CN103232839B - 一种适于高温高盐油藏堵水调剖用的堵水剂 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种适于高温高盐油藏堵水调剖用的堵水剂。该堵水剂由主剂、交联剂、稳定剂和水组成，主剂为磺化栲胶或腐殖酸钠；交联剂是醛类交联剂和酚类交联剂的组合，所述稳定剂为水玻璃和非离子型聚丙烯酰胺。本发明的高温高盐油藏堵调用的堵水剂适用于90℃～150℃、矿化度大于2.0×105mg/L的油层堵水调剖，成胶时间在5～28h，形成的冻胶强度在0.060～0.085MPa。堵水剂整体性好，且对岩心的封堵率达到92%以上。
Description
技术领域
本发明涉及油气田开发工程技术领域中进一步提高原油采收率的技术，特别涉及一种高温高盐油藏堵水调剖用的堵水剂。
技术背景
随着油田注水开发程度的不断加深以及注入水、边水和底水的突破，过多产水已经成为许多油田目前面临的一个普遍问题。过多产水会造成油井产量下降、井筒腐蚀、井壁结垢及污水处理成本增加等一系列问题，所以解决过多产水问题成为油田提高采收率和降低成本的关键问题。在众多控水稳油的措施中化学堵水由于操作简单、堵水调剖深度可控、部分具有选择性越来越受到人们的重视，其中聚合物冻胶类堵剂因其价格低廉、配置简便、施工效果好而得到最为普遍的应用。例如，CN86108877A提供一种锆冻胶堵水剂，由成胶剂聚丙烯酰胺（PAM）或甲叉基聚丙烯酰胺（MPAM）与交联剂无机锆化合物（氧氯化锆，四氯化锆，硫酸锆，硝酸锆）组成本堵剂既可用于油井，进行选择性堵水；又可用于注水井，调整吸水剖面。其热稳定性好，堵水率高。但对类似塔河油田、塔里木油田等我国西部的高温高盐油藏，其油藏温度达到130℃，矿化度大于2.0×105mg/L，采用聚合物冻胶对这类油藏进行堵水调剖仍存在很多需要解决的技术难题，主要体现在三个方面：一是高温容易造成冻胶中聚合物的降解，结构受到破坏，最终形成的堵剂强度较低；二是超高矿化度会使冻胶类堵剂在地层内脱水，体积收缩结构损坏，因而形成的堵剂稳定性较差；三是高温油藏一般为深井、超深井油藏，为了防止堵剂在井筒或者近井地带成胶，堵剂需要具有较长的成胶时间才能满足注入要求，而多数冻胶类堵剂的成胶时间在高温下骤减，难以达到要求。另外还有一些木质素磺酸盐与苯酚、甲醛、聚合物组成的凝胶，因配方中加入具有高毒性的苯酚和甲醛溶液，使其现场应用受到限制，且不利于环境保护；且凝胶成胶要求的pH值和温度范围较窄，也不适用于高温高盐油藏。而无机堵水剂中应用较多的是硅酸盐凝胶和钙镁硅酸盐沉淀，CN102040975A公开了一种硅酸盐堵水剂，由硅酸钠、硫酸铝、氯化钙、淀粉、水泥组成。尽管配制方便、价格低廉，但其缺点是强度较低，在高温下胶凝时间短，现场应用受到限制。因此，研发一种适用于高温高盐油藏（温度达到130℃、矿化度大于2.0×105mg/L）堵水调剖用的低毒性堵水剂对石油工业进一步提高油气采收率具有重要意义。
发明内容
针对现有技术的不足，本发明提供一种适于高温高盐油藏堵水调剖用的堵水剂。
本发明的技术方案如下：
一种高温高盐油藏堵水调剖用堵水剂，该堵水剂由主剂、交联剂、稳定剂、水组成，所述交联剂是醛类交联剂和酚类交联剂的组合，所述稳定剂为温度稳定剂和柔性稳定剂，质量百分比组成如下：
主剂4%～7%，选自磺化栲胶、腐殖酸钠的一种或两种；
醛类交联剂1.8%～2.2%，选自乌洛托品；
酚类交联剂1.8%～2.2%，选自对苯二酚或间苯二酚之一或组合；
温度稳定剂1.5%～3.0%，选自水玻璃；
柔性稳定剂0.04%～0.08%，选自非离子型聚丙烯酰胺，相对分子质量为4×106～10×106，水解度为1.5%～3%；
水，余量。
根据本发明优选的，所述温度稳定剂水玻璃，模数为3.1～3.4，有效物含量为35%～40%。
根据本发明优选的，所述非离子聚丙烯酰胺的相对分子质量为700×104～800×104，水解度为2.5%。
根据本发明，优选的方案之一，该堵水剂由磺化栲胶5%、乌洛托品2%、对苯二酚2%、水玻璃2%和非离子聚丙烯酰胺0.06%和水88.94%组成。
根据本发明，优选的方案之二，该堵水剂由磺化栲胶7%、乌洛托品2%、对苯二酚2%、水玻璃2%和非离子聚丙烯酰胺0.06%和水86.94%组成。
根据本发明，优选的方案之三，该堵水剂由腐植酸钠5%、乌洛托品2%、对苯二酚2%、水玻璃2.5%和非离子聚丙烯酰胺0.06%和水88.44%组成。
根据本发明，优选的方案之四，该堵水剂由磺化栲胶4%、乌洛托品2%、对苯二酚2%、水玻璃2%和非离子聚丙烯酰胺0.04%和水89.96%组成。
根据本发明，优选的方案之五，该堵水剂由磺化栲胶6%、乌洛托品2.2%、对苯二酚2.2%、水玻璃2%和非离子聚丙烯酰胺0.08%和水87.52%组成。
根据本发明，优选的方案之六，该堵水剂由腐植酸钠7%、乌洛托品2.2%、对苯二酚2.2%、水玻璃2.5%和非离子聚丙烯酰胺0.06%和水86.04%组成。
根据本发明，优选的方案之七，该堵水剂由磺化栲胶7%、乌洛托品1.8%、对苯二酚1.8%、水玻璃1.5%和非离子聚丙烯酰胺0.05%和水87.85%组成。
本发明的高温高盐油藏堵调用的堵水剂的制备方法：在清水中边搅拌边依次加入主剂、交联剂、稳定剂，搅拌均匀即得本发明的堵水剂成胶液。
本发明的高温高盐油藏堵调用的堵水剂适用于90℃～150℃的油层堵水调剖，成胶时间在5～28h，形成的冻胶强度在0.060～0.085MPa。
本发明的高温高盐油藏堵调用的堵水剂在温度130℃及以上、矿化度为2.15×105mg/L的油藏条件下养护60d后，仅出现少量脱水现象（脱水不超过5%），堵水剂体积保留率仍达到90%以上，保持较好的整体性，且对岩心的封堵率达到92%以上。
本发明的技术特点：该堵水剂由主剂、交联剂和稳定剂组成，它们之间相互作用形成互补交联结构，使体系网络结构更加致密。主剂选自磺化栲胶、腐殖酸钠的一种或两种，是堵水剂的主体，提供酚羟基交联点与醛类交联剂发生交联反应；交联剂由醛类交联剂和酚类交联剂组成，醛类交联剂能够与主剂的酚羟基发生交联反应，起到桥接作用而形成堵水剂的网络状结构；酚类交联剂为对苯二酚、间苯二酚的一种或几种，可与醛类交联剂发生交联作用，弥补主剂交联结构的不足，与主剂的交联结构形成互补使体系网络结构更加致密；稳定剂由温度稳定剂和柔性稳定剂，温度稳定剂为水玻璃，起到改善堵水剂体系高温下的热稳定性作用；柔性稳定剂为特定相对分子质量及水解度的非离子型聚丙烯酰胺，使堵剂的结构更加致密，提高堵水剂体系的韧性和弹性。
本发明的有益效果是：
1、本发明的高温高盐油藏堵调用的堵水剂适用于90℃～150℃的油层堵水调剖，改善地层剖面，提高后续水驱波及体积，进而提高原油采收率。
2、本发明的堵剂成胶液粘度为20～50mPa·s，粘度低，将低粘度的堵剂成胶液注入地层后，堵剂优先进入含水饱和度高的高渗透层，并在油藏条件下形成不流动的高强度体系，使后续水驱进入中低渗透层，改善注水地层的吸水剖面，提高原油采收率。
3、本发明的堵剂成胶时间长，形成的冻胶强度高。稳定性好，保持较好的整体性，且对岩心的封堵率达到92%以上，该堵水剂体系显示出较好的耐温耐盐性能。
附图说明
图1、图2、图3分别是实施例9的产品冻胶成胶液在130℃、矿化度为2.15×105mg/L的油藏条件下养护20d、40d、60d的冻胶照片。
具体实施方式
下面结合实施例具体说明本发明，但不限于此。
实施例中所用非离子聚丙烯酰胺的相对分子质量为700×104～800×104，水解度为2.5%。
实施例1：
在44.47g清水中边搅拌依次加入磺化栲胶2.5g、乌洛托品1g、对苯二酚1g、水玻璃1g和非离子聚丙烯酰胺0.03g，待搅拌均匀得堵水剂成胶液。其组成按质量分数计为5%的磺化栲胶，2.0%的乌洛托品，2.0%的对苯二酚，2.0%的水玻璃，0.06%的非离子型聚丙烯酰胺，89.94%的水，该冻胶在90℃下成胶时间为27.3h，形成冻胶的强度0.068MPa。
实施例2：
在44.47g清水中边搅拌依次加入磺化栲胶2.5g、乌洛托品1g、对苯二酚1g、水玻璃1g和非离子聚丙烯酰胺0.03g，待搅拌均匀得堵水剂成胶液。其组成按质量分数计为5%的磺化栲胶，2.0%的乌洛托品，2.0%的对苯二酚，2.0%的水玻璃，0.06%的非离子型聚丙烯酰胺，89.94%的水，该冻胶在110℃下成胶时间为18.2h，形成冻胶的强度0.073MPa。
实施例3：
在44.47g清水中边搅拌依次加入磺化栲胶2.5g、乌洛托品1g、对苯二酚1g、水玻璃1g和非离子聚丙烯酰胺0.03g，待搅拌均匀即得堵水剂成胶液。其组成按质量分数计为5%的磺化栲胶，2.0%的乌洛托品，2.0%的对苯二酚，2.0%的水玻璃，0.06%的非离子型聚丙烯酰胺，89.94%的水，该冻胶在130℃下成胶时间为10.8h，形成冻胶的强度0.075MPa。
实施例4：
在44.47g清水中边搅拌依次加入磺化栲胶2.5g、乌洛托品1g、对苯二酚1g、水玻璃1g和非离子聚丙烯酰胺0.03g，待搅拌均匀即得堵水剂成胶液。其组成按质量分数计为5%的磺化栲胶，2.0%的乌洛托品，2.0%的对苯二酚，2.0%的水玻璃，0.06%的非离子型聚丙烯酰胺，89.94%的水，该冻胶在150℃下成胶时间为5.4h，形成冻胶的强度0.079MPa。
实施例5：
在43.47g清水中边搅拌依次加入磺化栲胶3.5g、乌洛托品1g、对苯二酚1g、水玻璃1g和非离子聚丙烯酰胺0.03g，待搅拌均匀即得堵水剂成胶液。其组成按质量分数计为7%的磺化栲胶，2.0%的乌洛托品，2.0%的对苯二酚，2.0%的水玻璃，0.06%的非离子型聚丙烯酰胺，86.94%的水，该冻胶在130℃下成胶时间为9.3h，形成冻胶的强度0.083MPa。
实施例6：
在44.37g清水中边搅拌依次加入磺化栲胶2.5g、乌洛托品1.1g、对苯二酚1g、水玻璃1g和非离子聚丙烯酰胺0.03g，待搅拌均匀即得堵水剂成胶液。其组成按质量分数计为5%的磺化栲胶，2.2%的乌洛托品，2.0%的对苯二酚，2.0%的水玻璃，0.06%的非离子型聚丙烯酰胺，88.74%的水，该冻胶在130℃下成胶时间为9.5h，形成冻胶的强度0.081MPa。
实施例7：
在44.37g清水中边搅拌依次加入磺化栲胶2.5g、乌洛托品1g、对苯二酚1.1g、水玻璃1g和非离子聚丙烯酰胺0.03g，待搅拌均匀得堵水剂成胶液。其组成按质量分数计为5%的磺化栲胶，2.0%的乌洛托品，2.2%的对苯二酚，2.0%的水玻璃，0.06%的非离子型聚丙烯酰胺，88.74%的水，该冻胶在130℃下成胶时间为9.8h，形成冻胶的强度0.080MPa。
实施例8：
在44.22g清水中边搅拌依次加入腐植酸钠2.5g、乌洛托品1g、对苯二酚1g、水玻璃1.25g和非离子聚丙烯酰胺0.03g，待搅拌均匀即得堵水剂成胶液。其组成按质量分数计为5%的磺化栲胶，2.0%的乌洛托品，2.0%的对苯二酚，2.5%的水玻璃，0.06%的非离子型聚丙烯酰胺，88.44%的水，该冻胶在130℃下成胶时间为9.2h，形成冻胶的强度0.082MPa。
实施例9：
在44.46g清水中边搅拌依次加入磺化栲胶2.5g、乌洛托品1g、对苯二酚1g、水玻璃1g和非离子聚丙烯酰胺0.04g，待搅拌均匀得堵水剂成胶液。其组成按质量分数计为5%的磺化栲胶，2.0%的乌洛托品，2.0%的对苯二酚，2.0%的水玻璃，0.08%的非离子型聚丙烯酰胺，88.92%的水，该冻胶在130℃下成胶时间为9.2h，形成冻胶的强度0.077MPa。
实施例10：
在44.98g清水中边搅拌依次加入磺化栲胶2.0g、乌洛托品1.0g、对苯二酚1.0g、水玻璃1.0g和非离子聚丙烯酰胺0.02g，待搅拌均匀得堵水剂成胶液。其组成按质量分数计为4%的磺化栲胶，2.0%的乌洛托品，2.0%的对苯二酚，2.0%的水玻璃，0.04%的非离子型聚丙烯酰胺，89.96%的水，该冻胶在130℃下成胶时间为12.3h，成胶强度为0.052MPa。
实施例11：
在43.76g清水中边搅拌依次加入磺化栲胶3.0g、乌洛托品1.1g、对苯二酚1.1g、水玻璃1.0g和非离子聚丙烯酰胺0.04g，待搅拌均匀得堵水剂成胶液。其组成按质量分数计为6%的磺化栲胶，2.2%的乌洛托品，2.2%的对苯二酚，2.0%的水玻璃，0.08%的非离子型聚丙烯酰胺，87.52%的水，该冻胶在130℃下成胶时间为9.1h，成胶强度为0.083MPa。
实施例12：
在43.02g清水中边搅拌边依次加入腐植酸钠3.5g、乌洛托品1.1g、对苯二酚1.1g、水玻璃1.25g和非离子聚丙烯酰胺0.03g，待搅拌均匀得堵水剂成胶液。其组成按质量分数计为7%的磺化栲胶，2.2%的乌洛托品，2.2%的对苯二酚，2.5%的水玻璃，0.06%的非离子型聚丙烯酰胺，86.04%的水，该冻胶在130℃下成胶时间为9.0h，成胶强度为0.084MPa。
实施例13：
在43.93g清水中边搅拌边依次加入磺化栲胶3.5g、乌洛托品0.9g、对苯二酚0.9g、水玻璃0.75g和非离子聚丙烯酰胺0.025g，待搅拌均匀得堵水剂成胶液。其组成按质量分数计为7%的磺化栲胶，1.8%的乌洛托品，1.8%的对苯二酚，1.5%的水玻璃，0.05%的非离子型聚丙烯酰胺，87.85%的水，该冻胶在130℃下成胶时间为12.4h，成胶强度为0.069MPa。
实施例14：本发明的堵水剂的耐温耐盐性能，采用静态模拟法进行评价。
实验过程：安瓿瓶内注入堵水剂10mL，高温下成胶后将安瓿瓶上方敲破，注入10mL矿化度为2.15×105mg/L的地层水，然后将安瓿瓶重新熔烧密封，继续放置在130℃条件下，定期取出观察其强度变化，并记录脱水率及其对应照片。脱水率公式为η=（V2—V1）/V0×100%，其中，V0为注入的成胶液体积，V1为冻胶在矿化度为2.15×105mg/L的地层水中的体积，V2为安瓿瓶内水量的总体积，体积均为室温下测得的数值。实验结果见表1和图1～图3。
堵水剂配方为5%磺化栲胶+2.0%乌洛托品+2.0%对苯二酚+2.0%水玻璃+0.08%非离子聚丙烯酰胺+水余量。
表1本发明堵水剂的耐温耐盐性
实施例15：本发明的堵水剂的封堵能力，采用填砂管岩心对其进行评价，测定堵剂的封堵率。
实验过程为：将长20cm，内径2.5cm的两根填砂管填充砂粒制得模拟岩心，分别记为1#和2#，水驱至压力稳定后测其堵前渗透率k0，然后配制冻胶成胶液，反向注入0.3Vp（岩心孔隙体积）成胶液，随后注入0.1Vp水进行过顶替，最后将填砂管密封后置于130℃电子恒温箱内，待堵剂在不同成胶时间后再次水驱至压力稳定，测岩心的堵后渗透率k1，并按公式E=（k0-k1）/k1计算岩心封堵率E，实验结果见表2。堵水剂配方为5%磺化栲胶+2.0%乌洛托品+2.0%对苯二酚+2.0%水玻璃+0.05%非离子聚丙烯酰胺+水余量。
表2本发明堵水剂的封堵性能
实验结果表明，本发明冻胶型堵剂在高温下具有很强的封堵性能，能够保证现场施工中有效封堵高渗透层，提高原油采收率。
Claims (9)
1.一种高温高盐油藏堵水调剖用堵水剂，该堵水剂由主剂、交联剂、稳定剂、水组成，所述交联剂是醛类交联剂和酚类交联剂的组合，所述稳定剂为温度稳定剂和柔性稳定剂，质量百分比组成如下：
主剂4%~7%，选自磺化栲胶、腐殖酸钠的一种或两种；
醛类交联剂1.8%~2.2%，选自乌洛托品；
酚类交联剂1.8%~2.2%，选自对苯二酚或间苯二酚之一或组合；
温度稳定剂1.5%~3.0%，选自水玻璃；
柔性稳定剂0.04%~0.08%，选自非离子型聚丙烯酰胺，相对分子质量为4×106~10×106，水解度为1.5%~3%；
水，余量。
2.如权利要求1所述的堵水剂，其特征在于所述非离子聚丙烯酰胺的相对分子质量为700×104~800×104，水解度为2.5%。
3.如权利要求1所述的堵水剂，其特征在于该堵水剂由磺化栲胶5%、乌洛托品2%、对苯二酚2%、水玻璃2%和非离子聚丙烯酰胺0.06%和水88.94%组成。
4.如权利要求1所述的堵水剂，其特征在于该堵水剂由磺化栲胶7%、乌洛托品2%、对苯二酚2%、水玻璃2%和非离子聚丙烯酰胺0.06%和水86.94%组成。
5.如权利要求1所述的堵水剂，其特征在于该堵水剂由腐植酸钠5%、乌洛托品2%、对苯二酚2%、水玻璃2.5%和非离子聚丙烯酰胺0.06%和水88.44%组成。
6.如权利要求1所述的堵水剂，其特征在于该堵水剂由磺化栲胶4%、乌洛托品2%、对苯二酚2%、水玻璃2%和非离子聚丙烯酰胺0.04%和水89.96%组成。
7.如权利要求1所述的堵水剂，其特征在于该堵水剂由磺化栲胶6%、乌洛托品2.2%、对苯二酚2.2%、水玻璃2%和非离子聚丙烯酰胺0.08%和水87.52%组成。
8.如权利要求1所述的堵水剂，其特征在于该堵水剂由腐植酸钠7%、乌洛托品2.2%、对苯二酚2.2%、水玻璃2.5%和非离子聚丙烯酰胺0.06%和水86.04%组成。
9.如权利要求1所述的堵水剂，其特征在于该堵水剂由磺化栲胶7%、乌洛托品1.8%、对苯二酚1.8%、水玻璃1.5%和非离子聚丙烯酰胺0.05%和水87.85%组成。
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