SCB-3型堵水调剖剂的室内评价

SCB 3型堵水调剖剂是针对特高含水(含水大于95%以上)油田而研制的一种新型高效堵水调剖剂,它的适应性很强。从pH值、温度、原始渗透率等各个方面对该堵水剂进行了性能评价,结果表明,它可以用于特高含水期的油井堵水和水井调剖工作。     

BN—9型堵水调剖剂实验室性能评价

BN－9型堵水调剖剂是针对特高含水油田而研制的一种新型高效堵水调剖剂，它的适应性很强，从pH值，温度，原始渗透率等各个方面对该堵水调剖剂进行了实验室性能评价，证明可以用于特高含水期的油井堵水和水井调剖工作。     

改性沥青堵水调剖剂的室内评价

对改性沥青堵水调剖剂封堵率、残余阻力系数、耐冲刷、选择性封堵性能进行了评价。该调剖剂注入量为0.4 PV时,残余阻力系数和封堵率分别达18.84和94.44%,且在水驱突破后,水相渗透率基本保持不变,说明该堵水调剖剂具有良好的耐冲刷性能。三管并联实验表明,该调剖剂可根据岩心间渗透率的不同实现选择性封堵,优先进入渗透率较高的岩心,对高渗透层改善吸水剖面效果显著。     

堵水调剖剂的凝胶性能评价方法综述

油田上的堵水调剖剂常用到凝胶,但对凝胶性能的评价一直没有一个统一的标准。文中通过文献检索并结合凝胶在油田实际应用的情况,介绍了各种评价指标的具体评价方法,包括成胶时间、凝胶强度、稳定性、粘弹性、膨胀倍数、抗剪切、抗压强度及岩心试验。文章着重对成胶时间和凝胶强度的评价方法详细论述。成胶时间评价方法包括粘度-时间曲线法、压力-时间曲线法和比色管法。凝胶强度评价方法包括等级评价法和相对强度评价法等。通过对凝胶性能评价方法的综述,为油田科技工作者在科技研究和现场应用工作中对凝胶性能的评价提供了参考。     

注水井调剖剂性能评价

随着油田的进一步开发,油井出水问题成为油田开发中越来越严重的一个问题。而且随着注水量的增加,近井调剖效果变差,所以进行深部调剖就变得越来越重要了。本文通过实验室研究,应用正交实验原理,确定聚丙烯酰胺调剖体系的最佳配比。文中主要以成胶时间和成胶强度作为评价指标,筛选出了最佳配方,对其性能进行了室内评价,并对该体系的现场工艺进行了一定的研究。     

油田堵水调剖剂的研究进展

针对我国油气田普遍进入注水开发后期,油田含水率上升以及过早见水等问题,针对该问题,介绍了国内主要的调剖剂类型,颗粒型堵水剂,泡沫堵水剂,树脂类堵水剂以及冻胶类堵水剂,对其研究进展进行综述,最后总结了各类堵剂的优缺点,并对今后堵剂的发展提出建议。     

低渗透油田高温调剖堵水剂室内实验研究

针对低渗透油田高温开采遇到的困难,研制开发了一种新型高温调剖堵水荆一改性落叶松栲胶高温堵剂。通过室内实验,对成胶时间、成胶强度进行了考察,并分析了温度、pH、矿化度等因素对堵荆性能的影响。实验结果表明：该堵剂的成胶时间可调,热稳定性较好,具有良好的抗酸、碱、盐的性能,是一种优良的适于渗透油田高温调剖堵水剂。     

可凝固高炉矿渣颗粒型堵水调剖剂研究

利用水淬高炉矿渣在激活剂作用下水硬固化的特性,研究了用于封堵油水井大孔道及裂缝出水的堵剂配方技术。结果表明,高炉矿渣堵剂凝固强度大,封堵能力强,凝固反应速度可以调整,控制。膨润土可改善高炉矿渣堵剂浆体的悬浮稳定性,并提高凝固强度。     

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     

体膨型调剖剂

体膨型颗粒调剖堵水剂在我国研究较少，仅有极少数厂家生产，且存在的最大问题就是成本过高，目前中原油田在这方面的研究仍是个空白。体膨型调剖堵水剂因其具有良好的选择堵水性能及优异的膨胀堵塞作用而倍受人们的青睐。它不溶于水亦不溶于有机溶剂，可吸收相当于自重几十倍至几千倍的水(或盐水)，同时体积膨胀几十至     

单液法、双液法结合堵水调剖新工艺

在堵水调剖中使用双液法工艺施工时，两种工作液不能全部接触而造成相当多量药剂浪费，使用单液法工艺施工时进入地层的堵剂易被地下液体所稀释。提出了一种结合单液法，双液法的堵水调剖新工艺，仍使用两种工作液，按双液法工艺施工，但每一种工作液本身都具有封堵能力，两种工作液接触后相互反应可形成新的封堵物。研制了供这种新双液法工艺使用的两种SAD堵剂。SAD－1的A工作液为可凝胶化的水玻璃体系，成胶时间在5－20h之间可控，B工作液为可凝胶化的改性聚醚体系，成胶时间在5－40h之间可控，二者接触时发生反应，可形成强封堵物；在岩心实验中SAD1的封堵率（＞98％）和突破压力（＞10MPa/m)均高于水玻璃／氯化钙堵剂；用于含水95％的SI－35045井堵水，使日产油量大幅度上升，含水率急剧下降，有效期5个月。SAD－2的A工作液为可凝胶化的无机体系，B工作液为可凝胶化的木质素树脂体系，在地层温度下成胶时间在5－20h可控，耐温达300℃，岩心堵水率为98％，突破压力为10MPa/m，用于蒸汽吞吐井W59注蒸汽前的调剖，消除了汽窜，注 汽压力提高2MPa。     

低温高强度堵剂T201的研制与应用

吐哈油田储层低渗 ,微裂缝相对较发育 ,地温低 ,长期注水后油井温度在 70℃左右 ,注水井温度 5 0～ 6 0℃。以成胶时间和凝胶粘度为主要评价指标 ,从HPAM /多元酚 /醛体系出发 ,通过组分及其用量的筛选 ,得到了低温堵剂T2 0 1的基本配方如下 :0 .2 %～ 0 .5 %HPAM 0 .0 3%～ 0 .0 4多元酚 0 .2 %醛 0 .4 %～ 0 .4 5 %延缓稳定剂亚硫酸氢盐 0 .0 6 %～ 0 .0 8%催化剂铵盐 ;HPAM分子量为 6 .0× 10 6～ 8.0× 10 6,水解度 15 %～ 2 0 %。 0 .5 %HPAM的堵剂溶液室温、170s-1粘度为 2 2mPa·s,在 4 0～ 70℃下成胶时间为 17～ 5h ,形成的凝胶室温、1.5s-1粘度为 4 7～ 14Pa·s。T2 0 1更适合低温油藏。 2 0 0 1年实施的 12井次注水井调剖作业 ,成功率 10 0 % ,有效率 90 %。在施工中采取了如下工艺作法 :按井况调整堵剂配方 ;交联剂略过量 ;用低浓度聚合物溶液将注入的堵剂替至半径 2～ 3m处 ;控制注入压力。详细介绍了 4口注水井调剖施工情况及结果。图 4表 7参 1。     

可形成渗透性封堵层的水泥浆堵剂及其应用

针对胡庆油田地层特点，为控制高渗透带吸水强度，改善吸水剖面，防止出砂，研制了可形成渗透性封堵层的一种水泥浆堵荆。优选出了堵荆的基本配方：100％等量的G级水泥＋金属离子平衡刺＋15％～25％增孔剂＋3％～8％孔隙连通剂＋3％～5％稳定剂。水灰比即水与G级水泥＋金属离子平衡剂的质量比为1．67--1．000加入稳定剂使水泥浆的析水率降至2％～0％。在基本配方范围内改变功能助荆用量时，水泥浆在85℃、20MPa下养护48小时后的固化体水相渗透率在0．022-0．080时范围，抗压强度在5．1～9．5MPa范围。养护温度由70℃升至150℃时，固化体抗压强度升高，水相渗透率不变。水泥浆常温初凝时间随水友比增大而缩短，85℃初凝时间随缓凝荆加量增加而延长，加量0．596时可达310-460min。该渗透性水泥封堵技术已成功用于胡庆油田3口注水井的调剖。详细介绍了H19．12注水井与2口油井的地质概况和连通情况，堵菜注入工艺，调剖后注水井剖面改善、油井增产情况。图2表5。     

复合交联聚合物调堵剂的研制

介绍了复合交联剂的交联机理,考察了聚合物水解聚丙烯酰胺（HPAM）浓度、单交联剂有机铬、复合交联剂有机铬与酚醛、温度等因素对凝胶体系的影响。结果表明,在聚合物HPAM浓度1500mg／L,采用复合交联剂,其中有机铬浓度50mg／L,酚醛浓度150mg／L,多羟基酚和除氧剂浓度均为100mg／L,温度45℃条件下,可配制出粘弹性好、强度高、粘度保持率达95％以上的复合交联聚合物调堵剂。该调堵剂可用于温度低于50℃的中低温油藏条件。     

耐温黄胞胶铬冻胶调堵剂室内研制

从黄胞胶（XC）在水溶液中的性质出发（溶液增粘性，假塑性，耐酸碱性，盐对构象转变的影响，降解性等），设计了黄胞胶铬冻胶的基本配方：0．6％XC＋0．15％Na2Cr2O7 0.45%NaHSO3 0.1%甲醛液（杀菌剂）＋0．01％热稳定剂，在基本配方的基础上考察了每一组分用量的变化对XC／C r^3 成胶体系85℃或80℃时成胶时间，冻胶强度（承载质量），冻胶稳定性（7天脱水率）的影响，表明基本配方即为最佳配方，各组分用量可在一定范围内变化，配方中还应包含pH调节性，该调堵剂可用于85℃以下地层。     

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.     

地层聚合物堵水剂HY的研制及性能评价

以丙烯酰胺为单体,加入有机硅交联剂、引发剂过硫酸钠、反应速度调节剂,制得聚合物堵水剂HY。确定了堵水剂的最佳配方：丙烯酰胺单体加量6％,交联剂加量0．5％．引发剂加量0．03％,反应速度调节剂T1加量0．005％。聚合物堵水剂HY的封堵试验结果表明,堵水剂HY对不同渗透率的岩芯均具有很好的封堵效果,封堵率大于99．90％,突破压力梯度大于18．0MPa／m。在70℃和80℃条件下,加入反应速度调节剂的堵水剂HY仍具有很好的封堵效果,其封堵率达100％,突破压力达5．5MPa。     

低温调堵剂SAMG-Ⅰ的岩心封堵特性

针对油藏注水开发中后期常出现的高渗条带或窜流通道难以封堵的问题，用新研制的SAMG-Ⅰ低温调堵荆进行了室内高渗透岩心封堵特性实验研究。SAMG-Ⅰ调堵剂由5％～7％的淀粉。4．5％～7％的丙烯酰胺，0．05％～0．2％的有机交联剂，0．1％～1％的引发剂，0．1％～0．5％的缓聚剂以压吉林油田地层水配制而成。在30℃地层温度下，具有成胶时间可调，凝胶强度大，成胶稳定性好、抗剪切、抗老化能力强等特性。SAMG-Ⅰ调堵剂在高渗透岩心中运移特性好，运移深度可控，与砂岩孔隙骨架粘结强度大，封堵强度高，段塞厚度达10cm时测得突破压力为2．5MPa，封堵率迭99．91％。SAMG-Ⅰ调堵荆具有较好的封堵选择性，适用于低温油藏大孔道、窜流通道的封堵。图2表2参6。     

高强度选择性堵剂研究与应用

针对胜坨油田复杂的油藏地质条件 :非均质严重 ,层系多 ,生产压差大等 ,研制了以改性油溶性树脂KF共聚 -共混改性聚丙烯酰胺的高强度选择性堵剂ST -Ⅰ。通过聚合反应试验 ,确定了堵剂的配方 :改性油溶性树脂KF 1 0 %～ 1 2 % ,丙烯酰胺 (AM) 8%～ 1 2 % ,相容剂0 2 % ,交联剂 0 0 2 %。岩芯模拟试验显示 ,堵剂ST -Ⅰ具有很强的选择性 ,堵水率大于 99% ,堵油率小于 1 5 %。堵剂ST -Ⅰ在胜坨油田应用 1 2井次 ,取得了明显的增油降水效果。