CN111622726A - 一种油田含聚堵塞物模型及其制备方法 - Google Patents
一种油田含聚堵塞物模型及其制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN111622726A CN111622726A CN202010495246.6A CN202010495246A CN111622726A CN 111622726 A CN111622726 A CN 111622726A CN 202010495246 A CN202010495246 A CN 202010495246A CN 111622726 A CN111622726 A CN 111622726A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- polymer
- parts
- core
- crude oil
- plug model
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 title claims abstract description 84
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 11
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 claims abstract description 38
- 239000003921 oil Substances 0.000 claims abstract description 37
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 25
- 239000004576 sand Substances 0.000 claims abstract description 25
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims abstract description 14
- 239000002994 raw material Substances 0.000 claims abstract description 10
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims description 26
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 21
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 21
- 238000000034 method Methods 0.000 claims description 19
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 claims description 18
- 239000011435 rock Substances 0.000 claims description 18
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 14
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 13
- 230000032683 aging Effects 0.000 claims description 11
- 230000008569 process Effects 0.000 claims description 10
- 239000011259 mixed solution Substances 0.000 claims description 9
- 238000011049 filling Methods 0.000 claims description 8
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims description 8
- 230000002209 hydrophobic effect Effects 0.000 claims description 7
- VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L Calcium carbonate Chemical compound [Ca+2].[O-]C([O-])=O VTYYLEPIZMXCLO-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 6
- TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L barium sulfate Chemical compound [Ba+2].[O-]S([O-])(=O)=O TZCXTZWJZNENPQ-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 6
- 238000001179 sorption measurement Methods 0.000 claims description 6
- 239000000126 substance Substances 0.000 claims description 6
- 238000005520 cutting process Methods 0.000 claims description 5
- 239000011347 resin Substances 0.000 claims description 5
- 229920005989 resin Polymers 0.000 claims description 5
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 claims description 5
- 230000018044 dehydration Effects 0.000 claims description 4
- 238000006297 dehydration reaction Methods 0.000 claims description 4
- 230000001804 emulsifying effect Effects 0.000 claims description 4
- 229910000019 calcium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 238000001035 drying Methods 0.000 claims description 3
- 230000002431 foraging effect Effects 0.000 claims description 3
- ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L magnesium carbonate Chemical compound [Mg+2].[O-]C([O-])=O ZLNQQNXFFQJAID-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 3
- 229910000021 magnesium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 239000001095 magnesium carbonate Substances 0.000 claims description 3
- 238000004806 packaging method and process Methods 0.000 claims description 3
- 229920002401 polyacrylamide Polymers 0.000 claims description 2
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 abstract description 8
- 238000005070 sampling Methods 0.000 abstract description 3
- 238000012216 screening Methods 0.000 abstract description 3
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 description 5
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 5
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 5
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 4
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 239000003027 oil sand Substances 0.000 description 3
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 3
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 3
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 3
- IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N Atomic nitrogen Chemical compound N#N IJGRMHOSHXDMSA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N Tetrahydrofuran Chemical compound C1CCOC1 WYURNTSHIVDZCO-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N ammonium persulfate Chemical compound [NH4+].[NH4+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O ROOXNKNUYICQNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 230000006872 improvement Effects 0.000 description 2
- 230000003993 interaction Effects 0.000 description 2
- 230000014759 maintenance of location Effects 0.000 description 2
- 239000000463 material Substances 0.000 description 2
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 2
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 2
- 238000011160 research Methods 0.000 description 2
- 230000035945 sensitivity Effects 0.000 description 2
- 238000010008 shearing Methods 0.000 description 2
- KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N EDTA Chemical compound OC(=O)CN(CC(O)=O)CCN(CC(O)=O)CC(O)=O KCXVZYZYPLLWCC-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- 238000010521 absorption reaction Methods 0.000 description 1
- 230000009471 action Effects 0.000 description 1
- 229910001870 ammonium persulfate Inorganic materials 0.000 description 1
- 125000000129 anionic group Chemical group 0.000 description 1
- 238000004364 calculation method Methods 0.000 description 1
- 125000002091 cationic group Chemical group 0.000 description 1
- 239000011248 coating agent Substances 0.000 description 1
- 238000000576 coating method Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 1
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 1
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 1
- 239000000295 fuel oil Substances 0.000 description 1
- 125000001165 hydrophobic group Chemical group 0.000 description 1
- 229910052757 nitrogen Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 1
- USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L potassium persulfate Chemical compound [K+].[K+].[O-]S(=O)(=O)OOS([O-])(=O)=O USHAGKDGDHPEEY-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 239000000843 powder Substances 0.000 description 1
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 1
- 230000003252 repetitive effect Effects 0.000 description 1
- 238000007789 sealing Methods 0.000 description 1
- 238000004088 simulation Methods 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N tetrahydrofuran Natural products C=1C=COC=1 YLQBMQCUIZJEEH-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229920003169 water-soluble polymer Polymers 0.000 description 1
- 239000004711 α-olefin Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08L—COMPOSITIONS OF MACROMOLECULAR COMPOUNDS
- C08L33/00—Compositions of homopolymers or copolymers of compounds having one or more unsaturated aliphatic radicals, each having only one carbon-to-carbon double bond, and only one being terminated by only one carboxyl radical, or of salts, anhydrides, esters, amides, imides or nitriles thereof; Compositions of derivatives of such polymers
- C08L33/24—Homopolymers or copolymers of amides or imides
- C08L33/26—Homopolymers or copolymers of acrylamide or methacrylamide
-
- G—PHYSICS
- G09—EDUCATION; CRYPTOGRAPHY; DISPLAY; ADVERTISING; SEALS
- G09B—EDUCATIONAL OR DEMONSTRATION APPLIANCES; APPLIANCES FOR TEACHING, OR COMMUNICATING WITH, THE BLIND, DEAF OR MUTE; MODELS; PLANETARIA; GLOBES; MAPS; DIAGRAMS
- G09B25/00—Models for purposes not provided for in G09B23/00, e.g. full-sized devices for demonstration purposes
- G09B25/04—Models for purposes not provided for in G09B23/00, e.g. full-sized devices for demonstration purposes of buildings
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08K—Use of inorganic or non-macromolecular organic substances as compounding ingredients
- C08K3/00—Use of inorganic substances as compounding ingredients
- C08K3/18—Oxygen-containing compounds, e.g. metal carbonyls
- C08K3/24—Acids; Salts thereof
- C08K3/26—Carbonates; Bicarbonates
- C08K2003/265—Calcium, strontium or barium carbonate
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08K—Use of inorganic or non-macromolecular organic substances as compounding ingredients
- C08K3/00—Use of inorganic substances as compounding ingredients
- C08K3/18—Oxygen-containing compounds, e.g. metal carbonyls
- C08K3/24—Acids; Salts thereof
- C08K3/26—Carbonates; Bicarbonates
- C08K2003/267—Magnesium carbonate
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C08—ORGANIC MACROMOLECULAR COMPOUNDS; THEIR PREPARATION OR CHEMICAL WORKING-UP; COMPOSITIONS BASED THEREON
- C08K—Use of inorganic or non-macromolecular organic substances as compounding ingredients
- C08K3/00—Use of inorganic substances as compounding ingredients
- C08K3/30—Sulfur-, selenium- or tellurium-containing compounds
- C08K2003/3045—Sulfates
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Polymers & Plastics (AREA)
- Theoretical Computer Science (AREA)
- Educational Technology (AREA)
- Processes Of Treating Macromolecular Substances (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- General Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Health & Medical Sciences (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Medicinal Chemistry (AREA)
- Educational Administration (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Business, Economics & Management (AREA)
Abstract
本发明涉及一种油田含聚堵塞物模型及其制备方法。由以下重量份的原料组成：聚合物30‑50份、原油5‑12份、无机物6‑8份、地层水35‑45份、地层砂9‑10份。聚合物、原油、地层水、地层砂均来源于油田现场。与实际堵塞物相比，本发明制备的含聚堵塞物模型具有相似的外观、抗拉强度及粘弹性，使用相同解堵剂处理后，具有相似的解除率。本发明的模型的建立可有效对地层产生的堵塞物进行模拟，避免了实际堵塞物中复杂成分对解堵剂筛选的影响等问题，并减少了实际堵塞物的消耗，解决了现场堵塞物取样少带来的使用限制问题。
Description
技术领域
本发明属于采油技术领域，具体涉及一种油田含聚堵塞物模型及其制备方法。
背景技术
公开该背景技术部分的信息仅仅旨在增加对本发明的总体背景的理解，而不必然被视为承认或以任何形式暗示该信息构成已经成为本领域一般技术人员所公知的现有技术。
聚合物驱作为主要的提高采收率技术在油田开发中取得显著成效。但随着注聚量的增加，注聚井的堵塞问题日益严重，引起注入压力升高、地层吸水能力下降等问题，严重影响油田的正常生产和聚合物驱油效果。因此，注聚井堵塞问题亟待解决。
目前，解决堵塞的主要方式为通过注入解堵剂对堵塞物进行溶解、解除。然而实际堵塞物成分复杂，不同批次采出的堵塞物成分也存在一定差别，因此解堵剂处理后的解堵率存在较大误差，无法准确对比筛选评价解堵剂的解堵效果。并且现场堵塞物采出困难，采出量较少，增大了室内解堵剂构筑及优化的难度。
堵塞物模型的制作为解决该问题提供了方法。现有的含聚堵塞物模型的制备方法：首先将高粘度聚合物溶液在平板上均匀涂抹薄层，将改性油砂撒于薄层上倾倒，最后将粘附的油砂颗粒剥离搅拌，混合均匀，重复操作直至油砂中所含高粘物溶液含量达到要求。然而，虽然得到的堵塞物模型与实际堵塞物的成分相似，但该方法制备过程中需要繁琐的重复性操作。同时，实际堵塞物是由聚合物与原油、聚合物与无机物、原油与无机物三者的相互作用并经过了地层高温高压下孔喉介质的剪切作用产生的，结构复杂、强度大，不易解堵。上述专利所述方法没有对堵塞物的实际生成油藏环境进行模拟，得到的堵塞物模型结构松散、解堵效果与实际堵塞物差别大，无法有效对实际堵塞物进行模拟。
发明内容
针对上述现有技术中存在的问题，本发明的目的是提供一种油田含聚堵塞物模型及其制备方法。本发明得到的模型与实际堵塞物相似性高，可对实际堵塞物进行有效模拟。
为了解决以上技术问题，本发明的技术方案为：
第一方面，一种油田含聚堵塞物模型的制备方法，具体步骤为：
(1)首先将聚合物溶液、原油、无机物按比例充分混合，得到混合液，将筛板旋转式混合装置置于地层温度的烘箱中；
(2)裂缝性岩心的制作：将岩心沿直径方向进行切割，裂缝中预先铺设地层砂，然后用树脂封装；
(3)裂缝型岩心预处理：首先在裂缝中灌入饱和原油，然后用聚合物进行驱替直到没有原油产出，然后使用气驱把可动聚合物驱出，达到聚合物和原油在岩心中的吸附平衡；
(4)将步骤(1)中混合液注入裂缝性岩心中，达到注采平衡后，将岩心置入烘箱恒温老化；
(5)将混合物从裂缝性岩心中剥离，置入老化罐中进行熟化脱水，得到堵塞物模型。
利用本发明的方法制备得到堵塞物模型，方便能够更好地研究注聚井的堵塞问题，有助于提高驱油效果。
聚合物在孔喉介质中与原油的相互纠缠、水敏、速敏效应等均为造成堵塞物生成的重要原因。所以本发明中利用裂缝型岩心进行制备堵塞物模型，可以得到相似性更高的堵塞物模型。
步骤1)中将筛板旋转式混合装置置于地层温度的烘箱中，从而模拟地层条件下的剪切。
步骤3)中的操作以避免制作过程中聚合物和原油在孔喉中的吸附滞留产生影响。
步骤5)中，熟化脱水过程达到与实际堵塞物的含水率接近。
本发明的有益效果：
本发明制备的含聚堵塞物模型与实际堵塞物相比，具有相似的外观、抗拉强度及粘弹性，使用相同解堵剂处理后具有相似的解堵率。该模型的建立可有效对地层实际堵塞物进行模拟，避免了实际堵塞物中复杂成分对解堵剂筛选的影响问题，并减少了实际堵塞物的消耗，解决了实际堵塞物取样少带来的使用限制问题。
附图说明
构成本发明的一部分的说明书附图用来提供对本申请的进一步理解，本发明的示意性实施例及其说明用于解释本发明，并不构成对本发明的不当限定。
图1为筛板旋转式的乳化装置结构图；
图2为裂缝性岩心制作过程；
图3为实际堵塞物(A)和实施例1的含聚堵塞物模型(B)外观比较图；
图4为实际堵塞物(A)和实施例1的含聚堵塞物模型(B)的粘弹性比较图；
图5为实际堵塞物(A)及实施例1的含聚堵塞物模型(B)注入同一解堵剂填砂管压力曲线；
其中，1、混料筒，2、驱动电机，3、转轴，4、筛板，51、水罐，52、油罐，61、第一泵，62、第二泵。
具体实施方式
应该指出，以下详细说明都是例示性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本申请的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作、器件、组件和/或它们的组合。
第一方面，一种油田含聚堵塞物模型的制备方法，具体步骤为：
(1)首先将聚合物溶液、原油、无机物按比例充分混合，得到混合液，将筛板旋转式混合装置置于地层温度的烘箱中；
(2)裂缝性岩心的制作：将岩心沿直径方向进行切割，裂缝中预先铺设地层砂，然后用树脂封装；
(3)裂缝型岩心预处理：首先在裂缝中灌入饱和原油，然后用聚合物进行驱替直到没有原油产出，然后使用气驱把可动聚合物驱出，达到聚合物和原油在岩心中的吸附平衡；
(4)将步骤(1)中混合液注入裂缝性岩心中，达到注采平衡后，将岩心置入烘箱恒温老化；
(5)将混合物从裂缝性岩心中剥离，置入老化罐中进行熟化脱水，得到堵塞物模型。
作为本发明的一些实施方式，步骤1)中利用筛板旋转式的乳化装置进行原料的混合。
作为本发明的一些实施方式，岩心的长度30cm，直径2-4cm，裂缝宽度设置为0.2-2mm；优选的，岩心的长度为25-35cm，直径2-3cm，裂缝宽度设置为0.2-1mm；进一步优选的，岩心的长度30cm，直径2.5cm，裂缝宽度设置为1mm。裂缝型岩心实物图如图2所示，直径方向进行切割得到的裂缝宽度可以为0.2mm、0.5mm、1mm。
作为本发明的一些实施方式，原料由以下重量份的原料组成：聚合物30-50份、原油5-12份、无机物6-8份、地层水35-45份及地层砂9-10份；优选的，聚合物35份、原油5.5份、无机物6.5份、地层水40份及地层砂10份。
作为本发明的一些实施方式，聚合物为渤海油田现场应用的聚合物，聚合物为疏水缔合聚合物，分子量为1500-2500万；优选的，疏水缔合聚合物为聚丙烯酰胺或疏水缔合聚合物APP4，分子量为1800-2200万；进一步优选为2000万。疏水缔合聚合物指在聚合物亲水性大分子链上带有少量疏水基团的水溶性聚合物，通常分为阳离子型、阴离子型、非离子型和两性疏水缔合聚合物。
作为本发明的一些实施方式，地层水为取自油田现场；进一步优选的地层水取自渤海油田现场。使用地层水配制聚合物溶液来有效模拟实际聚合物配制、溶解情况。
作为本发明的一些实施方式，原油为稠油，取自油田现场，优选的，取自渤海油田现场。
作为本发明的一些实施方式，无机物由碳酸钙、碳酸镁及硫酸钡以质量比为1-2:1:1-3混合得到；优选为1:1:1。
作为本发明的一些实施方式，地层砂取自油田现场；优选的，地层砂取自渤海油田现场。取油田现场的地层砂可最大程度地模拟地层岩石表面润湿性等特征。
作为本发明的一些实施方式，恒温箱中老化的时间为2d～30d；优选为10d-20d。
作为本发明的一些实施方式，步骤4)中混合液注入裂缝性岩心的过程中，利用岩心夹持器夹住岩心，注入过程中岩心夹持器围压与地层压力保持一致。
作为本发明的一些实施方式，步骤4)中混合液注入裂缝性岩心的速度为0.01ml/min～10ml/min。
本发明的各原料及比例均通过对现场实际堵塞物进行分析及环境因素进行考虑和试验得到的，该方法可适用于渤海油田S区块不同注聚井。
下面结合实施例对本发明进一步说明
实施例1
(1)首先使用筛板旋转式混合装置将聚合物溶液、原油、无机物按比例充分混合，得到混合液。筛板旋转式混合装置示意图如图1所示。将该混合装置置于地层温度的烘箱中，从而模拟地层条件下的剪切。
(2)裂缝性岩心的制作。将岩心(长度30cm，直径2.5cm)沿直径方向进行切割，然后用树脂封装。裂缝宽度设置为1mm，裂缝中铺设一定质量的地层砂。
(3)裂缝型岩心预处理：首先饱和原油，用聚合物进行驱替直到没有原油产出。然后使用气驱把可动聚合物驱出，达到聚合物和原油在岩心中的吸附平衡。以避免制作过程中聚合物和原油在孔喉中的吸附滞留产生影响。
(4)将裂缝型岩心置入岩心夹持器中，将上述(1)中混合液注入裂缝性岩心中。达到注采平衡后(注入体积超过1PV)关闭两端阀门，将岩心夹持器置入烘箱恒温老化10d。注入过程中岩心夹持器围压与地层压力保持一致。
(5)最后将混合物从裂缝性岩心中剥离，置入老化罐中进行熟化脱水，直至堵塞物中含水率与实际堵塞物成分相近，得到堵塞物模型。
(6)通过流变法、物理模拟实验对所得模拟堵塞物进行相似性评价。
实施例1的原料组成为：聚合物35份、原油5.5份、无机物6.5份、地层水40份及地层砂10份。其中聚合物为疏水缔合聚合物APP4。无机物由碳酸钙、碳酸镁及硫酸钡以质量比1:1:1配合得到。步骤1)的过程为：首先将疏水缔合聚合物粉末溶于1000mL地层水中，使用机械搅拌机搅拌24h直至搅拌均匀，转速200rpm，得到聚合物溶液。然后将无机物与原油按比例混合搅拌均匀得到混合原油。将聚合物溶液、混合原油同时注入筛板旋转式混合装置进行充分混合，得到混合液。
地层温度75℃，该地层温度下原油粘度为120mPa·s。
步骤2)的具体操作为：将长度30cm、直径2.5cm的岩心沿直径方向进行切割，裂缝宽度设置为1mm，如图2所示，裂缝中铺设10份地层砂，然后用树脂封装。
对裂缝性岩心进行预处理，首先向裂缝中灌入饱和原油，后注入聚合物溶液直到填砂管出口无原油流出，后使用氮气进行气驱直至填砂管出口无聚合物溶液流出。然后将聚合物、原油与无机物的混合物同时注入裂缝性岩心中。注入过程中岩心夹持器围压设置为23MPa，温度为75℃。收集填砂管出口流出的液体，置入老化罐中进行熟化脱水，直至堵塞物中含水率降至约40％，即得到堵塞物模型。
如图1所示的的筛板旋转式的乳化装置的结构与专利CN108144467中的结构相同，具体为：包括混料筒1、驱动电机2、转轴3、筛板4、第一泵61、水罐51、第二泵62、油罐52，驱动电机2连接转轴3，转轴3上连接一个或多个筛板4。混料筒1上设置进水口和进油口，进水口是聚合物溶液的进口，进油口为混合原油的进口。实现原料的充分混合。
试验例
本实施例基于渤海油田S区块W注聚井堵塞物。本发明实施例1制作出的含聚堵塞物模型与实际堵塞物外观相似，均具有较好的拉伸能力(如图3所示)。
采用MCR301流变仪(Anton Paar Austria)测量堵塞物粘弹性。
采用填砂管驱替实验进行解堵率测量。解堵率具体测量方法如下：①将堵塞物与100目地层砂按照质量比1:10均匀混合，填充填砂管；②测填砂管干重m1，饱和油田地层水，测原始水测渗透率k1，测填砂管湿重m2；计算孔隙体积；③以1.0mL/min的注入速度注入解堵液体系，注入体积为0.6PV，记录注入压力；④注入完成后对填砂管进行密封，60℃条件下放置24h；⑤以1.0mL/min注入油田地层水，测量填砂管解堵后的水测渗透率k2，计算解堵率，计算公式如下。
ψ＝(k2-k1)/k1
式中，ψ为解堵率，％；k1为原始水测渗透率，μm2；k2为解堵后水测渗透率，μm2；
解堵率测量实验所使用的解堵剂为：0.9％过硫酸钾+0.6％过硫酸铵+2.5％四氢呋喃+0.1％乙二胺四乙酸+1.0％α-烯烃磺酸钠和余量的水。
经测量，含聚堵塞物模型在10rad/s转速下的弹性模量、粘性模量分别为500.3Pa、49.9Pa(粘弹性曲线如图4所示)。堵塞物在7.94rad/s转速下的弹性模量、粘性模量分别为556.0Pa、56.4Pa。
通过填砂管驱替实验解堵率测量实验可得，解堵液对含聚堵塞物模型的解堵率为94.3％，对实际堵塞物解堵率为90.1％，注入压力曲线如图5所示。
基于上述实施例，通过外观形貌、弹性模量和粘性模量测试可以证明本发明的含聚堵塞物模型与现场的堵塞物相近。通过解堵率可以得到，本发明的含聚堵塞物模型与实际堵塞物的相似率较高，给堵塞物的研究和提高驱油效率提供了较好的含聚堵塞物模型。
与实际堵塞物相比，本发明制备的含聚堵塞物模型具有相似的外观、抗拉强度及粘弹性，使用相同解堵剂处理后，具有相似的解除率。本发明的模型的建立可有效对地层产生的堵塞物进行模拟，避免了实际堵塞物中复杂成分对解堵剂筛选的影响等问题，并减少了实际堵塞物的消耗，解决了现场堵塞物取样少带来的使用限制问题。
以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，对于本领域的技术人员来说，本发明可以有各种更改和变化。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种油田含聚堵塞物模型的制备方法，其特征在于：具体步骤为：
(1)首先将聚合物溶液、原油、无机物按比例充分混合，得到混合液，将筛板旋转式混合装置置于地层温度的烘箱中；
(2)裂缝性岩心的制作：将岩心沿直径方向进行切割，裂缝中预先铺设地层砂，然后用树脂封装；
(3)裂缝型岩心预处理：首先在裂缝中灌入饱和原油，然后用聚合物进行驱替直到没有原油产出，然后使用气驱把可动聚合物驱出，达到聚合物和原油在岩心中的吸附平衡；
(4)将步骤(1)中混合液注入裂缝性岩心中，达到注采平衡后，将岩心置入烘箱恒温老化；
(5)将混合物从裂缝性岩心中剥离，置入老化罐中进行熟化脱水，得到堵塞物模型。
2.根据权利要求1所述的油田含聚堵塞物模型的制备方法，其特征在于：步骤1)中利用筛板旋转式的乳化装置进行原料的混合。
3.根据权利要求1所述的油田含聚堵塞物模型的制备方法，其特征在于：岩心的长度30cm，直径2-4cm，裂缝宽度设置为0.2-2mm；优选的，岩心的长度为25-35cm，直径2-3cm，裂缝宽度设置为0.2-1mm；进一步优选的，岩心的长度30cm，直径2.5cm，裂缝宽度设置为1mm。
4.根据权利要求1所述的油田含聚堵塞物模型的制备方法，其特征在于：原料由以下重量份的原料组成：聚合物30-50份、原油5-12份、无机物6-8份、地层水35-45份及地层砂9-10份；优选的，聚合物35.3份、水40.2份、无机物6.3份、原油5.1份、10.0份地层砂。
5.根据权利要求1所述的油田含聚堵塞物模型的制备方法，其特征在于：无机物由碳酸钙、碳酸镁及硫酸钡以质量比为1-2:1:1-3混合得到；优选为1:1:1。
6.根据权利要求1所述的油田含聚堵塞物模型的制备方法，其特征在于：聚合物为渤海油田现场应用的聚合物，聚合物为疏水缔合聚合物，分子量为1500-2500万；优选的，疏水缔合聚合物为聚丙烯酰胺或疏水缔合聚合物APP4，分子量为1800-2200万；进一步优选为2000万。
7.权力要求1所述的油田含聚堵塞物模型的制备方法，其特征在于：地层水为取自油田现场；进一步优选的地层水取自渤海油田现场；
或，原油为稠油，取自油田现场，优选的，取自渤海油田现场；
或，地层砂取自油田现场；优选的，地层砂取自渤海油田现场。
8.根据权利要求1所述的油田含聚堵塞物模型的制备方法，其特征在于：恒温箱中老化的时间为2d～30d；优选为10d-20d。
9.根据权利要求1所述的油田含聚堵塞物模型的制备方法，其特征在于：步骤4)中混合液注入裂缝性岩心的过程中，利用岩心夹持器夹住岩心，注入过程中岩心夹持器围压与地层压力保持一致。
10.根据权利要求1所述的油田含聚堵塞物模型的制备方法，其特征在于：步骤4)中混合液注入裂缝性岩心的速度为0.01ml/min～10ml/min。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010495246.6A CN111622726B (zh) | 2020-06-03 | 2020-06-03 | 一种油田含聚堵塞物模型及其制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202010495246.6A CN111622726B (zh) | 2020-06-03 | 2020-06-03 | 一种油田含聚堵塞物模型及其制备方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN111622726A true CN111622726A (zh) | 2020-09-04 |
| CN111622726B CN111622726B (zh) | 2022-05-13 |
Family
ID=72269084
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202010495246.6A Active CN111622726B (zh) | 2020-06-03 | 2020-06-03 | 一种油田含聚堵塞物模型及其制备方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN111622726B (zh) |
Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20060144595A1 (en) * | 2004-12-30 | 2006-07-06 | Milligan Stuart N | Remote delivery of latex drag-reducing agent |
| CN101970515A (zh) * | 2008-02-26 | 2011-02-09 | 里奎迈尔特公司 | 能量活化的室温可泵送的聚合物组合物以及用于活化和分配它们的设备 |
| CN103773348A (zh) * | 2012-10-25 | 2014-05-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 聚表二元复合驱油剂及驱油方法 |
| CN106404634A (zh) * | 2016-11-29 | 2017-02-15 | 中国海洋石油总公司 | 一种评价聚合物溶液降低油田储层渗透率的方法 |
| CN106958438A (zh) * | 2017-02-20 | 2017-07-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种聚合物驱堵塞井的解堵方法 |
-
2020
- 2020-06-03 CN CN202010495246.6A patent/CN111622726B/zh active Active
Patent Citations (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US20060144595A1 (en) * | 2004-12-30 | 2006-07-06 | Milligan Stuart N | Remote delivery of latex drag-reducing agent |
| CN101970515A (zh) * | 2008-02-26 | 2011-02-09 | 里奎迈尔特公司 | 能量活化的室温可泵送的聚合物组合物以及用于活化和分配它们的设备 |
| CN103773348A (zh) * | 2012-10-25 | 2014-05-07 | 中国石油化工股份有限公司 | 聚表二元复合驱油剂及驱油方法 |
| CN106404634A (zh) * | 2016-11-29 | 2017-02-15 | 中国海洋石油总公司 | 一种评价聚合物溶液降低油田储层渗透率的方法 |
| CN106958438A (zh) * | 2017-02-20 | 2017-07-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种聚合物驱堵塞井的解堵方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN111622726B (zh) | 2022-05-13 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| Al-Assi et al. | Formation and propagation of gel aggregates using partially hydrolyzed polyacrylamide and aluminum citrate | |
| CN107389396B (zh) | 实现分注分采的层内非均质岩心的制作方法及其实验方法 | |
| CN104087275B (zh) | 一种抗高温高盐微细凝胶颗粒调剖剂及其制备方法和应用 | |
| WO2016000090A1 (zh) | 两级封窜抑制低渗透裂缝型油藏co2驱过程中发生窜逸的采油方法 | |
| CN111621274B (zh) | 一种可控降解的水膨型压裂暂堵剂、制备方法及其应用 | |
| CN109612896A (zh) | 含裂缝的真实砂岩岩心物理模拟及驱油效果评价方法 | |
| CN112877045B (zh) | 一种体膨型高效段塞凝胶堵漏剂及其制备方法 | |
| CN106188403B (zh) | 一种高温高盐油藏防co2气窜堵剂及其制备方法 | |
| CN112051190B (zh) | 一种复合渗透酸渗透能力评价方法 | |
| CN110922950A (zh) | 一种页岩油导向体积压裂暂堵剂及其制备方法 | |
| CN111472736A (zh) | 海上油田组合调驱优化设计方法及装置 | |
| CN115288647B (zh) | 一种用于提高油井采收率的复合扩容方法 | |
| CN104792659B (zh) | 用于测定驱油用聚合物溶液性能参数的二级剪切方法 | |
| Luo et al. | Development of in-situ starch grafted copolymerized gels for conglomerate reservoir conformance control and oil recovery improvement | |
| Du et al. | CO2-responsive gel particles and wormlike micelles coupling system for controlling CO2 breakthrough in ultra-low permeability reservoirs | |
| CN111622726B (zh) | 一种油田含聚堵塞物模型及其制备方法 | |
| CN105153361B (zh) | 一种部分支化部分交联聚合物驱油剂及其制备方法 | |
| CN106947454B (zh) | 一种用于高渗透油藏的驱油体系及驱油方法 | |
| RU2309248C1 (ru) | Способ разработки нефтяной залежи | |
| CN110229651B (zh) | 一种修复水泥环空裂缝的树脂封堵剂及其制备方法 | |
| CN111808584B (zh) | 一种基于多臂引发剂和纤维素纳米晶改性的不饱和聚酯封堵剂及其制备方法 | |
| CN105219365B (zh) | 中深井交联聚合物凝胶堵漏剂及其制备方法 | |
| CN111518532A (zh) | 一种水平井分段压裂暂堵剂及其制备方法 | |
| CN116083063B (zh) | 一种延迟膨胀堵漏体系及其制备方法 | |
| CN107605446B (zh) | 一种用于启动高渗油藏中低渗层剩余油的体系配制方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PB01 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |