【摘 要】
：
随着我国大多数油田都已进入高含水期，为改善注水剖面，提高原油采收率，深部调驱技术得到迅速的发展.在弱凝胶主剂HPAM相对分子质量为1600万及助剂条件下,CQ油田原弱凝胶体系胶体
【出 处】
：
2016低渗透油田堵水调剖技术研讨会
论文部分内容阅读
随着我国大多数油田都已进入高含水期，为改善注水剖面，提高原油采收率，深部调驱技术得到迅速的发展.在弱凝胶主剂HPAM相对分子质量为1600万及助剂条件下,CQ油田原弱凝胶体系胶体视黏度(强度)约20000mPa·s(HPAM溶液未剪切).但现场施工中,机械剪切及炮眼剪切会大幅降低聚合物溶液视黏度(约50％),使得原弱凝胶体系在油层成胶后封堵效果急剧变差,与室内封堵实验结果相差较大.室内实验表明,弱凝胶主剂HPAM溶液被剪切黏度下降一半后,原弱凝胶体系成胶强度约9000mPa·s,降幅达55％.本文在原配方基础上,考虑存在的机械剪切及炮眼剪切对弱凝胶体系强度的影响,通过体系配方优化进而增强了经过机械剪切及炮眼剪切后的弱凝胶体系的强度.研究结果表明,当配方组成为聚丙烯酰胺HPAM含量0.3％(经剪切黏度下降一半)、间苯二酚含量0.060％、甲醛含量0.60％及氯化铵含量0.045％时,60℃成胶6h的弱凝胶体系强度最大,达到45000mPa·s.封堵裂缝试验结果表明,剪切视黏度下降一半的聚合物溶液,利用改善新配方成胶后对裂缝的封堵能力明显强于原体系配方对裂缝的封堵能力.在裂缝宽度为0.43mm条件下,新弱凝胶体系在填砂管模型第Ⅳ段和第Ⅴ段(近出口端)具有比原弱凝胶体系更高的封堵压力梯度.新弱凝胶体系相比原弱凝胶体系也具有更长的有效封堵距离.由此表明,改善新弱凝胶体系能有效抵制聚合物溶液视黏度大幅下降对弱凝胶体系强度的不良影响,使得经剪切后成胶的弱凝胶体系仍能有效封堵裂缝.
其他文献
针对高温低渗透水淹井物性差、井温高常出现堵水封窜施工挤注困难和安全风险高的技术难题,本文研究开发出一种注入性好的耐高温堵水封窜剂,其浆体黏度小于20mPa·s,突破压力
F油田D1区为典型的低渗透区块,储层非均质性强,裂缝发育、大孔道分布复杂,受"三低"特性的影响,初期经过压裂改造后开发良好,但随着注水开发的不断深入,油藏开发面临注入水沿
高含水油田长期水驱过程中，导致地层非均质进一步恶化，注水低效、无效循环日趋严重，堵水调剖技术是提高油田水驱采收率的主要措施，所用的化学剂笼统称为堵水调剖剂。本文介绍了柔
新疆滴20井区八道湾组油藏为典型的低渗透油藏,采用注水开发后,注入水窜严重,油井含水上升速度快,储量动用程度逐年下降,急需通过调驱调剖技术改善油藏水驱油效率.在系统分析
大港南部油田下辖枣园、王官屯、舍女寺、小集、段六拨和乌马营6个油田,含油面积93.1km2,地质储量23910×104t,开发动用的主要含油层系为沙河街组、孔一段、孔二段、中生界.
歧口18-1油田位于渤海西部歧口凹陷,油藏类型为多油水系统的构造层状油藏,孔隙度为16.8％,渗透率为35×10-3μm2,是弱挥发性低渗透油田.受限于海上作业复杂且成本高的特点,大段
依据鄂尔多斯盆地长6储层的地质特征,本文研制了均质、非均质及裂缝型等三类模拟目标储层性质的人造岩心,并利用研制的储层模型开展了水驱油实验.实验可知,长6储层受微观非均
安塞油田是典型的"三低"油藏,经过30多年的注水开发,已进入中高含水开发阶段.在受油藏类型、砂体展布方向及注采井网等因素影响下,同时在天然裂缝和压裂缝及局部高渗带的共同
低渗透砂岩油藏由于长期注水开发形成优势渗流通道,降低波及系数,使注入水低效、无效循环,形成剩余油富集区域,降低油藏开发效果.归纳总结了国内外利用井间动态监测、试井资
低渗透油气储层开发过程中会存在天然裂缝、人工裂缝，这使得水驱开发矛盾突出、油藏采出程度低。通过改变岩面贴合垫片厚度来模拟油田裂缝宽度;改变弱凝胶注入量以模拟弱凝胶