低滲油藏壓裂用相滲改善劑的合成及控水效果模擬.pdf

1、水力壓裂改造作為低滲透油田高效開發(fā)的技術(shù)之一已取得成功應(yīng)用,但是在近水或高含水低滲油層壓裂施工后裂縫往往成為無效注入水或邊底水的循環(huán)通道,使含水上升速度加快,有效期短,嚴重制約了水力壓裂技術(shù)在這類油田的推廣應(yīng)用。相對滲透率改善劑是一種選擇性控水劑,它能大幅度降低地層水相滲透率,而對油相滲透率降低很少甚至不降低。
　　 根據(jù)分子設(shè)計原理,以丙烯酰胺(AM)為主單體,2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(AMPS)和N,N-二甲基丙烯酰胺

2、(DMAA)作為功能性單體,采用反相乳液聚合的方法合成了低滲油藏壓裂用相滲改善劑。通過反相乳液體系穩(wěn)定性的研究和正交實驗及單因素優(yōu)化實驗確定了最佳合成條件為:油水體積比2:3,乳化劑用量6％,單體濃度30％,單體配比AM:AMPS:DMAA=95.9:2.5:1.6,引發(fā)劑用量O.12％,pH值為7,反應(yīng)溫度50℃,反應(yīng)時間8h。采用紅外光譜分析證實了相滲改善劑的結(jié)構(gòu),利用激光粒度分布儀對相滲改善劑粒子粒徑進行了測試分析,粒子平均粒徑8

3、0nm左右。
　　 考察了相滲改善劑溶液的耐溫抗鹽性能、抗剪切耐沖刷性能以及控水性能。結(jié)果表明:在標(biāo)準(zhǔn)鹽水中相滲改善劑為2500mg/L,溫度為30℃時,粘度可達到15.9mPa·s,溫度為90℃時,粘度為16.2mPa·s;在170s－1下連續(xù)剪切2h,粘度保持率為82.7％;在60℃下巖心流動實驗中,鹽水驅(qū)替62PV時殘余阻力系數(shù)為3.44,具有良好的耐沖刷性能;注入相滲改善劑乳液后,巖心滲透率有所降低,但束縛水飽和度增加,

4、同時水相滲透率降低80％以上,而油相滲透率降低小于20％,具有明顯的不等比例降低油水相滲透率特征,選擇性控水效果明顯。通過壓裂油井相滲改善劑控水效果模擬,敏感性因素分析結(jié)果表明:在一定范圍內(nèi),阻力系數(shù)比值越大,儲層油水間的流度比值越高,相滲改善劑處理越有效;油藏滲透率越低相滲改善劑措施效果越明顯,含水上升越緩慢;同時裂縫導(dǎo)流能力越小,含水率越低;相滲改善劑滲透越深,含水率下降越大。相滲改善劑能有效地控制低滲油層壓裂改造后含水快速上升增長