交联聚合物调驱技术研究及矿场应用.pdf

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1、2011年11月巩同宇等．交联聚合物调驱技术研究及矿场应用交联聚合物调驱技术研究及矿场应用巩同宇，刘军，江汇，张子麟，李福军，唐钢(1．中国石化胜利油田分公司胜利采油厂，东营257051；2．中国石化胜利油田分公司采油工艺研究院，东营257000)[摘要]交联聚合物调驱技术是在聚合物驱技术上发展起来的一种集调剖和驱替于一体的化学驱技术。交联聚合物是采用部分水解聚丙烯酰胺与交联剂按一定浓度比形成的凝胶，在油藏中适应性强。与聚合物对比的实验研究表明，交联聚合物调驱技术在黏度、耐温性、耐盐性、热稳定性、剪切恢复性、残余阻力

2、系数等方面具有明显优势。矿场试验结果表明，交联聚合物调驱技术是一种非常有效的提高采收率技术，具有明显的降水增油效果，应推广使用。[关键词]交联聚合物调驱技术矿场试验聚合物驱技术是国内最主要也是最成熟的三和延伸，大大拓宽了聚合物驱的使用范围，减少了次采油技术，但在聚合物驱过程中，由于聚合物有化学剂用量及成本，是一种见效快而且可显著提较强的盐敏效应和地层孔隙对聚合物的机械剪切高原油采收率的技术，具有广阔应用前景，尤其适作用等影响，使注入的聚合物溶液黏度降低，造成合于中、高渗透油藏。驱油效果变差。为了增加聚合物溶液在地下的

3、有2实验部分效黏度，改善聚合物溶液的抗剪切性和热稳定性，2．1实验材料及仪器提高驱油效果，胜利油田采油工艺研究院科技人2．1．1主要材料员在上世纪80年代末率先在国内开展了交联聚聚丙烯酰胺干粉(M04000)，相对分子质量合物驱油技术研究，并取得了重大技术突破。国1．826×10，水解度23．6％；交联剂(CL一1)，内先后在胜利、大庆、大港、华北、中原、河南和冀cr¨含量大于4．5％，胜利油田采油院研制生产；东等油田开展了交联聚合物调驱矿场试验，获得模拟地层水，矿化度5727mg／L，组成见表1，配很好的效果，并逐

4、步完善了交联聚合物调驱的配制用试剂见表2；实验所用试剂均为分析纯。套技术‘’。表1模拟地层水组成分析结果1交联聚合物调驱技术简介离子浓度／mg·L离子浓度／mg·LNa2059Cl一3070交联聚合物驱油技术采用调剖和驱油有机结Ca80HCO~-400合的总体路线，使用接近聚合物驱时的聚合物浓Mg228SOi一90度，在地面注入时向其中加入少量的缓交联型交总计联剂，使之在地层温度和矿化度下产生缓慢、轻度表2模拟地层水的配制动态交联，从而形成交联聚合物凝胶，体系黏度得组成浓度／mg·L到很大提高，地层阻力系数和残余阻力

5、系数提高，CaC12·2H20294MgC12·6H20237较大程度地改善油藏的非均质状况，起到调剖作NaHCO55l用。此外，大量交联聚合物溶液在注入过程中，弱Na2SO4l33交联和未交联的聚合物溶液在流动过程中，会产NaC14688生像聚合物驱一样的驱油效果，体系黏弹性增加，2．1．2主要仪器驱扫盲端残余油的能力增强，从而起到驱油的作RS150流变仪，数显鼓风恒温箱，搅拌器用。总之，交联聚合物调驱技术是通过调整吸水剖面、扩大波及系数和提高驱油效率来达到提高收稿日期：2011—09一O1。原油采收率的目的。作者

6、简介：巩同宇，高级工程师，主要从事三次采油及堵水调剖工作。交联聚合物调驱技术是聚合物驱技术的补充通讯联系人：刘军，电话0546—8701391。精细石油化工进展第l2卷第ll期2ADVANCESINFINEPETROCHEMICALS(BDC1850)，移液管(1mL)，安瓿瓶，电子天平物的大得多。单就降低水油流度比而言，交联聚(精度0．000lg和0．0lg)，环境扫描电镜合物体系的驱油效果，理论上优于聚合物驱油效(HIFACHIX一650)，供液泵(DBR—JEFRI1000—果。因此，从经济上考虑，使用交联聚合

7、物体系更2—10一MBS)，岩心管(3．8CII1×74．0cm)，压具优势。力表(量0．16MPa，0．6MPa)3．2交联聚合物调驱体系的耐温性2．2实验方法在2000mg／L的聚合物溶液中加入7【)(】2．2．1聚合物溶液的配制mg／L交联剂，置于65o【=的恒温箱中，经过72h在容器中加入一定量模拟地层水，开动搅拌形成稳定的凝胶后，测定其黏度随温度的变化情器，调节转速至旋涡延伸至容器底部75％高度况；同时测定1500mg／L的聚合物溶液黏度随温时，30S内匀速加完定量聚合物干粉，140rain度的变化情况，结

8、果见表4。转速下搅拌2～3h后，静置24h后使用。表4温度对交联聚合物凝胶和聚合物2．2．2交联聚合物体系的配制黏度的影响在一定浓度聚合物溶液中加入交联剂，搅拌温度／℃黏度／mPa-s均匀，放人安瓿瓶中，酒精喷灯烧制密封安瓿瓶，聚合物溶液交联聚合物凝胶将密封好的安瓿瓶置于65cC数显鼓风恒温箱中，72h后观察并测试交联聚合物体系的黏度。2．2．