3管并联岩心进行封堵模拟实验，测试了聚合物凝胶体系剪切后的自修复黏度等流变学参数，研究了分流率、注入压力以及凝胶封堵的微观形态。研究结果表明：聚合物凝胶体系的低初始黏度是优先封堵地层深部高渗透层优势渗流通道、扩大波及体积的关键参数，聚合物凝胶体系的初始黏度低于10 mPa·s、延迟交联时间控制在30 d以上。长岩心封堵后水驱各段压力梯度比注入聚合物后续水驱时提高了6.55倍；经扫描电镜微观测试发现在岩心不同位置孔隙中存在明显的膜状凝胶；在并联岩心中，当低初黏可控聚合物凝胶进入水窜流的高渗层封堵后，注入水高渗层分流率由72.7%降低为0.7%。大庆油田1井组（6注12采）深部调剖现场试验结果表明，注水压力从7.8 MPa上升到9.8 MPa；8口连通油井日产液量下降16.2%，阶段累积增油563 t。低初黏可控聚合物凝胶对油藏深部优势渗流通道实现了有效封堵。     

东辛油田低渗透油藏堵调技术的研究与应用

根据辛50北断块中孔低渗透油藏的特点,研制了适合该区块的低黏度冻胶堵剂,其配方为:0.8%乳液聚合物+0.2%酚醛交联剂。物模实验评价结果表明,研制的低黏度冻胶堵剂在低渗岩心中易注入,且具备较高的封堵强度和耐冲刷性,水驱9 PV时封堵效率仍>96%。在辛17斜更5井区开展调剖试验,从2010年9月14日至2011年年底累计增油1 466 t,对类似低渗透油藏的水井调剖的油田具有推广意义。     

稠油油藏高温多基团交联冻胶封窜体系研究与应用

为解决蒸汽驱开发过程中汽窜严重问题,研制了一种高温多基团交联冻胶封窜体系,并针对其耐温性能、蒸汽封堵性能和耐冲刷性能进行了评价。研究表明:高温多基团交联冻胶封窜体系在130 ℃的高温环境下可以稳定成胶,且在250 ℃条件下放置120 d后凝胶具有很好的稳定性;封堵性能优良,在高温条件下,注入速度为1 mL/min、堵剂注入量为0.8倍孔隙体积时,冻胶封窜体系封堵率高达99.63%,突破压力梯度为7.35 MPa/m;250 ℃条件下,该封窜体系在填砂管内完全成胶后,经高温蒸汽冲刷(30倍孔隙体积)后封堵率一直维持在98.00%以上,耐冲刷性能良好。该封窜体系在现场应用中取得了良好的蒸汽封堵效果,有效解决了稠油油藏蒸汽驱开发过程中的汽窜问题,可为稠油油藏的高效开发提供技术支持。     

Cr3+聚合物弱凝胶调驱剖面变化规律及改善方法

采用分子内交联为主的Cr³⁺聚合物弱凝胶,通过“分注分采”岩心驱替实验研究调驱剂段塞尺寸、岩石渗透率和原油黏度对储层吸液剖面和产液剖面的影响。针对渤海油田LD10-1区块渐新统东营组进行了“堵/调/驱”实验。研究结果表明：①调驱剂段塞尺寸对注采两端液流转向和剖面返转时机没有影响,但超过0.3 PV后单位体积段塞尺寸Cr³⁺聚合物弱凝胶提高原油采收率增幅减小,随储层渗透率级差和原油黏度增大,注采两端液流转向时机延后,剖面返转时机提前;②“有机/无机”复合凝胶体系封堵高渗透率层、聚合物微球调控微观非均质性和稠油流度改善剂提高驱油效率等3种措施同时实施,可提高聚合物弱凝胶调驱后的采收率;③“堵/调/驱”组合提高采收率机理为：封堵优势渗流通道扩大非均质储层宏观波及体积、聚合物微球在变径孔隙或喉道处发生桥堵实现微观液流转向、高效驱油剂可进入未波及孔喉区域发挥降黏原油、降低油水界面张力和高效驱替等3种作用。     

低渗透油田水淹井油井堵水技术研究与应用

三叠系储层微裂缝发育,注水且具有明显的方向性,容易造成注入水沿微裂缝发育方向快速推进,而使油井水淹,采油三厂大部分三叠系油藏已经进入中高含水期,受储层微裂缝、高渗带、初期压裂规模较大、超前注水等综合因素影响,水淹井数呈逐年上升趋势,甚至迅速水淹,产能损失严重。针对这一生产矛盾,近年来采油三厂在充分调研各种堵剂体系的基础上,结合采油三厂低孔、低渗、微裂缝发育的油藏特征,研究剩余油分布规律,遵循"注的进、堵的住、安全性强"的原则,先后研发、引进智能弱凝胶、微纳米堵水凝胶、裂缝封堵剂等堵水材料进行油井堵水现场试验,并取得了较好效果,为后期油田高效开发提供了一定的借鉴。