CN102618232B

CN102618232B - 用于缝洞型油藏的堵剂

Info

Publication number: CN102618232B
Application number: CN201210062070.0A
Authority: CN
Inventors: 何龙; 吴文明; 王世洁; 李桂平; 王雷; 杨建清; 詹兆文; 焦保雷
Original assignee: China Petroleum and Chemical Corp
Current assignee: China Petroleum and Chemical Corp
Priority date: 2012-03-09
Filing date: 2012-03-09
Publication date: 2014-01-22
Anticipated expiration: 2032-03-09
Also published as: CN102618232A

Abstract

本发明提供一种用于缝洞型油藏的堵剂。所述堵剂包括：以质量百分比计，水泥5.24-9.36％、微硅3.03-5.35％、钠基膨润土4.01-5.43％、聚合物分散剂0.52-0.55％、缓凝剂0.17-0.40％、以碳酸钠计占0.0008-0.0011％的碳酸钠水溶液以及水余量，其中，该堵剂的水灰比为4.07-6.28。本发明堵剂在缝洞型油藏堵水过程中，不会因密度原因导致堵剂漏失，且堵剂能有效驻留封堵出水通道；堵水中的油、水选择性和堵剂强度高，实现了高强度选择性堵水。

Description

用于缝洞型油藏的堵剂

技术领域

本发明涉及油藏化学堵水领域，特别是一种适用于缝洞型油藏的堵剂及使用该堵剂进行油藏堵水的方法，能够实现高含水油井的有效治理。

背景技术

碳酸盐岩油藏石油地质储量和产量占世界石油地质储量和产量的50％-60％，在国内外的油气田开发中一直占有重要的地位。碳酸盐岩油藏类型多样，主要有大型隆起、生物礁、潜山油藏等，其主要储集空间类型包括原生孔隙、次生孔隙、溶蚀孔隙和裂缝，部分油气藏发育大型的溶蚀缝、洞系统。

碳酸盐岩油藏储集体形态决定了此类油藏具有建产快，底水极易锥进的特点，并且在缝洞型油藏中尤为突出。油井底水锥进后沿井筒产出，抑制上部储层产油，导致油井过早高含水，影响油藏开发效果。堵水是有效治理底水锥进，释放上部潜力，恢复油井产能的主要手段之一。

堵水就是控制水油比或控制产水，其实质是改变水在地层中的流动特性，即改变水在地层中的渗透规律。堵水作业根据施工对象的不同，分为油井(生产井)堵水和水井(注入井)调剖二类。其目的是补救油井的固井技术状况和降低水淹层的渗透率(调整流动剖面)，提高油层的采收率。

堵剂一般是指用于生产井堵水的处理剂。油田中采用的堵水方法分为机械堵水和化学堵水两类，化学法堵水是化学堵剂的化学作用对出水层造成堵塞，机械法堵水是用分隔器将出水层位在井筒内卡开，以阻止水流入井内。就目前应用和发展情况看，主要是应用化学堵水。根据堵剂对油层和水层的堵塞作用，化学堵水可分为非选择性堵水和选择性堵水；根据施工要求还有永久堵和暂堵。非选择性堵水是指堵剂在油层中能同时封堵油层和水层的化学剂；选择性堵水是指堵剂只与水起作用，而不与油起作用，故只在水层造成堵塞而对油层影响甚微。根据分散介质的不同，选择性堵剂有水基堵剂、油基堵剂和醇基堵剂、聚合物凝胶堵剂等；非选择性堵剂有水泥、固体颗粒、热固性树脂、无机盐沉淀等。

前期针对缝洞型碳酸盐岩油井堵水主要采用水泥、石灰乳、树脂、凝胶、冻胶等堵剂，但是堵水有效率和增油效果均不是很理想。以塔河油田奥陶系缝洞型碳酸盐岩油藏为例，该油田从2001年开展堵水试验以来，总的堵水有效率不到60％，有效率低的主要原因包括两个方面：一是，堵剂密度大，在堵水施工过程中极易发生漏失，堵剂难以有效驻留，导致堵水无效；二是，强度高的堵剂选择性不强，选择性强的堵剂强度不够，导致堵水无效或有效期短。因此，需要探索一种适合此类油井的堵剂及堵水，以提高堵水效果。

发明内容

本发明所要解决的技术问题是克服现有缝洞型油藏用堵剂密度大、强度与选择性存在矛盾等缺陷，提供了一种用于缝洞型油藏的堵剂，在缝洞型油藏堵水过程中，不会因密度原因导致堵剂漏失，且堵剂能有效驻留封堵出水通道；堵水中的油、水选择性和堵剂强度高，实现了高强度选择性堵水。

针对缝洞型油藏储集空间大，流体易于通过密度相互置换的优势，本发明使用密度介于原油、地层水之间，且油水不分散的堵剂体系，利用地层水、堵剂、原油三者之间的重力，使得堵剂选择性在油水界面上驻留并自动铺展，且其固化后在油水界面上形成隔板，阻止底水过快上侵。本发明适用于地层水密度在1.09g/cm³以上的高盐碳酸盐岩缝洞型油藏选择性堵水。

为了解决上述技术问题，本发明提供的第一技术方案是，用于缝洞型油藏的堵剂，以质量百分比计，该堵剂包括：水泥5.24-9.36％、微硅3.03-5.35％、钠基膨润土4.01-5.43％、聚合物分散剂0.52-0.55％、缓凝剂0.17-0.40％、以碳酸钠计占0.0008-0.0011％的碳酸钠水溶液以及水余量，其中，该堵剂的水灰比4.07-6.28。

本发明所述水灰比是指堵剂中水质量/固体成分质量的值。

前述的用于缝洞型油藏的堵剂，以质量百分比计，所述堵剂包括：水泥5.74-8.25％、微硅3.28-4.72％、钠基膨润土4.72-5.43％、聚合物分散剂0.53-0.54％、缓凝剂0.19-0.33％、以碳酸钠计占0.0009-0.0011％的碳酸钠水溶液以及水余量，其中，该堵剂的水灰比为4.37-5.72。

在上述堵剂中，所述水泥的作用是提供材料固化后的强度。所述水泥优选超细水泥，达到次纳米级，其中值粒径D₅₀小于等于1μm，优选0.8-1μm；最大粒径D_max不超过18μm，80％以上颗粒尺寸在5μm以下。

在上述堵剂中，所述微硅(硅灰)是在冶炼硅铁合金或工业硅时，通过烟道排出的硅蒸汽氧化后，经收尘器收集得到的以无定形二氧化硅为主要成分的产品，其作用是提高堵剂固化后的强度，采用纳米尺寸的微硅(WG)更有利于增加强度，其中值粒径D₅₀在20-60nm之间。

在上述堵剂中，所述钠基膨润土，其作用是增加堵剂的膨润性、粘结性、吸附性、催化性、触变性、悬浮性。本发明所用钠基膨润土选择常规钻井级膨润土均可，即符合国标GB/T 5005-2010钻井液材料规范的钠基膨润土即可用于本发明。

在上述堵剂中，所述缓凝剂的作用是延缓堵剂的固化时间，保持其可塑性。本发明所用缓凝剂选择一般水泥用缓凝剂均可，例如木质素磺酸盐及其衍生物、低分子量纤维素及其衍生物、羟基羧酸、有机膦酸、硼酸或其盐或复合物，优选有机膦酸，例如乙二胺四甲叉膦酸钙(乙二胺四亚甲基膦酸钙)、乙二胺四甲叉膦酸钠(乙二胺四亚甲基膦酸钠)、乙二胺五甲叉膦酸(乙二胺五亚甲基膦酸)。

在上述堵剂中，所述聚合物分散剂的作用是提高固化颗粒的浆体稳定性，可选纤维素类、非水解聚丙烯酰胺等聚合物，优选粘均分子量在100万左右的羟乙基纤维素。

在上述堵剂中，所述碳酸钠水溶液的作用是抑制浆体中膨润土所含钙镁离子，防止其促凝影响浆体稳定性。

本发明所用堵剂中的水分含量较高，通过提高堵剂的水灰比，降低堵剂的密度。本发明堵剂的密度可控制在1.07-1.14g/cm³，固化前后密度不变，此时水灰质量比达到4.07-6.28。本发明堵剂固化时间为48-72h，固化强度为0.22-0.43MPa。

本发明所用堵剂的制备方法包括：按照质量百分比，将固相的水泥、微硅、钠基膨润土、聚合物分散剂混合均匀，得到固相混合灰；按照质量百分比，将缓凝剂、碳酸钠水溶液、水混合均匀，得到混合溶液；然后搅拌下逐渐将所述固相混合灰加入到所述混合溶液中，形成混合的堵剂。

采用本发明堵剂对缝洞型油藏进行堵水的方法，该方法包括：选用上述的堵剂，按照300-800L/min排量，将所述堵剂注入油井中，闷井72小时后，开井生产；其中用量设计方法为：酸压模拟裂缝体积或沟通储集体时堵剂用量为压裂液用量的1/2-2/3；未经酸压井时以封堵井段5-20m³/m计算。

本发明对压裂液没有特殊要求，常规市售压裂液均可应用于本发明。优选的压裂液其主要成分是：HPG瓜胶、助排剂、破乳剂、杀菌剂、PH调节剂、降阻剂、有机硼交联剂、温度稳定剂、粘土稳定剂等。需要说明的是，凡是本领域常用的用作PH值调节剂、破乳剂、杀菌剂、助排剂、温度稳定剂、粘土稳定剂、交联剂的那些试剂均可用于本申请中，例如，助排剂可以为烷基酚聚氧乙烯醚，破乳剂可以为环氧乙烷环氧丙烷共聚物，降阻剂可以为聚丙烯酰胺及其衍生物，杀菌剂可以为十二烷基二甲基苄基氯化铵或异噻唑啉酮，温度稳定剂可以为一乙醇胺、三乙醇胺或乙二胺，粘土稳定剂可以为三甲基叔胺及其盐酸与环氧氯丙烷反应合成生成的三甲基羟丙基季铵盐。

采用本发明堵剂对缝洞型油藏进行堵水，至少具有如下有益效果：本发明获得了密度介于高矿化度地层水和原油之间的堵剂，将其应用于对缝洞型油藏进行堵水，由于所用堵剂密度低，可以有效地防止堵剂因重力原因导致漏失；本发明的堵剂是油、水不分散体系，可以驻留在缝洞体的油水界面上固化，实现选择性封堵；本发明堵剂具有良好的泵注性能，能够确保施工注入安全。

附图说明

图1是实施例1的堵剂的动态稠化曲线。

图2是实施例2的堵剂的动态稠化曲线。

图3是实施例3的堵剂的动态稠化曲线。

图4是实施例4的堵剂的动态稠化曲线。

图5是实施例5的堵剂的动态稠化曲线。

图6是实施例6的堵剂的动态稠化曲线。

图7 TH10421井堵水前后生产曲线。

具体实施方式

为充分了解本发明之目的、特征及功效，借由下述具体的实施方式，对本发明做详细说明。

针对缝洞型油藏储集空间大，流体易于通过密度相互置换的优势，本发明采用密度介于原油、地层水之间，且油水不分散的堵剂体系，利用地层水、堵剂、原油三者之间的重力，使得堵剂选择性在油水界面上驻留并自动铺展，且其固化后在油水界面上形成隔板，阻止底水过快上侵。本发明适用于地层水密度在1.09g/cm³以上的高盐碳酸盐岩缝洞型油藏选择性堵水，本发明所用堵剂体系能够耐高温(130℃)、耐高盐(23×10⁴mg/L)。

本发明用于缝洞型油藏的堵剂，该堵剂包括：水泥5.24-9.36％、微硅3.03-5.35％、钠基膨润土4.01-5.43％、聚合物分散剂0.52-0.55％、缓凝剂0.17-0.40％、以碳酸钠计占0.0008-0.0011％的碳酸钠水溶液以及水余量，其中，该堵剂的水灰比为4.07-6.28。下面通过具体的实施例来阐述本发明，本领域技术人员应当理解的是，这不应被理解为对本发明权利要求范围的限制。

实施例中所用的原料购买自常规市售，羟乙基纤维素购买自库尔勒戴威德石油科技有限公司，型号HEC-3。缝洞型油藏常规堵水工艺用封口剂均可应用于本发明，以下实施例中所用封口剂主要成分为密度1.5-1.8g/cm³的固井水泥。

下面实施例中产品分析时所用的堵剂制备方法、测定装置和测定方法均参照GB/T 19139-2003油井水泥试验方法，具体说明如下：

密度测定装置和方法：采用加压液体密度计，按照GB/T 19139-2003油井水泥试验方法中第6条水泥浆密度测定的方法进行测定。

失水测定装置和方法：采用高温高压失水仪，按照GB/T 19139-2003油井水泥试验方法中第10条静失水试验的方法进行测定。

析水及稳定性测定方法：采用250mL玻璃量筒，按照GB/T 19139-2003油井水泥试验方法中第15.5条在室温环境静置水泥浆的游离液试验的方法进行测定。静置2h，测量游离液体积精确至±0.2mL。

堵剂块制备方法和抗压强度测试方法：按照GB/T 19139-2003油井水泥试验方法中第7条油井模拟抗压强度试验的方法，采用50.8mm×50.8mm×50.8mm标准试模，在油藏温度下养护和制备堵剂块，采用压力试验机测定抗压强度。

稠化测定方法：按照GB/T 19139-2003油井水泥试验方法中第9条油井模拟稠化时间试验的方法，在油藏温度、压力下采用高温高压稠化仪进行测定。

静止固化时间测定方法：采用50.8mm×50.8mm×50.8mm标准试模，高温高压养护(120℃，20.7MPa)，每间隔12h取出考察是否完全固化，养护方法按照GB/T 19139-2003油井水泥试验方法中第7条油井模拟抗压强度试验。

流动度测定方法：将堵剂迅速注入截锥圆模内，用刮刀刮平，将截锥圆模按垂直方向提起，同时开始记时，任堵剂在玻璃板上流动至30s时，用直尺量取流淌部分互相垂直的两个方向的最大直径，平均值即为流动度。

堵剂制备实施例

实施例1

先将水泥(D₅₀为1μm)45g(5.24％质量)、微硅(D₅₀为60nm)26g(3.03％质量)、钠基膨润土40g(4.66％质量)、羟乙基纤维素(粘均分子量在100万)4.7g(0.55％质量)混和，配成混合灰；将乙二胺四亚甲基膦酸钙1.5g(0.17％质量)、质量浓度1％的碳酸钠水溶液0.8g(0.09％质量)加入至装有741g水(86.26％质量)的桨叶式搅拌器中，配成混合溶液，然后再将混合灰缓慢加入混合溶液中，搅拌均匀，形成实验室堵剂样品1#。该样品水灰比为6.28。

实施例2

先将水泥(D₅₀为0.9μm)49g(5.74％质量)、微硅(D₅₀为50nm)28g(3.28％质量)、钠基膨润土43g(5.03％质量)、羟乙基纤维素(粘均分子量在100万)4.6g(0.54％质量)混和，配成混合灰；将乙二胺四亚甲基膦酸钠1.6g(0.19％质量)、质量浓度1％的碳酸钠水溶液0.86g(0.10％质量)加入至装有727g水(85.12％质量)的桨叶式搅拌器中，配成混合溶液，然后再将混合灰缓慢加入混合溶液中，搅拌均匀，形成实验室堵剂样品2#。该样品水灰比为5.72。

实施例3

先将水泥(D₅₀为0.9μm)54g(6.38％质量)、微硅(D₅₀为40nm)31g(3.66％质量)、钠基膨润土46g(5.43％质量)、羟乙基纤维素(粘均分子量在100万)4.5g(0.54％质量)混合，配成混合灰；将乙二胺五亚甲基膦酸2.0g(0.24％质量)、质量浓度1％的碳酸钠水溶液0.92g(0.11％质量)加入至装有708g水(83.64％质量)的桨叶式搅拌器中，配成混合溶液，然后再将混合灰缓慢加入混合溶液中，搅拌均匀，形成实验室堵剂样品3#。该样品水灰比为5.11。

实施例4

先将水泥(D50为0.9μm)64g(7.26％质量)、微硅(D50为40nm)36g(4.09％质量)、钠基膨润土46g(5.22％质量)、羟乙基纤维素(粘均分子量在100万)4.7g(0.53％质量)混合，配成混合灰；将乙二胺五亚甲基膦酸2.4g(0.27％质量)、质量浓度1％的碳酸钠水溶液0.92g(0.10％质量)加入至装有727g(85.52％质量)水的桨叶式搅拌器中，配成混合溶液，然后再将混合灰缓慢加入混合溶液中，搅拌均匀，形成实验室堵剂样品4#。该样品水灰比为4.72。

实施例5

先将水泥(D₅₀为0.8μm)70g(8.25％质量)、微硅(D₅₀为30nm)40g(4.72％质量)、钠基膨润土40g(4.72％质量)、羟乙基纤维素(粘均分子量在100万)4.5g(0.53％质量)混合，配成混合灰；将乙二胺四亚甲基膦酸钠2.8g(0.33％质量)、质量浓度1％的碳酸钠水溶液0.8g(0.09％质量)加入至装有690g(81.36％质量)水的桨叶式搅拌器中，配成混合溶液，然后再将混合灰缓慢加入混合溶液中，搅拌均匀，形成实验室堵剂样品5#。该样品水灰比为4.37。

实施例6

先将水泥(D₅₀为0.8μm)70g(9.36％质量)、微硅(D₅₀为20nm)40g(5.35％质量)、钠基膨润土30g(4.01％质量)、羟乙基纤维素(粘均分子量在100万)3.9g(0.52％质量)混合，配成混合灰；将乙二胺四亚甲基膦酸钙3.0g(0.40％质量)、质量浓度1％的碳酸钠水溶液0.6g(0.08％质量)加入至装有600g(80.27％质量)水的桨叶式搅拌器中，配成混合溶液，然后再将混合灰缓慢加入混合溶液中，搅拌均匀，形成实验室堵剂样品6#。该样品水灰比为4.07。

效果实验

实施例1

采用GB/T 19139-2003油井水泥试验方法中第7条油井模拟抗压强度试验，将堵剂1#-6#浆体密封在试模中，高温高压养护(120℃，20.7MPa)48h，固化后形成等体积的堵剂块。

然后将1#-6#堵剂块放置在煤油和密度1.14g/cm³的地层水(地层水密度1.14g/cm³，矿化度23×10⁴mg/L，钙镁离子含量约1×10⁴mg/L)之间，可见堵剂块漂浮在油水界面之上，表明由于堵剂的密度介于高矿化度地层水和原油之间，因此可在缝洞体系的油水界面上自动铺展。

实施例2

采用上述方法，对堵剂1#-6#进行测试，结果如下表所示：

图1-图6所示是堵剂1#-6#的浆体的高温高压稠化曲线。横坐标为时间轴(小时-分钟)，纵坐标分别为温度(℃)、压力(MPa)、稠度(Bc)。考察温度120℃，考察压力75MPa，升温升压时间设定为70min。实验设备采用高温高压稠化仪。由8h动态稠化曲线可见，浆体稠度基本稳定在10Bc以下，特别是2.0-6.5之间，说明本发明堵剂具有良好的泵注性能，能够确保施工注入安全。

如上表所示，堵剂1#-6#的静止固化时间为48-72h，因此为了确保完全固化，使用本发明堵剂后关井时间定为至少72h。

实施例3

将堵剂1#-6#固化形成堵剂块各10块，然后分别在常规高温稠化仪中在130℃下密闭老化，每隔3天取出一块观察，累积观察30天。该实验中未发现任何的降解和体积收缩现象，表明堵剂具有良好的稳定性。

现场试验例

使用如实施例6所制备的堵剂在塔河油田碳酸盐油藏(油藏温度120℃，地层水密度1.14g/cm³，矿化度23×10⁴mg/L，钙镁离子含量约1×10⁴mg/L，)应用7口井，8井次。分别是TH10421井两次、TK847井、TK834井、TK744、TK666、TK608、TK1103，均为缝洞型油水同段产出井。堵剂用量设计为：酸压模拟裂缝体积或沟通储集体时，堵剂使用量为压裂液用量的1/2-2/3。未经酸压井，以封堵井段5-20m³/m计算，现场施工中，排量300-800L/min，采用常规油管注入上述油井，闷井72小时后，开井生产。8井次堵水，6井次明显见效(增油超过400t)，有效率75％，累计增油8750t。

TH10421井为未经酸压直接投产，堵水前含水95％，塞面6129.04m，井筒裸眼段仅余14.04m，属缝洞型油水同段产出井。从图7可看出，两次采用实施例3的堵剂进行堵水，均取得明显效果。其中第一次施工，累计注入1.14g/cm³低密度堵剂86.8m³、1.53g/cm³固井水泥(封口剂)6.8m³，排量380L/min，地层漏失严重，堵剂正常进入地层未起压，套压始终为0，堵后塞面不变。使用本发明堵剂后，降水增油效果明显。堵前电泵生产是日产液11.7t，日产油0.59t，含水95％。堵后初期油嘴自喷生产，日产液30t，日产油29.7t，几乎不含水，即累增油1656t。

随着堵水效果逐渐变差，含水再次达到98％，第二次施工使用本发明实施例6的堵剂120m³，1.53g/cm³固井水泥(封口剂)15m³，排量740L/min，过顶替6m³，堵后再次恢复自喷，累计已增油4282t。

TK847井为酸压投产，潜力段长6.5m。压裂液用量210m³，累计注入1.14g/cm³低密度堵剂86.8m³，排量380L/min。累计已增油1430t，有效期超过190天。压裂液采用吐哈油田公司公司出售的型号为TH-GYL的压裂液制品，其组成为：(0.5％)HPG瓜胶(瓜尔胶羟丙基三甲基氯化铵)+(1.0％)LZ-1助排剂+(1.0％)LP-1破乳剂+(0.1％)LK-7杀菌剂+(0.02％)PH值调节剂+(0.3％)LK-6温度稳定剂+(1.0％)LK-8粘土稳定剂+(6％)LK-9有机硼交联剂+(1.0％)EFR降阻剂，其余为水。其中，瓜胶通常为瓜尔胶羟丙基三甲基氯化铵。

TK834井为酸压投产，潜力段长13m。采用上述相同压裂液用量286m³，累计注入1.14g/cm³低密度堵剂121m³，排量380L/min。累计已增油538t，有效期超过170天。

本发明堵水方法可耐高温(130℃)、耐高盐(23×10⁴mg/L)，利用其堵水体系低密度特性，堵剂在油水界面滞留固化形成选择性堵水的隔板，填补了国内外高温高盐碳酸盐岩缝洞型油藏密度选择性堵剂空白。本发明堵水方法应用前景广阔，具有较强的适应性，具有推广价值。

Claims

1.一种用于缝洞型油藏的堵剂，该堵剂包括：以质量百分比计，水泥5.24-9.36%、微硅3.03-5.35%、钠基膨润土4.01-5.43%、聚合物分散剂0.52-0.55%、缓凝剂0.17-0.40%、以碳酸钠计占0.0008-0.0011%的碳酸钠水溶液以及水余量，其中，该堵剂的水灰比为4.07-6.28所述堵剂的密度是1.07-1.14g/cm³，固化强度为0.22-0.43MPa。

2.根据权利要求1所述的用于缝洞型油藏的堵剂，其特征在于，以质量百分比计，所述堵剂包括：水泥5.74-8.25%、微硅3.28-4.72%、钠基膨润土4.72-5.43%、聚合物分散剂0.53-0.54%、缓凝剂0.19-0.33%、以碳酸钠计占0.0009-0.0011%的碳酸钠水溶液以及水余量，其中，该堵剂的水灰比为4.37-5.72。

3.根据权利要求1或2所述的用于缝洞型油藏的堵剂，其特征在于，所述水泥中值粒径D₅₀为小于等于1μm。

4.根据权利要求3所述的用于缝洞型油藏的堵剂，其特征在于，所述水泥中值粒径D₅₀为0.8-1μm。

5.根据权利要求1所述的用于缝洞型油藏的堵剂，其特征在于，所述微硅的中值粒径D₅₀在20-60nm之间。

6.根据权利要求1所述的用于缝洞型油藏的堵剂，其特征在于，所述缓凝剂是乙二胺四亚甲基膦酸钙、乙二胺四亚甲基膦酸钠或乙二胺五亚甲基膦酸。

7.根据权利要求1所述的用于缝洞型油藏的堵剂，其特征在于，所述聚合物分散剂是粘均分子量在100万的羟乙基纤维素。