CAJ | 학술논문

吐哈油田储层低渗,微裂缝相对较发育,地温低,长期注水后油井温度在70℃左右,注水井温度50～60℃.以成胶时间和凝胶粘度为主要评价指标,从HPAM/多元酚/醛体系出发,通过组分及其用量的筛选,得到了低温堵剂T201的基本配方如下:0.2%～0.5%HPAM+0.03%～0.04多元酚+0.2%醛+0.4%～0.45%延缓稳定剂亚硫酸氢盐+0.06%～0.08%催化剂铵盐;HPAM分子量为6.0×106～8.0×106,水解度15%～20%.0.5%HPAM的堵剂溶液室温、170 s-1粘度为22"mPa·s,在40～70℃下成胶时间为17～5 h,形成的凝胶室温、1.5 s-1粘度为47～14 Pa·s.T201更适合低温油藏.2001年实施的12井次注水井调剖作业,成功率100%,有效率90%.在施工中采取了如下工艺作法:按井况调整堵剂配方;交联剂略过量;用低浓度聚合物溶液将注入的堵剂替至半径2～3 m处;控制注入压力.详细介绍了4口注水井调剖施工情况及结果.图4表7参1.
토합유전저층저삼,미렬봉상대교발육,지온저,장기주수후유정온도재70℃좌우,주수정온도50～60℃.이성효시간화응효점도위주요평개지표,종HPAM/다원분/철체계출발,통과조분급기용량적사선,득도료저온도제T201적기본배방여하:0.2%～0.5%HPAM+0.03%～0.04다원분+0.2%철+0.4%～0.45%연완은정제아류산경염+0.06%～0.08%최화제안염;HPAM분자량위6.0×106～8.0×106,수해도15%～20%.0.5%HPAM적도제용액실온、170 s-1점도위22"mPa·s,재40～70℃하성효시간위17～5 h,형성적응효실온、1.5 s-1점도위47～14 Pa·s.T201경괄합저온유장.2001년실시적12정차주수정조부작업,성공솔100%,유효솔90%.재시공중채취료여하공예작법:안정황조정도제배방;교련제략과량;용저농도취합물용액장주입적도제체지반경2～3 m처;공제주입압력.상세개소료4구주수정조부시공정황급결과.도4표7삼1.