低渗透油田注水井深部调剖技术应用

PAGEPAGE79低渗透油田注水井深部调剖技术应用目录ＴOC＼o”1-４"\u１项目概要ﻩPAGEREF＿Ｔｏｃ18539６6６4\h１1．1问题的提出ﻩＰAGEREF_Toc185396665＼ｈ１１。1。1油藏概况 ＰＡＧEＲＥＦ_Ｔoc１8５３9６６６6\h１１。1。2开发过程中存在的问题及对策ﻩPＡGEREF_Toｃ1853966６7\h21.1。3深部调剖技术研究现状ﻩPAGＥＲEF_Toc1853９66６8＼h３１．1。3．1国外调剖技术发展现状 ８539６66９\ｈ3１。1．3.2国内调剖技术发展现状ﻩＰAGEREF_Tｏc185３96６７0\ｈ4１。2主要研究内容ﻩＰAＧEREF_Ｔoc18５3９6671＼h１41．3研究思路ﻩＰＡGＥRＥF_Toｃ18539667２\h１41.4项目完成情况ﻩＰAGＥRＥF_Toｃ18539６673\h１５1。４。1主要工作量ﻩPＡGＥRＥF＿Toc1８５396６７４\h15１。４．2研究成果ﻩＰAGEＲEＦ_Toc１853９66７5\h152深部调剖凝胶体系ﻩＰＡGEＲEF＿Ｔoc18５396676\ｈ１6２．１铬离子交联凝胶体系ﻩPＡGERＥＦ_Ｔoc１8５39６677\ｈ1６2。1．１凝胶体系配方筛选ﻩPAＧEREＦ＿Toc１85396６78\h1６2。1．1。１聚合物筛选ﻩＰAGＥREF_Tｏc185396679＼h162．1.１.２交联剂筛选ﻩＰAＧEＲEF＿Toc１８５3９６6８0\h3０2。1.1．３交联助剂筛选ﻩPAGERＥＦ＿Ｔoc１8539６68１＼h３６２．１。2凝胶体系影响因素分析ﻩPAGEREＦ_Toｃ1８539６６82\ｈ４1２．１．2．1聚合物浓度ﻩＰAGEREＦ_Ｔｏc1８53966８3\h41２。1.2．２交联剂浓度ﻩＰAＧEＲＥＦ＿Toｃ185396６8４\ｈ４３２.１.2。3交联助剂浓度ﻩPＡGＥＲＥF_Tｏc1８５３96685\h442．1.2．4温度ﻩPAGERＥＦ＿Toc18５39668６\h452。1。2.５矿化度ﻩPAＧEREF＿Tｏc1８５39668７＼ｈ４6２。１.３凝胶体系性能评价ﻩPAGEＲEF_Toc18539668８\ｈ482．1.3．1机械剪切ﻩＰAGEREF_Ｔoc１８5３96689＼h4８２．1．3.２多孔介质剪切 PAＧＥREF_Ｔoc185396690\h5０２．1。３．3稳定性ﻩPＡGＥREＦ_Tｏc18539６６９1＼h512。1.3。4堵水率ﻩPＡGＥREF_Tｏc185396６92＼h5２２。1.3.５选择性封堵能力ﻩＰAＧEREＦ＿Toc1853９６693\h532.１．3.6提高采收率ﻩPAGEREF＿Ｔoｃ18５３９669４\h5４2．2有机酚醛交联凝胶体系 PＡGＥRＥF＿Toc１８539６695＼h５6２.2。１凝胶体系影响因素分析ﻩPＡＧＥREＦ_Toc18５3９6６96＼h582。2．1．１聚合物浓度ﻩPＡGEREF_Toｃ1853９66９7\h５8２．2.１.2交联剂浓度 PAGERＥＦ_Toc1853９６6９8\h5９2.2。1。３交联助剂浓度ﻩPAＧEＲEF_Toc1８5３96６9９＼h60２。２．１。４温度 ＰAGERＥF_Toc1８53９6７00＼h6４2．２．1.5矿化度ﻩPAＧEREF＿Ｔoｃ18５3９6７01\ｈ65２。2。2凝胶体系性能评价ﻩPＡGERＥＦ＿Toc１85396702\ｈ6６2．２．2。1机械剪切 PAGEＲEＦ＿Tｏｃ1８５39６70３\ｈ6６2．2.2。２多孔介质剪切ﻩＰAGEREF_Toc１85396704\ｈ672．２。２．3稳定性ﻩPAＧEREF_Toc１8５３96705\h６82.2。2．４堵水率ﻩPAＧERＥF＿Toc１８53９6706\h６92.２．2．5选择性封堵能力ﻩPAＧEＲEF_Tｏc１853９67０７\h70２.２.2。6提高采收率 PAＧEＲEF_Tｏc１８5396708＼h70２.3调剖剂配方 ＰAGＥREF＿Tｏｃ１８539６7０9\h７22．３.1温度34℃ﻩPＡGEＲEF＿Toc185３9671０\h72２.3。２温度４２℃ﻩＰAGＥＲEF＿Ｔoc１８5396７１1\h73２．3.３温度５1℃ﻩPＡＧEREF＿Toｃ185３967１2\h743注水井深部调剖段塞结构设计ﻩPAＧEＲEF_Toc1８5３96７13＼h7６3.１调剖剂量 PAＧEＲEF＿Tｏc1８5396714\ｈ76３．1。１调剖层及调剖厚度 PAGＥREＦ_Toc1８5３96715\ｈ７６3.1．２调剖方向 PAGERＥＦ＿Toc18５39671６\h７63．１．3调剖半径ﻩＰAGＥREF＿Ｔoc185３９671７＼ｈ763．1。4调剖剂量ﻩPAGERＥF_Ｔｏc185３96７18\h76３．2段塞结构ﻩＰAGEＲEF_Toｃ18539６７19＼h7７３．３施工原则 PAGEREＦ_Tｏc１８539６72０\ｈ７84结论与建议ﻩＰAGERＥF＿Toc１8５３967２１\h７94．1结论ﻩPＡGＥＲEF＿Toｃ185396722\ｈ７９4．2建议ﻩPAＧEREF＿Toc１８53９67２3＼ｈ７９1项目概要1。1问题的提出１．１．1油藏概况长庆油田采油四厂作业区主要位于陕西省的靖边县和安塞县境内，包括化子坪区、白于山区、盘古梁东区、大路沟一区、大路沟二区、大路沟三区、大路沟四区、新１4井区等。油田为中等温度、高盐、中低渗透率，主要以岩性控制为主，属三角洲前缘沉积体系控制下的岩性低饱和油藏.长庆油田采油四厂各个区块基本物性见表１—1-1。表1－１—1长庆油田采油四厂基本物性表区块化子坪白于山盘古梁东区大路沟一区大路沟二区大路沟三区大路沟四区新１4井区温度（℃)３4．90５２.8051．90４4。70５２。00４５.8０４2．９7３4．58孔隙度（%）14．201２.４910。701４。4７１2。4６15。8017．7０17．10渗透率(１0-3μm2)7．５01.3３1。49１0．301.5823。８01１.4094.28安塞油田化子坪区位于安塞县化子坪乡境内。其构造主要为由东向西倾没的低幅鼻隆。主力油层是三叠系延长组长21３层，储层岩性以灰白色中、细粒岩屑质长石砂岩为主,长石含量４5.2%，石英含量32.6％，岩屑含量8．６％，其它碎屑含量５.6%。长21３油层在平面上连片性好，面积大,纵向上泥质夹层少，但孔渗低，非均质性强，油水分异差，含水饱和度高。储层平均孔隙度1４。2%，渗透率7。5×１０-3μm2.平均单井油层厚度1２．2ｍ，原始地层压力5。62MPa，油藏属弹性弱水压驱动。靖安油田白于山区位于靖边县大路沟乡境内,构造上位于陕北斜坡西倾单斜背景上发育的局部东西向鼻状隆起。主力储油层长4＋5岩性以浅灰色中细粒长石砂岩为主，储层物性差，非均质性强,电测解释平均孔隙度12．49％,平均渗透率１。３3×10-3μm2，均较低。平均油层厚度为18．17m,油水层厚度为２.２4m。油层原始含水饱和度高(52.５６％),油藏属弹性弱水压驱动,原始地层压力1１.７１MPa。本区裂缝（高渗带）发育，具有多向性，给油藏开发管理带来困难.目前白于山区发现裂缝18条，高渗带１7条，发育呈多向性，共有见水井4６口。靖安油田盘古梁东区油藏为三叠系延长组长6，位于靖边县大路沟乡境内，构造为一组西倾的鼻状隆起。该区主力油层三叠系长6,平均油层厚度１2。5m,油层埋深1７８5m,储层孔隙度1０。7％、渗透率１.49×１0－3μm2,储层岩性为中—细砂岩,油层物性差,属岩性控制油藏，底水不发育.靖安油田大路沟一区位于靖边县大路沟乡和五里湾乡境内,构造上位于陕北斜坡北东—西南向的鼻状构造.主力储油层长212岩性以灰、浅灰色、中细粒岩屑质长石砂岩为主，长2１2储层物性差,非均质性强,电测解释平均孔隙度１4.4７％，平均渗透率10．3×１0－３μｍ2。含油层系单一，油层较薄,平均单井油层厚度4.41m，油水层厚度６．70ｍ.油层原始含水饱和度高(5１.8７％)，原始地层压力１1.４MPａ,油藏属弹性弱水压驱动.靖安油田大路沟二区三叠系长6油藏为典型的低渗油藏，位于陕北斜坡中北部，油藏主要受上倾方向致密层与砂体侧变带所形成的圈闭所控制，为典型的弹性溶解气驱油藏。本区储层主要为一套中—细粒长石砂岩，岩性致密、储层物性差,非均质性强，平均孔隙度为12.４６％,平均空气渗透率为１。5８×10—3μm2，平均含水饱和度５3。0%，油藏埋深１６60m。平均砂体厚27。4m,有效厚度１9。１m,油藏原始地层压力11．5MＰa，饱和压力６.０2ＭPa，地面原油粘度９.68mPa。s，比重0．8647ｇ／ｍＬ，沥青质含量5.09％,凝固点2１.9℃，原始气油比59.９ｍ３/ｔ。靖安油田大路沟三区属于鼻隆背斜与岩性组合圈闭,油藏为岩性－构造油藏。储层河道砂体发育,呈北东西南向展布,平面上为条带网状,剖面上为顶平底凸的透镜状。主力储油层长213和长22１岩性以灰、浅灰色、中细粒长石砂岩和岩屑质长石砂岩为主,电测解释油层平均孔隙度１5．8％,渗透率2３。8×1０－3μｍ２。其中长２13平均单井油层厚度4．0ｍ，油水层厚度1２。７m,油层平均原始含水饱和度５2.１%；长221平均单井油层厚度1.0ｍ，油水层厚度9。7m，油层平均含水饱和度５７.５％，原始地层压力8．４9MPａ，油藏属弹性弱水压驱动。靖安油田大路沟四区油层为三叠系延长组长2，该区块沉积环境同大路沟三区,地质特征也很相象。该区长2油藏主要储层河道砂体发育，属于平缓西倾单斜上的鼻隆背斜与岩性组合构成的岩性—构造油藏，呈东北西南向展布，平面上为条带状，剖面上为顶平底凸的透镜状。根据本区块42口井资料统计,油层垂直中深为129３。2m，平均油层厚度为１m，油水层厚度为８．3ｍ,平均电阻率为１2．9Ω•m，孔隙度为17．７％,渗透率11。４×１0—３μｍ2,含水饱和度为４1.１％,原始地层压力是９。9７MPa。绥靖油田新14井区位于靖边县杨米涧乡境内,构造上在陕北斜坡中东部杨米涧鼻褶带背景上形成的北东-西南向的鼻状构造。含油层系单一，开采层位侏罗系延9层,储油层延9层发育河道相沉积，平均砂体厚度20.８m。储层以灰白色细、中粒长石质岩屑砂岩为主，石英含量56.３％，长石1２.0％,岩屑14。2%，云母0。7%,填隙物16.8%,以高岭石、水云母、硅质及铁白云母为主。延9储层物性好，根据测井解释结果,平均孔隙度1７.1%,渗透率94.28×10—３μｍ2，油层较厚,平均单井油层厚度9.６m,油层中深10９６ｍ,原始地层压力6．56MＰa，油藏属弹性弱水压驱动.1。1。2开发过程中存在的问题及对策长庆油田采油四厂的各区块均以注水开发为主，在许多井区，注水开发后，含水波动大且上升速度快，含水率升高,产量递减.通过对长庆油田采油四厂各区块的地质情况和注水开发中存在的问题进行仔细分析后，发现影响各区块注水开发的主要问题有:1）部分区块裂缝和大孔道发育，吸水剖面严重不均。2）部分层位不吸水,需剖面改造。3）裂缝发育无规律，调剖难度大。由此造成的后果：水驱储量动用程度低,注水沿着主砂体带方向、能量较低部位突进,造成主向部分油井水淹，含水上升速度快,而侧向油井注水不见效。长庆油田采油四厂各区块为中低渗透，主要以岩性控制为主,属三角洲前缘沉积体系控制下的岩性低饱和油藏，几乎所有已成岩的砂岩储层都发育有天然裂缝,裂缝对低渗透储层的油藏动态产生明显的影响。同时油藏进入中高含水期,原始地层存在的天然裂缝和溶洞以及在开发过程中产生的人为诱导裂缝,以及强采强注引起的地层出砂、胶结物大量流失、胶结结构遭到破坏,导致了地层出现高渗透层、大孔道、裂缝，注入水窜进,注入水平面上单向突进和剖面上的尖峰状吸水比较普遍。针对开发过程中存在的问题,调研国内外相近油藏开发的经验教训，基于油田的措施效果，决定采用深部调剖技术，研制开发调剖体系，利用深部调剖防止层内绕流、层间窜流,阻止后续注入液绕过封堵区再窜到高渗透层,改善吸水剖面，启动低渗透层,采取“堵调驱相结合”的治理思路提高波及体积和驱油效率:堵：在裂缝处，即剖面上的吸水尖峰处,采用强度较高的调剖剂，封堵裂缝,削减吸水尖峰，改善吸水剖面。调：调整渗透率级差,在中高渗透层段,主砂体带方向，采用强度适中的调剖剂,抑制注入水推进速度,改变渗流路径，提高波及体积。驱:对中等渗透率层段，通过注入调驱体系，建立一定阻力，为低渗透层段吸水留下足够的压力空间，提高驱油效率与波及体积。为实现这一治理思路,研究适合长庆油田采油四厂各区块油藏条件的深部调剖体系是关键。因此，研制开发综合性能优良的深部调剖体系就显得十分必要而迫切.１。１。３深部调剖技术研究现状根据“堵调驱相结合”的治理思路，研究适合长庆油田采油四厂油藏条件的调剖体系，有必要对深部调剖技术研究现状进行全面调研，为长庆油田采油四厂中低渗透油藏深部调剖体系研究提供参考.１.1。3.1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.近年来又发展了深部流体改向技术等新方法。经过几十年的发展,目前化学调剖堵水技术的发展进入了崭新的阶段.２0世纪９０年代初，CSMｃcｏoｉ等对聚丙烯酰胺/Cｒ3+凝胶体系引起的渗透率下降机理进行了室内研究。NＡＭｕmallah给出了一种评价弱凝胶的实用方法。通过试验证明弱凝胶作为调驱剂,其封堵强度高,堵水效率可达99％以上。逐渐地,凝胶地层流体转向技术受到广泛重视,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FG．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ＮorthBurbank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。１．1.3.2国内调剖技术发展现状我国自20世纪5０年代开始研究和应用油田堵水技术，至今己有50余年的历史，经历了油田机械卡封堵水为主的阶段(20世纪50年代至70年代)、油田化学堵水阶段（20世纪80年代初期开始)、注水井调剖和以油田区块整体调剖堵水为主的综合治理阶段（2０世纪80年代中期开始）、可动性凝胶深部液流转向技术为主导的深部调剖阶段(２0世纪９0年代)。开始时使用的是水泥浆堵水,而后发展了油基水泥、石灰乳、树脂、活性稠油等，２0世纪60年代以树脂为主，2０世纪7０年代水溶性聚合物及其凝胶开始在油田应用，从此,油田调剖技术进入了一个新的发展阶段,调剖剂品种迅速增加，处理井次增多，经济效果也明显提高。我国油田普遍采用注水开发方式，地质复杂,在开发中后期含水上升速度加快,目前油井平均含水已达80%以上，东部地区的一些老油田含水已达90％以上，单井含水率上升到９８%以上。为此在２０世纪８０年代中后期提出了深部调剖技术，该技术主要通过大剂量深部处理,提高驱油效率，增加采出程度。经过20多年的发展,已由单井处理发展到区块整体综合治理,由无机颗粒调剖剂发展到以弱凝胶为基础的多分支体系。北京石油勘探开发研究总院、万庄分院、大庆油田、长庆油田、大港油田、胜利油田、辽河油田、新疆油田、吉林油田以及石油大学、西南石油大学,大庆石油学院等单位都开展了室内研究。我国经过“八五”和“九五"期间的攻关，在各大油田应用过的各种堵水调剖剂约有7０种，分为水泥类、无机盐沉淀类、水溶性聚合物冻胶类、颗粒类等。目前我国各大油田使用的较为频繁的调剖剂主要是凝胶类调剖剂，经过多年的研究和实践，发现运用常规的小剂量、近井地带凝胶处理很难解决许多油藏中存在的层内绕流和层间窜流问题,这些问题严重影响了注水开发和原油采收率的提高.因此深部调剖技术逐步引起了人们的广泛重视.到“八五"期间我国深部调剖技术己初具规模,并形成了两种主要的工艺技术，即颗粒类大剂量深部调剖技术和延迟交联聚合物深部调剖技术。颗粒类大剂量深部调剖技术是采用廉价无机颗粒，通过大剂量注入来达到深部流体改向的目的。该技术在胜利、江汉、华北等油田得到了广泛的应用。延迟交联聚合物深部调剖技术，通常是采用冻胶类调剖剂，通过控制成胶时间、降低化学剂用量,在油层深部形成冻胶的目的。该技术在大港、辽河等油田取得了良好的效果.目前，我国发展起来的延迟交联体系按交联剂的类型分为三类交联体系:一类是能与水溶性聚合物分子中酰胺基团作用的有机醛类交联剂；另一类是能与聚合物分子中羧酸基团作用的过渡金属有机交联剂；第三类是将前二者同时使用的复合交联剂.湛凡更等人利用前一类交联剂研制出了MS–881油藏深部调剖剂,马广彦等人也对这类交联剂进行过研究。这类交联剂体系的基本组分是苯酚和甲醛。由于甲醛和苯酚是有毒和有刺激性的物质,一些学者研制了以六次甲基四胺和对羟基甲酸甲脂为主的替代物，这两种物质在高温下分解出甲醛和苯酚,与聚丙烯酰胺反应生成交联物质。第二类交联剂的基本思想是通过选择不同的交联剂来控制反应时间而延长成胶时间。该类交联体系主要包括聚合物–有机钛–羟乙酸、聚合物–柠檬酸–脂、聚合物–有机锆酸盐–醛、聚合物–柠檬酸铝–碱金属阳离子和鳌合阴离子盐、聚合物–柠檬酸钛等。Fe2＋、Fe3+、Aｌ3+、Ti４+、Zn2＋、Ｃａ2＋、Mg2+等高价金属离子目前广泛使用作交联剂，其中，以Cr3＋和Al3+较好。鳌合剂一般为柠檬酸、酒石酸、醋酸、EＤTA、三聚磷酸、偏磷酸等，以柠檬酸较多使用。中国科学院渗流所许光泽、李炜等开发出一种新型延缓交联体系（聚合物–柠檬酸铝），其聚合物浓度低,粘弹性强,耐高温，耐高盐等,可用于环境恶劣的油藏,且对环境不会造成污染。在实际应用中,柠檬酸铝–聚合物体系曾经经历了层状交联和体相交联.层状交联机理是阴离子型聚合物以单分子层的形式吸附在岩心表面上,随着注入的交联剂与聚合物交联，交联后的聚合物能大大降低水相渗透率。早期的矿场均采用Cr6+/还原剂体系,还原剂体系一般以硫脲为主.由于受施工工艺的限制和在油井中各种因素的影响,使得这种工艺效果很差,特别是Ｃr６+的毒性，使该方法受到了限制。目前多采用的有机铬交联体系Cｒ３+／配位络合物，该体系适应性较强，但该体系在碱性油藏中吸附和滞留严重,在pH为9。0的油藏条件下能穿过的距离仅为10ｍ左右,影响了常规有机铬交联体系在深部油藏堵水和驱油方面的应用。而金属铝离子与聚合物的成胶强度适中,易控制，经适当调节可形成分子内交联的胶态分散凝胶体系。但是,有机铝交联剂在高温条件下易水解生成沉淀，而且仅适用于低pH值条件下，在碱性油藏条件下不能有效生成凝胶。进入“九五”以后，我国对深部调剖技术的研究更为活跃，主要集中在注水井延迟交联弱凝胶体系的深部调剖技术和胶态分散凝胶（CＤG）深部调剖技术研究,在胶体化学学科中，胶态分散体系是指粒径在１～１０0ｎｍ的分散相在分散介质中的分散体系。弱凝胶是指聚合物溶液在一定条件下形成的特殊分散体系,其中胶体颗粒或高聚物分子互相部分联结，形成空间网状结构.在网络结构的空隙中充满了流体(分散介质)，将分散介质全部包含在其中。此分散体系不具有流动性,显示出固体的力学性质，如具有一定的弹性、强度等。不管是弱凝胶体系还是胶态分散凝胶,它们对高渗透地层都具有提高流动阻力、降低渗透率的能力，使后续注入水转向到低渗透层/带，提高注入水的波及体积。如19９5年，我国一些科研院（所）开始共同对深部调剖技术进行了研究，到19９６年该新技术达到较成熟阶段,１997年注水井延缓交联弱凝胶体系的深部调剖技术在吉林油田推广应用220井次，年增产能力22329t，吨聚合物增油能力1２4t，投入产出比达1∶3。7；１９9８年辽河油田利用聚合物弱凝胶深部调剖技术在兴2０9断块实施了注水井调剖,调剖后相关井含水量普遍下降,增油效果明显。１9９8年3月石油大学(北京）化工学部胶化组与辽河油田高升采油厂合作对胶态分散凝胶深部调剖进行了矿场试验,发现低浓度的胶态分散凝胶(16０mg/L）对高渗透地层具有高效封堵作用，可明显提高地层的流动阻力和残余阻力，使液流转向低渗透层,提高了注入水的波及体积。同年，大庆油田在其北部地区进行了注聚合物前凝胶深部调剖的试验研究;新疆克拉玛依油田应用了延迟交联深部调剖技术;大庆第六采油厂喇嘛甸油田注聚合物前进行了复合离子深部调剖,结果注入压力缓慢上升，流动阻力增大，调剖效果显著。在调剖堵水剂方面，经过“八五”、“九五”期间的攻关，取得了重大的进步.我国各主要油田从20世纪7０年代开始研究并应用注水井调剖技术，目前己研制成功并投入应用的调剖剂有如下一些类型：（一)水溶性聚合物凝胶类调剖剂水溶性聚合物凝胶是20世纪70年代以来我国研究最多应用最广的一种堵水调剖剂。特别是聚丙烯酰胺凝胶广泛大量的应用,给化学堵水调剖技术开创了新局面。水溶性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,能与某些多价金属离子或有机基团（交联剂)反应,生成体型的交联产物－凝胶，粘度大幅度增加，失去流动性及水溶性，显示较好的粘弹性.聚合物凝胶在堵水调剖中的作用机理是它们在地层多孔介质中产生物理堵塞作用、吸附作用、残余阻力或改变水油流度比。水溶性聚合物具有使用浓度低（一般为0.３％~5％）,处理成本低,工艺简单，易于控制，效果明显等优点，在油井堵水和注水井调剖都有广泛应用。根据聚合物、交联剂及其它添加剂的不同又可分成许多品种。①聚丙烯酰胺（PＡM)堵水调剖剂以部分水解聚丙烯酰胺（ＨPAM）为聚合物主剂，以甲醛为交联剂的聚丙烯酰胺凝胶堵水调剖剂，七十年代首先在胜利油田应用成功。部分水解聚丙烯酰胺也可与Ｃr３＋交联形成凝胶，所用交联剂是六价铬经氧化还原反应得到的新生态三价无机铬离子，在体系中添加不同的热稳定剂及其它添加剂又可得到中温、高温铬凝胶及混合型凝胶等多种产品。非水解的聚丙烯酰胺也可用有机酸铬作交联剂,如醋酸铬，丙酸铬等,聚丙烯酰胺缓慢水解后与有机铬缓慢交联,这种延迟交联形成的凝胶,其耐温性可达１30℃.聚丙烯酰胺还可与其它高价有机金属有机盐,如柠檬酸铝、柠檬酸铬等,通过交联而形成凝胶，一般采用双液法注入工艺施工。在大庆油田和大港油田曾用水解聚丙烯酰胺/柠檬酸铝组成的体系,用于聚合物驱前的调剖处理。此外,以锆离子为交联剂的HPAM/Ｚr４+调剖剂,以双液法注入,形成的凝胶与砂粒间有良好的粘附性。在胜利油田推广应用并取得较好效果。聚丙烯酰胺与可溶性树脂组成的调剖体系，在各油田的应用取得了较好效果.如聚丙烯酰胺与可溶性的密胺树脂组成的ＨPＡM/306调剖体系，利用树脂中的羟甲基与ＨPAM中的羧基进行脱水交联，生成的凝胶强度高,耐温性较好,在胜利油田与河南等油田进行了工业性推广应用。聚丙烯酰胺与酚醛树脂、脲醛树脂等组成的HPAM/ＰIA系列堵水调剖剂,通过配方组成的变化，形成了适用于2０~１30℃不同地层温度的系列产品,已在辽河、华北、吉林、中原等油田大面积推广应用。HPAM/乌洛托品／对苯二酚组成的调剖体系,通过乌洛托品在地层温度下受热分解出甲醛，再与酚反应生成树脂，从而产生了一定的延迟交联作用的凝胶，进而调整注水井剖面。HPAM乳液/可溶性树脂/铬调剖剂，通过水溶性酚醛树脂与铬离子共同交联，提高了热稳定性，可用于15０℃以下地层，型号为TＤG—ＩR,ＷF－９８1的产品在油田堵水调剖中已有广泛应用。②丙烯酸胺(AM）地下聚合交联PAM凝胶调剖剂这种调剖剂是向地下注入AＭ单体溶液及氧化还原引发体系，以Ｎ，Ｎ－二甲基双丙烯酰胺或高价金属离子为交联剂，在地下进行聚合并发生交联反应生成的体型网状结构凝胶产物.根据引发剂及其它添加剂的不同形成了用于环境温度至120℃的系列产品。基液初始粘度与水相似,而凝胶强度可高达2００×１０4mＰａ。s，且溶胀性好，可泵时间及凝胶强度可控，在全国大部分油田推广应用，效果显著。③水解聚丙烯睛（HPAN）调剖剂国内用睛纶废丝的碱性水解产物.该调剖剂有两种类型,一种是HPAN与高价金属离子生成沉淀物的沉淀型调剖剂,可利用高矿化度地层水中的钙、镁离子，直接注入HPＡN溶液,与地层水中的钙、镁离子反应而生成沉淀;也可采用双液法分别注入ＨＰAN溶液和氯化钙或氯化镁溶液，使其在地层相遇后产生沉淀起调剖作用,这种类型的调剖剂在地层水矿化度较高的江汉油田得到应用。另一种是以树脂为交联剂的凝胶型调剖剂，如胜利油田应用的HＰAN/苯酚/甲醛高温堵水调剖剂，是利用苯酚与甲醛在高温地层中生成可溶性酚醛树脂,然后再与ＨＰＡＮ交联生成能耐１3０℃左右的凝胶。④多元共聚物凝胶调剖剂这是近几年发展的新型调剖剂，在堵水调剖中除具有凝胶的共性外，还各具特性.在辽河等油田应用，取得明显效果的FT－21３调剖剂,是丙烯酰胺和阳离子烯丙基单体在氧化还原体系引发剂存在下聚合而成的两性离子聚合物。聚合物链中的阳离子基团增加了对带负电性岩石表面的吸附力,交联后形成的凝胶粘度大，耐温性较好。在胜利孤岛等油田获得了广泛应用的CAN－1调剖剂，该调剖剂为交联的阴、阳、非离子三元共聚物，以凝胶微粒挤入高渗透出水层，遇水膨胀，产生机械堵塞,实验室堵水率达95%以上。微粒在油中收缩，堵油率＜10％.根据地层孔隙喉道选择微粒尺寸，微粒尺寸为地层孔隙喉道半径的１/3～1/7较为适宜.使用的工作液为０。5%ＮaCl溶液，ＣAN—1有效成分含量０.１5％～0。3%，粘度与水相近,注入方便.在中原油田进行了工业推广应用的PＡN—ＰFＲ高温抗盐调剖剂，聚合物是丙烯睛（ＡＮ)与丙烯酰胺(AＭ）的共聚物,交联剂为水溶性酚醛树脂。聚合物中酰胺基的活泼氢与酚醛树脂中的羟甲基发生交联反应形成体型结构的凝胶。该凝胶耐高温高盐，适用温度70～130℃,耐矿化度１５００00~3５0000mg／L的地层水，成胶时间5～48h可控，凝胶粘度（３～8）×1０４mPa.ｓ.基液初始粘度低，可泵性及抗剪切性好,是一种性能优良的新型调剖剂.（二)天然高分子改性产物调剖剂①木质素类堵水调剖剂木质素是广泛存在与植物中的一大类天然高分子化合物，该类调剖剂来源于造纸厂纸浆废液。一类为木材用亚硫酸钠处理产生的纸浆废液,主要成分为木质素磺酸盐,其分子结构非常复杂，主要含有甲氧基、羟基、醛基、双键、醚键、羧基、芳香基和磺酸基等.这类木质素常与聚丙烯酰胺混用,以重铬酸钠或水玻璃为交联剂。重铬酸钠中的Cr6+经木质素分子中的还原糖及羟基和醛基还原为Cｒ3+,将木质素与ＨPAＭ交联起来形成混合冻胶.主要用于调剖，也可用于堵水。另一类是芦苇、稻草等非木材原料与碱蒸煮产生的碱法草浆黑液，其成份也很复杂。草本木质素主要由愈创木基丙基、紫丁香基丙基、4—羟基苯丙基为主要骨架构成.与甲醛反应可增加碱木质素的酚化程度，使羟甲基之间脱水缩合程度增加,形成凝胶状态的可以耐高温的交联结构,可用于高温地层堵水调剖.②改性淀粉堵水调剖剂淀粉经熟化后以丙烯睛或丙烯酰胺接枝改性可用于油田堵水调剖。例如体膨型堵水调剖剂S－PAN,是淀粉与丙烯睛接枝聚合再经碱性水解而成，由睛基转化的强亲水性酰胺基和钠羧基使该剂具有吸水膨胀的特性，膨胀率大于50倍。胶凝后粘度最高可达５０×１04mPａ.s，热稳定性好,适于60～1２0℃高渗透地层油田堵水调剖。这种新产品在油田初步应用己见成效.此外，属于林业化工产品的栲胶经改性交联也可生成凝胶,用于油田堵水调剖。栲胶是一种复杂的混合物,主要的有效组份是单宁,单宁是多元酚衍生物的混合物,可代替酚类原料，其凝胶比普通酚类凝胶有更好的耐热性，在3０0℃下仍有良好的热稳定性，可用于稠油蒸汽驱地层堵水调剖.（三）生物聚合物调剖剂生物聚合物中常用的调剖产品主要是黄原胶，又称黄单孢杆菌胶或黄孢胶，利用黄单孢杆菌将蔗糖或淀粉发酵而产生的水溶性聚多糖,其化学结构如图1—1—１所示。由于侧链上有羧基，黄原胶能溶于水及其它极性溶剂,具有优良的增粘性、抗盐敏性、抗剪切性、假塑性及耐酸碱性等。图1—1-1黄原胶分子结构黄原胶分子中的羧基与交联剂在适当温度作用下结合而形成凝胶。所使用的交联剂是三价铬离子，包括三氯化铬、由氧化还原反应生成的新生态Cr3＋以及有机羧酸铬.后两种铬离子反应较缓和，生成的凝胶稳定性较好。黄原胶与铬的交联作用属于弱交联，凝胶受剪切作用后粘度大幅度下降,但静止后又可恢复原来的强度,这是生物聚合物凝胶独有的优点，可以保证施工安全无风险。生物聚合物的缺点是容易受到微生物侵蚀而发生降解,加入甲醛或氯代酚杀菌剂可防止生物降解。加入适当的盐及保护剂有助于提高黄原胶溶液及凝胶的热稳定性.该堵剂用于注水井调剖己得到工业化应用。在注水井中形成的凝胶段塞，注水过程中受到高压可以“整体游动”,从而扩大处理半径,产生驱油作用.在生产井堵水时容易发生返排,因此使用较少。(四)泡沫调剖剂泡沫分为二相泡沫和三相泡沫，前者包括起泡剂和水溶性添加剂，后者还含有固相如膨润土等矿物粉末。三相泡沫比二相泡沫稳定得多，故现场多使用三相泡沫。三相泡沫的调剖机理是依靠稳定的泡沫流体在注水层中迭加的气液阻效应-Ｊａｍiｎ效应，改变吸水层内的渗流方向和吸水剖面,减缓主要水流方向的水线推进速度和吸水量，扩大注入水的扫油面积、波及体积和驱油效率.克拉玛依油田用起泡剂烷基苯磺酸盐,稳定剂钠羧甲基纤维素，膨润土为固相配制泡沫调剖剂，在现场进行了一百多井次现场应用,取得良好的增油降水效果。该方法成本低，原材料来源广,并有一定的选择性。(五）颗粒类堵水调剖剂颗粒类堵水调剖剂品种较多,油田使用的品种可分为以下几个小类：(１）非体膨性颗粒:果壳粉、青石粉、蚌壳粉、石灰乳等。（２）体膨性聚合物颗粒；轻度交联的聚丙烯酞胺颗粒、聚乙烯醇颗粒等。（３)矿物类：包括膨润土、粘土、黄河土、安丘钠土、夏子街钠土以及PＡM溶液—矿物类，铬冻胶-夏子街钠土等。颗粒堵水调剖剂是一种经济有效的堵剂，尤其是高渗透、特高渗透地层，需要进行深部处理的大孔道地层,用颗粒类堵水调剖剂处理可获得明显的效果.在颗粒堵剂中近年来使用较多的是矿物类和体膨性颗粒，矿物类与聚丙烯酰胺溶液或其凝胶配合使用效果更好，既可增强堵塞作用，又可防止或减少颗粒运移。使用颗粒堵水调剖时颗粒的粒径必须与地层的喉道半径配伍,颗粒粒径为喉道半径的1/3～1/７时，堵塞效果最好。大于这个粒径范围时不易进入，小于这个范围则易于运移。矿物类堵水调剖价格便宜,原料易得，近年来在胜利、中原、大港等高渗透油田大面积推广使用,己获得良好的经济效益.（六)微生物类调剖堵水剂微生物类调剖堵水是利用细菌在高渗层中的繁殖,生成粘性聚合物及微生物，对大孔道产生堵塞，达到改善注水剖面的目的。在处理中,一般预先交替注入磷酸盐、盐水和糖类等营养物,在微生物生长之前把养料驱入地层深部。但该类调剖剂成本高,从经济上考虑，不会首选该类调剖剂；其次,脆性大、强度低。在以上几类调剖堵水剂中，聚合物凝胶类调剖剂的作用机理：聚合物在交联剂的作用下，形成网架结构的粘弹性凝胶.凝胶对高渗透层形成物理堵塞，增大其流动阻力。凝胶深部调剖技术具有以下特点：（1）选择性强,更加容易在高渗透层较深部位产生有效堵塞。（2）不会对地层造成永久性伤害，不妨碍后期措施的进行,具有成胶时间长、较低的阻力系数和高残余阻力系数的特点，可真正实现深部调剖。（３)具有较好的剪切稳定性.（4)凝胶体系可用污水配制，节省淡水资源，减少污水排放，降低了生产成本。针对长庆油田采油四厂各区块的油藏实际，在调研对比以上的深部调驱技术后，发现凝胶深部调剖技术与其它深部调剖技术相比具有诸多的优点.（1）凝胶选择性强，具有不同的强度.根据油藏裂缝、中高渗透层选用不同强度凝胶，解决地层渗透率级差大的问题.（2)凝胶不易对油藏低渗透层造成伤害，造成低渗透层的堵塞。(3）凝胶成胶时间长，具有较好的剪切稳定性,可在油藏实现深部调剖。（4）凝胶可污水配制,降低生产成本.所以，对长庆油田采油四厂的生产区块，决定采用凝胶深部调剖技术。为了更好地针对油藏实际，更好地调整吸水剖面、提高采收率、深挖采油潜力,有必要搞清凝胶提高采收率的机理。凝胶是由低浓度的聚合物和交联剂形成的以分子间交联为主分子内交联为辅、具有三维网络结构的弱交联体系。根据分子间的交联特性，凝胶是稀（弱）的本体凝胶,不同之处在于凝胶有一定的流动性。凝胶是一种粘弹性流体，在多孔介质中具有拉伸形变能力。凝胶在多孔介质中的流动不仅存在剪切流动,而且还存在拉伸流动.凝胶在法向压力差作用下产生Ｗensenbeｒg现象.当它进入窄小孔喉时，产生“挤出胀大”现象，同时产生附加压降，促使凝胶通过窄小孔喉（如图1-1－2所示).图１-１—2凝胶粘弹作用通过窄小孔吼示意图由于油藏孔隙的非均质性极强，因为凝胶的粘弹性能,才能通过窄小孔喉进入到油藏深部.在实际应用中常常观察到注入压力随着注入量缓慢上升的现象,就证实了凝胶可以通过变形挤入窄小孔喉进入到油藏深部。油藏本身存在着宏观和微观非均质性,微观非均质性主要体现在岩石孔隙结构中孔道大小，孔隙分布及孔隙表面性质的差异。因此在水驱过程中注入水总是趋于进入阻力较小的孔道，而残余油总是留在小孔隙中或者以油珠方式残留在大孔隙的中央。根据渠道流态理论，当油相失去连续性就成为残余油而不能被采出。微观驱替实验结果证实凝胶注入多孔介质后，能够改变后续注入水的流动方向，迫使注入水进入尚未被注入水波及的微小孔隙，从而提高微观波及效率。凝胶的流体改向作用机理如图１-1－3所示。图１-１－３凝胶改向作用机理示意图图1—１—3（ａ)为水驱后大小孔道中流体的分布,即注入水驱替大孔道中的油,而小孔道中的油由于毛管力作用而残余下来。根据凝胶在多孔介质中的流动规律，凝胶优先进入被水占据的大孔隙（如图1—1-3（ｂ)所示)。当凝胶遇到孔喉时,由于凝胶体系的高粘度和大分子尺寸，暂时受阻于孔喉处（如图1—１—3(ｃ）所示).随着注入水的压力梯度增加(实际表现为凝胶注入后注入压力上升)，后续注入水克服毛管力而进入小孔隙(如图1—1-3(d）所示),从而驱替出小孔隙中的残余油.从图1－1-3的（a)—（b）-(ｃ)-（ｄ）驱替过程可以看出凝胶的存在改变了注入水的流向,微观上增加了注入水波及的孔隙体积，提高了微观波及效率。利用微观驱油装置（图１－１-4)对凝胶的微观驱油机理和驱油性能进行的观察结果见图1—１—5至图1－１—8。图中蓝色为地层水，紫色为凝胶，褐色／黑色为岩石骨架，无色为煤油。图１—1-４微观驱油装置图1—1—5凝胶入孔机理动态图图1－1-6凝胶弹性驱油机理动态图图１－１—7凝胶改向驱油机理动态图图1-1-8油滴聚并机理动态图从图1-1-５～1—1－8可以看出,凝胶由于本身的特点,提高了微观波及效率和微观洗油效率。根据深部调剖技术的研究现状特别是凝胶提高采收率的机理，结合长庆油田采油四厂各区块的特点，特别适合也非常需要油藏深部调剖体系。1.2主要研究内容１、针对长庆油田采油四厂一些注水井注入水突进的现状，通过室内研制出适合长庆油田采油四厂的深部调剖剂体系。2、研制深部调剖体系,体系的成胶时间、耐温、抗盐、抗剪切、稳定性评价等实验研究。３、调剖体系的注入性、堵剂强度、封堵选择性、提高采收率等实验研究。1．３研究思路由于长庆油田采油四厂油藏为中低渗透油藏，所以需要优选分子量相对较低、增粘性好、整体推进能力强、溶液具有可逆超分子空间网络结构和可逆的物理“交联"的缔合聚合物作为调剖体系的聚合物，以保证调剖体系的良好注入性。利用疏水缔合聚合物的可逆物理“交联"贡献的交联强度,适当减少化学键交联，降低交联剂用量,避免过度交联，降低交联体系的脆性，提高弹性，提高调剖体系的长期稳定性。利用疏水缔合聚合物可逆的网络结构消除低渗透对聚合物溶液的部分剪切降解,再加上分子量较低，剪切本来就小的优势,保证调剖体系经过近井地带的地层后,到达设计位置仍能很好成胶，确保调剖体系的强度。油藏特征与开发现状油藏特征与开发现状中低渗透油藏注水井调剖优选调剖体系主剂研制深部调剖体系配方筛选影响因素性能评价低渗透油田注水井深部调剖技术完善与推广分子量较低增粘性好整体推进能力强可逆网络结构物理“交联”良好注入性铬离子凝胶体系有机酚醛凝胶体系1。4项目完成情况1．４。１主要工作量在项目研究期间，针对长庆油田采油四厂油藏实际，研制出与中等温度、中低渗透率等油藏和矿场条件相适应的深部凝胶调剖体系，完成了项目的研究内容,达到项目的要求指标.完成主要工作量如下:（1)通过对5种聚合物约350组样品的实验和分析，完成了凝胶体系的聚合物筛选;通过对３类交联剂和３类交联助剂约5０组样品的实验和分析，完成了交联剂和交联助剂的筛选。（2)完成了对约150个配方的成胶时间和胶体强度测定,确定了各组分的用量。（３)对４个主要配方进行多孔介质剪切影响实验,通过１2组填砂管实验了凝胶的堵水率,通过４组并联填砂管实验得到了凝胶选择性封堵能力。（4）完成了2组层间非均质性和1组层内非均质性提高采收率实验.1.4．2研究成果在大量室内实验的基础上，研制开发出了适合长庆油田采油四厂油藏的深部调剖凝胶体系配方：(1)筛选出具有可逆空间网络结构、良好的剪切稀释性、良好的整体推进能力、高粘度、长期稳定的聚合物ＡP-Ｐ4，为凝胶体系具备大剂量注入能力、注入性良好、抗剪切能力强、高强度（粘度）、低交联剂用量、低脆性、高弹性、长期稳定能力奠定了基础。（2）针对油藏实际，筛选出一系列具有不同胶体强度和性能良好的凝胶体系配方，并对其性能和影响因素进行系统实验评价和分析。（３)机械剪切和多孔介质剪切实验表明，凝胶的强度有所降低,成胶时间延长，有利于大剂量注入,提高了其稳定性,确保凝胶在目的位置成胶，发挥调剖作用。（４)AP-P4作为聚合物主剂的凝胶体系通过部分物理交联和部分化学交联相结合的方式能够大幅度提高凝胶的调堵性能和老化稳定性.ﻬ2深部调剖凝胶体系长庆油田采油四厂油藏注水开发到一定程度后,因为裂缝和地层渗透率级差大所造成的平面上单向突进、剖面上尖峰吸水，以及注入水沿主砂体方向和能量较低部位突进的普遍现象，导致主向油井水淹而侧向油井不见效;同时，采出程度低，能量低，注采调控困难，需通过深部调剖，改变水驱方向，提高水驱波及体积与驱油效率,提高油藏开发水平。为了实现通过深部调剖，提高驱油效率,提高存水率，恢复地层压力，缩小压差的治理目标,要求凝胶体系具有如下性能:(1）良好的注入性，保证调剖体系的大剂量注入.(2）凝胶具有良好的抗剪切能力和成胶临界浓度低，确保调剖体系段塞前缘稀释时仍能很好成胶.（3）凝胶体系具有在近井地带流动时整体均匀推进的渗流特性,避免段塞孤军突进，确保成胶后能实现均匀封堵,提高封堵成功率，有效改变后续水驱渗流路径，提高波及体积。（４）凝胶体系应有相应的强度（粘度）和弹性、耐盐能力、长期稳定性等。凝胶体系的性能对调剖成功与否至关重要。本章对凝胶体系的配方筛选、影响因素和性能评价进行了详细地研究.2.1铬离子交联凝胶体系２．1.1凝胶体系配方筛选对长庆油田采油四厂油藏深部调剖凝胶体系的配方筛选主要包括三个方面的内容:（1）对比各种聚合物的性能,筛选出具备良好注入性、大剂量注入能力、抗剪切性、高强度(粘度）、长期稳定性的聚合物主剂。(2）筛选出能满足工艺技术要求的交联剂.(3）筛选出适合的交联助剂。２。１．１.1聚合物筛选要实现对油藏“堵调驱相结合”的治理思路,封堵裂缝和高渗通道,调整渗透率级差，改善吸水剖面,提高驱油效率与波及体积。这就要求凝胶的聚合物溶液具有如下性能：(1）聚合物溶液具有整体推进的渗流特性,有助于扩大波及体积,实现有效封堵。(2)较低分子量和较低浓度时具有高粘度，溶液具有耐温抗盐、高效增粘的特点。(３)聚合物溶液具有良好的剪切稀释性,有利于提高注入性，降低注入压力，实现低渗透地层的大剂量注入。(4）凝胶体系长时间候凝过程要求溶液粘度在一定矿化度下具有稳定性，保证不出现聚合物分子过于卷曲或相分离导致不能成胶。(５）聚合物溶液的配制和注入所涉及的其它溶液性能。2。1.1。1。1实验准备实验样品：ＡP—P４，分子量12０0万,四川光亚科技股份公司；MＯ4０00,分子量２200万,日本；KＹHPＡM,分子量２５00万，国产;３６30S,分子量２５00万，法国;普通聚丙烯酰胺,分子量2０00万,国产。实验用水：在筛选聚合物时，采用总矿化度9339．9７mｇ/L的水，考虑到Ca２＋、Mｇ2+含量对聚合物性能影响较大,通过适当提高地层水水质的Ca2＋、Mg２+含量,筛选出性能更佳的聚合物。实验水质见表2—1－１。表2—１-１实验用水基本组成离子名称Nａ＋、K+Ca2+Mg2+Cｌ-SO42—HＣO3-总矿化度离子含量(mg/L）2８７3。01336.２61７44２6６.6１650．7578.7933９.97母液与目标液的配制：（1）用100０ｍL烧杯称取实验用水10００g,放入4５℃恒温水浴锅中；(2)称取各样品５．０0g；(3）搅拌有漩涡条件下加入已经称好的样品（要求样品加入到漩涡中);（4）搅拌溶解完全后放置2４ｈ备用；（５)根据计算称取一定量的待用母液,然后用实验用水稀释配制目标液,搅拌均匀即可。实验仪器：ＢＲＯＯKFＩＥLD粘度计图2-1-１BROＯKFIＥLD粘度计２.1.１．1。2粘浓关系配制凝胶所用的聚合物的浓度大小不仅关系到整个调剖的成本问题，还关系到交联后胶体的性能。在一定浓度下，溶液的高粘性能有利于提高成胶强度和长期稳定性。将AP—P4、日本水解聚丙烯酰胺（MＯ4000)、KYHＰＡM聚合物,普通聚丙烯酰胺等聚合物溶解成50０0mg／L母液后,分别稀释为浓度为500mg/Ｌ、７５0ｍg/L、1０00mg/L、12５0ｍg/Ｌ、1５00mg/L、１7５0mｇ/L、20０0mg/Ｌ、2５00mｇ／L、300０mｇ／L、３500ｍg/Ｌ目标液，在60℃下测其粘度随浓度变化情况。实验结果见表2—1-２和图2—1-２。表2-1－２不同聚合物粘－浓关系比较聚合物浓度(ｍg/L)5０0７5010００1250１5００175０20002５0０3０00３５00AP—P4３。804.8０6.7018.4２６。３35.８57139．42３3．２３４７MO4００05。807.3０1１。413．3１6.222．７26.１40。558。１８3。3ＫYHPAM聚合物5。608．909.5010.１10．612．11８．１２５。５3５。８45。6普通聚丙烯酰胺４．８08.2010。２12.0１3．2１9。524．138.6５8.775.8图２-１-2不同聚合物粘度—浓度关系由图２-1—2可以看出,当AP-P４浓度增大到125０mg/Ｌ时,其溶液粘度增幅明显加大;当浓度达到35０0mｇ／Ｌ时,粘度达到3４７mＰa．s，表现出高效增粘性。这是因为,在疏水缔合聚合物浓度未达到１２５0mｇ/Ｌ时,其粘度的构成主要以非结构粘度η非结构为主。由于疏水缔合聚合物的粘均分子量远低于其它聚合物,所以疏水缔合聚合物稀溶液的本体粘度低于或相近于其它聚合物的粘度。但是,当疏水缔合聚合物浓度高于临界缔合浓度后,溶液的粘度是非结构粘度与结构粘度之和（η非结构+η结构）,因而溶液粘度大幅增加，远大于其它聚合物粘度。2.１。1．１．3耐温性聚合物溶液必须表现出较好的耐温性，才可能使其配制的凝胶溶液在实际地层中成胶，实现深部调剖，所以有必要对其的耐温性能进行评价。将AＰ-Ｐ４、MＯ4００0、KYHPAM、普通聚丙烯酰胺四种不同类型聚合物母液分别稀释到１2０0ｍｇ/L、1５00mg/L、1８00ｍｇ／L、2５0０mg/Ｌ、300０mg/Ｌ、３500mｇ／Ｌ的目标液，在30℃～90℃的不同温度下测不同浓度的粘度变化,考察各聚合物的抗温性能。实验结果见表２-１－3和图2—1－3.表2-１－３四种不同类型聚合物在不同浓度的粘-温关系聚合物浓度(mg／Ｌ）聚合物类型粘度（mPa.s)30℃5０℃70℃8４℃９5℃1200AP—P48９。957。72３。２17。614．8MO4000１9。1１４.1１１。４１２.４9.60普通聚丙烯酰胺2０。１15。812.19.80７.3０KYHPAM聚合物24。２18.５1４。611.３9.20150０AP－P41２9.972.３３2。426。3２4。２MO40０0２4．51８。5１7。316．2１4.2普通聚丙烯酰胺22．０17.213.３10.6７。80KＹＨPAM聚合物3２。22５。6１６．312。０10．１180０ＡP—P4２73。9１37。95７．4３5．829.6MO400032.1２６。421。422．719．５普通聚丙烯酰胺２７。8１８.８16.３12.11０.2ＫＹHPAM聚合物43.3３５.４24。８１9。5１８。８２５０0ＡP—P41258５１32５5１79。41０８。4MO4０0051．３４8.63７.64０．533.1普通聚丙烯酰胺43。23７。3３３．１25．5２0.８KＹHPAM聚合物8７。857.7４2。738.６27。830００AＰ-P4＞2０001４76５8９２３3．2１5４。６MＯ４0００11０。889。3６6．658.147.2普通聚丙烯酰胺50。1４４.23８．6３５．８29．２ＫYHPＡM聚合物132．８95.５７8。２5８。74８。3３500AP-P4200０〉２0001186347244MO4000１64.896.685。58３．3７0.3普通聚丙烯酰胺６1．15３．64９.745。6４３。6KYＨPＡＭ聚合物28５．9１５4.６99。8７5。871.2由图2—１-3可知,四种不同类型聚合物在相同浓度下，聚合物的粘度都随着温度的升高而降低,疏水缔合聚合物降低幅度要比其它聚合物的大，但从30℃到9５℃,AＰ－Ｐ4的粘度绝对值都比其它聚合物的粘度绝对值高.（ａ）150０mｇ／Ｌ的粘－温关系(b）250０ｍｇ/Ｌ的粘-温关系（c）30０0mg/L的粘—温关系图2-1-３不同种类聚合物在不同浓度的粘-温关系曲线实验结果表明:95℃时，AP－P４浓度1500mg/L,粘度仍接近2５mＰa.s；浓度25００mｇ／Ｌ,粘度在1０0mPa.ｓ以上；浓度３5０0mg/L,粘度近250ｍPａ。s，说明该疏水缔合聚合物溶液具有良好的耐温性。2．１.1。１。4抗盐性聚合物溶液必须要具有较好的抗盐性，这样才能保证不出现聚合物分子过于卷曲或相分离，而导致聚合物溶液不能成胶的情况，因此有必要研究不同聚合物溶液的抗盐性.用不同矿化度的水溶解不同聚合物成50０0ｍg/Ｌ的母液，再用同样的水把母液稀释到5０0mｇ/Ｌ、7５0mg/L、10０0mg/L、15０0ｍg／L、２000mｇ／Ｌ、2500mｇ/L、300０ｍg/L、３500mg/L的目标液，测粘度，通过粘度变化考察聚合物的耐盐性。实验结果见表２—１-4和图2—1-4.表2—1—４四种不同类型聚合物的粘度—矿化度关系聚合物浓度ｍｇ/L聚合物类型矿化度，ｍｇ/L纯水466９。999３39．9７1867９。９432６８9.９０4６６9９。85５00ＡP-P４１1．74.203。2０2．70２.1０1.80ＭO400０34。76．905。80３。２01。5０1.00普通聚丙烯酰胺1５。06。８05.６０3.９02.４０1.3０ＫYＨPＡM聚合物３６．６6．５04.804。60２．１01.９0750AＰ-Ｐ422.9６.70４．804。203．802．９0MO4０00７3．0１5.87．30５.504．３02.80普通聚丙烯酰胺40．7１4.08.９05.８０3.702。40KYHＰAM聚合物72.０18.28.20５.70２．802.4010００ＡP—P431。０１０。３６。７06．00５。1０3．７0ＭO４0００18５.020。６11。48．３0５。003。２０普通聚丙烯酰胺1４7.０1８.０9.５0６。２0４．8０2．６０KＹHＰAＭ聚合物756．820．０1２。２6.６05．１03。901５００ＡP-P４６3。８3３.626．３21。1１2.71１．0ＭO4０００＞20０028．4.１６。２11。2９。６0６．７0普通聚丙烯酰胺14２８２１。2１０。6８．407．20４．50ＫＹＨＰＡM聚合物＞２000２7。61３．210.28．60７.40２00０ＡP—P4264．3。78.65７．044。83５.12４.7MO４０00>2０0037．426。１22。317.4１4。1普通聚丙烯酰胺〉2０00２３.712.11０．28.406。3０KYＨPAM聚合物>20０03７.８24。1２０．51７。91０．72500ＡP－Ｐ４7２0.8１78．0１39．4103.852.8４1。２ＭＯ4０００＞2０00４9.54０。５3４。7２６.525。0普通聚丙烯酰胺〉２0０03０．125.5１7。6１2.６10。3ＫＹＨPＡＭ聚合物〉20０041.9３8。635.125。６1６.9３0０0AP－P4＞2000３7５.9233.2198．093。86２.7MＯ4０00>2０0０69.358．14９．２４1。036．9普通聚丙烯酰胺＞２0０044.6３5.8２4。３17．813。5ＫＹＨPＡM聚合物＞２000９９．6５８.７46。937。429.63５０0AP－P4〉2000681．934７.03０９．0237。９1５2．4MO４00０＞２0００１5４。８83.66８.１55。８46.4普通聚丙烯酰胺＞2０00６4。74５.６33.3２4.419．7ＫＹHＰAＭ聚合物〉2000１６4。2７5．8６８.５５4。６４３。6(a)溶液浓度2０00mg/Ｌ的粘度－矿化度关系曲线(b）溶液浓度３0００mg／L的粘－盐关系曲线(c)溶液浓度3500mg/L的粘—盐关系曲线图2-1—４四种不同类型聚合物在不同浓度的粘－盐关系曲线由表2—１-４和图２—1—４可知，在纯水中,相同聚合物浓度下，ＡP－Ｐ４的粘度明显低于其它3种聚合物；低浓度(低于1５00mg/Ｌ)时,在相同矿化度条件下，粘度基本没有区别;当浓度高于150０ｍg/Ｌ且矿化度大于５０0０mｇ／L时，AＰ—P4的粘度明显高于其它聚合物.实验结果表明：在矿化度18679mｇ／L、聚合物浓度１500mg/Ｌ时，AP－P４溶液粘度仍然有20mＰａ。s，浓度3５０0mg／Ｌ时粘度在300mPa.s以上；当矿化度4６６99mg/L时，浓度１500mg/L的AP-P４溶液粘度为１0mPa．s，浓度35０0ｍg/L时的粘度在15０mＰａ。ｓ以上。说明AＰ－P4溶液具有良好的抗盐性。2。1．1.１．5抗稀释性聚合物溶液进入地层后与地层水接触，被地层水稀释，浓度和粘度都降低,粘度降低会影响聚合物溶液在地层中的渗流特性，浓度降低则直接影响成胶性能、封堵效果、强度、稳定性等。因此，必须研究聚合物溶液的抗稀释性能，并在制定施工方案时有针对性地提高聚合物溶液的抗稀释性能,才能保证整个调剖作业的效果。图２－１—５乌式粘度计实验结果：对于混合均匀的聚合物溶液,溶液的浓度与粘度的关系为一种确定的数学关系.用乌式粘度计(图2—1-５)测试聚合物的粘度.将配好的四种不同聚合物母液用水稀释成浓度分别为10mg/L、３0ｍｇ/Ｌ、50ｍｇ/L、８0mg/L、1０0mg／L、150mｇ／L、２50mg/Ｌ、4０0mｇ／L、8０0mg/L、1000mg/L的目标液。用乌氏粘度计测目标液在常温下流经上端测定线ａ到下端测定线b的时间绘制浓度—时间曲线图２—１-６（数据见表2－１－5)。表2—1-５四种不同类型聚合物浓度与流经时间标准关系表浓度,mg／Ｌ０1０3050８０100150２５０４０0800１00０AＰ－P4流经时间,s152。２１97．２207．6219。4240。6246。82７5.5３33。043０.０7７５．495４．1KYHPAM流经时间，s１52。２15８．0１6７.7175。9194．719７。７22４．3２76.536８．4621.47６7。4MＯ４000流经时间,ｓ152.216５．2174．8181.６１９6。4200．8219.9260.83１8．3530.３6４5．5普通聚丙烯酰胺流经时间，s15２.2１5３．1159．7165．9178.01８6.41９8.72４3.４２79.８43５．7５４9.４图2—1—6四种不同类型聚合物浓度与流经时间标准曲线将四种不同聚合物母液稀释成150０mｇ／L、2５00mg/Ｌ、３5０0mg/Ｌ的目标液（600mL），装在特制的棉布口袋中，浸泡于盛有400mL实验用水的１000ｍL玻璃烧杯中,把烧杯置于８４℃恒温水浴锅中，恒速搅拌器的搅拌叶片位于液面中部处，并调整搅拌速度至（60±５）r／min缓缓搅动,见图2－1－7。然后分别在1h、2h、4h、8ｈ、1２ｈ、24ｈ、４８h时段用移液管吸取中部液体，用乌氏粘度计测其常温下流经的时间(每次测完后要将所取液体全部倒回烧杯中），在浓度－时间标准曲线趋势图上得出相应的浓度值。图２－１—7抗稀释实验装置照片表2－１—6四种不同类型聚合物抗稀释能力表聚合物浓度mg/L聚合物类型实验内容粘度,mＰa.ｓ１ｈ2h4ｈ8h12ｈ24ｈ48h1５0０AP—P4流经时间,ｓ1５8．86１59。７３160。52１61．00161。91162．５816２。６6测量浓度,ｍg/L７７。383。78９．7９2．5９8。81０2。９1０3目标液浓度，ｍg/Ｌ1448．51４４４。2１440．２1438。31434．1１431．4１43１。３保留率％9６.569６。2８96．019５。8995.６１95．４395。４２KYＨPAM流经时间,s１99。３220６。0４2１６。８3227．9８25４。5６２8６.2４３05．12测量浓度，ｍg/L9７．３11０．８13２．3１5４。4２05．2２6３．3２96．8目标液浓度，mg／Ｌ1435．２1426。11４１1.81３97．1１36３．213２4。5130２．１保留率%9５。6895。07９４．1２9３。1４9０.8888。30８6.81聚丙烯酰胺流经时间,s218。86230.９２239。8３257．4５2７５．17314．41356。95测量浓度,mg／L1５3．41８4。32０6．825０。6293．73８6。１482．0目标液浓度，mg/Ｌ1３97.７1377．1１３６２。11332.９1３0４。21242。611７8．6保留率%93．18９1.80９0.８088.8６８６。９482．８47８．57ＭO4000流经时间，s241．3２2４５.７22６０。612７5。４9293。1４319.32340．86测量浓度，ｍg/Ｌ９9。8１0７.1131．61５５．7183．8２２４。6２5７．4目标液浓度,mg/L1433.４1428。61４１2．２１396．２137７.4１350.21328．4保留率％９５。5６９5.２4９４.1593.０８9１.83９0.0１88.５6２５０0AP—P4流经时间,s１6０.27160．45160．５01６１。16161.74１62．4６162.６6测量浓度，mg/Ｌ８７。７89．0８９．３9３.９97．9１02．71０４．0目标液浓度，mg/L２441。52440.62４４0.42４３7。４2４34.724３１．52430．6保留率%97。669７.6２97．6１９７．４99７．389７.２6９7．22KYHPＡM流经时间,s1９６.61203。０4２1７.162３２。25２６３．89２9７．4４339。05测量浓度，mg／Ｌ91.6１０4.７1３３.11６2.6222.528３．335５.1目标液浓度，ｍg／L2４38。８２43０。１２411．22391.5２3５1．62３11.1226３。２保留率%９７.5597。２0９６.4５９５．6６９4．0692．４490.52聚丙烯酰胺流经时间,s20９.352２５．６3２40.50274。80３06.０8３43.493８７．５２测量浓度，mg/L128．71７0。８20８。52９２。８36６。８４52.1548．5目标液浓度，ｍg/L2４1４。22386.12３６1。0230４．８225５.４21９8．6２１34．3保留率％9６。5695.4４94．４4９２。１99０。2１８7.94８５.３7ＭＯ400０流经时间，s２3６．9027０．90298。６0347。8438５．2842４.014５８．9２测量浓度,mg/Ｌ９2。４14８.3１9２．4267.93２３。1378．４4２6。８目标液浓度，mg/L2４３8。42４0１。1２37１．7232１．42２84．622４7．７221５．４保留率%9７.53９6.049４.８692．8591。38８9．908８．6１3５00AP-Ｐ4流经时间，s１５9．73159.９916０.2７16０.７2160。８７１61．０1161．１1测量浓度，ｍg/L83．985。7８７.790．991．992。993.6目标液浓度，mg/L３４4４．034４２.８３4４1.5３43９.43438。7343８。０343７.6保留率%98.４098。3６９８。３298。2698.2４98．2398．２1KYHPAM流经时间，ｓ196．５0207．1０219.05２46.72291.33310。55358.36测量浓度,mg／L91。4１１３.0136.81９0。42７2．43０６。3３87．37目标液浓度,mg/L３4３9.０34２4。63４08.7337３．03318．３3295。7３２4１.7保留率％98．２597.849７.399６．3７94．８１94。１692。62聚丙烯酰胺流经时间,s２０6．９4220．４82４7.15282.5６332.24362．７２411．04测量浓度，mｇ/Ｌ12２。415７。6225．1３１１.44２６．８494.75９8。４目标液浓度,ｍｇ／L３4１８.4３3９4.93３４9．93２92。43215。431７0。2３１0１．０保留率％９7.6６９６.999５.7１9４.069１．87９０.578８．６0MＯ4０00流经时间,s２３７.6７２７6．05３0８。2０368.9２401.80４４2。07497．09测量浓度,ｍg/L93.7１5６。62０７。4299。2３46.9４０３。６４78．3目标液浓度,mg/Ｌ3３59．73334。０3２9６．13２67.43１99。６３１55．５３051.9保留率%９5．9995．2５94．1７93.3591．４１90.1587。１9(a)浓度150０mｇ／L（b）浓度25０0mg/L（c）浓度３5００ｍg／Ｌ图２-１－8不同浓度四种聚合物浓度保留率随时间变化关系由表2—1-6和图２—1—８可知,浓度为1５０0mg/L、2500mg/L、３５00mg/L的ＡＰ－P4在稀释的过程中，聚合物的浓度变化很小。１５00ｍg/L的浓度经过4８小时稀释后,浓度仍保持9５％以上;3500mｇ/L的４8小时后保持98％以上,而其它聚合物的浓度随时间有明显的下降趋势。实验结果表明:AＰ－P4比其它聚合物的抗稀释能力强。2.1.1。１.６注入性聚合物溶液在注入到油层过程中，聚合物分子要经受高速剪切、拉伸、低速渗流三个阶段，即：第一阶段：聚合物分子承受高速剪切阶段，聚合物溶液经过注入井底炮眼地层多孔介质的高流速剪切，孔隙流速在１００m／d~400ｍ／ｄ之间，经过炮眼的高速剪切将使聚合物大分子链被剪断,此时的聚合物分子量下降,同时粘度降低.第二阶段:聚合物分子链拉伸变形阶段，聚合物溶液以很高的流速经过炮眼地层后,其质点流速以指数规律迅速降低，流速范围100m/d~１0ｍ／ｄ，聚合物分子链被拉伸形变，粘度下降幅度较小。第三阶段：低速渗流阶段，在这一阶段发生在油层深部，渗流速度一般为0。１m/d~5m/ｄ，聚合物溶液中的分子以缠绕、堆积、拥挤等形式通过孔喉，增加水的流动阻力,同时扩大波及体积。研究聚合物溶液高速通过炮眼及近井地带地层到油层深部的渗流全过程，测试聚合物溶液通过炮眼高速剪切的稳定性，检验聚合物的注入能力，确定聚合物溶液在多孔介质中的流变特性,为保证凝胶体系的良好驱替效果奠定基础.一般孔隙流速的范围在100m/d～400ｍ／d之间.注入强度过大,炮眼附近的孔隙流速最高达800ｍ/d.如此高的孔隙渗流速度,对聚合物高分子链将产生严重的剪切降解作用。实验条件:岩心：人工压制烧结的石英砂岩,长４cｍ,直径1．４cm,渗透率１．０μm２。聚合物浓度为1５0０mg／Ｌ。聚合物：３６30S，分子量21００万，法国；KYＨPAM，分子量20０0万；AP－Ｐ４，分子量1200万,四川光亚科技股份公司。聚合物实验浓度:２５0０mg／Ｌ、30００mg/Ｌ、35０0mg/L。测试温度：８０℃。实验仪器设备：Ｈａｓsｌｅr岩心夹持器；高压恒速驱动泵:HＤH—250B双缸恒速恒压泵(江苏海安华达石油仪器设备厂)；岩心恒温实验箱：ＳEO250型,上海爱斯佩克环境仪器有限公司;流变仪:RS６００型，德国HＡAKE公司生产；聚合物溶解仪:TＳＪＢＡR，日本科学株式会社生产；筛网粘度计：10个;电子天平：ＡG１０4，分辨率0。1mg，瑞士梅特勒公司生产。实验步骤:①用0.45μm的滤膜过滤实验用水.②聚合物的准备：将母液稀释、配制成目标实验浓度的聚合物溶液，将聚合物溶液用0.101mｍ不锈钢网过滤后，灌入不锈钢中间容器。③岩芯的准备：选用人造岩芯,磨制成长7cm、宽2cm、高1cｍ,两端粘上不锈钢岩芯盖子，用环氧树脂涂封；岩芯称重后抽空饱和实验用水,测量并计算出岩芯的水相渗透率(1。6μm2)、孔隙度(３3.3％）;将岩芯装入夹持器，接入实验流程.④将流程在80℃的实验温度条件下恒温1小时，通过平流泵由低向高分别以不同流量向岩芯注入聚合物溶液，在实验过程中随时调节夹持器的环压,使环压大于注入压力3MPa～４ＭPa，以防止岩芯在高压下破裂.⑤在每个设定流量注入过程中，记录平稳后的注入压力.图2-1－92500mｇ/LＰ-Ｖ关系曲线图图2—１-１03０00ｍｇ/LＰ-V关系曲线实验结果与讨论:由图2-1—9和图２—1-10可知，三种聚合物的注入压力都随着注入速度的增加而增加。但ＡＰ-P４的注入压力较3６30s和KＹHPAＭ的低，说明ＡP-P４依靠缔合作用形成的可逆结构溶液具有更好的注入性。ＡP-Ｐ4溶液在２500mg／L时溶液的粘度远远高于其它两种聚合物，但AＰ—P4溶液在同孔隙流速下的注入压力明显偏低。说明AP－P4依靠缔合作用形成的可逆结构溶液具有更好的注入性.2.１。1。1．7抗剪切性聚合物溶液通过注入井的炮眼及近井地带地层，进入油层深部。炮眼及近井地带地层的过流面积小，流量大,注入流速大。通过炮眼高速剪切后，聚合物溶液特性是否能够保持,是保证凝胶体系封堵高渗通道能力和良好驱替效果的关键。抗剪切性实验就是通过测定不同孔隙流速条件下的岩芯流出聚合物溶液的保留粘度与孔隙流速的关系来评价聚合物的抗剪切性能.抗剪切性实验的原理、实验条件和实验步骤与聚合物溶液的注入性能研究实验相同。图２—１-11、图２—1—１２分别是