SPA淀粉接枝共聚物堵水调剖剂性能研究

针对中原油田含盐量高的地层特点，开发出了以淀粉与丙烯酰胺接枝共聚物SPA、有机复合交联剂MC和促凝剂L为主要成分的堵水调剖剂。研究了该堵水调剖剂各组分浓度对成胶时间与凝胶粘度的影响，考察了pH值、温度、水质及剪切作用对堵水调剖剂性能的影响，采用岩心模拟试验方法评价了该堵水调剖剂的作用效果。结果表明，SPA-WC-L堵水调剖剂强度高、耐冲刷，具有良好的选择性堵水作用，可满足中原油田堵水调剖作业的需要。     

调剖剂在非均质多孔介质中的分流和封堵特性

通过不同渗透率的多管平行岩心分流试验研究了调剖剂在非均质体系中的流动及封堵特性，由研究结果得出结论：注入压力是现场调剖成功的一个关键因素；宜选择渗透率级差大的注水井进行调剖。     

非均质地层多轮次堵水调剖物理模拟实验研究

以胜坨油田为例，通过交联聚合物驱油动态实验装置，模拟纵向非均质地层多轮次堵水调剖。通过实验得到各种堵剂对岩心的封堵能力、多轮次堵水调剖与采收率的关系，并分析了多轮次堵水调剖中堵剂选择对调剖效果的影响。为今后该技术的进一步完善提供了重要的参考依据。     

超细纤维素与丙烯酰胺接枝共聚物在调剖堵水中的应用

通过室内实验得到超细纤维素丙烯酰胺接枝共聚物为调剖剂主剂的最佳配方为:2000 mg/L接枝共聚物C-PAM+1000 mg/L交联剂PF+20 mg/L控制剂氯化铵,考察了该调剖剂体系的抗盐性、耐温性及抗剪切性。实验结果表明,该调剖剂体系具有较好的抗盐性,在自来水中的初始黏度为30 m Pa·s,成胶后的凝胶强度为3.5×104m Pa·s,在矿化度100 g/L的模拟地层水中成胶后的凝胶强度为3×104m Pa·s。该调剖剂体系适用于60数80℃的中性油藏,形成凝胶的稳定期超过80 d。该调剖剂体系具有较强的抗剪切性,在经过高速剪切(剪切速率100 s-1)后,初始黏度保留率在60%以上,成胶后凝胶强度保留率在80%以上。综上,超细纤维素丙烯酰胺接枝共聚物C-PAM可应用于调剖堵水中。     

非均质地层多轮次堵水调剖物理模拟实验研究

通过交联聚合物驱油动态模拟试验装置，模拟在纵向非均质地层条件下的多轮次堵水调剖。利用该装置注入各种不同的堵剂(木钙、交联聚合物、弱凝胶CDG)，实施多轮次水驱，通过试验得出了各种堵剂对岩心的封堵能力、多轮次堵水调剖与采收率的关系、对比了多轮次堵水调剖中堵剂选择对调剖效果的影响。为今后胜坨油田多轮次堵水调剖技术的进一步完善提供了重要的参考依据。     

接枝淀粉聚合物调剖体系的封堵性能评价

开展室内岩心实验考察接枝淀粉聚合物调剖体系在孔隙介质中的封堵性能,结果表明：①接枝淀粉聚合物调剖体系成胶前具有一定的流度控制能力;成胶后残余阻力系数较大,具有降低大孔道渗透率的能力;②体系的残余阻力系数随注入速度的增加而减小;③体系对岩心具有很高的封堵率,当注入0．45PV时封堵率就可达到90％以上,注入量越大,封堵率越高;④体系具有较高的堵塞强度。注入后的突破压力梯度随流速的增加而增大;⑤体系的耐冲刷性好,经70PV注水冲刷后其封堵率仍保持在80％以上。油相驱替封堵率明显较低,最高只有39％,经70PV冲刷后已降至10％。接枝淀粉聚合物调剖体系具有堵水不堵油的特性。     

油田用淀粉接枝共聚物研究与应用进展

以淀粉等为原料,通过与丙烯酰胺、丙烯酸、丙烯腈、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、3-甲基丙烯酰胺基丙基三甲基氯化铵、二甲基二烯丙基氯化铵等单体接枝共聚,可以得到不同用途的油田化学品。文中主要介绍了油田用淀粉接枝共聚物的研究和应用情况。研究和应用结果表明：淀粉接枝共聚物用作钻井液处理剂,在淡水、盐水、饱和盐水和复合盐水钻井液中均具有较强的降滤失能力,以及较好的抗盐抗温能力,淀粉接枝共聚物用作调剖堵水剂,可以与许多交联剂交联形成高黏弹性凝胶体系,且分子结构上柔性侧链与刚性骨架相互渗透,形成具有星型或梳型结构的聚合物,其交联体系具有较强的抗温、抗盐、抗剪切和长期稳定性;淀粉接枝共聚物用作油田水处理絮凝和净化剂,具有来源丰富、价格低廉、可生物降解等特性,且絮凝性强,混凝脱色效果好,具有广阔的应用前紧。     

非均质岩心调堵结合技术室内实验

为了研究调剖堵水顺序和调剖堵水时机对提高非均质岩心采收率的影响,选择1种堵水剂和强度不同的2种调剖剂作为研究对象,利用双层非均质岩心模型物理模拟实验,设定3种不同的调剖堵水顺序和7种不同的调剖堵水时机。研究结果表明,先调剖后堵水起到了很好的调堵效果,与先堵水后调剖以及同时调剖堵水相比,采收率增加幅度更大,强胶体系最终采收率为69.26%,弱胶体系最终采收率为64.94%。研究调剖堵水时机时发现,调剖与堵水间隔时间越长降水增油效果越好,且调剖堵水结合的最佳时机为调剖后水驱至0.5倍孔隙体积进行堵水,继续增加水驱时间采收率不再增加。     

调剖剂对多孔介质的封堵行为研究

我国现有的调剖剂可分为单液法和双液法两大类。本文采用岩流动实验装置，考察了现场常用的单液法、双液法两大类共４种调剖对不同渗透率岩心的封堵强度、封堵效率和封堵有效期。根据实验结果提出了各类调剖剂的适用范围。     

STP强凝胶调剖剂的深度调剖性能

STP强凝胶调剖剂由聚丙烯酰胺、交联剂和延缓剂组成。用人造岩心进行凝胶性能实验，55℃时成胶时间为72h，岩心封堵率大于99．9％，注水50PV冲刷后封堵率仍不低于99．8％，突破压力梯度在高渗透率(5．62D)岩心中不低于4．45MPa／m，在低渗透率(0．57D)岩心中为3．46MPa／m，有一定的选择性。分别串联3支高渗透率岩心和3支低渗透率岩心，将二者并联构成非均质模型，饱和原油进行调剖驱油实验，未注调剖剂时的水驱合层采收率为24．3％，用调剖剂依次封堵第一、第二、第三高渗透率岩心后，水驱合层采收率分别达到46．8％、62．2％和69．1％，表明逐步增大封堵深度可以进一步提高油层采收率。STP强凝胶调剖剂在大庆油田萨中开发区的实际应用取得了明显成效。图3表1参5     

淀粉接枝共聚AM/AMPS预交联凝胶调剖剂ROS性能评价

介绍了由淀粉接枝共聚丙烯酰胺／2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AM／AMPS)制得预交联凝胶调剖剂ROS,评价实验表明,该调剖剂膨胀度在淡水中达250左右,在100g／L盐水中达70左右,90℃环境中放置8周后性能良好,具有在水中膨胀、在原油中收缩的性能,其柔顺性好,注人性强,调剖效果显著。     

纵向非均质储层凝胶调剖剩余油分布特征实验研究

设计、制作了带有饱和度场监测的含电极两层纵向非均质平板岩心模型,通过电阻率法实现对非均质模型中剩余油分布定量描述,通过模拟正韵律厚油层水驱、聚合物驱、凝胶调剖实验,测试调剖前后剩余油分布,得出不同注入方案、不同驱替阶段下模型内调剖驱替效果及剩余油分布特征。实验结果表明,渗透率级差越大,低渗透层内剩余油越富集,调剖后波及程度提高幅度越大,高渗透层水流优势通道越明显,波及程度越大、洗油效果越好;不同注水量对低渗透层的波及效果没有明显改善,不同方案开发效果基本一致;聚合物注入量越小,调剖时机越早,提高采收率幅度越大;调剖剂用量越大,对高渗透层的封堵半径越大,低渗透层的波及体积大幅度提高,剩余油动用程度越高,油水前缘向生产井推进越远。     

聚驱后储层非均质性对堵水调剖试验选区的影响

针对聚合物驱后堵水调剖技术试验区选择的困惑,运用油藏数值模拟的技术手段,从储层非均质性的角度,对试验的选区原则进行研究,探索了聚合物驱后堵水调剖试验区选择的适应性条件,初步确定聚合物驱后油藏堵水调剖试验区选区原则为:高渗透条带渗透率大于等于3000×10-3μm2,渗透率级差大于等于3。     

化学复合驱中的调剖技术探讨

主要阐述了吉林油田化学复合驱的潜力评价结果,主要潜力区在Ⅱ类油藏条件,化学驱替剂的窜流是影响吉林油田化学复合驱矿场应用的限制条件;调剖技术控制化学剂的窜流对化学复合驱的起技术支撑作用,通过物理模拟实验阐述调剖时机、调剖剂性能对化学复合驱调剖效果的影响,高强度堵剂调剖、先调后驱的调剖效果好;通过调剖剂性能和适应性分析吉林油田现有的成熟调剖剂不适合直接应用于化学驱调剖,提出适合吉林油田Ⅱ类潜力区油藏条件的化学驱调剖剂研究方向。     

生物聚合物深部调剖技术

生物聚合物堵水调剖是把能够产生生物聚合物的菌种及其营养液注入地层，使其大量繁殖，菌体细胞及其代谢产出的生物聚合物对裂缝及高渗透层具有较好的选择性封堵作用，从而改善层间油水运动状况，缓解层间矛盾，调整吸水剖面，扩大波及区域，从而提高原油采收率。     

地下成胶的淀粉-聚丙烯酰胺水基凝胶调堵剂性能研究

题示调堵剂由4.1%淀粉、4.1%AM、0.16%引发剂、0.04%交联剂组成,用吉林油田采出水(矿化度5.15 g/L)配制,30℃成胶时间17小时,成胶强度(通过面积28.3 cm2的两层20目筛网所需驱动压力)为0.85～0.95 MPa,加入0.02%～0.20%缓聚剂可使成胶时间延至25～90小时.可用不同油藏采出水(矿化度4.47～263 g/L)配制,在各该油藏温度下(40～120℃)成胶.在30 m长40～60目含粘土约30%的露头砂填充管中注入9.5 m长调堵剂,沿程压力表明该调堵剂运移性能良好;入口处表观粘度计算值为0.05 Pa·s,8.16 m处下降至0.04 Pa·s;成胶后入口注水压力达60 MPa时,5.50 m及以下压力降至零.在2 m长、K=9.78 μm2填砂管中以不同流量注入调堵剂,流出后的成胶率≥90%.在渗透率0.199～23.7μm2的4支1 m长填砂管注入0.3 PV调堵剂,成胶后注水突破压力梯度(7.8～8.4 MPa/m)、水驱至9 PV时的残余阻力系数(30～2850)及封堵率(96.7%～99.7%)均随原始渗透率增大而增大.0.3 m长2组高低渗填砂管并联,注入0.35 PV调堵剂时的分流率比与渗透率级差成正比,成胶后注水分流率发生反转.图3表5参6.     

黄原胶稳定的微泡沫稳定性及在非均质地层中的调剖效果

针对普通泡沫稳定性弱、 在强非均质地层调剖效果差的问题, 将氮气和起泡剂溶液 （黄原胶/甜菜碱表面活性剂） 同时注入玻璃珠填制的填砂管制备出一种直径细微、 稳定性强的微泡沫体系。通过气泡形态、 平均气泡直径、 气泡密度等参数对比了普通微泡沫（甜菜碱表面活性剂）与黄原胶稳定的微泡沫稳定性差异, 并借助微观模型和并联填砂管模型对比了两种微泡沫的调剖能力。研究结果表明： 随黄原胶浓度增加, 微泡沫液膜的厚度和黏弹性提高, 微泡沫平均气泡直径降低, 气泡密度增加, 微泡沫平均气泡直径和气泡密度的变化速率降低, 微泡沫稳定性好于普通微泡沫。微泡沫在微观模型低渗区域的波及体积高达 90%, 远高于普通微泡沫。微泡沫对于级差为 10的严重非均质地层具有较好的调剖效果, 调剖效果的改善与起泡剂溶液中黄原胶浓度的增加有较好的对应性。图 18表1参 16     

BD—861调剖剂的研究

ＢＤ－８６１调剖剂是以ＡＭ单体为成胶剂，其它化学药品为添加剂组成的水溶液，在地层温度条件下聚合成为冻胶型堵剂，适用于砂岩油层注水井调剖，也可和于油井堵水，该文介绍堵剂的性能及影响因素和现场试验结果。     

阳离子调剖剂在高温高盐油藏的应用研究

针对高温高盐油藏的苛刻条件,开发了新型阳离子复合凝胶调剖剂.室内评价结果表明,调剖剂成胶后,(115±15)℃下30天不破胶,在矿化度7×10 4 mg/L下胶体不变形,岩心封堵率达到93%,冲刷30PV后封堵率为92%,各项性能指标明显优于常规有机交联凝胶调剖剂.在T142-27井区的调剖应用实验表明,对应油井的含水...