复合调剖体系范文

复合调剖体系范文（精选4篇）

复合调剖体系 第1篇

化学调剖可分为浅调、深部调剖及调驱技术。浅调主要适用于具有一定隔夹层条件的注水井, 一般采用强度较高的调剖剂对高渗层进行完全或部分封堵。深部调剖主要适用于存在大孔道的厚油层层内矛盾和存在裂缝情况, 一般要求调剖剂强度较高, 对大孔道或裂缝具有较强的封堵能力, 其有效期的长短取决于调剖剂的热稳定性、地层窜流能力及调剖剂与大孔道的匹配能力, 其目的主要是实现流体在油层深部的转向, 近井地带的转向作用已不十分重要。

随着油田注水开发逐步进入中后期, 长期水驱后油藏中形成的窜流情况越来越严重, 形成的窜流通道越来越大, 简单的近井地带调剖和堵水技术已经不能满足目前油田存在的注入水严重窜流的问题, 必须对油藏深部的窜流通道进行封堵, 实现注入水在油藏深部转向, 从而扩大注入水的波及体积。但是, 传统意义上的调剖和堵水概念已经不能准确表达深部油藏封堵技术的本质, 这就需要对调剖堵水概念重新认识。调堵剂无论从水井注入, 还是从油井注入, 都能够实现在油藏深部对窜流通道进行的封堵, 从这种意义上讲, 调剖和堵水的目的和本质是一致的。在油藏深部对窜流通道进行有效封堵的技术统称为深部封窜技术, 其实质是通过对油藏深部窜流通道的封堵, 来调整平面和纵向上的液流剖面, 从而达到提高水驱采收率的目的。

从油藏整体上看, 油藏深部封窜技术基本原理有以下四个方面:

1.1 降低油井的含水比, 提高产油量。

封堵或卡堵高含水层, 减少了油水井的层间干扰, 发挥了原来不能正常工作的低渗透层的作用, 改变了水驱油的流线方向, 提高了注入水的波及体积。因此, 调堵作业可有效地提高油井的产油水平。化学剂的作用是较大幅度地降低了高渗透层的渗透率, 减少对应油井产水量和油水比。

1.2 改善注入水的剖面。

注水井深部调驱后将使注水井的吸水剖面发生改变, 纵向上可控制高渗透层过高的吸水能力, 从而使低渗透层的吸水能力相应提高, 某些不吸水层开始吸水, 从而增加了注入水的波及体积, 扩大了油井的见效层位和方向, 改善了井组的注水开发效果。

1.3 提高注入水的利用率, 改善水驱效果。

1.4 从整体上改善注水开发效果。

油田区块的整体处理效果表现为整个区块开发效果得到改善, 区块含水上升速度减缓, 产量递减速度下降, 区块水驱特征曲线斜率变缓。

2 技术思路

对目前在靖安油田应用的缔合聚合物水驱流向改变剂复合调剖堵剂体系进行系统评价, 进一步完善注水井调剖体系, 为提高靖安油田高含水期阶段的采收率做好技术储备。研制能适应于靖安油田“孔隙型”见水的新型调剖剂体系配方, 解决因“孔隙型”见水给油田开发带来的危害。以改善吸水剖面、提高波及系数为目的的堵水调剖技术主要是提高流体的波及体积, 在提高洗油效率方面存在明显不足, 由此提出了组合调驱技术, 该技术的关键是在充分调剖的基础上, 注入高效驱油剂。达到既调又驱的双重作用, 也就是调驱结合。

一般认为, 油藏渗透率级差大, 非均质性严重就需要堵水调剖, 而渗透率级差小, 油藏层间和层内矛盾不突出, 就适合进行驱油。

调驱体系建立之前,

通过研究分析油藏沉积特征, 物性特征, 岩石成分, 实验分析储层流体性质, 找出开发中存在的问题和治理对策。认为靖安油田储集层具有高矿化度、高硬度、中等孔隙、低渗透、裂缝普遍存在的油藏特点。

3 堵水调剖体系的室内评价

3.1 预交联颗粒+PL调剖剂+水驱流向改变剂+缔合聚合物复合体系

研究表明:预交联颗粒:预交联颗粒-膨胀倍数

相同温度下, 在淡水中的膨胀度大于在盐水中的;

相同水质 (淡水或盐水) 条件下, 温度越高, 膨胀度越大;时间越长, 膨胀倍数越大。

水驱流向改变剂。水驱流向改变剂是一种体膨性颗粒堵剂, 能够吸水膨胀, 能发生形变, 并且这种形变是可逆的, 当外力减小时形变在一定程度上能够恢复, 利用这些特性实现油藏深部流体转向的目的。

水驱流向改变剂-膨胀倍数

相同温度下, 水驱流向改变剂在淡水中的膨胀度大于在盐水中的。相同水质 (淡水或盐水) 条件下, 温度愈高, 膨胀度愈大。时间越长, 膨胀度愈大。

水驱流向改变剂室内评价-矿化度的影响:在低盐浓度区, 颗粒的膨胀倍数随着盐浓度的增加而减小, 浓度超过一定值后颗粒的膨胀倍数不随盐浓度而变。

水驱流向改变剂室内评价-温度的影响:随着温度的升高, 颗粒的吸水能力增强, 膨胀倍数增大。超过60℃时, 温度的影响是更大的。

水驱流向改变剂室内评价-老化稳定性:在油藏温度和地层盐水中均具有很好的老化稳定性, 未发现脱水, 强度和韧性也没有变差。

疏水缔合聚合物分子链上同时带有亲水主链和疏水侧基, 能够溶解在水中, 经物理缔合形成三维立体网状空间结构, 这使得疏水缔合聚合物较低浓度下仍然有较高的粘度。

当疏水缔合聚合物溶液的浓度低于临界缔合浓度时, 溶液的表观粘度较低;而当疏水缔合聚合物浓度超过临界缔合浓度时, 疏水缔合聚合物溶液表现出明显的高效增粘性。在溶解过程中的性能评价:浓度越低, 溶解时间越长;

在10~45℃范围内, 清水中溶解时间小于2h, 在污水条件下, 疏水缔合聚合物AP-P3溶解时间较长。成胶过程中的性能评价-聚合物浓度对成胶性能的影响:体系粘度随聚合物浓度增加而上升。当浓度达到3000mg/L时凝胶体系的强度上升趋势明显加大。

成胶过程中的性能评价-交联剂浓度对成胶性能的影响:在交联剂浓度为0.055%时, 体系有理想的成胶强度, 体系粘度达到48000m Pa.s。成胶过程中的性能评价-老化稳定性:凝胶体系经过100天以后三个主剂浓度下的粘度保留率分别为56.1%、72.5%和72.0%。所以地层条件下凝胶体系的稳定性比较好。

成胶过程中的性能评价-剪切稳定性:剪切后交联体系成胶强度略有降低, 但还有70~85%的保留率。

缔合聚合物凝胶体系室内评价:封堵机理在近井地带, 由于高渗透层流体流速高, 粘度较, 容易选择性进入高渗透层, 随流体往前推进, 流速降低, 聚合物粘度迅速增大后成胶, 实现对高渗透层的封堵。两种方法控制交联速度:一是控制胶联助剂酚和醛浓度, 控制同聚合物交联反应速度;二是用乌洛托品代 (下转118页)

1992年, 泰来县平洋镇温德屯出土, 黄铜铸造, 外闪银灰, 略有红褐色锈斑, 原柄残。直径6.1厘米, 厚0.4厘米。边缘施一周连珠纹、边缘铸后修正不规则, 类似钳瓣痕, 略加打磨, 镜面平展, 略布锈斑。镜背布满纹饰:右上方有“入”字形秋雁一队, 左上方有如意形祥云及卷云, 云下有回头雁一只, 左大部分为海浪, 海浪与云相接。海水中有海龟四只, 其最下方的一只, 头上雾气冲天, 高于龟体四五倍, 上端似如意。右为倒置的树, 颇为硕果累累的葡萄。树的左面, 有一着长衫长者, 右手持龙头拐杖, 面向左, 有缓行之状, (上接50页) 替甲醛。其缓慢分解出甲醛, 甲醛再与间苯二酚发生反应, 以此来延缓交联速度。

PL调剖剂主要成份为钠土和聚合物, 溶入水中后呈絮凝状态, 悬浮性好, 粘度为10~60mpa.s, 能够增加对颗粒堵剂的携带能力, 有利于将颗粒堵剂推入地层深部, 适合于大剂量深部调驱, 其中微粒能够进入微裂缝、高渗孔隙中, 在微粒运移、表面吸附等机理作用下, 堵塞高渗层, 达到对剩余油的调驱目的。

基于这种认识和地层特点, 通过大量室内实验和评价, 室内评价结果表明:预交联颗粒、水驱流向改变剂和缔合聚合物均具有很高的粘度, 且具有很好的抗温、抗盐、抗剪切特性, 地层条件下稳定性好, 能满足大路沟二区、白于山区注水井深部复合调剖需要。

预交联颗粒、水驱流向改变剂:在水中可以溶胀, 进入地层后可以很好的对裂缝进行封堵, 由于形变是可逆的, 实现油藏深部流体转向调驱目的。疏水缔合聚合物:交联是一种“物理交联”, 是可逆和热力学稳定的, 不会在高温高盐和随时间延长而出现脱水收缩等相分离现象。P L调剖剂:悬浮性好, 能够增加对颗粒堵剂的携带能力, 有利于将颗粒堵剂推入地层深部, 能够进入微裂缝对剩余油进行调驱。

摘要：研究适合靖安油田油藏条件的注水井深部调剖体系, 有必要对深部调剖技术研究现状进行全面调研, 为靖安油田中低渗透油藏深部调剖体系研究提供参考。文章从调剖原理、技术思路、堵水调剖体系的室内评价等几个方面进行了研究, 对靖安油田深部复合调剖体系进行了优选。

蒸汽驱复合调剖剂的研究与应用 第2篇

一、复合段塞高温调剖剂的研制

蒸汽驱复合段塞高温调剖剂主要由耐温的强凝胶堵剂和耐高温无机封口剂两段塞组成,其中,强凝胶堵剂起到地层深部调堵的作用,耐高温无机封口剂起到近井地带封堵的作用。蒸汽驱复合调剖技术不仅可以实现高温下大剂量地层深部调堵,减少井间汽窜的程度,而且可大幅度降低施工成本。

1.强凝胶调剖剂

强凝胶调剖剂主要由阴离子聚丙烯酰胺、有机交联剂、耐高温油溶性树脂、橡胶粉、无机增强剂及热稳定剂组成,该凝胶耐温可达200℃以上,在凝胶调剖剂中加入耐高温油溶性树脂、橡胶粉及无机增强剂,对大孔道和高渗透层起到填充、压实作用,填充的橡胶粉是一种柔性颗粒,具有高压变形作用,能够进入微小通道形成封堵作用,刚柔相结合的填充颗粒能有效增加耐高温堵剂的封堵强度,该堵剂具有封堵强度高、耐高温等特点。

2.耐高温无机封口剂

耐高温无机封口剂由无机胶凝剂、活化剂、分散剂及添加剂组成。耐高温无机封口剂中的主要成分具有潜在的硬化性能,常温常压下呈化学惰性,成胶反应速度和强度可以通过活化剂和添加剂调节。该耐高温无机封口剂强度高,突破压力7Mpa以上,耐温性好,耐温350℃以上。

二、复合段塞高温调剖剂的性能评价

1.耐温性能测定

由于蒸汽驱开采井底的温度很高,调剖堵剂是否耐高温成为调剖能否成功的关键。通常的高温老化实验是在敞口容器中进行的,为了更接近地层油藏条件,采用填砂管进行室内实验。实验方案为:注入复合段塞高温调剖剂0.3PV,成胶后将350℃蒸汽注入岩样,测量不同蒸汽注入量下岩石的封堵率。实验结果见图1。

从图1可以看出, 注入高温蒸汽10PV后,高渗管封堵率由99.54下降到97.08%,低渗管封堵率由81.78% 下降到76.25%,注入高温蒸汽后封堵率变化不大,表明该调剖剂具有良好的耐温性。

2.封堵性能和突破压力测定

为评价该蒸汽驱复合段塞高温调剖剂的封堵率、突破压力性能,进行了岩心模拟实验,实验结果见表1。

从表1可以看出,该调剖剂对填砂管模型起到很好的填充封堵作用,封堵后渗透率下降明显,封堵率96% 以上,突破压力较高,达到7.5MPa以上,表明该调剖剂具有很好的封堵性能。

三、现场应用及效果

2013年,在辽河油田W20-15井组进行了蒸汽驱复合调剖技术的现场应用,该汽驱井组对应有8口生产井,由于高含水关井2口,措施前五个月内5口生产井综合含水在90% 以上,井组平均日产油11.4t。措施后, 截止到2015年2月底,对应生产井有4口井综合含水在90% 以下,其他2口生产井综合含水也有下降,井组综合含水下降4.7%,井组平均日产油13t,累计增油580t,并且对应生产井井口温度都有下降,说明该注汽井汽窜现象得到一定遏制,有效调整了吸汽剖面,改善了蒸汽驱替的波及效率。

四、结论

1. 室内实验结果表明,复合段塞高温调剖剂耐温性能好,强度高,封堵率高,能有效封堵汽窜通道,提高蒸汽波及体积,解决蒸汽驱过程中存在的汽窜等问题。

2. 现场实施效果证明,应用蒸汽驱复合调剖技术, 对应井组增产效果明显,含水下降较多,并且措施有效期长,同时施工成本较低,因此,该技术具有广泛的应用前景。

摘要：随着辽河油田蒸汽驱开发程度的不断提高,由于储层的非均质性、油汽水比重和粘度的差异,造成蒸汽超覆、指进、汽窜等问题。因此,本文研制一种新型的高温复合调剖剂,可封堵汽窜通道、调整吸汽剖面、提高蒸汽驱替效率,最终提高剩余油采收率。

关键词：蒸汽驱,汽窜,复合调剖剂

参考文献

[1]张朝琛.稠油蒸汽驱[M].中国石油天然气总公司情报研究所,1989.4.

[2]杨光华.稠油研究论文集[M].北京:石油工业出版社,1990.

[3]岳清山等著.稠油油藏注蒸汽开发技术[M].北京:石油工业出版社,1998.

浅调剖质量管理体系的构建 第3篇

调剖精细质量管理体系是以健全管理体系、推进调剖技术创新为基础;以改善注水井吸水剖面,提高油田开发效果为目的的管理理念。建全完善浅调剖的管理标准,深化浅调剖的工作考核制度,形成了有利于浅调剖措施应用的良性管理环境。

1 开展调剖质量管理创新,提高措施运行效率

自2005年开始调剖作业的自主施工,6年来,采油工程系统以自主研发为基础、以自主施工为载体,努力构建化学浅调厂内施工体系。制定并完善了《调剖质量管理考核办法》,健全了厂内施工的质量管理体系,理顺了方案管理、药剂管理、施工管理以及验收管理等运行流程。通过对近几年工作的分析和总结,摸索出了“六化”管理方法。

1.1 管理精细化

1.1.1 完善组织制度,细化工作流程

为了保证化学调剖措施工作顺利开展,努力提高措施效果,特成立了化学浅调剖工程项目监理部和采油五厂化学浅调剖工程项目组,调剖工程项目组负责全厂调剖的运行、协调、施工、监督、验收等有关浅调的所有事宜;项目监理部负责对浅调项目组的工作进行协调、监督和考核。同时细化各个环节流程,对浅调流程中各个环节的运行时间进行了明确的规定,规定从出地质方案到采油矿接到设计的运行时间为8天,并以会议纪要的形式下发到各采油矿和作业大队,以确保运行的顺利开展。

1.1.2 加强协调沟通,提高队伍施工能力

为了确保调剖工作的顺利完成,浅调项目组制定了“日沟通,周碰头,月总结”的实施方针,在每周四的措施协调会上,各单位对浅调工作进行协调、梳理并及时提出措施运行中出现的问题,针对问题各单位协商解决,从而确保浅调工作顺利进行。我们制定了措施通知单、施工交接书等措施信息单,保证了措施信息的及时反馈。由于各单位的紧密衔接,提高了工作的运行效率,在只有3个班组的情况下,每天可施工6口井,大大提高了我厂自主施工能力。

1.2 堵剂系列化

在堵剂配方研发上,加大了投入力度,以“加强堵剂强度,减小封堵半径”为目标,改进原有堵剂配方,形成4个适用不同层段的新型品种,逐步形成调剖配方系列(表1)。

1.3 方案个性化

对“十一五”以来的256口浅调井的效果进行了分析评价,根据目的层吸水厚度、注入强度、注入半径和施工压力对工艺参数进行优化。2010年以此为依据,对工艺方案进行了完善,增加3项数据,使用EXCEL方案模板,实现了对调剖剂类型、半径、用量的个性化、自动化选择,提高了方案编制水平(见表2)。

1.4 施工灵活化

为解决施工过程中的突发情况、保证措施执行效果,积极与施工单位讨论沟通,形成一套施工现场应急处理办法,针对调剖施工过程中压力变化情况,采取相对应的处理方法,保证措施效果,同时要求在每套施工设备现场必须有一名的专业技术人员进行指导和监督,根据压力变化进行现场调整药剂配方和浓度,最终形成了现场施工实时调整模式。

1.5 监督全面化

随着调剖作用的日益凸显,施工规模日益增大,致使现场监督任务繁重,为了确保措施施工质量,我们充分的利用采油矿和采油队的地域和人员优势,建立了厂、矿、队三级监督管理制度,规范现场施工监督程序。我们严格按照《现场施工质量监督管理考核办法》执行考核机制,制定完善的奖惩办法,充分调动矿、小队积极性,实行科学化、规范化的全过程监督管理,全面提高调剖现场监督实效。

1.6 评价系统化

依据油公司开发部对浅调剖验收要求,结合实际情况,明确浅调效果评价标准及相应数据录取方式,完善测试资料管理办法。为了准确评价措施效果,在施工完成后,我们及时对浅调剖效果从注入和采出两方面进行系统地评价,评价指标包括:单井启动压力、注入压力、日注水量以及有效期、控制产液、累计增油等。

2 应用新型浅调剖配方,实现浅调剖技术持续改进

几年来采油工程系统将自主研发与学习借鉴相结合,充分利用内部施工队伍的有利条件,在不同井况条件下大胆尝试各种新配方和新工艺,逐步提高自主施工的技术能力。2010年,在技术配方创新上我们做了3方面工作:

2.1 探索提高堵剂强度,降低成本方法

2010年浅调措施以“提高堵剂强度、降低封堵半径”为方向,扩大弹性凝胶使规模,全年共实施240口井,与2009年对比,在保证措施效果的基础上单井措施成本降低1.19万元,累计降低成本286万元(见表3)。

2.2 攻关大孔道井封堵技术

2010年针对大孔道封堵难题,探索主剂复配颗粒工艺和颗粒预封堵工艺,全年主剂复配颗粒共实施42口井,36口井效果明显,措施后平均注水压力上升1.4MPa、启动压力上升2.2MPa、单井日注水量降低18m3;颗粒预封堵实施6口井,措施后平均注水压力上升2.5MPa、启动压力上升2.7MPa、单井日注水量降低15m3,取得了良好的效果(见表4)。

3.3 开展注聚井返排液调剖技术研究

随着注聚规模逐渐扩大,洗井次数的增多与返排液处理困难的矛盾日益突出,针对该情况,2010年开展了注聚井返排液调剖技术研究。通过室内实验,分析返排液的离子成分和聚合物的分子量,研究注聚井返排液的调剖体系,并通过岩心模拟调剖试验,评价调剖剂的性能。该项技术具有减少返排液污染环境、降低浅调剖药剂成本的优点,拥有非常广阔的应用前景和较高的经济效益与社会效益。2010年共试验10口井,措施后平均注水压力上升1.14MPa、启动压力上升1.15MPa、单井日注水量降低7m3。

3 浅调剖实施效果

2010年通过浅调剖的规模化应用,累计增油1.41×104t,控制产液12.4×104t,控制注水40.9×104m3,创造经济效益947.5万元,投入产出比为1:1.52。自2005年自主施工以来,累计创造产值3 146.9万元,实现内部成本节余546.5万元。

2010年共完成浅调剖300口井,对比已有资料的297口井,对比调剖前后启动压力,由调剖前的7.4MPa上升到9.0MPa,上升了1.6MPa,注水压力由8.8MPa上升到10.0MPa,上升了1.2MPa,平均单井日注水量由37.5m3下降到26m3,下降了11.5m3。对比82口调剖井的同位素吸水变化情况,吸水的层数、砂岩和有效厚度比例由调剖前的34.93%、43.36%和50.07%增加到调剖后的42.54%、48.04%和52.97%,分别增加7.61、4.68和2.90个百分点(见表5)。

统计280口水井周围已受效的1178口油井效果,在调剖前后未进行措施的前提下,日产液量由43 591.9t下降到43 514.1t,降低77.8t,日产油量由2 484.8t增加到2 564.8t,增加80t,含水由94.30%下降到94.11%,下降0.19个百分点,流压由4.00MPa到3.98MPa,下降0.02MPa(见表6)。

2010年完成施工300口井,预计有效期内累计增油1.41×104t,控制产液12.4×104t,控制注水40.9×104m3。投入资金1 818万元,产出2 765.5万元,投入产出比为1:1.52(见表7)。

5 结论

(1)系统完善的“六化”管理方法是确保浅调剖高效、平稳运行和保证措施效果的坚实基础。

(2)在堵剂配方上以“降低堵剂用量,提高成胶强度”为手段,可以实现“降低成本、提高效益”的目标。

(3)通过颗粒复配高强度封口剂工艺和颗粒预封堵工艺的应用,可有效解决大孔道井封堵难题。

摘要：针对调剖井的管理制度、质量监督、新技术应用等方面的工作,总结了在调剖过程中,从方案设计到效果评价的整个过程中的具体做法,探索了实施科学管理的工作方法,构建了完善的调剖质量管理体系。并通过总结2010年围绕调剖施工质量而开展的工作,真实地评价了调剖施工效果,累计增油1.41×104t,控制产液12.4×104t,控制注水40.9×104m3,创造经济效益947.5万元,投入产出比为1:1.52。

复合调剖体系 第4篇

关键词：低度交联深部调剖体系,成胶时间,成胶强度,影响因素

引言

交联聚合物调剖是国内外广泛使用的调整注入剂注入剖面的方法[1,2]。常规的调剖方法仅能封堵近井地带, 封堵半径小。存在绕流问题。调剖有效期短[3]。应用延缓交联调剖[4]技术, 可大大减少输送过程中的黏度损耗, 有利于大剂量的处理地层, 有效的提高封堵效果。传统有机延缓交联体系易受到温度、稀释、吸附等地下不利因素的影响[5]。本文对一种试用海上油田的AMPS为主剂的低度交联深部调剖体系性能进行研究, 探讨各种因素对此调剖体系成胶时间及成胶强度的影响。

1 实验部分

1.1 主要试剂及仪器

AMPS (相对分子质量为1.7-2.0×108, 水解度约为35%) , 成都科龙有限公司;交联剂A, 实验室自制;NDJ-8S型数字显示黏度计, 上海精密科学仪器有限公司;凝胶强度测定仪, 泉州万达实验仪器设备;HH-2电热恒温水浴锅, 北京科伟永兴仪器有限公司。

1.2 试验方法

1.2.1 调剖剂配制

在室温下配制AMPS溶液, 并依次将交联剂按配方设计加入50ml试剂瓶中, 搅拌形成调剖体系。

1.2.2 成胶时间和成胶强度测定方法

参照文献[6]的方法, 使用美国专家Sydansk提出的强度代码GSC法测定成胶时间。通过观测调剖体系状态确定成胶时间, 一般指凝胶由强度A变成强度C所经历的时间称为成胶时间。凝胶强度采用凝胶强度测定仪测定。

2 结果分析

2.1 聚合物浓度的影响

在65℃条件下, 用K油田污水配质配制不同质量浓度的聚合物溶液, 加入0.6%的交联剂, 体系成胶时间可控制在2-4天之内;同时随着主剂浓度的增大, 成胶时间减小, 成胶强度增大;在主剂浓度小于0.3%时, 随着主剂浓度的增加, 成胶时间急剧减小, 在主剂浓度大于0.3%时, 成胶时间随着主剂浓度的增加趋于平稳。

2.2 交联剂浓度的影响

在65℃条件下, 用K平台污水配制质量浓度为0.4%的聚合物AMPS溶液, 加入不同质量浓度的交联剂A时, 随着交联剂A质量浓度的增加, 成胶时间缩短, 成胶强度变大。原因是随着交联剂A增多, 随之形成的可供凝胶体系网络结构需要的结点增多, 因此形成稳固网络结构的速度加快, 成胶时间缩短, 成胶强度变大。

2.3 p H的影响

在65℃条件下, 用K平台污水配制聚合物浓度为0.3%、0.5%, 交联剂浓度为0.3%的调剖体系, 并用HCl、Na OH调节p H值。其成胶时间和成胶强度如图1所示。由图1可知, 随着p H值的增加, 调剖体系的成胶时间逐步缩短;成胶时间在p H=7和p H=9附近有存在突变。

2.4 矿化度的影响

在65℃下, 用蒸馏水及Na Cl分别调节配水的矿化度30000~55000mg/L, 聚合物质量浓度均为0.4%、交联剂浓度为0.3%时, 随着矿化度的增加, 凝胶成胶时间先迅速减小后缓慢增加, 成胶强度先增加后呈减小的趋势。存在一个矿化度 (co=40000mg/L) , 使得凝胶的强度最高。

2.5 温度的影响

用K平台污水配制聚合物浓度为0.5%, 交联剂浓度为0.3%的调剖体系, 放在不同温度恒温箱中。随着温度的升高, 成胶时间迅速缩短, 成胶强度增大。这是由于温度升高分子热运动加快, 碰撞机会增加, 反应速度提高, 能迅速形成稳固的凝胶网络结构。

3 结束语

本文对低度交联深部调剖体系成胶影响因素进行了实验研究, 结论如下:

3.1 随着温度、聚合物AMPS浓度、交联剂浓度及温度的增加, 调剖体系的成胶时间缩短, 成胶强度增大。

3.2 存在使成胶强度最大的矿化度co, 当矿化度小于co时, 随

着矿化度的增大成胶时间缩短, 成胶强度变强, 当矿化度大于co时, 随着矿化度的增大, 成胶时间延长, 成胶强度变弱。

通过对影响调剖剂成胶性能影响因素的分析, 可对凝胶体系的研制与现场应用提供一定理论指导。

参考文献

[1]陈智宇, 师树义, 李玉娟, 等.应用延缓交联体系进行深部调剖[J].油气采收率技术, 1995, 2 (2) :21-24.[1]陈智宇, 师树义, 李玉娟, 等.应用延缓交联体系进行深部调剖[J].油气采收率技术, 1995, 2 (2) :21-24.

[2]新型延缓交联体系[J].石油大学学报:自然科学版, 1994, 18 (6) :4-49.[2]新型延缓交联体系[J].石油大学学报:自然科学版, 1994, 18 (6) :4-49.

[3]叶波, 熊炜, 徐进, 等.深部调剖用延迟交联体系研究[J].钻采工艺, 1995, 2 (2) :21-24.[3]叶波, 熊炜, 徐进, 等.深部调剖用延迟交联体系研究[J].钻采工艺, 1995, 2 (2) :21-24.

[4]武海燕, 罗宪波, 张廷山, 等.深部调剖剂研究新进展[J].种油气藏, 005, 2 (3) :1-3.[4]武海燕, 罗宪波, 张廷山, 等.深部调剖剂研究新进展[J].种油气藏, 005, 2 (3) :1-3.

[5]DILIP Natarajan, CCOOL C S, REEN D W, et a Control of in-situ gelation time for HPAM-chromium acetate systems[J].SPE39696, 1998:409-411.[5]DILIP Natarajan, CCOOL C S, REEN D W, et a Control of in-situ gelation time for HPAM-chromium acetate systems[J].SPE39696, 1998:409-411.