CN103589408A - 一种耐高温高盐的调堵体系及利用调堵体系调堵的方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开一种耐高温高盐的调堵体系及应用该体系进行调堵的方法，由A、B溶液组成，A溶液：包含有钛离子和钾离子的溶液；B溶液：包含有硫离子的溶液。向油井的微孔中交替注入A、B溶液，形成钛盐晶须，从而实现调堵。本调堵体系的有益效果：组分A、B溶液粘度低，注入性理想，设备及工艺要求低，形成的钛盐晶须为单晶体，耐压强度极高，抗压强度大，可满足油田小处理半径调堵的应用要求，且不受油层温度、地层水矿化度的影响，调堵效果有效期长。最终填充的晶须颗粒大小，以实际孔隙喉道大小和形状为模型自然调整颗粒粒径，克服颗粒必须与孔喉直径匹配的难题。在实际孔隙喉道大小和形状中自然形成的固体晶须，仍具一定渗透性，堵而不死。

Description

一种耐高温高盐的调堵体系及利用调堵体系调堵的方法

技术领域

本发明涉及一种采油用调堵体系，尤其涉及一种耐高温高盐的调堵体系以及应用该体系进行调堵的方法。

背景技术

中原油田油层的非均质性严重，渗透率非均质变异系数V_k在0.65～0.82之间。注水开发过程中，大量的注入水沿高渗透层或通道流动，油井见水快、含水率上升快；部分中低渗透率层位吸水量较低、甚至尚未启动，从而导致油田总体开发效果不理想。改善注入井吸水剖面或油井产液剖面，是进一步提高油层纵向波及效率、提高开发效果的重要技术和措施。

我国从50年代开始研究和应用调堵技术来改善注入井吸水剖面或油井产液剖面，至今大体经历了三个发展阶段，分别是：（1）机械卡堵水为主的阶段(50年代至70年代)；（2）油田化学堵水阶段(80年代初期开始)；（3）注水井调剖及油田区块整体调堵综合冶理阶段(80年代中期开始)。自1979年至1996年，在某油田共进行了2万多井次现场试验及实际应用。结果表明，调堵技术可以改善开发效果，达到明显增油、降水的效果。

目前，油田广泛应用的是聚合物凝胶调堵，尽管聚合物凝胶体系具有很高的视粘度及强度，可以有效地封堵高渗水层。但是，在高温和/或高盐油层条件下，由于聚合物分子的卷曲和收缩，不仅使得聚合物的用量大幅度增加，还由于凝胶体系固有的收缩特性及脱水性质，使得成胶后的聚合物调堵体系强度不高、有效时间不长。这是高温高盐油田聚合物凝胶调堵技术尚未大规模推广应用的主要因素。例如中原油层温度在70℃～90℃之间、地层水矿化度在150000mg/L～300000mg/L之间时，特别是Ca²⁺、Mg²⁺离子含量高，Ca²⁺+Mg²⁺离子浓度≥10000mg/L，就属于典型的高温高盐油藏。在此油藏中，即使采用疏水缔合聚合物以及有机交联体系，虽然在一定程度上缓解了聚合物交联体系的收缩、脱水以及老化问题，但仍然无法根本解决，从而导致聚合物调堵体系的强度减弱、胶体长期稳定性差，增油降水效果不理想。

微球颗粒是目前油田调堵技术发展的新动向。根据在华北油田的实际应用及室内实验结果来看，存在的主要问题有：（1）微球颗粒仍然是聚合物合成、制造的调堵剂，在油层条件下，仍然存在长期老化、颗粒软化以及封堵强度变差的特性，其长期有效性仍然不理想。（2）微球颗粒调堵的主要机理，是微球颗粒在孔喉中运移时，因颗粒的“搭桥”作用而产生封堵作用。根据“搭桥”机理，当颗粒的直径大小，在喉道直径的1/8～1/3的范围内，颗粒才能够在孔隙喉道中，理想地产生“搭桥”封堵作用。当颗粒直径≥喉道直径的1/3时，颗粒无法进入喉道；而当颗粒直径≤喉道直径的1/8时，颗粒进入喉道以后，无法“搭桥”而产生封堵作用。因此，准确确定微球颗粒的平均直径和直径分布，以及与油层实际孔喉大小（直径）及分布的匹配关系，是决定微球颗粒调堵效果及成功与否的关键。而事实上，这很难做到。

因此，采用抗高温高盐且长期稳定性理想的新型调堵体系，是油田调堵发展的趋势和发展方向。

发明内容

针对以上不足，本发明的目的是提供一种耐高温高盐的新型调堵体系，该调堵体系能克服现有调堵技术的不足，在高温高盐的条件下具有良好稳定的调堵效果。

本发明的另一目的是提供应用该体系进行调堵的方法。

一种耐高温高盐的调堵体系，由A溶液和B溶液组成：

A溶液：包含有钛离子和钾离子的溶液；

B溶液：包含有硫离子的溶液。

优选的，上述A溶液还包括氯离子或溴离子，上述B溶液还包括钠离子或钾离子，A、B溶液都是透明溶液。

一种利用上述调堵体系进行堵水的方法，向油井的微孔中交替注入A溶液和B溶液，形成钛盐晶须。在一定压力和温度（30℃～600℃）下的油层岩石孔隙介质的微孔中，A-B溶液在油层条件下的反应与常温常压下的无“晶种”或无“模”存在情况下的反应不同，即，组分A和B在油层温度及压力条件下反应，以微孔为“模”和“晶种”逐渐形成钛盐晶须。

优选的，所述A、B溶液的加入总量为0.0005PV～3PV （Pore Volume. 孔隙体积倍数），其中，A、B溶液的加入体积比例优选为1:4。

在该方法中，A、B溶液交替加入的顺序并不限制，但是在一个优选的实施例中，采取先B后A，交替加入的方式。

在非均质油藏微孔中，由于渗透率差异，当加入组分B或组分A时，在相同压力体系条件下，将进入到渗透性较高的孔隙喉道中，此时微孔内没有形成晶须固体堵塞晶体；然后，再将组分A或者组分B注入。同样，在此过程中，高渗透率孔喉中的组分B与组分A相遇，在地层条件下，逐渐形成钛盐晶须，该过程大约需要 5h～20h，从而实现调堵。

由于晶须是单晶体，其耐压强度较高，足以承受注水压力梯度。而且，晶须与晶须之间仍然为晶体结构，不是一般意义上的简单堆积，晶须之间的强度与晶须本身的强度相同，强度非常大。尽管在岩石喉道中形成了封堵强度较大的晶体网状结构，但由于晶体内部仍然具有喉道更小的孔隙，因此，即使喉道被封堵以后，该喉道仍然具有一定的渗透性，只是渗透性被大幅度降低，从而实现堵而不死。

本调堵体系的有益效果在于：

（1）本调堵体系形成的钛盐晶须为单晶体，耐压强度极高，抗压强度大，可以满足油田小处理半径调堵的应用要求。

（2）形成的晶须强度不受油层温度、地层水矿化度的影响，不存在调堵体系收缩、脱水等不利因素的影响；此外，固体晶须也不存在氧化降解以及受到其它长期降低稳定性因素的影响，因此，调堵效果有效期长。

（3）A-B体系反应形成的固体晶须，是在孔隙喉道中逐渐形成和产生的，完全充满整个孔隙喉道和孔隙空间，即使是变形和无规则的孔隙喉道。也就是说，最终填充的晶须颗粒大小，以实际孔隙喉道大小和形状为模型自然调整颗粒粒径。这就克服并解决了微球颗粒调堵方法中存在的颗粒必须与孔喉直径匹配的技术难题。

（4）在实际孔隙喉道大小和形状中自然形成的固体晶须，仍然具有一定的渗透性，这对于油田实际应用具有重要意义。当高渗透层由调堵体系封堵以后，不是“完全”封堵，高渗透层的渗透率大幅度降低，但“堵而不死”，只是降低了高渗透层的吸水量，而不是将其彻底封堵、停止吸水。

（5）本体系的组分A、B溶液，粘度低，故其具有理想的注入性；在施工设备、工艺上要求较低，操作方便、简单。

附图说明

本发明将通过例子并参照附图的方式说明，其中：

图1是岩石喉道中形成的钛盐晶须的微观图片。

图2是岩石喉道中形成的钛盐晶须的另一微观图片。

图3是岩石喉道中形成的钛盐晶须的另一微观图片。

图4是渗透率与注水压力、突破压力、后续水驱稳定压力关系图。

图5是渗透率与注水压力梯度、突破压力梯度、后续水驱稳定压力梯度的关系图。

图6是不同聚交比的聚合物凝胶体系的时间与粘度关系图。

具体实施方式

本说明书中公开的所有特征，或公开的所有方法或过程中的步骤，除了互相排斥的特征和/或步骤以外，均可以以任何方式组合。

本说明书（包括任何附加权利要求、摘要和附图）中公开的任一特征，除非特别叙述，均可被其他等效或具有类似目的的替代特征加以替换。即，除非特别叙述，每个特征只是一系列等效或类似特征中的一个例子而已。

实施例1: 调堵体系形成钛盐晶须实现调堵的方法

本调堵体系由A、B溶液组成，A溶液为氯化钾和三氯化钛，B溶液为硫化钠，将B、A溶液交替注入天然岩心中在0.1MPa～200MPa压力和30℃～600℃下即可得到钛盐晶须：2TiCl₃+3K₂CO₃=Ti₂CO₃+6KCl。地层水为碳酸氢钠水型，因此水中存在有大量的HCO3^-，B溶液中的S^2-离子与之反应生成CO₃ ^2-为体系提供CO₃ ^2-。KCl的目的是调节溶液的矿化度，避免注入地下之后使地下岩石溶解，如图1-图3所示。图1给出了晶须的微观图片，可以看出，微观晶体是由若干晶须组成的立体网状结构，因此强度极高。此外，由该图还可以看出，尽管在岩石喉道中形成了封堵强度较大的晶体网状结构，但由于晶体内部仍然具有喉道更小的孔隙，因此，即使喉道被封堵以后，该喉道，仍然具有一定的渗透性，只是渗透性被大幅度降低。图2及图3也给出了岩石喉道中形成的晶须图片。可以看出，晶须立体网状结构是随机形成的。

实施例2：

高温条件下及不同渗透率下的调堵效果实验

1、实验材料

调堵体系：由A、B溶液组成，A溶液为氯化钾和三氯化钛，B溶液为硫化钠；

岩心：人造岩心1、2、3、4，各人造岩心的物性参数如表1所示；

表1  岩心物性参数

岔12模拟地层水：如表2所示。

表2 岔12模拟地层水的离子浓度

2、实验方法

（1）将人造岩心1、2、3、4分别放入岩心夹持器，打开恒温箱，温度设置为90℃，温度稳定后再进行步骤（2）；

（2）设置围压1MPa～20MPa、注入速度0.025m/d～10m/d（米/天），打开装有模拟地层水的中间容器，测试各人造岩心的水测渗透率；

（3）以交替的方式注入A、B剂，先B后A，记录压力变化。

（4）注入完成之后，进行后续注水，记录突破压力，后续水驱稳定压力。

3、实验结果与分析

3.1 渗透率与注水压力、突破压力、后续水驱稳定压力的关系

先B后A顺序交替注入共0.3PV总量的A、B溶液后，不同渗透率的人造岩心的注水压力、突破压力、后续水驱稳定压力测定结果如表3及图4所示。

表3  各人造岩心的注水压力、突破压力及后续水驱压力结果

表3和图4的结果表明，随着渗透率的逐渐增大，其注水压力逐渐减小；且在渗透率和注入量都相同的条件下，有注水压力＜后续注水压力＜突破压力的大小关系（见图4）。1号人造岩心渗透率为91.44×10^-3μm²，其注水压力为0.07MPa；到4号岩心1436.49μm²注水压力只有0.015MPa。在注入0.3PV的A-B体系调堵剂之后，进行水驱，其突破压力也是随着渗透率的增加而降低的，渗透率从91.44×10^-3升高到1436.49×10^-3μm²，其突破压力从0.55MPa降低到0.165MPa（见表3）。由此可见，其封堵效果很好，在渗透率接近1500×10^-3的条件下，其突破压力是注入A-B体系之前的注水压力的11倍。后续水驱稳定之后的水驱压力是注入之前的4.5倍左右（见表3）。

3.2渗透率与注水压力梯度、突破压力梯度、后续水驱稳定压力梯度的关系

在先B后A顺序交替注入0.3PV总量的A、B溶液前后，不同渗透率的人造岩心的注水压力梯度、突破压力梯度、后续水驱稳定压力梯度计算结果如表4及图5所示。

表4 各人造岩心注入调堵体系前后的注水压力梯度、突破压力梯度及后续水驱压力梯度结果

从表4和图5可以看出，压力梯度的变化规律与压力随渗透率的变化规律相同，即随着渗透率的升高压力梯度降低（见表4）；在渗透率和注入量都相同的条件下，有注水压力梯度＜后续注水压力梯度＜突破压力梯度的大小关系（见图5）。渗透率越低，在注入相同的量（0.3PV）之后，其突破压力越大（见表4），注入A-B调堵体系之后的突破压力梯度是注入前注水压力梯度的10倍以上（渗透率为1436.49μm²时为10倍）。突破之后直到水驱稳定其压力梯度逐渐降低，稳定时的最低压力梯度是注入调堵体系前注水压力梯度的4.5倍左右（见表4人造岩心4）。

3.3分析

实验结果说明，A-B体系调堵剂在高温条件下的调堵效果很好，能够有效的封堵高渗层，在渗透率在1500×10^-3μm²左右时，注入0.3PV后其突破压力梯度达到A-B体系注入前注水注入压力梯度的10倍左右。而且当渗透率降低时，其突破压力梯度更高。

实施例3：实施例2的调堵体系与聚合物凝胶的调度效果对比实施例

1、实验材料及方法

聚合物凝胶体系溶液（聚合物为聚丙烯酰胺，浓度1200mg/L；交联剂为铬离子交联剂，浓度为60mg/L；即聚交比为20:1），直径为2.5寸的岩心，岩心的物性见表5，地层水使用岔12地层水（与实施例2同）。实验温度90℃。注入量0.5PV。

表5  岩心物性

将聚合物凝胶体系注入岩心、当聚合物凝胶体系溶液注入一定的量之后，将体系密封，保持恒温，直到体系完全成胶。再进行后续水驱，记录岩心注入端的压力变化直到聚合物凝胶被突破，出口端开始出水。继续注水直到压力不再下降，出水稳定。

2、实验结果与分析

2.1注水压力、突破压力、后续水驱稳定压力的结果

表6为聚合物凝胶调剖的注水压力、注聚压力、以及后续水驱的突破及稳定压力结果。

      表6  聚合物凝胶调剖的注水压力、注聚压力、以及后续水驱的突破及稳定压力

由表6的实验结果可知，聚合物调剖的注入压力约是注水压力的1.5倍。而突破压力是注水压力的3.7倍，小于晶须调剖的7.85倍。其注水突破之后的稳定压力是0.34MPa，是注水压力的2.5倍，小于晶须体系的3.57倍。与此同时其注入量为0.5PV，而晶须的注入量是0.3PV。综上可知：聚合物凝胶体系的调剖效果低于晶须调剖体系的效果。

实施例4：实施例2的调堵体系与聚合物凝胶的高温稳定性效果对比实施例

将实施例3实验完成后的岩心密封，在90℃高温下保温。一个月之后进行驱替，得到的水驱压力为0.15MPa。

将实施例2中岩心驱替完成的岩心密封放在恒温箱90℃高温下保温，一个月之后再次进行驱替实验。得到水驱压力结果如表7所示。

表7 实施例2调堵体系注入后密封保温一个月之后的水驱压力

由表7的结果可知，在人造岩心中晶须在高温条件下的稳定性高于聚合物凝胶的稳定性。

实施例5：聚合物凝胶的稳定性效果实施例

图6是在实验室内做的一组各个聚交比的聚合物凝胶成胶粘度随时间变化的曲线，由图中可以看出，聚合物凝胶体系在刚刚成胶的时候具有很大的视粘度，但是在70℃恒温实验中，仅仅15天左右的时间，聚合物凝胶体系的粘度就下降到开始的一半不到，这种情况在聚合物受到剪切作用的时候更加明显。而在油田，聚合物凝胶体系在注入地层的过程中会受到很严重的剪切，聚合物凝胶体系在成胶粘度、与有效时间上会大打折扣。聚合物的凝胶效果受到影响。但是，在钛盐晶须的体系中，注入地下之后在地层中高温高压的反应条件下形成晶须，以高强度的晶须来封堵地层孔隙。这与聚合物凝胶调剖技术的原理是不同的。

众所周知，晶体的耐盐、耐温、耐压性能很强，在地下形成的晶须本身属于无机体系不具有有机调剖体系的缺点（有机聚合物凝胶调剖体系在高温高盐下易发生分子链卷曲、脱水老化等，不能保持长期有效），在高温高盐的地下，钛盐晶须的有效期将大大的长于聚合物凝胶调剖体系。

实施例6：实施例2的调堵体系与微球的调堵效果对比实施例

1、实验材料及方法

实验室用微球进行封堵性能评价实验，岩心渗透率为35.67×10^-3μm²。岩心孔隙度及孔隙体积分别为：11.98%和3.394cm³，实验用水岔12地层水（与实施例2同），温度为90℃。实验方法与实施例3同。

2、实验结果及分析：

水测渗透率时，水驱压力为0.2MPa。注入量微球体积0.4PV，共计1.35cm³。完全注入后，静置48小时后进行后续水驱。后续水驱的启动压力为0.4MPa，突破压力为1.34MPa后续水驱突破后的稳定压力为0.86MPa。后续水驱突破压力是其水驱压力的4.3倍，后续水驱突破后的稳定压力为驱替压力的2.15倍。结果表明，其岩心驱替性能评价试验效果较晶须体系差。

本发明并不局限于前述的具体实施方式。本发明扩展到任何在本说明书中披露的新特征或任何新的组合，以及披露的任一新的方法或过程的步骤或任何新的组合。

Claims (7)

1.一种耐高温高盐的调堵体系，其特征在于，由A、B溶液组成：

A溶液：包含有钛离子和钾离子的溶液；

B溶液：包含有硫离子的溶液。

2.如权利要求1所述的调堵体系，其特征在于，所述A溶液还包含有氯离子或溴离子。

3.如权利要求1所述的调堵体系，其特征在于，所述B溶液还包含有钠离子或钾离子。 

4.一种利用如权利要求1-3中任一权利要求所述的调堵体系进行调堵的方法，其特征在于，向油井的微孔中交替注入A溶液和B溶液，形成钛盐晶须。

5.如权利要求4所述的方法，其特征在于，所述A溶液和B溶液的加入总量为0.0005PV～3PV。

6.如权利要求4所述的方法，其特征在于，所述A、B溶液的加入体积比为A：B=1:4。

7.如权利要求4-6中任一权利要求所述的方法，其特征在于，所述A、B溶液的加入顺序为先B后A，交替加入。

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