海上油田高含水油藏水平井堵水实验研究

针对曹妃甸11-1油田油层的储层特性、非均质特征以及流体性质,评价了无机铬凝胶体系的成胶性能,通过调节聚合物和交联剂的加量,形成了一系列成胶时间可调、强度可控的配方;并考察了凝胶的黏弹性随时间的变化规律。借助水平井堵水物理模型模拟水平井堵水过程中堵剂的注入过程,评价了水平段地层平面非均质性对堵剂在水平井中渗流规律以及选择性封堵性能的影响。实验结果表明,无机铬凝胶体系的储能模量和耗能模量均随着交联反应时间的延长增大;当水平段跟部渗透率高,趾部渗透率低时,其选择性封堵性能要优于跟部渗透低趾部渗透率高时的选择性封堵性能。研究成果明确了堵剂在水平井中的渗流规律,为海上水平井堵水施工设计提供了技术支撑。     

一种新型凝胶调剖剂的室内研究

针对高渗透或高含水油藏,以魔芋粉为主剂,通过对凝胶体系中各组分的优化,研制出了一种新型的凝胶调剖剂,并且对调剖剂性能进行了测试分析.实验结果表明:80℃下,凝胶体系在pH为7～12,矿化度(105mg·mL-1的条件下,成胶黏度在5.0～20.0Pa.s内可调,成胶时间在2～28h内可调,岩心封堵率大于99%,突破压力梯度大于26MPa.m-1,残余阻力系数大于200,能用于高含水期的水井调剖和油井堵水.     

孤岛油田冻胶型深部调剖剂实验研究

孤岛油田聚合物驱后恢复水驱,含水率迅速上升,油井很快水淹.针对孤岛油田地层温度70℃,地层水矿化度5 004 mg/L的条件,为其研究了聚合物驱后深部调剖剂,并对其配方、性能、组合优化、用量优化和注入方式和时机进行了考察.研究发现:调剖剂的交联时间可以控制,冻胶体系成冻时间从1~20 d可调,成冻后强度高.聚合物驱后,为使组合调剖剂能进入深部高渗透层,必须按照先弱后强的顺序注入组合调剖剂.深部调剖剂的用量存在最优值,驱替实验中,用量为0.1Vp时,采收率增幅最大,产出投入比最大.注入相同量深部调剖剂,越早注入,所得的最终采收率会越高.     

一种新型凝胶调剖剂的室内研究

针对高渗透或高含水油藏,以魔芋粉为主剂,通过对凝胶体系中各组分的优化,研制出了一种新型的凝胶调剖剂,并且对调剖剂性能进行了测试分析．实验结果表明：80℃下,凝胶体系在pH为7～12,矿化度〈105mg·L^-1的条件下,成胶黏度在5．0—20．0Pa·s内可调,成胶时间在2～28h内可调,岩心封堵率大于99％,突破压力梯度大于26MPa·m^-1,残余阻力系数大于200,能用于高含水期的水井调剖和油井堵水．     

XN-P大孔道封堵剂室内研究

针对大孔道地层胶结疏松,堵液易流失的特点,在80℃下采用低分子量聚丙烯酰胺作为主剂与交联剂反应生成一种可用于大孔道封堵的凝胶。该封堵体系含聚丙烯酰胺1.0%~3.5%,交联剂0.8%~1.4%。通过室内实验考察了主剂浓度、交联剂浓度、温度和地层水矿化度等因素对堵剂成胶时间和强度的影响。通过单岩芯物模实验,考察了堵剂的注入性和封堵能力。根据实验结果,该封堵体系成胶时间8~72h,在80℃下密闭保存7个月无变化。在大孔道或特高渗透地层（14644×10-3靘2）中阻力系数20.8,具有27.93MPa/m的强度和93.2%的封堵率;并具有成胶时间可控、强度高、稳定性好的优点,能够满足疏松砂岩油藏大孔道堵水的需要。     

调堵结合技术可行性研究及参数优化

调剖堵水作为常用的稳油控水技术,对于油井稳产起到重要的作用,但是由于国内油层非均质严重,加上多轮次调剖作业,使得调堵效果变差,有效期缩短;拟将调剖和堵水技术相结合,在优选得到的调剖剂和堵水剂基础上,对高强度凝胶调剖剂微观成胶结构进行了电镜分析,采用室内岩心实验,对注水井调剖结合采油井堵水的方法的可行性进行评价,并对调堵结合用量和顺序进行优化。研究结果表明,堵剂微观结构密实,具有良好的注入选择性和封堵能力,调堵结合増油效果明显好于单独调剖或堵水,且调堵结合宜采用"先调后堵"的方式,以0.2 PV调剖剂+0.1 PV堵水剂的用量的驱油效果最好。实验研究的结果对于改善调堵效果和方案设计提供了技术思路和参考依据。     

缓交联氨基树脂冻胶成胶性能

深部调剖是高含水油田控水稳油的重要措施。低油价下深部调剖需要成胶时间长、成胶后强度高的冻胶堵剂。以低质量分数的部分水解聚丙烯酰胺(HPAM)为成胶液,以氨基树脂为交联剂,研究了氨基树脂冻胶的成胶规律及其使用条件。研究结果表明,在乙酸催化下,氨基树脂可和低质量分数HPAM交联形成冻胶,该冻胶可以在70℃、盐含量为10 174 mg·L~(-1)以下地层使用。成胶时间大于3 d,冻胶强度可达到G级以上,冻胶90 d脱水率小于10%,适合深部调剖。     

暂堵与堵水配套技术实现选择性堵水研究

针对笼统堵水调剖作业中非目的层受到伤害的问题,从理论上证明了对于多层油藏,若不对非目的层进行保护,则堵液对其伤害是很大的,从而使措施失去效用利用凝胶体系在低渗层表面形成快速堵塞的原理,采用一种成胶和破胶时间均可控的暂堵凝胶体系,与后续注入的堵剂体系配套使用,岩芯流动实验表明,这种方法可以使绝大部分堵液进入高渗层,从而大大减少对非目的层的伤害     

基于水质检测的调剖剂成胶性能预测

矿场为保证调剖效果,一般采用低矿化度清水配制调剖剂;但是随着油田消耗清水量越来越多,造成过剩污水大量外排,从而导致了水资源的浪费和环境的严重污染。因此,有必要研究调剖剂性能预测方法,以便及时调整配方,保证调剖效果。通过研究调剖剂的成胶性能的影响因素,以及现场污水对调剖剂成胶的影响效果,为使油田污水得以循环利用,发明了一种基于水质监测的调剖剂成胶效果预测方法。使用该方法可以达到快速预测调剖剂成胶效果的作用。     

低渗透烟道气驱油藏冻胶封窜体系性能研究

针对红48井区低渗透烟道气驱油藏极易发生气窜的问题,开展了适用于烟道气驱油藏的冻胶调堵剂预案研究,并评价了其耐酸性能及封堵能力。实验选用200万低分子量聚丙烯酰胺为主剂,构建酚醛冻胶体系。该体系在42℃地层温度下成胶强度较高,弹性模量可达10.23 Pa。CO_2对酚醛冻胶的成胶时间、强度及冻胶长期稳定性无明显影响。物理模拟实验表明,低渗岩心中,0.5%200万分子量聚合物黏度仅为23.62 mPa·s,成胶液黏度低,极易注入低渗透地层。岩心封堵实验表明,该冻胶体系耐冲刷性能较好。水驱70 PV后冻胶封堵率仍可达到99.45%,经3轮次CO_2-水交替注入后,CO_2驱封堵率为91.81%,水驱封堵率为90.19%。CO_2环境下酚醛冻胶仍具有很好的封堵能力,可作为低渗透烟道气驱油藏调堵用剂。     

新型耐温堵水调剖剂的研制与性能评价

HPAM凝胶是目前国内外采用最广泛、最有效的化学堵水调剖剂,其中苯酚/甲醛体系是HPAM凝胶类堵水调剖剂最常用的交联剂。但是苯酚/甲醛交联剂气味和毒性较大,尤其是高致癌性,严重限制了其在现场的应用。首先,在室内合成了低毒水溶性的羟甲基多酚THMBPA;其次,以THMBPA为交联剂主剂,以多乙烯多胺TET为交联剂辅剂,研究了部分水解的聚丙烯酰胺HPAM与THMBPA/TET复合交联剂的凝胶动力学,考察了p H值、复合交联剂配比、温度对成胶时间和凝胶长期稳定性的影响。实验结果表明,在120℃下,该凝胶体系的成胶时间可在10~120 h范围内任意调节。在120℃下凝胶可稳定存在90 d,在90℃下可稳定存在100 d。     

高温油藏深部复合调剖技术研究

针对高温油藏层间层内矛盾、水驱开发效果差的问题,进行了深部复合调剖技术研究。通过物理模拟实验研究了复合调剖剂不同粒径、不同注入次序和注入强度下的调剖效果。结果表明:预交联水膨体颗粒+微球组合体系可使非均质地层采收率提高20%以上;高温可动凝胶+微球组合体系能启动低渗透层的原油,实现调剖和驱油的双重效果;高温可动凝胶按先弱后强的强度注入顺序可获得较高的波及体积和采收率。研究结果可为高温油藏控水增油提供一定的参考依据。     

调剖堵水的潜力、限度和发展趋势

油田试验证明调剖堵水仍很有潜力,这一方面是由于试验区的采出程度低,另一方面是由于近年来区块整体调剖堵水技术在决策技术和堵剂技术上有新的突破。调剖堵水的潜力随着开发时间的推移而逐渐减小。调剖堵水有两个限度：一个是堵剂使用的数量限度;另一个是堵剂作用机理的限度。调剖堵水的发展趋势表现为对这两个限度的突破所进行的努力,其中包括降低堵剂成本,合理组合堵剂,把握堵剂注入时机,延长堵剂有效期,提高堵剂的整体效果,发展一种在最大限度发挥二次采油作用的同时进行有限度三次采油的技术（“２＋３”技术）。     

一种插层聚合纳米复合材料的调堵特性研究

针对苛刻油藏条件下对调剖堵水材料性能要求越来越高的现状,利用烯丙基单体和黏土以及实验室自制的层间修饰剂、扩链剂形成插层聚合纳米复合材料CAG,研究其调堵性能。性能评价结果显示其在80～140℃条件下老化30d,断裂应力变化不大。在140℃条件下,断裂应力变化仅为3.2%;断裂应力和有效黏度基本不受实验用水矿化度的影响;在剪切速率为 10s^-1条件下,基液黏度为39.54mPa·s;在裂缝条件下的封堵强度为23.6MPa,压力梯度为0.393MPa/cm,封堵率为98%;在三层非均质岩芯中的采收率实验中,比水驱采收率增加了5%。插层聚合纳米复合材料CAG具有耐温抗盐能力强、注入压力低、封堵强度大的优点,成功地解决了调堵剂注入性能与封堵性能的矛盾,是一种具有广阔发展前景的调堵材料。     

海上油田耐温抗盐低成本调剖体系研究

针对常规冻胶类调驱剂在高温高盐油藏中稳定性差,且成本高等问题,研制了一种由AMPS共聚物和耐温酚醛树脂预聚体类交联剂组成的低成本、耐温抗盐冻胶类调驱剂。通过室内静态评价实验,考察了AMPS共聚物,交联剂的用量对体系成胶性能的影响,确定了低、中、高不同强度的调驱剂配方,该体系成胶时间在1.5~3 d内可调,在高温(120℃)高盐(矿化度60 000 mg/L)条件下老化90 d后,黏度基本不变。通过对其动态成胶性能的评价,说明该体系在持续注入过程中不会对管柱或近井地带造成堵塞。通过驱油实验,优化了段塞组合方式,注入的先后顺序为低、中、高强度段塞,与水驱相比采收率增值达到12.4%,具有较好的降水增油效果。     

ZPS-2型水井调剖剂的现场应用及效果分析

ZPS-2型调剖剂是通过调整其组分来适应文东油田不同的孔喉半径,使其进入地层,并停留在孔隙中,以增强堵水效果,从而控制了含水上升。这种调剖剂配制方便,常温下地面粘度小易泵送,地层条件下经交联后封堵强度高、抗盐、耐高温性能好,有效时间长。现场应用表明,化学调剖后,注水井注水剖面得到了改善,连通油井明显受效;区块化学调剖表明,注水井的吸水层数和厚度增加,减缓了区块产量递减速度和含水上升速度,实现了区块开采效果的改善。     

延迟硅酸凝胶调剖剂超长岩心驱替实验研究

延迟硅酸凝胶调剖剂具有价格低,可解堵,便于现场大剂量注入的优点,相比有机聚合物冻胶类堵剂,可降低调剖作业成本近1／2,但在推广应用中,对该堵剂进入地层后性能变化、成胶效果却无法监测和评价。通过30m超长岩心驱替实验研究,考察了吸附及水体稀释等综合因素对该堵剂性能影响。实验结果表明：影响延迟硅酸凝胶胶凝强度的主要因素是稀释与吸附,吸附导致延迟硅酸凝胶体系成胶组分匹配关系的破坏．但是该体系在吸附和稀释后依然有较好的成胶效果。     

聚合物凝胶调剖剂配方优选及性能评价

 聚合物凝胶调剖技术是油田改善后期注水开发效果、保持稳产的有效手段。本文通过一系列单因素变量实验研究了多个因素对聚合物凝胶调剖剂的影响,从而确定了适合石南4井区头屯河组油藏的调剖剂配方并进行了性能评价。结果表明：在单因素变化情况下,聚合物凝胶调剖剂成胶强度随着聚合物、交联剂、稳定剂的浓度的增大而增大,随着水质矿化度的浓度增大而减小;成胶时间随着聚合物、交联剂、水质矿化度的浓度增大而减小,随着稳定剂浓度的增大而基本无变化。成胶强度随着老化时间、温度、剪切强度的增大而减小。随着调剖剂注入量的增大,阻力系数和残余阻力系数而逐渐增大,而且二者差距幅度加大;封堵率先缓慢上升,后快速上升,最后趋于平缓。针对石南4井区头屯河组油藏,建议采用的调剖剂配方为：聚合物（2500万相对分子量）浓度1500 mg/L、交联剂0.3%、稳定剂0.1%、水质矿化度26 g/L;注入方式为：前置段塞0.15 PV（孔隙体积）+主体段塞0.25 PV+保护段塞0.1 PV。     

石油树脂悬浮体调剖剂性能及其堵水机制

针对传统冻胶类调剖体系在高温高盐油藏中稳定性差、封堵效率低、无机类调剖剂油水选择性差的问题,采用不同软化点的石油树脂,制备石油树脂悬浮体调剖体系,分别通过物模驱替实验考察该体系对油、水两相的选择性封堵性能,进而通过高温流变性实验和高温高压下的微观形貌分析验证其堵水机制。结果表明:石油树脂悬浮体调剖体系具有良好的油水选择性,对于渗透率大于8μm~2的水层具有较好的封堵性能,封堵率大于80%,而对油层伤害率仅为5.29%;对于级差为3.0的填砂管,随着石油树脂悬浮体注入量的增加高、低渗层的流量比逐渐降低,当注入0.5V_P(V_P为孔隙体积)调剖剂后高、低渗层的分流量比小于1,发生反转;当环境温度大于树脂软化点后,石油树脂转变为牛顿流体,其黏度随着温度的升高而降低,但在150℃下整体黏度仍然大于2.2 Pa·s,石油树脂可以通过吸附在多孔介质表面依靠其黏滞力起到堵水的作用。     

弱凝胶体系调剖堵水实验研究及应用

针对油井综合含水率高的特点,选取弱凝胶体系作为深部调驱堵水剂。实验测试不同聚丙烯酰胺(HPAM)浓度和不同交联剂浓度下的弱凝胶成胶强度,优选出HAPM的浓度为2000 mg/L,交联剂的浓度为800 mg/L。为了降低成本提高调驱堵水效果,在弱凝胶体系的基础上,优选黏土、悬浮剂和固化剂的浓度,配制黏土凝胶。开展了填砂管试验和人工裂缝模拟实验,完成了弱凝胶体系的段塞优化设计。研究结果表明,对于大孔道型储层最优的段塞组合为聚合物+弱凝胶+黏土凝胶+弱凝胶;对于裂缝性储层,还需要在段塞组合中加入无机堵剂。通过现场的施工应用,调驱堵水后的对应采油井组采油量增加,含水率下降,措施效果明显。