CN100489053C - 一种封堵大孔道的凝胶 - Google Patents
一种封堵大孔道的凝胶 Download PDFInfo
- Publication number
- CN100489053C CN100489053C CNB2006101501455A CN200610150145A CN100489053C CN 100489053 C CN100489053 C CN 100489053C CN B2006101501455 A CNB2006101501455 A CN B2006101501455A CN 200610150145 A CN200610150145 A CN 200610150145A CN 100489053 C CN100489053 C CN 100489053C
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- gel
- water
- accounts
- oil
- foam
- 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.)
- Expired - Fee Related
Links
Images
Landscapes
- Lubricants (AREA)
- Agricultural Chemicals And Associated Chemicals (AREA)
Abstract
本发明涉及一种封堵大孔道的凝胶。解决了现有的堵水调剖堵剂不能有效地开发厚油层顶部的低渗透部位，深部调剖要求大半径才能见到明显的增油降水效果，成本较高的问题。该封堵大孔道的凝胶由氮气和液体按体积比2∶1配制而成；液体包括下列组分，下列各组分按质量百分比计：十二烷基苯磺酸钠占0.8%、聚丙烯酰胺占0.15%、硫脲占0.3%、氯化钙占2%、醋酸铬占1%和杀菌剂0.1%，其余为水。本发明用于注水井的选择性封堵和驱油，具有处理半径小，能有效地开发厚油层顶部的低渗透部位和低渗透层位的作用，降水增油效果明显及成本低的优点。
Description
技术领域：
本发明涉及油田采油领域井下岩石钻进后开采所用的一种助剂，属于一种封堵大孔道的凝胶。
背景技术：
水驱开发的非均质砂岩油田，由于非均质性严重和注入水的长期冲刷，油藏的孔隙结构发生了较大的变化，在油层内产生了水洗程度高的高渗透带，注入水沿高渗透带窜流，造成注入水的低效、无效循环，降低了注入水的驱油效率，严重的影响油田的开发效益。对于油层内高渗透带注入水低效、无效循环的封堵问题，各油田开展了多种类型深度调剖的研究，包括类型丰富的深度调剖剂，如：复合离子聚合物调剖剂、阴阳离子聚合物调剖剂、流动凝胶(即CDG)深度调剖剂、胶态分散凝胶深度调剖剂、延缓交联深度调剖剂和预交联颗粒深度调剖剂等。矿场实践结果表明：这些深度调剖虽在一定程度上改善了油层高渗透带注入水低效、无效循环的问题，但还存在一些问题：1、任何一种深度调剖配方体系都不能有效地开发厚油层顶部的低渗透部位；2、深部调剖配方体系要求大的有效半径，才能见到明显的增油降水效果，成本较高。
发明内容：
本发明的目的是提供一种封堵大孔道的凝胶，该凝胶专门用于治理渗透率介于1000～3000×10-3μm2大孔道，用于注水井的选择性封堵和驱油，具有处理半径小，能有效地开发厚油层顶部的低渗透部位和低渗透层位的作用，降水增油效果显著及成本低的优点。
本发明采用的技术方案是：该封堵大孔道的凝胶由氮气和液体按体积比2:1配制而成；液体包括下列组分，下列各组分按质量百分比计：十二烷基苯磺酸钠占0.8％、聚丙烯酰胺占0.15％、硫脲占0.05％、氯化钙占0.1％、醋酸铬占1％和杀菌剂占0.1％，其余为水。
上述的聚丙烯酰胺为高分子量阴离子型聚丙烯酰胺，分子量为1900万～3500万，水解度为25～30％。
本发明的有益效果是：该凝胶专门用于治理渗透率介于1000~3000×10-3μm2大孔道。凝胶对地层的封堵具有选择性，能有效的封堵高渗透带地层，泡沫后期破裂后气体上浮可以有效地开发厚油层顶部的低渗透部位。用于注水井的选择性封堵和驱油，具有处理半径小，能有效地开发厚油层顶部的低渗透部位和低渗透层位的作用，降水增油效果明显，成本低的优点：1、利用泡沫对高渗透性和低含油饱和度的选择，有效封堵水洗程度高的油层高渗透带，再利用性能好的泡沫剂增加泡沫的稳定性，延长封堵的有效期，保证后续注入水的转向，提高原油产量；2、在含油饱和度低的地方，利用泡沫剂中的表面活性剂成分驱油，提高原油产量；3、利用泡沫中的气相组分，有效开发水驱难以开发的低渗透部位，原油产量显著提高。
附图说明：
图1是北2-2-160井吸入剖面对比图.
具体实施方式：
下面结合实施例对本发明作进一步说明：该封堵大孔道的凝胶由氮气和液体按地下体积比2:1配制而成；液体包括下列组分，下列各组分按质量百分比计：十二烷基苯磺酸钠占0.8％、聚丙烯酰胺占0.15％、硫脲占0.05％、氯化钙占0.1％、醋酸铬占1％和杀菌剂占0.1％，其余为水，其中十二烷基苯磺酸钠用来发泡，聚丙烯酰胺用来作基础液，硫脲用来作交联剂，醋酸铬用来作交联剂，杀菌剂用来消除污水中细菌对泡沫剂稳定性的影响，该杀菌剂是由东营天创化工有限公司生产的植物胶稳定剂，型号为ZW-II。
上述所说的液体的制备方法是：按上述比例向水中投入氯化钙、硫脲、醋酸铬及聚丙烯酰胺，边加水边低速搅拌，直至混合均匀，然后加入十二烷基苯磺酸钠，低速搅拌均匀制成混合溶液。
实施例1、实验室实验：
1、发泡体积和半衰期：
实验方法：采用Waring Blender法评价发泡体积和半衰期。
称取100ml凝胶泡沫溶液，用高速混调器在3000r/min转速下搅拌60s后，将泡沫倒入量筒中，读取泡沫高度，即发泡体积。同时记录泡沫量减少一半时所需时间和溶液析出一半时间，即泡沫半衰期和液体半衰期。
凝胶泡沫发泡体积和半衰期表 表1
| 溶液浓度 | 发泡前体积(ml) | 发泡后体积(ml) | 液体半衰期(min) | 泡沫半衰期(min) |
| 1500ppmN+0.8％F | 100 | 510 | 24 | 238 |
2、凝胶体系的浓度与发泡剂十二烷基苯磺酸钠浓度筛选：
实验时分别配置0.5％、0.8％、1.0％发泡剂十二烷基苯磺酸钠与1000ppm、1500ppm、700ppm凝胶体系复配，方法如1优选出最佳浓度点。
不同浓度凝胶泡沫发泡体积和半衰期表 表2
| 名称 | 发泡体积(ml) | 液体半衰期(min) | 泡沫半衰期 | 粘度(cp) |
| 1500ppm+0.5％发泡剂 | 450 | 24 | 4小时55分 | 2669 |
| 1500ppm+0.8％发泡剂 | 465 | 28 | 4小时15分 | 2548 |
| 1500ppm+1.0％发泡剂 | 480 | 27 | 4小时31分 | 2710 |
| 1000ppm+0.5％发泡剂 | 485 | 17 | 4小时26分 | 56 |
| 1000ppm+0.8％发泡剂 | 500 | 22 | 3小时52分 | 68 |
| 1000ppm+1.0％发泡剂 | 510 | 24 | 4小时37分 | 79 |
| 700ppm+0.5％发泡剂 | 460 | 13 | 2小时53分 | 10 |
| 700ppm+0.8％发泡剂 | 500 | 11 | 2小时08分 | 18 |
| 700ppm+1.0％发泡剂 | 500 | 15 | 2小时48分 | 21 |
| 500ppm+0.5％发泡剂 | 460 | 10 | 2小时11分 | 4.2 |
| 500ppm+0.8％发泡剂 | 520 | 7 | 2小时23分 | 4.8 |
| 500ppm+1.0％发泡剂 | 510 | 10 | 2小时01分 | 5.1 |
从上表2实验数据中可以看出浓度0.8％为发泡剂最佳浓度1000ppm为凝胶体系的最佳浓度，超过它泡沫的发泡体积变化不大，低于它泡沫的发泡体积达不到5倍关系。
3、凝胶成胶时间筛选：
通过上述实验发现交联剂4天成胶，没达到我们要求，我们重新调整了一下交联剂浓度达到7天成胶。实验数据如下
7天成胶凝胶体系试验数据表 表3
从表3数据可看出，交联剂调整后达到了7天成胶，满足了现场要求。
4、十二烷基苯磺酸钠的最佳浓度为0.8％，凝胶体系的最佳浓度为1000ppm。体系的膨胀系数均大于5，半衰期均大于100min。其他浓度的凝胶体系在施工过程中均可应用，1500ppm凝胶体系用于封堵前段塞，用700ppm凝胶体封堵后段塞具有明显效果。该体系在9000矿化度以下污水均能成胶，并且成胶后泡沫的稳定性很好，比普通型泡沫封堵效果更好。
用上述方法混合后的气液在泡沫发生器内产生泡沫，泡沫沿井下管柱下行，在各层段的配水器处，通过井下定压堵塞器的分配作用，将泡沫按不同体积注入到不同的层段中。
用上述配制的凝胶及该凝胶的使用方法进行试验如下：
实施例1：北2-2-160井试验层葡II3～高I2-5，砂岩厚度18m，有效厚度12.5m。05年9月开始封堵其它层位，试验层注水，日配注量80m3/d。05年12月现场施工。施工结束，单注试验层，2月份测试显示砂堵作业，改可洗井封隔器，3月份不密封返工，4月份测吸水剖面，5月份恢复全井的分层注水。目前全井注水量160m3/d，试验层段注93m3/d。
由北2-2-160井调剖前后进行的同位素测试结果表明：高渗透的调剖目的层葡II6-9的相对吸水量由调剖前27.95％下降到11.7％，下降了16.25个百分点；厚油层高I2-5的顶部增加吸水厚度2m，相对吸水量为7.47％。调剖后厚油层顶部得到动用，缓解了层间矛盾，试验区葡二组和高一组的动用状况得到一定程度的改善，调剖前未动用和动用差的层段吸水能力增强，原来的强吸水层段吸水量下降，层间矛盾得到缓解。
调剖后周围连通油井产液量下降，产油上升，含水下降。9口采油井日产液736.5t，日产油56.5t，综合含水92.32％，与调剖前相比该井组日降液110.5t，日增油4.5t，含水下降1.54个百分点；效果最好时日降液114t，日增油7.5t，含水下降1.99个百分点；到目前为止，措施继续有效，至2006年8月底该调剖井组周围连通油井已累计增油3663t。
Claims (2)
1、一种封堵大孔道的凝胶，其特征在于：由氮气和液体按体积比2:1配制而成；液体包括下列组分，下列各组分按质量百分比计：十二烷基苯磺酸钠占0.8％、聚丙烯酰胺占0.15％、硫脲占0.05％、氯化钙占0.1％、醋酸铬占1％和杀菌剂占0.1％，其余为水。
2、根据权利要求1所述的封堵大孔道的凝胶，其特征在于：聚丙烯酰胺为高分子量阴离子型聚丙烯酰胺，分子量为1900万～3500万，水解度为25～30％。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CNB2006101501455A CN100489053C (zh) | 2006-10-30 | 2006-10-30 | 一种封堵大孔道的凝胶 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CNB2006101501455A CN100489053C (zh) | 2006-10-30 | 2006-10-30 | 一种封堵大孔道的凝胶 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN1995267A CN1995267A (zh) | 2007-07-11 |
| CN100489053C true CN100489053C (zh) | 2009-05-20 |
Family
ID=38250472
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CNB2006101501455A Expired - Fee Related CN100489053C (zh) | 2006-10-30 | 2006-10-30 | 一种封堵大孔道的凝胶 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN100489053C (zh) |
Families Citing this family (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101434835B (zh) * | 2008-12-03 | 2011-01-12 | 中国石油大学(华东) | 一种用于油藏深部液流转向的冻胶分散体制备方法 |
| CN103805153B (zh) * | 2012-11-12 | 2016-06-08 | 中国石油天然气股份有限公司 | 含核营养冻胶 |
| CN103666422A (zh) * | 2013-12-04 | 2014-03-26 | 天津大港油田滨港集团博弘石油化工有限公司 | 一种高强度缓膨颗粒深部液流转向剂 |
| CN106590559B (zh) * | 2016-12-02 | 2019-05-17 | 长江大学 | 稠油热采封窜纳米复合冻胶 |
| CN110055046A (zh) * | 2018-01-19 | 2019-07-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 高温高盐油藏注入水配制的高黏弹性聚合物驱油剂及制备方法 |
| CN109370552A (zh) * | 2018-10-22 | 2019-02-22 | 中国海洋石油集团有限公司 | 一种延缓油田用调堵剂中的非交联凝胶溶解速度的方法 |
| CN111218265A (zh) * | 2020-03-13 | 2020-06-02 | 辽宁石油化工大学 | 一种有机铬类堵水调剖剂及其制备方法和应用 |
-
2006
- 2006-10-30 CN CNB2006101501455A patent/CN100489053C/zh not_active Expired - Fee Related
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN1995267A (zh) | 2007-07-11 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN100489053C (zh) | 一种封堵大孔道的凝胶 | |
| CN107255027B (zh) | 一种碳酸盐岩储层复合改造方法 | |
| CN1831294B (zh) | 注氮气泡沫控水增油方法 | |
| CN104975829B (zh) | 一种分级控制流度的co2驱油藏开采方法 | |
| CN103498643B (zh) | 一种用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法 | |
| CN104963672B (zh) | 一种清洁转向材料暂堵炮眼形成缝网的储层改造方法 | |
| CN101787864B (zh) | 低渗储层注水开发油藏裂缝性水淹油井堵水方法 | |
| CN103541705B (zh) | 超稠油油藏蒸汽驱的高温堵调设备和高温堵调方法 | |
| CN107575183B (zh) | 一种用于注水井的调-解联作工艺方法 | |
| CN105089596A (zh) | 一种非常规储层油气井的水力压裂改造方法 | |
| CN105089603A (zh) | 一种裂缝内暂堵转向形成缝网的储层改造方法 | |
| CN101353958A (zh) | 一种油气井开采温控变粘酸酸压裂方法 | |
| CN101158280A (zh) | 油井高含水层堵压方法 | |
| CN101086210A (zh) | 一种煤层气调剖堵水技术 | |
| CN102434124A (zh) | 一种钻井用逐次复合法堵漏方法 | |
| CN109577909A (zh) | 一种特低渗透油田选择性泡沫凝胶堵水调剖方法 | |
| CN102533240B (zh) | 一种高温油藏复合调驱剂，其制备方法及其应用 | |
| CN100485160C (zh) | 氮气泡沫调驱段塞注入工艺 | |
| CN107739599A (zh) | 一种高温用低密度堵水剂及其制备方法和现场使用方法 | |
| CN106947450A (zh) | 一种具有低初始粘度的深部调驱剂及其制备方法 | |
| CN103225495B (zh) | 一种由近及远逐段驱替方法 | |
| CN110118079B (zh) | 一种高含蜡油层的压裂开采方法 | |
| CN105134151B (zh) | 热氮气增能降粘增产工艺 | |
| CN107246257B (zh) | 非均质储层酸化改造方法 | |
| CN106947448A (zh) | 一种高渗透层调剖剂及其制备方法 |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C14 | Grant of patent or utility model | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| CF01 | Termination of patent right due to non-payment of annual fee |
Granted publication date: 20090520 Termination date: 20151030 |
|
| EXPY | Termination of patent right or utility model |