本文關(guān)鍵詞：耐溫抗鹽型復(fù)合調(diào)剖體系的研究　出處：《長(zhǎng)江大學(xué)》2015年碩士論文　論文類型：學(xué)位論文

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【摘要】：姬塬油田耿83區(qū)塊為低孔、低滲,且裂縫較為發(fā)育的油藏,從油層開發(fā)動(dòng)態(tài)來看,裂縫主向油井見水快,且見水后含水迅速上升直至水淹,側(cè)向油井見效程度小,產(chǎn)能較低。為提高注水開發(fā)效率,增加注入水波及面積,實(shí)現(xiàn)油田降水增油的目標(biāo),結(jié)合耿83區(qū)塊的地質(zhì)特征和地層水礦化度高的特征,開展了耐溫抗鹽型復(fù)合調(diào)剖體系的室內(nèi)研究,本文選擇了強(qiáng)度高的預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒和成膠時(shí)間可調(diào)、注入性好的弱凝膠作為復(fù)合調(diào)剖體系,并分別對(duì)預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒和弱凝膠進(jìn)行了配方優(yōu)化和性能評(píng)價(jià),以提高它們的耐溫抗鹽性。預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒為單體在引發(fā)劑、交聯(lián)劑等試劑的作用下通過水溶液聚合法聚合而成的產(chǎn)物,本文研究了各組分用量對(duì)預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒吸水性能的影響,篩選得出預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒的最優(yōu)配方,引發(fā)劑：0.04%,交聯(lián)劑：0.04%,增韌劑：10.0%,丙烯酸：2.5%,單體總量：30.0%,中和度：20%。在室內(nèi)對(duì)最優(yōu)配方下的預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒進(jìn)行了性能評(píng)價(jià),預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒在清水和模擬地層水(礦化度16×104mg/L)中分別可膨脹100倍和15.8倍左右,油藏條件下放置120天,保水性在80%以上。通過填砂管物模實(shí)驗(yàn)測(cè)得,凝膠顆粒的封堵率高達(dá)99%,持續(xù)注入30PV模擬地層水沖刷,封堵率仍保持在91%左右。弱凝膠是由低濃度的聚合物在交聯(lián)劑的作用下交聯(lián)而成的具有一定流動(dòng)能力和黏度的膠體。本文設(shè)計(jì)正交水平實(shí)驗(yàn),對(duì)弱凝膠體系的各組分展開研究,篩選出弱凝膠的最佳配方為：HPAM:0.15%,烏洛托品：0.03%,間苯二酚：0.015%,輔助交聯(lián)劑：0.03%,氯化銨：0.3%。針對(duì)弱凝膠的最優(yōu)配方進(jìn)行評(píng)價(jià),該配方下弱凝膠具有良好的耐溫耐鹽性和抗剪切性,且在模擬油藏條件下,弱凝膠粘度仍可保持70%以上。通過填砂管物模實(shí)驗(yàn)測(cè)得,弱凝膠的封堵率可達(dá)97%,持續(xù)注入30PV模擬地層水,封堵率保持在93%左右。為了研究調(diào)剖體系的注入性和封堵效果,實(shí)驗(yàn)室內(nèi)對(duì)調(diào)剖體系的注入方式和段塞組合展開了研究。采用先凝膠顆粒,后弱凝膠的順序注入時(shí),調(diào)剖體系的注入性更好,使用段塞為0.5PV凝膠顆粒+0.5PV弱凝膠的復(fù)合調(diào)剖體系封堵效果最佳。從耿83區(qū)塊中選擇了6口裂縫主向上的注水井進(jìn)行了耐溫抗鹽型復(fù)合調(diào)剖體系的礦場(chǎng)試驗(yàn),調(diào)剖后注水井注入壓力明顯上升,吸水指數(shù)曲線上移且斜率變大,這表明地層裂縫被調(diào)剖體系進(jìn)行了有效封堵。根據(jù)對(duì)應(yīng)油井的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)數(shù)據(jù)發(fā)現(xiàn),油井見效率為48.9%,目前日增油15.8t/d,累計(jì)增油達(dá)4025.4t,取得了良好的增油降水效果。
[Abstract]:Geng 83 block in Jiyuan Oilfield is a low porosity, low permeability reservoir with relatively developed fractures. From the development performance of the reservoir, the main fractured oil wells can see water quickly, and the water cut rises rapidly until water flooding. In order to improve the efficiency of water injection and increase the injection water wave and area, the goal of increasing oil production by precipitation is realized. Combined with the geological characteristics of Geng 83 block and the characteristics of high salinity of formation water, the laboratory study of the complex profile control system with high temperature and salt resistance was carried out. In this paper, precrosslinking gel particles with high strength and adjustable gelation time were selected. As a composite profile control system, the pre-crosslinked gel particles and weak gels were optimized and their properties were evaluated. In order to improve their temperature resistance and salt resistance, the pre-crosslinked gel particles were polymerized by aqueous solution polymerization under the action of initiator, crosslinking agent and other reagents. In this paper, the effect of the amount of each component on the absorbency of pre-crosslinked gel particles was studied. The optimum formulation of pre-crosslinked gel particles was obtained. The initiator was 0.04%, and the crosslinking agent was 0.04%. Toughener: 10.0, acrylic acid: 2.5, total monomer: 30.010, neutralization degree: 20. The performance of precrosslinked gel particles under the optimum formulation was evaluated indoors. The pre-crosslinked gel particles can expand 100 and 15.8 times respectively in clear water and simulated formation water (salinity 16 脳 10 4 mg / L), and are placed in reservoir conditions for 120 days. The water retention is more than 80%. The plugging rate of the gel particles is up to 99% through the sand pipe model experiment, and the continuous injection of 30 PV is used to simulate the formation water scour. The plugging rate is still about 91%. Weak gel is a kind of colloid crosslinked by low concentration polymer under the action of crosslinking agent. The composition of weak gel system was studied. The optimum formula of weak gel was: 1: HPAM: 0. 15%, Ulotropine: 0. 03%, resorcinol: 0. 015%. The optimum formulation of weak gel was evaluated. The weak gel had good temperature and salt resistance and shearing resistance under simulated reservoir conditions. The viscosity of weak gel can still be kept above 70%. The plugging rate of weak gel can reach 97% through sand pipe model experiment, and 30 PV of simulated formation water is continuously injected. The plugging rate is about 93%. In order to study the injectability and plugging effect of profile control system, the injection mode and slug combination of profile control system are studied in laboratory. The injection performance of profile control system is better when the post-weak gel is injected sequentially. Use slug 0.5PV gel particle. The plugging effect of 0.5PV weak gel composite profile control system is the best. Six water injection wells with main fractures upward were selected from Geng 83 block to conduct field tests of the complex profile control system with temperature and salt resistance. After profile control, the injection pressure of injection wells is obviously rising, the water absorption index curve is moving up and the slope is increasing, which indicates that the formation fractures are effectively plugged by profile control system, which is found according to the production performance data of the corresponding wells. The oil well penetration efficiency is 48.9, and the daily oil gain is 15.8t / d, the cumulative oil increase is 4025.4 t, and the effect of oil increasing and precipitation is good.
【學(xué)位授予單位】：長(zhǎng)江大學(xué)
【學(xué)位級(jí)別】：碩士
【學(xué)位授予年份】：2015
【分類號(hào)】：TE39

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