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.     

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。     

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．     

新型深部调剖堵水剂研究及应用

研制了一种以聚丙烯酰胺为主剂,复合树脂作为延迟交联剂的调剖堵水剂,并在室内考察了其性能。该堵水剂具有强度高、成胶时间在较宽范围内连续可调整、配制简单及操作方便等特点。该体系聚合物使用浓度低(0.1%~0.5%),基液粘度低,易注入;能满足温度为40~80℃的低渗透油藏调剖、堵水的技术要求;成胶时间在10 h~25 d范围内可调,满足深部调剖及大剂量调驱的技术要求;成胶后凝胶强度高,能对高渗透层(段)形成有效封堵;体系基液pH值5~7,基本呈中性,对注入设备、油水井管柱几乎不形成腐蚀;配制简单、操作方便;所有化工材料均为固体,运输储存方便。截至目前,现场累计应用290井次,效果明显。     

凝析气藏纳米活性油控水技术

为了控制高温高盐边底水凝析气藏气井过量产水,解除产气通道内水锁,恢复气井产能,研制了一种可在地下自发乳化的纳米活性凝析油选择性堵水剂。通过评价纳米活性油生成的W/O乳状液的黏度、粒度、润湿反转能力、活化能、热稳定性和物模封堵性,表明活性油体系在地层条件下易于自发乳化,活化能最低为7.1 kJ/mol。高黏度乳状液和液滴贾敏效应可封堵高渗通道,突破压力是单纯油封堵的4倍,产水率降低为封堵前的1/9。地层润湿性变为亲油,在毛管阻力作用下地层水难以进入低渗产气通道,解除通道内水锁。产气通道内乳化剂被原油稀释,生成的乳状液被破坏,对气道不会造成堵塞,具有很好的选择性。现场注入活性油前建议关井做氮气预处理,并根据不同地层条件给出合适的注入速度。     

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。     

孔喉尺度弹性微球调整油层分流能力实验研究

实验用弹性微球体系粒径在10～60μm范围内,采用反相(微)悬浮聚合技术,以油类为分散介质,单体溶液作为分散相,以小液滴状悬浮分散在油中,单体在小液滴内引发聚合,从而合成弹性微球。采用填砂管岩心流动实验,通过并列的两根岩心管模拟相对高渗透层与低渗透层,注入弹性微球溶液进行调剖,记录两根不同渗透率填砂管的分流量及并联两管的注入压力,探讨弹性微球体系调整油层分流能力;并调节微球浓度,探索不同浓度对调整分流量效果的影响。结果表明:弹性微球体系可以选择性封堵高渗透层,并能改善非均质地层的注水剖面;将高、低渗透率填砂管的分流量从高于80%:20%的比例调整到两者都趋于50%,并且调剖后两管的渗透率级差最大幅度从8降到1.35,调整油层分流能力效果显著,后续注水时仍能维持较高的注入压力。随着微球浓度的增大,调剖平衡时间大幅度下降,提高了作业效率。     

一种调剖剂的合成与性能评价

河南油田某区块地层温度异常、矿化度高,常规调剖剂所用的聚丙烯酰胺容易分解使得调剖效果差,调剖后的吸水剖面均质性不好。为了提高调剖效果,开展了新型调剖剂的研制。实验选用疏水缔合聚合物代替聚丙烯酰胺合成了一种调剖剂,并模拟油藏实际环境对其开展了调剖剂性能的室内实验评价。确定最佳的配方为:缔合聚合物的浓度是3 500—4 000mg/L的范围,调剖交联体系为:乌洛托品0.07%、苯酚0.07%、以及间苯二酚0.02%。最后对合成的调剖剂的稳定性进行了测定。实验发现,疏水聚合物的稳定性好,老化120 d后的黏度保留率很高,适合高温高矿化度油田调剖堵水。     

粘土类堵剂在胜坨油田的应用研究

研究了不同使用形式粘土堵剂的封堵能力(包括粘土分散体系，活化体系，和固化体系)，得出适用的地层渗透率范围；针对胜坨油田矿场堵水调剖的实际，得出不同形式粘土堵剂适用的PI经验值范围，对今后的注水井调剖选用粘土类堵剂有指导作用。     

交联聚合物动态成胶及运移的室内模拟研究

室内采用长岩芯填砂装置模拟了交联聚合物注入、成胶封堵和运移过程。室内模拟结果表明,注入的调剖体系能够达到设计的封堵位置,在注入过程中体系受稀释、剪切和吸附等因素影响,其浓度和成胶前的初始黏度沿程呈下降趋势。在实验所用的浓度(0.2%HPAM)条件下,孔隙介质中的堵剂体系形成有效堵塞的时间显著延长,是静态条件下的6倍;从不同部位堵剂取样成胶后黏度和岩芯封堵前后注水压力变化情况看,有效封堵距离r小于设计封堵距离r′,0.67r′相似文献   

一种钛酸盐晶体调堵新技术的研究

为提高注水效果和采收率,常使用化学堵水法来达到调剖堵水的目的。研究以三氯化钛和硫化钠溶液为主反应生成的钛酸盐调堵体系,研究并评价了其独特的结构和在岩石孔隙中的调剖堵水效果。可知,钛酸盐晶体以孔隙吼道为模型在其中逐渐生成,且钛酸盐晶体虽然在岩石喉道中形成了封堵强度较大的晶体网状结构,但其内部仍然具有比喉道更小的孔隙具有一定的渗透性。岩心驱替实验结果表明钛酸盐调堵体系在不同渗透率岩心中均可成功生成钛酸盐晶体且封堵效果好;并且其对高渗透率岩心的封堵能力强于低渗透率岩心。同时钛酸盐体系与聚合物弱凝胶体系的对比评价可知,钛酸盐晶体的调剖效果远优于注入聚合物凝胶体系的调堵效果,高温条件下钛酸盐调堵体系的稳定性也远高于聚合物凝胶的稳定性。     

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。     

高含水井调剖堵水技术及现场应用分析

百色油田仑16块已进入高含水采油期,为改善区块开发效果,提高采收率,调剖堵水是一项有效的工艺技术措施。通过大量的室内实验研究,从堵剂的类型及封堵机理,优选出符合仑16块储层特点、价格合理的粘土类堵剂及其使用浓度,并优选出适合油田开发特征的工艺方案,确定了大剂量封堵储层大孔道,达到深部调剖的区块整体调剖堵水技术。通过对仑16块不同注水井组进行现场施工,工艺取得了突破,有明显的增油降水效果,取得了较好的经济效益,并为百色油田今后解决调剖堵水难题提供了宝贵的经验。     

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。     

姬塬油田侏罗系油藏早期见水堵水调剖技术研究

针对姬塬油田侏罗系油藏开发过程中孔隙性见水的特点,对不同调剖剂进行了室内适应性及现场实验评价,设计优选了预交联颗粒加缔合聚合物弱凝胶为主的复合深部调剖体系.预交联颗粒发挥深部调剖作用,有效封堵大的孔喉通道;缔合聚合物弱凝胶为辅,使其发挥封堵和驱油作用.现场应用表明该体系具有很好的堵水调剖效果,能满足姬塬油田侏罗系油藏堵水调剖的需要.     

高含水油藏深部调剖驱油机理实验研究

为改善低渗油藏高含水期水驱开发效果,在室内应用CT扫描技术开展了岩心深部调剖驱替实验研究,获得了不同时刻岩心内油水分布状态信息,探索了深部调剖驱油机理。实验结果表明,一次水驱过程,注入水主要在高渗层内以活塞式向岩心深部推进,形成水驱优势通道,引起无效水循环;低渗层内水驱波及体积较小,仅波及到岩心第27个切片处。后续水驱过程,改性淀粉凝胶保持很好的完整性并有效封堵高渗层,注入水不仅启动了凝胶正上部的低渗层剩余油区域而且扩大了岩心入口端低渗层波及体积。高渗层采收率首先受驱替效率和波及效率共同影响,当波及效率不在增加,采收率的大小取决于驱替效率的大小;低渗层采收率一直受驱替效率和波及效率共同影响,且波及效率发挥主要作用。后续水驱过程低渗层起主导作用,采收率增加了15.1%。     

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     

低张力聚合物微球粒径变化规律及油藏适应性研究

目前,我国大部分油田已进入高含水或特高含水阶段,调剖堵水已成为降低含水率、实现老油田稳产的一个重要措施。一般的调剖只能实现近井地带的调剖,而且对温度和矿化度都有一定的的限制。针对中原文-25东油田高温、高矿化度、高含水率的"三高"情况,该油田运用了一种新的调剖堵水方式——低张力聚合物微球调剖。研究表明聚合物MS-C的初始粒径为43.5 nm,高温溶胀一周后,粒径能增大16倍,且在不同矿化度和不同离子地层水中的稳定性较好。通过填砂管物模实验发现,注入微球后驱替压力有明显上升,且采收率提高了10.73%;注入表面活性剂后采收率提高了8.57%;聚合物微球和表面活性剂交替注入的低张力微球体系可使采收率提高15.74%。在1∶1.5的渗透率极差下,低张力微球体系驱提高低渗管采收率34.32%,综合采收率提高19.91%。聚合物微球的抗温耐盐特性、高温下的良好膨胀性能以及物模驱替实验结果综合表明:低张力聚合物微球调驱结合提高采收率是切实可行的。     

厚油层层内深部堵水工艺技术研究与试验

针对厚油层层内堵水技术存在有效率低、有效期短的问题,以高强度层内深部堵水技术研究为出发点,研究了用于油层深部封堵的颗粒溶胶高强度堵剂、用于近井地带封堵的暂堵型高强度堵剂以及层内堵水的优化设计方法。室内研究表明,颗粒溶胶堵剂的封堵强度大于5 MPa,暂堵型高强度堵剂的抗压强度大于20MPa,漏失量与水泥类堵剂相比下降40%以上;现场试验表明,研究的层内堵水工艺可大幅降低油井产水,提高油井产量,堵水有效期达到1 a以上。     

新型化学调剖剂调剖效果研究

萨中油田进入高含水期开发以来,地下油水分布状况日趋复杂,受地层固有的非均质性及多年开发造成次生非均质性加剧的影响,油层的层间、层内矛盾日渐突出,造成高渗透部位注水突进,油井含水上升加快;差油层动用状况较差,导致油田水驱效率和波及系数较低,最终采收率低,开发效果差。本文所阐述的注水井化学调剖调堵技术可以很好地解决这一问题,该技术为油田高含水期剩余油的挖潜和提高开发效果提供了一项有力的技术手段。但目前浅调剖存在初始粘度高、进入目的层比例相对低、造成有效调剖半径小等问题,使得有效期只有一年左右,因此导致有的注水井需要重复浅调剖,连通油井不能长期见效,影响和制约浅调剖效果的发挥。为此急需研究影响调剖有效期的主要原因并加以解决。 本文通过采用新型化学浅调剖剂配方优化室内试验研究,研制出初始粘度低的调剖剂体系以及配套注入工艺,使调剖见效期达到两年以上,区块整体开发效果得到明显改善。