高浓度聚合物注入时机及段塞组合对驱油效果的影响

在大庆油田聚合物驱条件下(45℃,原油粘度～10 mPa·s,清水配制聚合物溶液),取聚合物总用量2020 PV*mg/L,在人造岩心上实验研究了水驱之后不同段塞组合的"普浓聚合物"(浓度1000 mg/L、粘度8.6 mPa·s、分子量1.7×107的HPAM溶液)+"高浓聚合物"(浓度最高达3000 mg/L、粘度最高达369 mPa·s、分子量2.5×107的抗盐聚合物溶液)的驱油效果.在普浓聚合物驱的5个不同时机转注浓度2500 mg/L、粘度315 mPa·s的高浓聚合物,转注时机越早则聚驱采收率越高,前期(不注普浓聚合物)转注为45.1%,中前期(含水降至80%时)转注为44.0%,后期(含水升至98%时)转注为41.0%.注入0.350 PV普浓聚合物后再分别注入浓度在1000～3000 mg/L的抗盐聚合物,随浓度增大,聚驱采收率由35.7%增至41.5%,但增幅迅速减小(4.8%～0.1%).注入0.350 PV普浓聚合物段塞之后依次注入浓度2500 mg/L、分子量递减(2.5×107,2.1×107,1.7×107)、尺寸递减(0.450,0.118,0.100 PV)的3个聚合物段塞,聚驱采收率最高,为48.2%;普浓聚合物段之后注入2500 mg/L的高浓聚合物单段塞或浓度递减(2500～1000 mg/L)的4个抗盐聚合物段塞,聚驱采收值相近但大大降低(41.1%或41.0%).在讨论高浓高粘高分子量聚合物驱油机理时,强调了高粘弹性聚合物溶液提高微观驱油效率的作用.图1表4参4.     

大庆中低渗油层聚合物驱可行性室内实验研究

对可用于大庆油田中低渗油藏聚合物驱的聚合物HPAM的适宜分子量进行了研究。取聚合物溶液粘度为12mPa.s(45℃,7.34s-1),由粘浓曲线求得分子量为2.4×106、5.0××106、8.0×106及1.0×107的聚合物溶液浓度应分别为1000、800、6004、00mg/L。指出油藏孔隙半径中值大于聚合物分子线团回旋半径的5倍时,聚合物不会堵塞该油藏。在水相渗透率为9.87×10-3~22.0×10-3μm2的18支储层岩心上,用不同分子量、不同浓度的聚合物溶液测定阻力系数和残余阻力系数,根据注聚合物时和后续注水时注入压差的变化和残余阻力系数值,判断聚合物是否堵塞岩心,确定上述不同分子量聚合物分别适用于水相渗透率为0.01、0.03、0.10、0.20μm2的油藏。在渗透率为0.130~0.214μm2的岩心上,用粘度~12mPa.s的聚合物溶液驱油,注入量~1PV,分子量1.0×107的聚合物对岩心造成堵塞,其余分子量的聚合物提高采收率的幅度,由分子量2.4×106时的6.5%提高到分子量8.0×106时的7.6%。结合试验区先期注入井的结果,分子量8.0×106的聚合物可用于大庆油田大多数中低渗油藏,分子量超过8.0×106时有一部分油藏会发生堵塞。数值模拟表明,在分子量6.5×106、聚合物用量420(mg/L).PV、注入流量0.15PV/a条件下,聚合物溶液浓度由400mg/L增至1200mg/L时,采收率增值仅由6.75%增至7.25%。图1表4参3。     

大庆油田疏水缔合聚合物驱物理实验模拟

通过阻力系数(FR)和残余阻力系数(FRR)测定及岩心驱油实验,在实验室考察了一种疏水缔合聚合物HAP工业产品在大庆油田条件下(45℃,天然或模拟人造岩心)的驱油性能,并与一种HPAM工业产品(M=1.43×107,HD=27%)进行了对比.HAP溶液用矿化度4 456 mg/L的污水配制,HPAM溶液用矿化度918 mg/L的清水配制.800 mg/L HAP溶液流过水测渗透率0.037-0.333 μm2的天然岩心时产生的FR＞10,FRR＞2.在三层非均质人造岩心(Vk=0.72, Ka=0.840-1.120 μm2)上进行的岩心驱油实验中,相同浓度(1 000 mg/L)HAP溶液驱替水驱残余油的采收率比HPAM溶液高3%-4%(OOIP),相同粘度(41-42 mPa·     

三元复合驱油体系粘弹性及界面活性对驱油效率的影响

实验研究了大庆油田所用ASP三元复合驱替液的驱油效率与碱浓度之间的关系。在45℃(大庆油藏温度)下,随碱浓度增大(0～1.5×104mg/L),NaOH/ORS 41/HPAM蒸馏水溶液在全部实验剪切速率范围内的粘度及在全部实验剪切振荡频率范围内的损耗模量、储能模量、松弛时间均不断下降,表明溶液粘弹性不断减小;溶液与原油间的动态界面张力(60min稳定值)基本上不受聚合物浓度的影响,而随碱浓度的增大而下降,在碱浓度≥8.0×103mg/L时达到超低值(10-3mN/m)。用注入水(矿化度3.7×103mg/L)配制的相同ORS 41和HPAM浓度、不同碱浓度(0、3.0×103、6.0×103、1.2×104mg/L)的ASP溶液在不同岩心上的驱油效率变化规律有很大不同,水驱后提高采收率的幅度,在人造非均质岩心上在碱浓度3.0×103和6.0×103mg/L时达到高峰值,在标准长度和加长至两倍长度的两组天然均质岩心上随碱浓度增大而逐步提高,在碱浓度增大至1.2×104mg/L时略有降低。高碱浓度ASP溶液尽管具有超低界面张力,但由于粘度低、粘弹性低,驱油效率也低;油水界面张力在10-1～10-2mN/m、粘弹性(和粘度)较高的ASP溶液在岩心上驱油效率最高;超低界面张力不是绝对必要的。图4表2参11。     

耐温抗盐聚合物TS-45流变性及驱油效率研究

在45℃(大庆主力油藏温度)下,以超高分子量(2.8×107)HPAM为对比,实验考察了耐温抗盐聚合物TS-45溶液的流变性能和驱油能力.TS-45为丙烯酰胺、强极性(含-SO3H)支链单体及少量疏水缔合单体的共聚物.实验聚合物溶液含盐(NaCl)5 g/L,含聚合物1 g/L.两种聚合物溶液在0.02～600 s-1范围均为假塑性流体,TS-45溶液的粘度大于HPAM溶液.溶液的G′和G″随振荡频率增加(0.1～50 Hz)而增大;TS-45的G′(和G″)大于HPAM的相应值;G′和G″曲线的交点,TS-45为0.1 Hz,此时G′=G″=0.078 Pa,HPAM为0.147 Hz,此时G′=G″=0.0088 Pa,表明TS-45溶液的弹性大于HPAM溶液.与NaCl浓度1 g/L的聚合物溶液相比,实验溶液的G′和G″均下降,在2.81 Hz下的保留率对于TS-45分别为48.2%和38.3%,对于HPAM分别为24.1%和17.2%,说明TS-45的耐盐性较好.TS-45在岩心中的阻力系数和残余阻力系数(38.6和9.6)大于HPAM的相应值(25.4和5.7).在岩心驱油实验中,注入0.38 PV聚合物溶液提高采收率的幅度,1 g/L的TS-45污水溶液、HPAM清水和污水溶液分别为12.6%、10.5%、8.9%,0.8 g/L的TS-45污水溶液为10.7%;在注入量0.2～2.0 PV范围内提高采收率的幅度,1 g/L的TS-45污水溶液恒大于HPAM污水溶液.图6表2参5.     

疏水缔合水溶性聚合物AP4清水溶液的流变特征

提高采收率用商品疏水缔合聚合物AP4为丙烯酰胺、丙烯酸、烷基二甲基烯丙基氯化铵共聚物,分子量1.7×106,水解度18.2%,疏水基含量<1%,由粘浓曲线求得临界缔合浓度CAC为1000 mg/L。用矿化度487 mg/L的清水配制AP4溶液,溶液粘度在45℃、7.34 s-1测定。AP4溶液45℃粘度-剪切速率(0.1~1000 s-1)曲线,溶液浓度≤CAC时在低剪切速率下出现振荡,振荡强度和振荡区宽度随溶液浓度降低而增大,之后出现假塑性和胀流性;溶液浓度≥CAC时依次出现牛顿性、假塑性和胀流性。假塑性区流变曲线符合幂律,给出了不同浓度(400~2000 mg/L)的7个AP4溶液的假塑性区宽度,K和n值。浓度800和1000 mg/L的AP4溶液在45℃、不同剪切速率(200~1550 s-1)下剪切2 min后,粘度保留率(30%~20%)和静置时粘度恢复率(80%~130%)相当分散,剪切速率低时粘度恢复率<100%;对于浓度1500 mg/L的AP4溶液,剪切速率对粘度保留率(~10%)和粘度恢复率(>100%)的影响大大减小。从分子内和分子间缔合结构在剪切作用下的破坏和再生解释了疏水缔合聚合物溶液的流变性和剪切后粘度恢复性。图6表2参11。     

大庆油田条件下疏水缔合两性聚合物三元复合驱和聚合物驱体系的应用性能

西南石油学院研制了一系列疏水缔合两性水溶性聚合物 ,其中一些可用于大庆油田的三元复合驱和聚合物驱。本文报道了以下室内研究结果。 ( 1 )在ASP体系中该聚合物用量仅为 70 0— 80 0mg/L ,而大庆产高分子量( 1 430万 )HPAM的用量为 2 0 0 0— 2 50 0mg/L ,超高分子量 ( 2 2 0 0万 )HPAM为 1 30 0— 1 40 0mg/L。 ( 2 )所配ASP体系的粘度、界面张力、稳定性等性能符合大庆油田要求 ,驱油效果不低于大庆油田现用体系 (提高采收率 >2 0 %OOIP)。 ( 3)用大庆油田采出污水配制的粘度达到 40mPa·s的聚合物溶液 ,浓度仅为 80 0— 90 0mg/L ,而大庆产高分子量 ( 1 430万 )HPAM的浓度为 1 70 0mg/L。这类聚合物的生产成本与超高分子量HPAM大体相当。     

高30断块油藏S/P二元复合驱室内实验研究

针对高30断块砂岩油藏,筛选和评价了表面活性剂/聚合物(S/P)二元复合驱油体系。结果表明,表面活性剂CDS-1在有效浓度(0.025%~0.300%)低而宽的范围内,体系与原油的界面张力可降到能大幅度提高驱油效率的10-2mN/m数量级;当疏水缔合聚合物HNT201-3浓度为1 250 mg/L、CDS-1浓度为0.05%时,体系在地层条件下的表观黏度可达72.37 mPa.s。在模拟油层渗透率及非均质变异系数的岩心上,注入0.30 PV二元复合体系及0.10 PV聚合物保护段塞时,可比水驱提高采收率20.91%OOIP。     

疏水缔合聚合物临界缔合浓度研究

认为水溶性疏水缔合聚合物在水溶液中的疏水缔合可分为两个阶段 ,聚合物浓度大于第一临界缔合浓度(CAC1)后发生分子内和分子间缔合 ,粘浓曲线斜率增大 ,在第二临界缔合浓度 (CAC2 )下分子内缔合 (引起粘度下降 )达到平衡 ,此后缔合主要发生在分子间 ,粘浓曲线斜率再次增大。由粘浓曲线测定了 3种商品聚合物的CAC1和CAC2 ,考察了多种因素的影响。CAC1和CAC2 随 pH值的增大 (4 .8～ 8.2 )近似地呈线性降低 ,随矿化度增大(1.0～ 10 0 g/L)趋于升高 ,随温度升高 (2 0～ 5 0℃ )略有升高 ,随剪切速率增大 (32～ 10 3s-1)保持不变。在聚合物S3(M =1.2 8× 10 7,HD =2 9.3% )溶液中加入 6 .0 g/L重烷苯磺酸钠 (该加量处于与溶液增粘峰对应的浓度范围 ) ,使CAC1和CAC2 由 970和 2 14 0mg/L降至 5 6 7和 110 0mg/L。讨论了矿化度、外加阴离子表面活性剂等对疏水缔合的影响。图 2表 2参 11。     

超支化疏水缔合聚合物 HBPAM的性能及驱油效率

为了提高三采污水配制聚合物溶液的性能,对比评价了超支化缔合聚合物HBPAM和现场在用的KYPAM聚合物的增黏性能、黏弹性能、抗盐性能、长期稳定性能、抗剪切性能以及驱油效果,并观察了二者的微观形貌。研究结果表明,当浓度高于临界缔合浓度(1250 mg/L)后,HBPAM具有较强的增黏性能和黏弹性能;与KYPAM相比,HBPAM具有更好的抗盐性能和长期稳定性能。污水配制的浓度1500 mg/L的KYPAM溶液,在油藏条件老化180 d后的黏度仅为13 mPa·s左右,黏度保留率仅20%,而相同处理条件下,HBPAM溶液的黏度大于50mPa·s,黏度保留率在80%左右。HBPAM溶液具有较强的抗剪切稳定性,机械剪切速率15000 s-1作用后再静置24 h,浓度1500 mg/L的HBPAM溶液的黏度保留率为85%数89%,扫描电镜结果显示HBPAM具有更加规整的三维网状结构。岩心驱替实验结果表明,在水驱基础上,注0.3 PV的1500 mg/L的HBPAM溶液提高采收率16.5%,比黏度相近的浓度1800 mg/L的KYPAM溶液提高采收率幅度高5.0%。与KYPAM溶液相比,相同黏度的HBPAM溶液更能改善油藏非均质性。     

不同分子结构两性离子聚合物在盐水泥浆中的抑制性特点

测定了具有不同分子结构两性离子聚合物在盐水环境下抑制性结果，研究发现聚合物的分子线团尺寸对其抑制页岩水化分散能力构成有显著的影响。若分子线团尺寸受矿化条件影响而极度收缩，则其抑制能力将明显降低。     

TS系列新型耐温抗盐聚合物的研究

基于分子结构设计理论，研究了TS系列新型耐温抗盐聚合物。这种耐温抗盐聚合物由丙烯酰胺、含强极性基团的阴离子单体和适量的疏水单体共聚合成，性能试验表明其耐温抗盐性能较好，并可满足聚合物的污水配制需要。驱油试验表明，在高矿化度配制水条件下，相对于超高分子量聚丙烯酰胺(分子量2500万)，耐温抗盐聚合物的驱油效率可提高6%。图2表1参8     

部分水解聚丙烯酰胺共混体溶液的黏性和弹性研究

实验研究了大庆工业品HPAM聚合物三元共混体溶液的黏性和弹性。用0.241%NaCl盐水配制溶液,以1.0 g/kg溶液45℃、7.34 s-1黏度表征溶液黏性,以45℃储能模量-频率关系和拉伸细丝直径-时间关系表征溶液弹性。共混聚合物的平均相对分子质量m由工业品聚合物的η按质量权重平均法计算。由η在5.0×106-3.8×107、HD=23%的8种聚合物混配的m=2.5×107的6个三元共混聚合物,[η]和溶液黏度均低于η=2.5×107的单一聚合物,其中低η聚合物组分含量高时[η]和黏度更低,但除了[η]和黏度最低的2个共混体外,溶液弹性均高于单一聚合物。由η为1.5×107、2.8×107、3.3×107的3种聚合物混配的m=2.8×107的5个共混聚合物,[η]和黏度与η=2.8×107的单一聚合物相当,弹性则在不同程度上得到改善。由此得到结论:在等基础上与单一聚合物相比,工业品聚合物共混体在聚合物η和混配比例适当时,其增黏性能不降低而溶液弹性提高。图5表2参8。     

多孔介质对交联聚合物成胶效果影响及作用机理

研究了3种交联聚合物体系在多孔介质中的成胶性能,实验温度45℃。在实验容器中,Al3 交联体系配制后60天内黏度变化较小,是一种CDG;Cr3 交联体系15天达到最高黏度2.3 Pa.s,是缓慢交联的弱凝胶;无机有机复合交联体系15天黏度1.8 Pa.s,45天达到最高黏度80 Pa.s,是延迟交联的强凝胶。人造非均质岩心模拟大庆主力油层,平均渗透率0.8μm2,长30 cm。以聚合物溶液为对照,按水—凝胶—水—凝胶—候凝20天—水的顺序驱替,由驱替过程中入口和中间点压力与注入量关系判断,Al3 体系进入岩心并通过分子内交联成胶,Cr3 体系在进入岩心前已发生交联并在端面造成堵塞;进入岩心的复合交联体系基本上不成胶。引证了文献发表的大庆油田铬凝胶调驱的有关数据。讨论了储层孔隙结构、渗透率-孔隙半径中值关系曲线及聚合物分子线团半径。认为在孔隙介质中由于孔隙壁造成的“笼”效应,聚合物的分子间交联受到一定程度的阻碍。图7表3参8。     

中原油田矿场试验中三元共聚物胶状体驱油溶液粘度损失问题

中原油田将新研制的耐温 (90℃ )、耐矿化度 (1.6× 10 5mg/L)的丙烯酰胺三元共聚物中试胶状体产品用于小规模矿场驱油试验 ,发现现场配制的溶液粘度较中试初期产品溶液粘度室内测定值下降 6 9%。探讨了引起粘度损失的原因 ,结果如下。①产品质量低且不稳定 :现场试验期间所用产品的溶液粘度比中试初期产品下降 2 9% ,同一批次产品溶液粘度相差 44 % ,不同批次产品溶液粘度相差 5 9%。②造粒机结构不合理 ,运行参数欠当 ,造成溶液粘度损失最大达 2 2 .8%。③螺杆泵输送中粘度损失仅 1.7%。④注聚泵剪切造成粘度损失 4% (规定要求 <5 % )。大庆油田早期 (1972 ) ,胜利油田近期 (1998～ 2 0 0 1)曾在现场驱油试验中使用胶状体HPAM ,效果均欠佳。在聚合物驱油中应使用质量合格并稳定的聚合物和合格的配液设备     

用高分子化学反应法制备阳离子聚合物

介绍用几类重要的合成高分子（聚丙烯酰胺、聚乙烯醇、聚氯乙烯、聚苯乙烯、聚丙烯腈）和天然高分子（淀粉、纤维素、木质素）通过高分子化学反应制备阳离子聚合物的途径，并介绍了这些改性物的应用。     

聚丙烯酰胺类纳米材料的研究进展

综述了丙烯酰胺聚合物（共聚物）纳米材料的研究进展。前言中指出了油气钻采领域应用这类材料的前景。扼要介绍了通过反相乳液聚合制备的丙烯酰胺聚合物纳米微粒。重点介绍了丙烯酰胺聚合物／黏土纳米复合材料制备原理，包括蒙脱土晶体的层状结构、有机化处理的蒙脱土和插层方法及近期合成的多种这类纳米复合材料如纳米复合材料型水凝胶、插层型纳米复合材料、剥离型纳米复合材料等。最后介绍了专为油气钻采研发的3种纳米材料：乙酸铬交联聚丙烯酰胺／蒙脱土纳米复合材料型水凝胶，可用于油田堵水调剖；具有核-壳结构的部分水解聚丙烯酰胺／蒙脱土纳米微粒，可用作钻井液处理剂；有机／无机纳米复合材料型凝胶，可用作钻井堵漏剂。图2参30。     

疏水缔合型水溶性聚合物的合成性质与应用

综述了疏水缔合型水溶性聚合物的合成方法,包括水溶性性单体与疏水性单体共聚法和水溶性聚合物的化学改性反应法,简要介绍了疏水缔合型水溶性聚合物的性质及其在中油工业中的应用。     

不同油藏温度条件下HPAM水解度与黏度变化规律

实验测定了法国SNF公司的AN913(M-=1.72×107,HD=15.0%)、AN923(1.92×107,20.0%)、AN934(2.11×107,31.0%)3种聚合物在驱氧并化学稳定的浓度1.0 g/L的污水溶液中,在180小时热老化过程中水解度和溶液黏度(30℃)的变化。55℃老化的溶液用矿化度2.23 g/L、pH 9.0的下二门油田污水配制,70℃和80℃老化的溶液用矿化度5.33 g/L、pH 9.1的双河油田污水配制。水解度~老化曲线表明油藏条件下HPAM的水解是典型的自阻滞反应,初期水解快速,后期减慢,最终趋于稳定;初始水解度越低则水解越快;温度越高则水解越快且不同水解度聚合物的水解曲线越接近;55℃时的水解仍很明显。溶液黏度~老化时间曲线相似但有所不同:老化初期黏度增加快,达到最高值后维持稳定(55℃和80℃)或缓慢减小(70℃);达到最大黏度的老化时间,55℃下为100天,70℃下为60天,80℃下为30天;水解度越低则黏度增加越快;在70℃老化30天和在80℃老化5天后,AN913溶液的黏度超过AN923和AN934。以3种聚合物溶液黏度对水解度(15%~68%)作图,水解度达到~30%前黏度增大,以后大体稳定,水解度大于60%后略有下降;用HPAM水溶液结构和污水低钙镁含量(26,32 mg/L)解释这一结果。讨论了HPAM水解度对油藏的适应性:在55℃的下二门油藏及70℃和80℃的双河油藏,聚合物驱中分别使用水解度25%~30%、20%~25%、15%~20%的HPAM。图7表1参14。