CN104140804A - 一种油田调剖堵水剂和油田调剖堵水方法 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种油田调剖堵水剂，含有水溶性硅酸盐和活化剂，所述水溶性硅酸盐与所述活化剂各自独立保存，其特征在于，所述活化剂为含二氧化碳的气体。还涉及一种油田调剖堵水方法，该方法包括：向需要调剖堵水的地层中注入水溶性硅酸盐的水溶液和活化剂，使所述活化剂与所述水溶性硅酸盐的水溶液接触反应，其中，所述活化剂为含二氧化碳的气体。在油田调剖堵水过程中，采用本发明提供的油田调剖堵水剂可以获得较好的调剖堵水效果。

Description

一种油田调剖堵水剂和油田调剖堵水方法
技术领域
本发明涉及一种油田调剖堵水剂和油田调剖堵水方法。
背景技术
在二次采油和三次采油过程中，由于地层的非均质性和油水流度比的不同，使注入水或化学药剂等驱替液沿高渗透层或高渗透区不均匀地推进，在纵向上形成单层突进，在横向上形成舌进，造成注入的驱替液提前突破，致使油井出水过早，直至水淹，或表面活性剂和聚合物类驱替液失去作用。造成油田产液量增加，产油量减少，含水超过80%，甚至高达90%以上。
调剖堵水技术作为采油过程中的增产、稳产措施已早被人们所认识。通常，调剖堵水的方法主要是通过向需要调剖堵水的地层中注入调剖堵水剂，在地层温度下，使调剖堵水剂发生反应形成聚合物或凝胶物，以实现封堵油层出水部位或出水层。常规使用的调剖堵水剂主要包括有机调剖堵水剂和无机调剖堵水剂。所述有机调剖堵水剂例如可以为聚丙烯酰胺冻胶等，聚丙烯酰胺冻胶具有选择性，在中低温、中低矿化度条件下，聚丙烯酰胺冻胶类堵剂应用最为广泛，但是在较高的温度、矿化度条件聚丙烯酰胺冻胶稳定性大大降低难以满足要求，特别在高温（大于90℃）、高盐（矿化度大于8×104mg/L）的油水井中大多数有机堵剂不能使用。所述无机调剖堵水剂例如可以为水泥类堵剂、硅酸盐类堵剂、碳酸盐类堵剂等。无机调剖堵水剂的特点是具有强度大，稳定性好（包括对剪切稳定性、对热稳定性、化学稳定性和生物稳定性等）。
在无机调剖堵水剂中，在使用硅酸盐类调剖堵水剂进行调剖堵水的过程中，硅酸盐类调剖堵水剂可以在地层形成硅酸凝胶，胶体颗粒互相连接可形成空间网状结构，结构空隙中充满了液体，液体被包在其中固定不动，使体系失去流动性。在注水过程中，硅酸凝胶会选择性地进入高含水层，可停止或减少水流入井内，从而起到调剖堵水的作用；且硅酸凝胶具有较高的稳定性，可以在较长时间内起到堵水的作用。因此，水溶性硅酸盐是一类较好的调剖堵水剂。
在使用硅酸盐类调剖堵水剂进行调剖堵水的过程中，通常需要加入活化剂，促使硅酸盐先形成单硅酸，然后缩合成多硅酸，最后多硅酸形成空间网状结构呈现凝胶状。通常，所述活化剂大体可分为四类：
（1）无机酸，如盐酸、磷酸、硫酸、硝酸等。这些无机酸均为强酸，一般用来制备酸性硅酸凝胶。油田最为常用的酸性凝胶活化剂是盐酸。
（2）无机盐，如氯化铵、硫酸铵、碳酸铵、碳酸氢铵、磷酸二氢钠等。
（3）有机酸，如乙酸、甲酸、草酸、氯乙酸、三氯乙酸、柠檬酸等。
（4）其他有机化合物，如苯酚、甲醛、甲酸乙酯、乙酸乙酯、酰胺等。
从上述活化剂的分类可以看出，无机酸类多为强酸，对施工和设备都存在腐蚀等问题；无机盐类与水溶性硅酸盐反应过快，一般需要采用双液法实施，实施难度较大，水溶性硅酸盐的利用率较低；有机酸和其他有机化合物都是液体，也需要采用双液法实施，因而同样存在实施难度较大、水溶性硅酸盐的利用率较低的问题。
发明内容
本发明的目的是为了克服现有的采用硅酸盐类调剖堵水剂进行调剖堵水的过程中存在的缺陷，提供一种新的油田调剖堵水剂以及采用该油田调剖堵水剂进行调剖堵水的方法。
本发明提供了一种油田调剖堵水剂，该油田调剖堵水剂含有水溶性硅酸盐和活化剂，所述水溶性硅酸盐与所述活化剂各自独立保存，其中，所述活化剂为含二氧化碳的气体。
本发明还提供了一种油田调剖堵水方法，该方法包括：向需要调剖堵水的地层中注入水溶性硅酸盐的水溶液和活化剂，使所述活化剂与所述水溶性硅酸盐的水溶液接触反应，其中，所述活化剂为含二氧化碳的气体。
在本发明提供的油田调剖堵水剂中，使用含二氧化碳的气体作为活化剂，不仅能够与水溶性硅酸盐发生反应形成硅酸凝胶，从而起到调剖堵水的作用，而且还具有以下优点：（1）与使用无机酸类活化剂相比，使用含二氧化碳的气体作为活化剂不会对设备带来严重的腐蚀问题；（2）含有二氧化碳的气体中的二氧化碳与水溶性硅酸盐之间的反应比较缓和，能够显著提高水溶性硅酸盐的利用率，也即与使用无机盐类活化剂相比，要达到等效的调剖堵水效果，使用含二氧化碳的气体作为活化剂时采用相对少量的水溶性硅酸盐即可；（3）与使用有机酸以及其他有机化合物相比，使用含二氧化碳的气体作为活化剂不需要采用双液法实施，降低了施工难度。
而且，本发明提供的油田调剖堵水剂方法还具有成本较低、操作简单、适合地层条件范围较宽、封堵效果较好等优点。
本发明的其他特征和优点将在随后的具体实施方式部分予以详细说明。
具体实施方式
以下将对本发明的具体实施方式进行详细说明。应当理解的是，此处所描述的具体实施方式仅用于说明和解释本发明，并不用于限制本发明。
本发明提供了一种油田调剖堵水剂，该油田调剖堵水剂含有水溶性硅酸盐和活化剂，所述水溶性硅酸盐与所述活化剂各自独立保存，其中，所述活化剂为含二氧化碳的气体。
在所述油田调剖堵水剂中，所述含二氧化碳的气体可以为纯二氧化碳或者含有二氧化碳和其他气体的混合气体。在所述含二氧化碳的气体中，二氧化碳的含量可以为30体积%以上，所述其他气体的含量可以为70体积%以下。进一步优选地，为使采用所述油田调剖堵水剂可以获得进一步改善的调剖堵水效果，在所述含二氧化碳的气体中，二氧化碳的含量可以为60体积%以上，所述其他气体的含量可以为40体积%以下。所述其他气体可以为各种常规的不能够与所述水溶性硅酸盐反应的气体，例如，所述其他气体可以为氮气、氧气、惰性气体、一氧化碳、氮氧化物和二氧化硫中的至少一种。
在所述油田调剖堵水剂中，所述水溶性硅酸盐和所述活化剂的含量没有特别的限定。优选情况下，所述水溶性硅酸盐与所述活化剂中的二氧化碳的摩尔比为1-3：1，最优选为2：1。
在所述油田调剖堵水剂中，所述水溶性硅酸盐可以为各种常规的水溶性硅酸盐。在优选情况下，为使采用所述油田调剖堵水剂可以获得进一步改善的调剖堵水效果，选用硅酸钠作为所述水溶性硅酸盐。
在本发明中，所述油田调剖堵水剂还可以含有水。水可以与所述水溶性硅酸盐一起存在，即以水溶性硅酸盐的水溶液的形式存在。所述水溶性硅酸盐的水溶液的浓度可以为10-50重量%。作为水溶性硅酸盐的水溶液，可以选用市售的水玻璃溶液，也可以用市售的速溶水玻璃配制成水玻璃溶液。适用于本发明的水玻璃溶液的模数（即SiO2与Na2O的摩尔比）优选为1.5-3.5。
本发明的所述油田调剖堵水剂的适用地层条件范围很宽，可适用于各种常规的油田地层。为了确保采用本发明所述的油田调剖堵水剂可以获得较好的调剖堵水效果，实施调剖堵水的油田地层的温度优选为40-140℃，更优选为60-90℃；地下水矿化度优选为120,000mg/L以下，更优选为5,000-100,000mg/L。
本发明还提供了一种油田调剖堵水方法，该方法包括：向需要调剖堵水的地层中注入水溶性硅酸盐的水溶液和活化剂，使所述活化剂与所述水溶性硅酸盐的水溶液接触反应，其中，所述活化剂为含二氧化碳的气体。
在本发明提供的所述方法中，所述水溶性硅酸盐的水溶液和所述活化剂可以以任意的顺序注入需要调剖堵水的地层中，例如，可以先将所述活化剂注入地层中，然后再注入所述水溶性硅酸盐的水溶液；也可以将所述活化剂和所述水溶性硅酸盐的水溶液同步注入；也可以先注入所述水溶性硅酸盐的水溶液，然后再注入所述活化剂；还可以先注入部分所述水溶性硅酸盐的水溶液，接着注入部分所述活化剂，再注入剩余部分所述水溶性硅酸盐的水溶液，之后再注入剩余部分所述活化剂。在优选情况下，注入所述水溶性硅酸盐的水溶液和所述活化剂的过程包括：先将所述水溶性硅酸盐的水溶液注入所述需要调剖堵水的地层中，然后再注入所述活化剂。当以这种优选的顺序注入所述水溶性硅酸盐的水溶液和所述活化剂时，根据本发明的所述方法可以获得进一步改善的调剖堵水效果。
在所述油田调剖堵水方法中，所述水溶性硅酸盐的水溶液与所述活化剂的用量没有特别的限定。在优选情况下，为了获得进一步改善的调剖堵水效果，所述水溶性硅酸盐的水溶液中的水溶性硅酸盐与所述活化剂中的二氧化碳的摩尔比为1-3：1，最优选为2：1。
在所述油田调剖堵水方法中，所述水溶性硅酸盐的水溶液和所述活化剂的注入速度没有特别的限定，只要它们的注入速度能够达到调剖堵水的效果即可。优选情况下，所述水溶性硅酸盐的水溶液的注入速度为100-200kg/h，最优选为150kg/min；所述活化剂的注入速度为300-600L/min，最优选为400L/min。
所述水溶性硅酸盐的水溶液的浓度没有特别的限定，可以按照常规的油田调剖堵水工艺中硅酸盐类调剖堵水剂的使用浓度适当地确定。优选情况下，所述水溶性硅酸盐的水溶液的浓度为10-50重量%。在本发明中，水溶性硅酸盐可以为各种常规的水溶性硅酸盐。在优选情况下，为了获得进一步改善的调剖堵水效果，选用硅酸钠作为所述水溶性硅酸盐。作为优选的水溶性硅酸盐的水溶液，硅酸钠溶液可以为市售的水玻璃溶液，也可以为用市售的速溶水玻璃配制成水玻璃溶液。适用于本发明的水玻璃溶液的模数（即SiO2与NaO的摩尔比）优选为1.5-3.5。
在所述油田调剖堵水方法中，所述含二氧化碳的气体与上文描述的相同。
本发明的所述油田调剖堵水方法的适用地层条件范围很宽，可适用于各种常规的油田地层。为了确保能够获得较好的调剖堵水效果，所述需要调剖堵水的地层的温度优选为40-140℃，更优选为60-90℃；地下水矿化度优选为120,000mg/L以下，更优选为5,000-100,000mg/L。所述需要调剖堵水的地层的渗透率通常可以为100毫达西至2毫达西。
以下通过实施例对本发明作进一步说明。
实施例1
本实施例用于说明本发明提供的油田调剖堵水剂和油田调剖堵水方法。
先将浓度为25重量%的水玻璃溶液（模数为2.8）以100kg/h的速度注入地层温度为70℃、地下水矿化度为20,000mg/L、渗透率为800毫达西的目标地层中，再将活化剂（含90体积%的CO2，其余组分为氮气、一氧化碳、氮氧化物、二氧化硫等）以300L/min的速度通入到目标地层位置，其中，水玻璃溶液中的水玻璃与活化剂中CO2的摩尔比为1：1，使活化剂与水玻璃溶液发生反应生成硅酸溶胶。
对比例1
根据实施例1的方法进行调剖堵水，所不同的是，水玻璃溶液的用量为实施例1的1.5倍，采用的活化剂为氯化铵。
对比例2
根据实施例1的方法进行调剖堵水，所不同的是，水玻璃溶液的用量为实施例1的1.4倍，采用的活化剂为乙酸。
实施例2
本实施例用于说明本发明提供的油田调剖堵水剂和油田调剖堵水方法。
用速溶水玻璃配置成浓度为25重量%的水玻璃溶液（模数为2.8），将该水玻璃溶液以200kg/h的速度注入地层温度为70℃、地下水矿化度为20,000mg/L、渗透率为800毫达西的目标地层中，再将活化剂（含90体积%的CO2，其余组分为氮气、一氧化碳、氮氧化物、二氧化硫等）以600L/h的速度通入到目标地层位置，其中，水玻璃溶液中的水玻璃与活化剂中CO2的摩尔比为3：1，使活化剂与水玻璃溶液发生反应生成硅酸溶胶。
实施例3
本实施例用于说明本发明提供的油田调剖堵水剂和油田调剖堵水方法。
先将浓度为10重量%的水玻璃溶液（模数为1.5）以150kg/h的速度注入地层温度为60℃、地下水矿化度为5,000mg/L、渗透率为200毫达西的目标地层中，再将活化剂（含60体积%的CO2，其余组分为氮气、一氧化碳、氮氧化物、二氧化硫等）以400L/h的速度通入到目标地层位置，其中，水玻璃溶液中的水玻璃与活化剂中CO2的摩尔比为2：1，使活化剂与水玻璃溶液发生反应生成硅酸溶胶。
实施例4
本实施例用于说明本发明提供的油田调剖堵水剂和油田调剖堵水方法。
先将浓度为50重量%的水玻璃溶液（模数为3.5）以150kg/h的速度注入地层温度为90℃、地下水矿化度为100,000mg/L、渗透率为2达西的目标地层中，再将CO2以450L/h的速度通入到目标地层位置，其中，水玻璃溶液中的水玻璃与CO2的摩尔比为2：1，使CO2与水玻璃溶液发生反应生成硅酸溶胶。
实施例5
本实施例用于说明本发明提供的油田调剖堵水剂和油田调剖堵水方法。
用速溶水玻璃配置成浓度为50重量%的水玻璃溶液（模数为1.5），将该水玻璃溶液以200kg/h的速度注入地层温度为60℃、地下水矿化度为5,000mg/L、渗透率为200毫达西的目标地层中，再将CO2以400L/h的速度通入到目标地层位置，其中，水玻璃溶液中的水玻璃与CO2的摩尔比为2：1，使CO2与水玻璃溶液发生反应生成硅酸溶胶。
实施例6
本实施例用于说明本发明提供的油田调剖堵水剂和油田调剖堵水方法。
用速溶水玻璃配置成浓度为10重量%的水玻璃溶液（模数为3.5），将该水玻璃溶液以150kg/h的速度注入地层温度为90℃、地下水矿化度为100,000mg/L、渗透率为2达西的目标地层中，再将活化剂（含60体积%的CO2，其余组分为氮气、一氧化碳、氮氧化物、二氧化硫等）以500L/h的速度通入到目标地层位置，其中，水玻璃溶液中的水玻璃与活化剂中CO2的摩尔比为1.5：1，使活化剂与水玻璃溶液发生反应生成硅酸溶胶。
测试例
（1）对于上述经过调剖堵水的油田地层，在1天之后，分别通过注水井注入水以检测调剖堵水效果，分别用“A”、“B”、“C”和“D”表示检测结果，并将该结果记载于表1中；
（2）通过注水井连续注水30天之后，再次分别检测调剖堵水效果，分别用“A”、“B”、“C”和“D”表示检测结果，并将该结果记载于表1中；
（3）通过注水井连续注水90天之后，再次分别检测调剖堵水效果，分别用“A”、“B”、“C”和“D”表示检测结果，并将该结果记载于表1中。
其中，“A”表示调剖堵水效果优异，在注水时注水压力提高，采油井含油率提高10%以上；
“B”表示调剖堵水效果良好，在注水时注水压力升高，采油井含油率提高5%以上且低于10%；
“C”表示调剖堵水效果一般，在注水时注水压力变化不大，采油井含油率提高0.1%以上且低于5%；
“D”表示调剖堵水的效果很差，在注水时注水压力无变化，采油井含油率提高0.1%以下，没有达到调剖堵水的目的。
表1
由表1的数据可以看出，在油田调剖堵水过程中，采用本发明提供的油田调剖堵水剂可以获得较好的调剖堵水效果。具体的，通过将实施例1与对比例1和2进行比较可以看出，实施例1中使用明显少量的水玻璃即可获得与对比例1和2基本等效的调剖堵水效果，由此说明根据本发明的所述油田调剖堵水方法能够减少调剖堵水剂的用量，降低成本。

Claims (14)

1.一种油田调剖堵水剂，该油田调剖堵水剂含有水溶性硅酸盐和活化剂，所述水溶性硅酸盐与所述活化剂各自独立保存，其特征在于，所述活化剂为含二氧化碳的气体。
2.根据权利要求1所述的油田调剖堵水剂，其中，所述含二氧化碳的气体为纯二氧化碳或者含有二氧化碳和其他气体的混合气体，在所述含二氧化碳的气体中，二氧化碳的含量为30体积%以上，所述其他气体的含量为70体积%以下，所述其他气体为不能够与所述水溶性硅酸盐反应的气体。
3.根据权利要求2所述的油田调剖堵水剂，其中，在所述含二氧化碳的气体中，二氧化碳的含量为60体积%以上，所述其他气体的含量为40体积%以下，所述其他气体为氮气、氧气、惰性气体、一氧化碳、氮氧化物和二氧化硫中的至少一种。
4.根据权利要求1-3中任意一项所述的油田调剖堵水剂，其中，所述水溶性硅酸盐与所述活化剂中的二氧化碳的摩尔比为1-3：1。
5.根据权利要求1所述的油田调剖堵水剂，其中，所述水溶性硅酸盐为硅酸钠。
6.一种油田调剖堵水方法，该方法包括：向需要调剖堵水的地层中注入水溶性硅酸盐的水溶液和活化剂，使所述活化剂与所述水溶性硅酸盐的水溶液接触反应，其中，所述活化剂为含二氧化碳的气体。
7.根据权利要求6所述的方法，其中，注入所述水溶性硅酸盐的水溶液和所述活化剂的过程包括：先将所述水溶性硅酸盐的水溶液注入所述需要调剖堵水的地层中，然后再注入所述活化剂。
8.根据权利要求6或7所述的方法，其中，所述水溶性硅酸盐的水溶液中的水溶性硅酸盐与所述活化剂中的二氧化碳的摩尔比为1-3：1。
9.根据权利要求6或7所述的方法，其中，所述水溶性硅酸盐的水溶液的注入速度为100-200kg/h，所述活化剂的注入速度为300-600L/h。
10.根据权利要求6或7所述的方法，其中，所述含二氧化碳的气体为纯二氧化碳或者含有二氧化碳和其他气体的混合气体，在所述含二氧化碳的气体中，二氧化碳的含量为30体积%以上，所述其他气体的含量为70体积%以下，所述其他气体为不能够与所述水溶性硅酸盐反应的气体。
11.根据权利要求10所述的方法，其中，在所述含二氧化碳的气体中，二氧化碳的含量为60体积%以上，所述其他气体的含量为40体积%以下，所述其他气体为氮气、氧气、惰性气体、一氧化碳、氮氧化物和二氧化硫中的至少一种。
12.根据权利要求6或7所述的方法，其中，所述水溶性硅酸盐的水溶液的浓度为10-50重量%。
13.根据权利要求6或7所述的方法，其中，水溶性硅酸盐为硅酸钠。
14.根据权利要求6或7所述的方法，其中，所述需要调剖堵水的地层的温度为40-140℃，地下水矿化度为120,000mg/L以下。
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