HPAM／有机钛弱凝胶调驱剂研制

在室内研制了一种可供较高温度、高矿化度油藏深部调剖用的HPAM/有机钛弱凝胶调驱剂.考察了组成变量和环境条件对弱凝胶形成及粘度的影响,得到了弱凝胶的典型配方如下(单位 mg/L);聚合物HPAM(M=1.8×107,HD=21%)1 000;有机钛交联剂J(以Ti4+计)300;交联延缓剂Y 150;稳定剂WD 50.用矿化度6.0×104 mg/L,含Ca2+ +Mg2+ 1 200 mg/L的水配成成胶溶液,适用pH值范围5.0-8.0,最佳pH值6.0,适用温度范围60-80℃,70℃成胶时间为3天,10天时粘度达到最高值(1 220 mPa·s),180天后保留粘度920 mPa·     

低浓度HPAM/Cr3+凝胶成胶行为影响因素的研究

研究了聚合物浓度，ｐＨ，温度及Ｃａ＾２＋浓度对低浓度部分水解聚丙烯酰胺（ＨＰＡＭ）凝胶成胶行为的影响，实验结果表明，随着体系中聚合物浓度的降低，成胶速度降低，所成凝胶的强度和稳定性降低，成胶的ＰＨ范围变窄，在成胶的ＰＨ范围内，ＰＨ愈高，则成胶速度愈快，所成凝胶的强度愈高，稳定性也愈好，温度增高时成胶速度加快，凝胶的稳定性变并，Ｃａ＾２＋浓度增大时所成凝胶的强度下降。     

HPAM/有机锆弱凝胶调驱剂的研究

室内研制了一种低温HPAM／有机锆弱凝胶调驱剂，考察了HPAM和有机锆交联剂浓度以及温度对弱凝胶粘度的影响。结果表明，在HPAM浓度700mg／L，有机锆交联剂浓200-300mg／L，延缓交联剂浓度20mg／L，20℃养护6d条件下，形成的弱凝胶粘度大于1000mPa．s，在5000mg／L的NaCl溶液中有较好的稳定性。     

一种用于深部调剖的HPAM/Cr3+凝胶

由分子量4×106～7×106、水解度17.6%的聚丙烯酰胺(5～6g/L)、氧化还原体系交联剂Na2Cr2O7 NH4Cl、加入乙二醇的乳酸/丙酸/乙酸复配有机酸延缓剂组成的STP强凝胶调剖剂,其最佳成胶条件为pH值5.2,温度55℃,矿化度<7g/L,调节延缓剂用量可控制成胶时间(12～144h),适用温度为35～80℃。在3支串联高渗透率岩心和3支串联低渗透率岩心并联而成的非均质模型上,在水驱饱和油之后(合层采收率24.3%),依次用STP调剖剂封堵第一、第二、第三高渗岩心后水驱,合层采收率分别达到46.8%、62.2%和69.1%,由此得出结论:封堵深度越大,采收率提高幅度越大。讨论了有关的驱油机理。简介了2000～2001年大庆萨中开发区48井次处理半径10～20m的STP深部调剖作业的结果(成功率91.2%)。图5参5。     

RNJ—L低温弱凝胶调驱剂

定义储能模量G′值＞0.1 Pa而≤1.0 Pa的凝胶为弱凝胶,以G′值代表弱凝胶的强度.稳定的弱凝胶的G′值在角频率0.03-2.0 rad/s范围内基本不变.详尽介绍了可用于20-50℃低温油藏调驱的聚合物水基弱凝胶RNJ-L的形成、配方和性能.在30-40℃,pH值6-8条件下,用矿化度＜10 000 mg/L的水配制的300-1 200 mg/L HPAM(M＞5.0×106)、300-500 mg/L酚醛复合体RE(交联剂)、50-750 mg/L交联助剂AN水溶液均能形成稳定的弱凝胶.成胶时间随AN、RE及HPAM浓度的增加而减小,弱凝胶强度(模量G′)随HPAM浓度的增加而增大,随RE和AN浓度的增加通过极大值.RNJ-L的成胶时间(几小时到几天)的控制可通过组分浓度的变化而不必借助pH值的调节.成胶温度超过50℃时弱凝胶的G′值下降.在30℃和45℃下进行的长期稳定性测试结果表明,所测定的溶液成胶时间是初凝时间,完成凝胶化反应需要3-7天,G′值达到最高值约需要30天,RNJ-L弱凝胶可稳定存在至少1年.     

弱凝胶调驱微观渗流机理研究

在室温下将透明薄片填石英砂模型用矿化度2g/L的地层水饱和,用粘度38mPa·s的模拟油驱替至饱和剩余水,用地层水驱油至剩余油,再用粘度200mPa·s的HPAM/Cr3 弱凝胶(或对比剂HPAM溶液)驱油,同时用显微摄象仪记录驱替过程。描述了典型的实验现象,归纳出了以下5种弱凝胶驱油机理,给出了相应的摄象图片。①弱凝胶选择性地优先进入大孔道。②弱凝胶使后续液流转向,在绝大多数情况下,小孔隙中的剩余油是被弱凝胶驱动的水(和油)驱出的。③弱凝胶克服贾敏效应驱油,弱凝胶驱使水进入气锁孔隙,逐渐将剩余油驱出。④弱凝胶沿主流道迅速通过后产生"负压力"区,周围孔隙中的剩余油被吸出并汇入油流。⑤驱替前缘油滴汇聚,形成油墙。图1照片15参3。     

HPAM／Cr3+体系交联机理及HPAM／XL耐温抗盐性

研究了HPAM－Cr^3 体系交联机理，认为部分水解聚丙烯酰胺参与交联的基团是羟基。通过粒度分析，研究了交联体系的交联过程，提出了聚合物交联的分子球理论。利用该理论对HPAM／XL交联体系的耐温、抗盐性和剪切恢复性进行了初步分析。     

聚合物驱后凝胶复合体系调驱技术及应用

为提高凝胶体系对聚合物驱后高渗透地层的深部调驱效果,开发了由聚丙烯酰胺乳液、无机颗粒和Cr3+交联剂组成的凝胶复合体系。通过室内成胶实验,优选出了适合现场施工的6号和7号配方。室内封堵实验表明,在高渗透岩心中,注入7号配方的凝胶复合体系后,再驱8倍孔隙体积水,封堵率高达98.6%,说明该体系可以到达岩心深部发挥调驱作用,且7号配方的封堵效果优于6号配方。利用7号配方的凝胶复合体系对6个井组进行调剖后,注水井油压上升了1.8MPa,对应油井见效高峰时含水率下降了6.9%,累积增产原油1.1305×104t。     

Gemini表面活性剂弱凝胶体系的驱油特性

通过阳离子和阴离子Gemini表面活性剂的复合,制备了弱凝胶驱油体系,研究了该体系的流变性和粘温性,并通过物理模拟试验研究了其驱油效率。结果表明,生成的弱凝胶具有非牛顿流体的流变特性,随着剪切强度的增加,体系粘度逐渐增大,当转速为200r／min时达到最大;该体系具有较好的耐温性,在90℃下其粘度仍大于150mPa&#183;s;同时该体系对原油,特别是稠油具有较强的乳化降粘能力,降粘率大于90％;驱替试验表明,该体系能够使驱替效率提高11％,表明该体系在三次采油中具有广阔的应用前景。     

一种HPAM/酚醛凝胶体系调剖剂的性能评价及现场应用

针对一种HPAM/酚醛的弱凝胶体系进行了地层模拟试验和岩心评价试验,结果表明该交联凝胶体系具有良好的抗盐性和封堵性。当水样矿化度逐渐上升时,凝胶体系黏度先降低然后趋于相对稳定。选取原始渗透率差异较大的4块岩心,挤入该凝胶体系,岩心的渗透率明显降低且封堵率均在70%以上。在白于山区块3口井进行了调剖施工,表明该凝胶体系调剖后增油降水效果明显,累计增油158.54t,累计降水209.48m3。     

有机铬/活性酚醛树脂交联聚合物弱凝胶及其在濮城油田调驱中的应用

实验研究了用污水配制、可在58～120℃使用、室温粘度2.5～5.0Pa·s的聚合物弱凝胶调驱剂的配方;所用聚合物HPAM的分子量1.8×107,水解度25%;交联剂为有机铬与活性酚醛树脂复合物,与HPAM在水溶液中形成的弱凝胶具有互穿聚合物网络结构;配液用水为中原濮二联污水,矿化度153g/L,含Ca2 3.2g/L,含Mg2 0.25g/L。弱凝胶中HPAM浓度用作主段塞时为1.2g/L,用作保护段塞时为1.0g/L。1.2g/LHPAM 0.5g/L有机铬 0.8g/L酚醛树脂 稳定剂溶液90℃成胶时间134h,90℃老化时间(凝胶保持完整,不脱水)>90d,90℃老化90d后粘度保持率>90%,在岩心上测得阻力系数和残余阻力系数分别为15.4和56.9,剪切后粘度下降到45.3mPa·s,放置1d后恢复到186.7mPa·s。考察了HPAM、Cr3 、酚醛树脂浓度的影响,简述了pH值、HPAM分子量和水解度、成胶温度的影响。介绍了用该弱凝胶在濮城油田2口注水井调驱,对应6口油井的增产情况。图3表4参7。     

喇嘛甸北东块三元复合驱储层驱替特征研究

针对强碱三元复合驱油生产过程中油井结垢严重的问题,通过室内模拟油层温度和压力的物模实验,研究了三元复合驱体系在喇嘛甸北东块萨Ⅲ4-10运移过程中提高采收率程度、离子变化趋势、溶蚀及沉积特征。实验结果表明,室内模拟油藏条件下,三元复合驱在水驱基础上（39.90%）可提高采收率22.7%;实验过程中出现溶蚀-沉积及颗粒运移,造成岩心的注入压力及渗透率的相关性波动,解释了三元复合驱矿场试验过程中离子变化特征及结垢情况。     

适合胜利孤东油田的聚合物/无机铝弱凝胶体系及其试应用

孤东注水开发油田层内、层间矛盾严重 ,注入水和注入聚合物单相锥进 ,注聚井常发生堵塞。为此 ,研制了微凝胶调驱体系 :聚合物 (日本三菱公司的MS35 0 0 ,M =1.9× 10 7,HD =2 6 .4%) 10 0 0mg/L ,交联剂无机铝盐 5 0～2 0 0mg/L ,稳定添加剂 10～ 15mg/L ,用矿化度 390 0mg/L的油田污水配制。铝盐浓度 5 0 ,10 0 ,15 0mg/L的体系(CDG 5 0 , 10 0 , 15 0 ) 6 0℃下的粘度 ,在初配时较相应聚合物溶液 (PS) 6 0℃下的粘度 (4 1mPa·s)略低 ,在 6 0℃反应后均有所降低 ,但相互之间及与PS之间相差不大 ,在 6 0℃反应 5 6天后约在 30mPa·s上下。在 6 0℃下初配制的PS ,CDG 5 0和CDG 10 0流过气测渗透率 4.2～ 4.3μm2 的人造岩心柱时 ,阻力系数相差不大 ,随着 6 0℃下反应时间的延长 (0～ 42天 ) ,PS的阻力系数趋于下降 ,而CDG 5 0特别是CDG 10 0的阻力系数增加的幅度越来越大。在孤东 7 2 9 194井组试用CDG弱凝胶体系进行调驱 ,采用双段塞注入工艺 :10 0 0m3 CDG 10 0 +16 0 0m3 CDG 5 0 ,初步结果良好 ,注水井启动压力由 0 .4上升到 6 .7MPa ,吸水指数由 30下降到 2 8m3 /d·MPa ,对应 6口采油井日产油量由 2 9t上升到 48t,含水由 96 .1%下降到 90 .1%。     

低碱三元复合体系用于聚驱后进一步提高采收率

在室内实验研究了大庆油田条件下,水驱、聚合物驱之后低碱(NaOH)浓度的ASP三元复合驱的驱油效果。所用聚合物为M=1.6×107,HD=26%的HPAM;表面活性剂为Witco公司的烷基苯磺酸盐ORS-41和国产月桂酰二乙醇胺NNR,用矿化度3.7 g/L的模拟注入水配液,模拟油黏度9.56 mPa.s,实验温度45℃。NaOH/0.3%ORS-41/1.2 g/L HPAM溶液的黏度~剪切速率曲线和储能模量~振荡频率曲线,随碱浓度减小(1.5%或1.2%~0.1%)而整体上移,即溶液黏度和黏弹性增大。在Kw≈1μm2、VK=0.72的三层段非均质人造岩心上,水驱、聚合物驱(1000 mg/L,0.57 PV)后注入0.3%NaOH/0.3%ORS-41或NNR/1600或1800 mg/L HPAM溶液(0.30PV),采收率增值为13.5%~16.0%,最终采收率为66.4%~70.5%,含水曲线表明聚驱和复合驱过程中有油墙产生;NNR体系界面张力为10-2mN/m,ORS-41体系为10-1mN/m。在不同直径、连接有不同直径盲端的平行流道微观模型上,直接观察到水驱、聚驱后复合驱的波及区域明显大于水驱后聚驱的波及区域,聚驱后水驱油藏实施低碱三元复合驱可进一步增大波及体积。图5表1参4。     

岩心渗透率对复合驱油效率影响的实验研究

实验三元复合驱替液由10.0 g/L NaOH、3.0 g/L表面活性剂ORS-41、1.0 g/L聚合物1275A组成,用矿化度4.456 g/L的大庆油田平均地层水配制,45℃下与大庆脱气原油间的动态界面张力平衡值为1.2×10^-3mN/m,瞬时最低值为2.4×10^-3mN/m,黏度为19.0 mPa·s。在气测渗透率在0.017×10^-3-687×10^-3μm^2含油饱和度在42.37%-68.05%的21支人造均质砂岩岩心上,水驱之后注入0.2 PV复合驱替液并恢复水驱,测定水驱后采收率增值,表示复合驱替液的驱油效率。驱油效率-渗透率曲线为典型的S形曲线,渗透率≤1.56×10^-3μm^2≥16.2×10^-3μm^2采收率增值变化很小,渗透率从5.5×10^-3μm^2至16.2×10^-3μm^2,采收率增值由9.76%猛增至21.00%。在本实验条件下,16.2×10^-3μm^2复合驱岩心的临界渗透率值,该复合驱替液适用于渗透率≥16.2×10^-3μm^2油藏。用驱替压力梯度与孔隙半径（毛管半径）之间的关系和聚合物分子线团回旋半径与孔隙半径的配伍性解释了这一实验结果。图2表2参8。     

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。     

抗温疏水缔合聚合物弱凝胶调驱剂室内研究

针对新疆石南4井区三工河组油藏，在84℃考察了组分用量对有机交联疏水缔合聚合物AP-P4弱凝胶成胶性能，主要是48小时表观黏度的影响。成胶液用矿化度9．34g／L、含Ca^2＋336mg／L、含Mg^2＋174m／L的该油藏注入水配制。得到的基础配方为：AP—P41500～1800nag／L＋乌洛托品350mg／L＋苯酚300mg／L＋间苯二酚40mg/L，加入间苯二酚可缩短成胶时间。聚合物浓度为1500和1800mg／L的成胶液，在84℃放置15～30天后黏度达到最高，180天后黏度为最高值的1／2左右，且不脱水；强力剪切不影响成胶后的黏度及其老化稳定性；在岩心内成胶并在84℃老化180天后，岩心渗透率仅略有增大。注入0.3和0．5PV成胶液使水驱后岩心的采收率分别增加24．77％和34．9l％，如弱凝胶注入后在岩心内在84℃老化180天，则采收率增值略有增大，分别增加27．18％和36．45％。该弱凝胶在多孔介质内有良好的高温老化稳定性。图2表4参1。     

HPAM／柠檬酸铝弱凝胶体系的研制与成胶机理探讨

针对岔河集油田油藏条件,研制出低毒性HPAM／柠檬酸铝弱凝胶调驱体系。考察了聚合物HPAM浓度、交联剂柠檬酸铝浓度及稳定剂浓度对弱凝胶体系成胶性能的影响。结果表明,在聚合物HPAM浓度1500mg／L,交联剂浓度50mg／L,缓凝剂浓度450mg／L,除氧剂浓度100mg／L,稳定剂浓度200mg／L最佳配方条件下,体系成胶时间在3—15d可调,强度在100～1500mPa·s。并对这类弱凝胶配方体系的成胶反应机理和延缓交联机理进行了探讨。     

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。