交联聚合物调驱技术的发展及其应用

交联聚合物调驱技术作为一种新型的三次采油方法,在提高油藏水驱和聚合物驱采收率方面发挥着重要的作用本文对交联聚合物驱油技术的发展背景、研究方向以及聚合物驱油体系进行了详尽的阐述,通过矿场实例评价了交联聚合物驱油技术的应用效果,对交联聚合物的应用与推广具有一定的借鉴指导意义     

用于延缓交联的多重乳状液交联剂体系研究

在使用聚合物凝胶体系进行调剖堵水时存在常规有机铬交联剂与聚合物交联时间短的问题。本研究利用多重乳液体系包覆液相的交联剂为思路,研发了两种多重乳状液交联剂体系S80/T20和T161/T20体系,用以凝胶体系的延缓交联。两种延缓交联剂体系的内相交联剂浓度为1%~1.5%。二者均具有较好的稳定性;相比而言,T161/T20体系形成的稳定性更好,更适合较高温度的油藏条件。两种体系可以在不对生成凝胶强度产生影响的情况下起到很好的延缓交联作用,与聚合物交联生成的凝胶粘度均达到3000 m Pa.s以上,与加入Cr(AC)的凝胶体系强度相当,对岩心的封堵效果较好,岩心封堵率达到87%以上,验证了其实用性。3     

靖安油田交联水酸性清洁压裂液应用研究

交联水酸性清洁压裂液可调节自身酸性,针对不同的区块和地层的特点可以采用不同种类的酸液和不同的浓度。通过室内实验建立了与靖安油田长2储层相适用的交联水酸性清洁压裂液体系体系,措施后平均单井日增油达到1.5t,应用效果较好。     

二元复合驱与单一聚合物驱动态异同点分析

本文对孤东油田七区西Ng5^4-6^1无碱体系的二元复合驱与同类油藏的聚合物驱在动态特征、见效规律等方面进行了对比分析,总结了无碱体系的二元复合驱与单一聚合物驱在注入过程中的压力变化、驱油效果的异同点,从而深化了二元驱与聚合物驱油机理的认识。对今后二元驱与聚合物驱方案设计、动态分析及效果评价具有指导作用,并为二元驱的工业化应用提供了可借鉴的经验     

延缓交联聚合物深度调驱技术在靖安油田长6油藏的应用

应用延缓交联聚合物深度调驱技术在靖安油田长6油藏柳135-1等3口井开展交联聚合物驱油实验取得了良好的应用效果,这为有效提高存在裂缝带或者大孔道区域的注水效率起到了积极的作用,此技术将成为提高原油采收率的重要技术措施之一。     

高温高盐高鈣镁高效堵水冻胶研究

<正>塔河油田温度(110℃)高、矿化度(20×104mg/l)大、钙镁离子(>1.0×10 4mg/l)P)/g 含量远超常规油田,常规冻胶体系难以满足油藏条件。针对塔河油田高温高盐高钙镁条件下常规冻胶体系稳定性差的问题,制备了高效冻胶体系,其配方为:0.5%AMS-2聚合物+0.4%AMS-A交联剂+0.4%AMS-B交联剂;冻胶性能:成胶时间9 h,成冻级别G级,稳定性为15 d未脱水。吸水后冻胶中分子之间产生较强的化学交联作用,形成致密规则的网络结构。交联体系中聚合物和交联剂浓度越大,冻胶强度、封堵程度越大。     

YG型聚合物微球深部调堵剂室内实验评价

聚合物微球是近几年发展起来的一种新型的深部调堵技术。为考查YG型聚合物微球在中原油田高温高矿化度油藏中的性能,通过透射电镜显微照相、吸水膨胀实验和岩心驱替实验等对其性能进行了评价。结果表明:YG型聚合物微球粒径为50～200nm,体积微小,内核密度较大,可均匀分散在溶液中,与地层水表现出良好的配伍性;用文留油田回注污水配制的微球溶液在95℃条件下,10天吸水膨胀达40倍以上,具有较好的耐温抗盐性能和吸水膨胀性能。YG型聚合物微球注入中低渗透率岩心,呈现压力上升、微球运移、压力下降的波动过程,具有较好的注入性;对中高渗岩心,封堵能力较差,未溶胀时基本无封堵作用,但随溶胀时间的延长,封堵率逐步增加,10天后封堵率17.14%。YG型聚合物微球对中高渗透率地层应增大微球粒径或采取措施前预调剖工艺。     

注聚井堵塞机理研究

随着聚合物驱油技术的广泛应用而出现的诸如堵塞、产出水处理等问题已引起了石油工作者的关注,特别是聚合物及交联聚合物的堵塞会影响后续聚合物的有效深入,严重时会导致油井产液量大幅下降甚至不产液,严重影响了聚合物驱技术的现场应用效果,为此开展了聚合物驱解堵技术的研究。     

胜坨油田T28断块深部调驱实施及效果评价

胜坨油田T28断块3690井区储层纵向吸水差异较大,部分非主力层吸水状况差,动用程度低,注入水利用率低,水驱不均衡,注入压力高,常规堵调措施效果不理想。在对试验区进行潜力分析的基础上,优选两口注水井进行T型聚合物体系深部调驱,实施效果明显。     

尕斯油田E3^1油藏整体复合调驱现场试验

尕斯油田E3^1油藏平面上和纵向上的非均质,造成注入水在平面上向生产井方向舌进现象和在纵向上沿高渗层突进现象。在尕斯库勒油田E3^1油藏的开展整体、深部的调驱工作,首先应根据吸水剖面了解纵上上注水的不均衡性,根据井间示踪技术了解平面上注水的不均衡性。选取存在大孔道的水井采用预交联颗粒等堵剂进行封堵,解决近井地带的窜通现象,调整并提高注水油压达到一个较高水平后,然后采用聚合物微胶囊调驱剂进行整体、深部调驱,改变地下渗流场,扩大微观、宏观注入水波及体积,改善区块整体水驱开发效果。     

陈家庄油田陈25北降粘复合驱方案优化

针对陈家庄油田陈25北原油粘度高的特点,开展了聚合物+地障碍低张力活性剂+降粘驱油剂的降粘复合驱油配方体系研究。研究结果表明,设计的降粘增效聚合物驱油体系在陈25油藏条件下体系粘度35.3 mPa·s,动态降粘率90%。利用数值模拟进行了方案优化,确定了(0.22%聚合物+0.4%降粘驱油剂)和(0.22%聚合物+0.3%低张力活性剂)交替注入的最优注入方案,预计比水驱可提高采收率10.4%,增加可采储量68.3×10~4t。     

高30油藏复合驱体系聚合物的筛选与性能评价

高30油藏具有储层非均质严重,油层温度高、粘度大等特点,目前已经进入高含水开发后期,标定采收率为29.4%,即仍然有70%以上的剩余油。本文针对高30油藏条件,利用室内仪器检测和理论分析方法,研究了聚合物浓度对复合体系粘度的影响和表面活性剂CDS-1浓度对复合体系表观粘度的影响,同时进行了复合体系的抗剪切实验,从而对聚合物进行了优选,推荐使用聚合物为抗高温疏水缔合聚合物HNT201-3。     

单井吞吐技术在濮城油田的先导试验

濮城油田濮85块断块油藏,由于渗透率低、原油粘度高、注水开发困难,造成油井产量下降很快,自然递减难以控制。在其它增产措施效果不理想的情况下,利用CO2使原油体积膨胀、降低原油粘度和改善油与水的流度比作用,对该区块5口油井实施单井CO2吞吐技术。共注入CP2液体600m3,措施实施后全部见到增油效果,阶段累增油2500多吨,投入产出比为1：4．9。现场试验证明小断块油藏CO2单井吞吐技术具有投入低,增产效果好的特点。     

聚合物驱后油藏二元复合驱提高采收率先导试验研究

高含水老油田依靠聚合物驱技术提高采收率的幅度约为6%～10%,聚驱后仍有50%～60%左右的原油滞留地下,具有进一步挖潜的物质基础。本文选取孤岛中一区Ng3北部为试验区,研究了聚驱后物性变化、剩余油分布特点。设计了预交联体＋二元驱油体系,在聚驱后油藏既能降低油水界面张力,提高驱油效率,又能起到扩大波及体积的作用。矿场试验数据表明,聚合物驱后二元复合驱油体系能够显著降水增油,可大幅度提高采收率。     

壳聚糖明胶海绵的制备与性能研究

通过添加具有更好的亲水性能的聚乙烯醇(PVA)与壳聚糖互穿并交联形成网络结构,进一步提高壳聚糖衍生物的亲水性。将此类方法制备具有多孔结构的海绵,显著提高产物的吸水倍率,达到快速有效的止血效果。对壳聚糖/聚乙烯醇互穿聚合物海绵的制备条件进行了探索,对溶胀性能进行了测试,对影响溶胀性能的因素进行了讨论。     

浅析可动凝胶调驱技术在油田开发中的应用

可动凝胶深邵调驱是高含水老油田二次开发提高采收率的应用技术之一,特别是SMG微凝胶颗粒分散体系是总结了过去传统本体凝胶体系的优缺点后新发展起来的可动凝胶体系,是能够有效地实现同步调驱剂机理,具有抗温抗盐等优异功能,得到广泛的应用.     

高浓度聚合物驱见效特点研究

本文阐述了聚合物驱油技术经过现场试验与室内研究而取得的高浓度聚驱见效特点:高浓度聚合物体系具有较好的驱油性能;可以实现高浓度聚合物有效注入;在地层中的工作粘度较大,油层动用程度高;提高采收率幅度较高。     

响应面优化壳聚糖水凝胶的研究综述

通过查阅文献资料和报道,用响应面优化壳聚糖水凝胶影响参数的方法少。本文以壳聚糖、甲醛等原料进行交联制得甲醛-壳聚糖水凝胶,利用响应面优化法确定使该凝胶溶胀度达到最大的最佳参数组合,减小实验误差得到更准确的数据,使实验结果更具有科学性、可靠性,为后续的研究打下基础。     

复合段塞控水封窜技术研究

孤岛油田注聚区层内或层间非均质性严重,注聚过程中聚合物易沿高渗孔道窜进,使得部分注入井油压低,对应油井高见聚,严重影响聚合物驱开发效果。针对这一问题,研究应用了复合段塞控水封窜技术,该技术研究出具有深部运移能力的有机冻胶堵剂和具有高悬浮性和一定强度的颗粒类堵剂,通过复合段塞注入的方式,提高调剖封窜效果,现场应用效果显著。     

HS-1高强度堵剂研究与应用

针对孤岛油田中二北馆5油藏特点,研发了一种高强度堵剂。室内模拟孤岛油田中二北馆5单元地层条件,优选出了凝固时间和固化强度较高堵剂配方。双管并联岩心分流实验结果表明：低渗岩心分流率从封堵前的5％左右上升到90％。现场试验5井次,平均单井日增油10．9t／d,含水下降了16．6％,单井增油1255t,累计增油5019t。