一种聚合物驱后深部调剖用HPAMCr～3 冻胶体系
调剖剂的分类
当油田开发进入中晚期后，由于油层的非均质性或因为开采方式不当，使注入水及边水沿高渗透层及高渗透区不均匀地推进，在纵向上形成单层突进，在横向上形成舌进，造成注入水提前突破，致使油井过早出水，直至水淹，而低渗透层尚未发生作用，降低了原油的采收率。
因此，必须采用油井堵水或注水井调剖的方法来治理水害。
对于多数注水开发的油田，由于油层的非均质性，使注入水沿高渗透层条带突进是油井水淹的主要原因。
对出水油井采取措施后，虽然可以降低含水量，但有效期短，仅单井受益，势必增加施工成本，且成功率不高，特别是非均质性严重的地层。
为此，解决油井过早水淹的问题，还必须从注水井着手。
在注水井上，采用分层注水及分层改造低渗透层是使水线能比较均匀推进的重要措施，但并不是在所有情况下都能比较好地解决问题。
因此，对注水井进行选择性封堵高渗透层大孔道的方法来调整和改善吸水剖面，即注水井调剖，是使水线较均匀地推进，防止油井过早水淹，降低原油含水，增加水驱油的面积，减少死油区，提高油层采收率较好方法。
目前行之有效的方法都是使用化学剂调剖，即通过化学手段调整吸水剖面，这类化学剂品种多，发展快，效果显著。
国外调剖技术发展现状国外调剖技术的研究和应用己有近六十年的历史，注水井调剖技术是在油井封堵水层技术的基础上发展起来的。
早期利用水基水泥和封隔器进行分层卡堵水。
20世纪50年代在油田应用原油、粘性油、憎水的油水乳化液，固态烃溶液和油基水泥等作堵水剂。
前苏联试验了叔丁基酚和甲醛合成树脂，环烷酸皂尿素甲醛树脂等化学剂。
20世纪60年代开始使用聚丙烯酰胺类高分子聚合物凝胶技术，这为化学调剖堵水技术打开了新局面。
20世纪70年代以来，Needham等人指出利用聚丙烯酰胺在多孔介质中的吸附和机械捕集效应可有效地封堵高含水层，从而使化学堵水调剖技术的发展上了一个台阶。
20世纪80年代末，美国和前苏联都推出一批新型化学剂，归纳起来，大致可分为水溶性聚合物凝胶类调剖技术，水玻璃类调剖技术和颗粒调剖技术等。
一种耐温抗盐的交联聚合物调驱体系
一种耐温抗盐的交联聚合物调驱体系吕西辉;田玉芹;刘军;张小卫;徐山;姚海霞;曾显香;管士华【期刊名称】《油田化学》【年(卷),期】2005(22)1【摘要】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。
【总页数】4页(P81-84)【关键词】聚合物/铬成胶体系;弱凝胶;调驱剂;抗盐性;耐温性;抗剪切性;高温高盐油藏【作者】吕西辉;田玉芹;刘军;张小卫;徐山;姚海霞;曾显香;管士华【作者单位】中国石化胜利油田公司采油工艺研究院;中国石化胜利油田公司孤岛采油厂【正文语种】中文【中图分类】TE39;TE357.46【相关文献】1.耐温抗盐交联聚合物调驱体系的研制与试验 [J], 侯天江2.耐温抗盐交联聚合物深部调驱体系的研究与应用 [J], 胡艳霞;王新声;刘淑芳3.耐温抗盐交联聚合物驱油体系研究 [J], 刘坤4.耐温抗盐交联聚合物驱油体系性能评价 [J], 刘坤;宋新旺;曹绪龙5.耐温抗盐交联聚合物调驱技术 [J], 熊玉滨;聂仁峰;李戈圃因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
调剖用延缓交联剂MLH-1的研制
调剖用延缓交联剂MLH-1的研制刘喜林;尉小明;黄有泉;张玉涛【期刊名称】《油田化学》【年(卷),期】2001(18)4【摘要】对于大庆油田处理注水井近井地带所用的HPAM/Cr3 + 冻胶调剖剂 ,要求调剖剂溶液在井温条件下(4 5℃ )成胶时间在 10— 30h范围内可调 ,形成的冻胶强度高 (以表观粘度表示 ,为5× 10 4 —1.5× 10 5mPa·s) ,因此需要使用性能符合要求的延缓型交联剂。
实验考察了 3种氧化还原型铬交联剂交联 1%HPAM水溶液的能力。
重铬酸钠 /木质素磺酸钠氧化还原体系使溶液成胶的配比范围很窄且成胶速率过高 ,成胶时间太短。
重铬酸钠 /硫脲氧化还原体系只有在重铬酸钠用量很高时(≥ 1.5 % )才能使溶液延缓成胶 ,这在经济上是难以接受的。
适当配比的重铬酸钠 /木质素磺酸钠 /硫脲氧化还原体系 (延缓型铬交联剂MLH 1) ,可使HPAM 溶液的成胶时间在 5— 30h范围内调节 ,形成的冻胶表现粘度一般大于1.5× 10 5mPa·s。
以本质素磺酸钠与重铬酸钠间的诱导反应 ,硫脲与重铬酸钠间的受诱反应解释了MLH 1的延缓交联作用。
HPAM /MLH 1体系已成功地用于大庆油田 36口注水井近井地带的调剖作业。
【总页数】3页(P314-316)【关键词】延缓交联剂MLH-1;重铬酸钠/本质素磺酸钠/硫脲氧化还原体系;聚合物铬冻胶;调剖剂;油田;注水开发【作者】刘喜林;尉小明;黄有泉;张玉涛【作者单位】辽河油田技术发展处;辽河油田博士后科研工作站;大庆油田采油工艺研究所;辽河油田采油工艺研究院油化所【正文语种】中文【中图分类】TE39;TE357.62【相关文献】1.延缓型HPAM/Cr(Ⅲ)堵水调剖剂的研制及其机理 [J], 焦新萍;傅绍斌;周朝昕;杨祥2.深部调剖高效延缓交联剂的研究与评价 [J], 高志勇;邹小萍;于永生;王冬梅;张秋红3.一种延缓交联深部调剖剂的研制 [J], 郭文;徐贵;钟水清;熊继有4.一种高效凝胶浅调剖剂研制及调剖优化设计方法 [J], 李国; 张宗雨; 张世东; 曹明君5.深部调剖高效延缓用有机复合交联剂的研究 [J], 周高宁;李金环因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
丙烯酰胺2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸共聚物水解及成胶规律
丙烯酰胺/2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸共聚物水解及成胶规律蓝 飞，徐元德，孟祥海，陈 征，张 乐，王 威（中海石油（中国）有限公司 天津分公司，天津 300459）［摘要］利用丙烯酰胺（AM ）/2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸（AMPS ）共聚物、纳米硅颗粒、乙酸铬交联剂等原料制备了AM/AMPS 共聚物铬冻胶堵剂，分析了AMPS 单体含量和纳米硅颗粒用量对共聚物水解及铬冻胶体系性能的影响。
实验结果表明，随AMPS 单体含量的提高，共聚物水解速度降低，铬冻胶体系成胶时间逐渐延长；纳米硅颗粒对共聚物水解基本没有影响，但可提高冻胶强度和长期稳定性。
90 ℃下AM/AMPS 共聚物铬冻胶堵剂最优配方为：0.8%（w ）AM/AMPS 共聚物聚合物（AMPS 单体含量为50%（x ））、0.3%（w ）乙酸铬、0.1%（w ）硫脲、0.6%（w ）纳米硅颗粒。
该配方的铬冻胶堵剂的成胶时间为21 h ，可满足现场作业对成胶时间的需求，成胶后弹性模量大于16 Pa ，突破压力梯度可达2 MPa/m 以上，属于高强度冻胶，封堵能力强。
［关键词］铬冻胶；水解；AM/AMPS 共聚物；单体含量；纳米硅颗粒［文章编号］1000-8144（2021）05-0448-06 ［中图分类号］TE 39 ［文献标志码］AHydrolysis and gelation study of acrylamide/2-acrylamide -2-methylpropanesulfonic acid copolymerLan Fei ，Xu Yuande ，Meng Xianghai ，Chen Zheng ，Zhang Le ，Wang Wei（Tianjin Branch ，CNOOC （China ） Co.，Ltd.，Tianjin 300459，China ）［Abstract ］Acrylamide(AM)/2-acrylamide-2-methylpropanesulfonic acid(AMPS) copolymer chromium gel plugging agent was prepared with AM/AMPS copolymer ，nano silicon particles ，chromium acetate crosslinker and other auxilaries. The effects of AMPS monomer content and nano silicon dosage on the hydrolysis of copolymer and gelation properties of chromium gel were evaluated. The results showed that with the increase of AMPS monomer content ，the hydrolysis rate of copolymer decreased and the gelation time of chromium gel system gradually increased. Nano silicon had little effect on the hydrolysis rate and gelation time ，but could improve gel strength and long-term stability. At 90 ℃，the best formulation of chromium gel plugging agent was as follows ：0.8%(w ) polymer(50%(x )AMPS in copolymer)，0.3%(w )chromic acetate ，0.1%(w )thiocarbamide and 0.6%(w )nano silicon. The gelation time was 21 h ，which could meet the requirements in field operation. The elastic modulus was greater than 16 Pa and the breakthrough pressure gradient could exceed 2 MPa/m ，suggesting high strength and strong plugging ability.［Keywords ］chromium gel ；hydrolysis ；acrylamide/2-acrylamide-2-methylpropane sulfonate copolymer ；monomer content ；nano silicon［收稿日期］2020-11-12；［修改稿日期］2021-01-27。
调剖剂的分类
重视，Marathon 公司对 Wyoming 北部油田有中等发育裂缝，注水开发有早窜现象等问题实 施了两次流体转向技术的矿场试验，试验结果表明：处理每口水井增加可采储量 34400m3。 加拿大的 F G. Cusack 等人培养出了超微细菌（UMB）进行深部调剖堵水处理。美国 Akzo 化 学公司 Liave 等在 North Burbank 开发区进行了表面活性剂–酒精调剖。还有很多油田在深 部调剖方面也取得了较大成就。 目前，在国外，据统计有应用前景的调剖剂有延缓交联型凝胶（如美国 Phillip 石油公司 的调剖/堵水剂系列和 Marathon 石油公司推出的聚合物/Cr3+凝胶体系）和弱凝胶（如美国 TIORCO 公司提出的胶态分散凝胶和法国石油研究院提出的弱凝胶） 。 而弱凝胶体中运用较多 的延缓交联体系是聚合物 / 柠檬酸铝延缓交联体系，有关该体系性质较全面研究的是由 Ghazali 等人报告的，他们对凝胶形成条件作了初步探讨。 （一）国内调剖技术发展现状 综述国内油田常用调剖剂的研究现状，调剖剂主要分为 7 类：冻胶类、凝胶类、微球 类、颗粒类、沉淀类、泡沫类和微生物类。 （1）冻胶型调剖剂 冻胶类调剖剂是聚合物冻胶类堵剂是目前国内外使用最多、 应用最广的一类堵剂， 由聚 合物溶液和适当的交联剂形成具有空间网状结构的物质而成的。 可用的聚合物包括合成聚合 物、天然改性聚合物、生物聚合物等，它们的共同特点是溶于水，在水中有优良的增粘性， 线性大分子链上都有极性基团，能与多价金属离子或有机基团反应，生成体型交联产物−冻 胶，形成冻胶后，粘度大幅度增加，丧失流动性。交联剂可用高价金属离子形成的多核羟桥 络离子或低分子醛类化合物等。 目前大量使用的冻胶型调剖体系都是以部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）为主剂，以 Cr3+、 Al3+、酚醛树脂、苯酚以及间苯二酚等为交联剂的体系。 （2）凝胶型调剖剂 凝胶是固态或半固态的胶体体系， 具有由胶体颗粒、 高分子或表面活性剂分子互相连接 形成的空间网状结构，结构空隙中充满了液体，液体被包在其中固定不动，使体系失去流动 性，其性质介于固体和液体之间。凝胶分为刚性凝胶和弹性凝胶两大类，硅酸凝胶是油田常 用的凝胶之一。 在稀的硅酸溶液中加人电解质或在适当含量的硅酸盐溶液中加入酸， 则生成 硅酸凝胶，该凝胶透明且有弹性，其强度足以阻止通过地层的水流。 （3）聚合物微球调剖剂
双聚合物冻胶堵剂用于中低温聚驱后砂岩油藏的深部调剖
双聚合物冻胶堵剂用于中低温聚驱后砂岩油藏的深部调剖张光焰;关悦;靳彦欣;付琛;刘巍【期刊名称】《油田化学》【年(卷),期】2011(28)2【摘要】基于已成功用于现场的地下成冻HPAN/水溶性酚醛树脂高温冻胶堵剂,加入HPAM以提高HPAN中水不溶物的悬浮稳定性,加入氯化铵调节(缩短)体系成冻时间,得到了可用于中低温(如65℃)油藏的双聚合物冻胶堵剂,其优化配方为:0.2%～0.3%HPAM+3%～4%HPAN+0.8%～1.0%水溶性酚醛树脂+0.4%～0.5%氯化铵。
该冻胶体系65℃成冻时间3～5天,对填砂管的堵塞率在95%以上。
在中低温的胜利孤岛油田西区北综合含水95%的聚合物驱后转后续水驱单元的2口注水井,用该堵剂实施深部调剖后,9口对应油井中有7口井见效,累计增油2000吨以上,含水下降1.1%～3.4%,有效期3～9个月,平均6个月左右。
【总页数】4页(P186-188)【关键词】水解聚丙烯腈;双聚合物冻胶;调剖堵水剂;深部调剖;中低温油藏;聚合物驱后;孤岛油田西区北【作者】张光焰;关悦;靳彦欣;付琛;刘巍【作者单位】中国石化胜利油田分公司采油工艺研究院【正文语种】中文【中图分类】TE357.46【相关文献】1.聚驱后油藏井网调整与深部调剖三维物理模拟实验 [J], 史雪冬;岳湘安;张俊斌;方伟;赵胜绪2.正电胶调剖剂改善非均质油藏聚合物驱效果 [J], 曹瑞波;代旭;李卓;高倩3.一种聚合物驱后深部调剖用HPAM/Cr3+冻胶体系 [J], 熊生春;王业飞;何英;赵福麟4.低温时间可控冻胶堵水调剖剂的制备 [J], 王桂珠;吴家全;张永康;张朋旗;郭丽梅5.聚驱后水驱油藏新型深部调剖剂STJ-6的研制与应用 [J], 蒋官澄;李师涛;陈应淋;黄春;胡冬亮;叶志富因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。
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收稿日期:2005-01-30;修回日期:2005-10-10基金项目:中石化2001年重点攻关项目“聚合物驱后提高采收率技术研究”部分内容,项目编号:P03048。
作者简介:熊生春(1981—),2003年7月毕业于石油大学(华东)石油工程学院石油工程系,攻读中国石油大学(华东)油气田开发工程硕士学位至今。
地址:(257061)山东东营市,电话:0546-8397476,E -mail :xshch0000@油田化学一种聚合物驱后深部调剖用HPAM/Cr 3+冻胶体系熊生春,王业飞,何 英,赵福麟(中国石油大学(华东)石油工程学院采油化学研究室) 摘 要:针对孤岛油田砂岩油藏的地质特点,用可延缓释放Cr 3+的一种有机铬交联剂与延缓剂配合,研制了深部调剖用的一种聚合物(HPAM )/有机铬冻胶体系,由冻胶强度级别的划分定性地测定成冻时间和突破真空度的方法定量测定冻胶强度,并作出了成冻时间及强度等值图。
实验结果表明HPAM/Cr 3+冻胶交联时间可调,冻胶体系成冻时间可调1～18d ,成冻后强度高。
聚合物驱后,继续向地层中注入一定量的组合深部调剖剂,能有效地提高采收率。
关键词:聚合物驱;聚丙烯酰胺;冻胶;深部调剖;可视化模型中图分类号:TE 3571431 文献标识码:A 文章编号:1006-768X (2005)06-0096-03 推广程度很高的聚合物驱目前还存在很多问题,聚合物驱后有大量的的聚合物溶液滞留在地层[1],由于水的流度较大,聚合物溶液的流度较小,在聚合物驱后恢复水驱,滞留在地层的聚合物溶液控制大孔道的能力远远不够。
为了有效地控制大孔道,防止油井水淹,需要研究不同成冻时间的深部调驱剂,以设置在对液流影响不同的地区,起到封堵作用,从而有效地提高水驱的波及系数[2]。
HPAM/Cr 3+冻胶堵剂的形成和性能主要受聚合物(包括种类、分子量、水解度、浓度)、交联剂(包括种类、配比、浓度、老化时间)、聚合物/交联剂比、温度、剪切等多方面因素的影响[3～4]。
本文主要考察了90℃下,聚合物(HPAM )浓度、铬交联剂配制比例、交联剂浓度等因素对堵剂成胶规律的影响。
一、实验药品和材料与仪器11实验药品、材料(1)实验用部分水解聚丙烯酰胺有关参数列于表1。
其中盛立6号是孤岛西区目前使用量最大的聚合物,用于模拟驱替实验,YG100用于配制深部调剖剂。
表1 实验用聚丙烯酰胺有关参数HPAM固含量/%水解度/%相对分子质量盛立6号91.3732.48 1.462×106YG -10090.9112.50 1.62×106(2)实验用原油为胜利孤岛脱水原油,含胶质20.65%、沥青质12.42%、密度0.9440g/cm 3、90℃粘度137mPa ・s 。
(3)实验用水有孤岛地层水(用于模型饱和水)、孤三注污水(用于配液和模拟驱替)。
21实验仪器p HS -2A 型精密酸度计、填砂管、真空泵、平流泵、精密压力表、六通阀、六孔水浴锅、电磁搅拌器、乌氏粘度计、比色管、抽滤瓶、恒温水浴缸、真空烘箱、1/100电子天平、1/10000电子天平、精密温度计、恒温烘箱、可视化模拟装置。
31实验方法成冻时间测定。
在试验区注入水中加入配制的脱氧水,用脱氧水配成冻胶103。
将一定量冻胶装入试管,置入90℃恒温水浴中,隔一段时间将试管倒置,观察冻胶的流动情况,以判断冻胶强度达到的级别(表2),来确定冻胶成冻时间。
冻胶强度测定。
定量评价是用突破真空度的方法测定冻胶的强度,简称BV 值。
BV 值越小,强度越高[5]。
等值图的绘制。
以聚丙烯酰胺YG100、有机铬交联剂在配方中的质量分数为纵、横坐标作图。
图中任一点为组成的配方点,配方中聚丙烯酰胺YG100、有机铬交联剂所对应的纵、横坐标的数值。
在配方点上方标出该配方溶液胶体成冻时间或成冻后真空突破度,用插值法在各点间画出成冻时间或真空突破度等值线,得到等值图。
表2 冻胶强度的划分强度代码现象A 检测不出连续冻胶形成:成胶体系粘度与不加交联剂的相同浓度聚合物溶液的粘度相同,但体系中有时可能出现一些相互不连接的粘性很大的冻胶团块B 高度流动冻胶:冻胶粘度比不加交联剂的相同浓度聚合物溶液的粘度稍有增加C 流动冻胶:将试样瓶倒置时,大部分冻胶流至瓶盖D 中等流动冻胶:将试样瓶垂直倒置时,只有少部分(15%～10%)的冻胶不容易流至瓶盖(通常描述为带舌长冻胶)E 难流动冻胶:将试样瓶垂直倒置时,冻胶很缓慢流至瓶盖或很大一部分(>15%)不流至瓶盖F 高度变形不流动冻胶:将试样瓶垂直倒置时,冻胶不能流至瓶盖G 中等变形不流动冻胶:将试样瓶垂直倒置时,冻胶向下变形至约一半的位置处H 轻微变形不流动冻胶:将试样瓶垂直倒置时,只有冻胶表面轻微发生变形I 刚性冻胶:将试样瓶垂直倒置时,冻胶表面不发生变形二、孤岛用冻胶型深部调剖剂配方及其组合11除氧剂用量在温度高于90℃时聚丙烯酰胺分子链会发生严重的热降解,特别是热氧化降解,使聚丙烯酰胺分子链变短,交联性能变坏,已生成的冻胶变得不稳定而发生破解。
防止高温下氧的破坏作用的常用方法是加入除氧剂。
除氧剂为亚硫酸钠,交联的HPAM/有机铬成胶体系中必须加入除氧剂,除氧剂的加量为0.08%。
21深部调剖剂配方的优化用脱氧水配成冻胶103体系,测定成冻时间和成冻强度,制备出成冻时间等值图和成冻强度等值图。
由图1可以看出,聚合物浓度越高,交联剂浓度增加,成冻时间都会变短。
因为聚合物质量分数和交联剂质量分数越高,可提供更多的交联点,与聚合物交联的机率增大,成冻时间缩短,这是符合化学反应动力学的反应作用定律。
从体系的成冻时间看,在孤岛条件下使用的冻胶体系中,103冻胶体系成冻时间可以长达18d 。
由图2可以看出,两种冻胶体系所形成的冻胶配方强度都较高,并存在相似的规律:成冻时间越短,冻胶强度越高。
这是因为冻胶成冻时间越短,冻胶中的交联结构建立得越完全,因此强度就越高。
图1 103冻胶90℃下的成冻时间(h )等值图图2 103冻胶90℃下强度(MPa )等值图31剪切对粘度影响将配制成的103冻胶溶液(0.3%YG100+0.4%YG103)在常温170s -1的转速下剪切不同时间,测定溶液粘度、成冻时间和生成冻胶粘度。
表3 溶液常温高速剪切对实验体系性能的影响剪切时间/min 溶液粘度/mPa ・s 成冻时间/d 冻胶粘度/104mPa ・s 0158 5.2 5.8610139 5.3 5.7520132 5.2 5.6340120 5.4 5.5360114 5.1 5.48由表3可以看到,高速剪切使溶液粘度下降,但溶液受高速剪切作用对形成的冻胶粘度影响不大。
受到高速剪切的溶液,虽然部分聚丙烯酰胺会发生降解,剪切60min 后粘度下降29%,但只要存在足够的聚丙烯酰胺与Cr 3+发生交联,对形成的冻胶粘度影响不大,剪切60min 后仅下降7%。
41稳定性实验将配制成的103冻胶溶液(0.3%YG 100+0.3%YG 103)在90℃温度下粘度随时间变化曲线见图3。
图3 90℃下实验冻胶粘度—时间图由图3可以看出:在90℃下冻胶103在配制后的2d 内,体系粘度增加很缓慢,在这期间交联剂释放出的三价铬离子少,交联反应进行得很缓慢。
2d后交联剂释放三价铬离子的速度逐渐加快,交联反应逐渐开始,体系粘度增大较快,逐渐转变为冻胶。
冻胶完全形成后,体系变得稳定,粘度维持高值。
51深部调剖剂性能考察封堵率定义为堵剂封堵前后水相渗透率的差值与该岩心原始水相渗透率的比值,是衡量堵剂改变岩心原始渗透率能力的参数指标。
封堵率反映了岩心封堵后水相渗透率的降低程度,堵剂的封堵能力。
将调剖剂配方进行岩心封堵率测定。
制成渗透率接近孤岛油田试验区渗透率的填砂管模型,饱和水,测定渗透率K 前,注入0.3Vp 调剖剂,侯凝,注入地层水,直至压力稳定,测定渗透率K 后。
实验表明,103冻胶体系封堵率达到97.5%,封堵效果好。
61深部调剖剂的组合研究选取不同强度的103冻胶,分为强调剖剂和弱调剖剂。
第一组先将可视化模型饱和水、饱和油、水驱、注入0.015Vp 强调剖剂和过顶替液+0.01Vp弱调剖剂(先强后弱)、侯凝,水驱。
第二组先注0.015Vp 弱调剖剂和过顶替液+0.01Vp 强调剖剂即可(先弱后强)、侯凝,水驱。
通过图像分析软件选取图像,可以得到可视化模型中各过程的含油饱和度,见表4。
由表4可以看出,按先弱后强顺序注入调剖剂比按先强后弱顺序注入调剖剂的水驱采收率高6.1%。
这主要是由于按先弱后强顺序注入调剖剂时,强调剖剂粘度高,可以活塞式地将弱调剖剂推至深部的高渗透层,而按先强后弱的顺序注入调剖剂时,弱调剖剂粘度低,不能有效地将强调剖剂推至深部的高渗透层,因此采收率偏低。
表4 可视化模型在不同过程中的含油饱和度过程饱和油水驱注调剖剂水驱水驱增值先强后弱模型中含油饱和度×10296.374.663.533.041.6先弱后强模型中含油饱和度×10297.876.362.428.647.7三、驱油试验按照孤岛条件研究聚合物驱后深部调剖剂注入的最佳用量。
聚合物驱后注入不同量的深部调剖剂,研究深部调剖剂不同用量对水驱采收率的影响。
实验分六组,取渗透率级差4∶1的平行管模型,抽真空,饱和水,饱和油,水驱至98%,注入0.3Vp 质量浓度为1750mg/L 的HPAM 溶液,水驱后分别注入0.05Vp 、0.1Vp 、0.15Vp 、0.20Vp 、0.25Vp 和0.3Vp 的组合深部调剖剂,候凝,水驱至98%。
记录整个过程采收率的变化,比较注入不同体积深部调剖剂对采收率的影响,并计算产出投入比。
深部调剖剂用量与采收率增值和产出投入比关系见图4。
图4 深部调剖剂用量与采收率增值关系注:油价1500元/t 、聚合物溶液40元/m 3、深部调驱剂100元/m 3,其他投入按药剂费一倍计算。
由图4可以看出,聚合物驱后,随着深部调剖剂用量从0.05Vp 增加到0.3Vp ,采收率增值和产出投入比都先增加然后逐渐减小。
当深部调剖剂用量为0.1Vp 时,采收率增值为最大值31.2%,产出投入比达到最大值20.8。
继续增加深部调剖剂,过量的深部调剖剂会对孔隙造成伤害,从而使采收率的增值降低,产出投入比也会降低。
四、结论HPAM/Cr 3+冻胶根据其聚合物和交联剂质量分数不同,冻胶的成冻时间和成冻强度不一样。
高速剪切使溶液粘度下降,但溶液受高速剪切作用对形成的冻胶粘度影响不大。
为使组合调(下转第104页)三、结论和建议(1)本文通过研究,建立了起泡剂在井筒积液中扩散的数学模型,弄清了起泡剂在井筒积液中的分布规律。