CN106520093A - 稠油热采高温封窜复合调堵液及其制备方法和用途 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种稠油热采高温封窜复合调堵液，组份包括水玻璃、粉煤灰、木质素磺酸盐、改性淀粉、发泡剂、稳泡剂和水；其中以水为1000重量份计，水玻璃200～500重量份，粉煤灰10～30重量份，木质素磺酸盐1～10重量份，改性淀粉10～20重量份，发泡剂0.3～0.5重量份，稳泡剂0.3～0.5重量份。该稠油热采高温封窜复合调堵液的入井流体为纯液体，动性和注入性能好，对地层危害小；固化时间可控，可根据施工情况调节；耐高温能力强，可达到300℃以上；封堵有效期长，有效封堵时间可达数年以上，有效避免了对同一窜层的重复作业；封堵后，残余阻力系数较大，可有效实现窜层、出水层的封堵。
Description
技术领域
本发明涉及油田稠油热采领域，特别是涉及一种稠油热采调堵液。
背景技术
油藏开采过程中一般采用热采技术，包括蒸汽吞吐、蒸汽驱等。在油田开采作业中，由于水窜与汽窜问题而导致大量油井关停或低产低效，已经严重影响采收率和开发效益，现已成为困扰各大油田的一大难题。随之而来的，在注蒸汽开采时，油藏非均质性导致易发生汽窜和蒸汽超覆，需对近井地带进行封窜和远井地带封堵。
现行的堵漏材料中：泡沫类堵漏材料存在堵漏时间短、施工工艺复杂、注气成本高、泡沫不稳定、注入压力高等问题；无机固体颗粒类堵漏材料存在注入性差，不能进入地层深部，封堵距离短，且封堵为非选择性永久封堵，伤害极大等问题；聚合物类堵漏剂存在影响油井产量、地层伤害大，易受地层条件限制等问题；树脂类堵漏剂由于过高的成本，使用也收到了限制。
在国内，复合调堵技术在稠油热采井，如胜利油田、辽河油田、新疆油田陆续开始研究，取得了较好的效果，主要解决多轮次蒸汽吞吐后的边底水水淹和井间串流问题，但是其研究的范围只是针对某些具体的现象，不具备广泛的适应性，形成的封堵带抗压性能差、有效周期短、抗温性能不够，不能很好的适应蒸汽吞吐作业的需要。
发明内容
本发明的第一目的在于提供一种稠油热采高温封窜复合调堵液。
本发明的第二目的在于提供一种稠油热采高温封窜复合调堵液的制备方法。
本发明的第三目的在于提供一种稠油热采高温封窜复合调堵液的封堵能力评价方法。
本发明的第四目的在于提供稠油热采高温封窜复合调堵液的用途。
本发明所述的稠油热采高温封窜复合调堵液，其组份包括水玻璃、粉煤灰、木质素磺酸盐、改性淀粉、发泡剂、稳泡剂和水；其中以水为1000重量份计，
进一步的，本发明所述的稠油热采高温封窜复合调堵液，其组份包括水玻璃、粉煤灰、木质素磺酸盐、改性淀粉、发泡剂、稳泡剂和水；其中以水为1000重量份计，
本发明所述的稠油热采高温封窜复合调堵液，其中，水玻璃的密度为1.35～1.42g/cm3；选自钠水玻璃、钾水玻璃和锂水玻璃中的一种或多种。
本发明所述的稠油热采高温封窜复合调堵液，其中，木质素磺酸盐选自木质素磺酸钠和木质素磺酸钙中的至少一种。
本发明所述的稠油热采高温封窜复合调堵液，其中，发泡剂为阴离子型表面活性剂；稳泡剂为非离子型表面活性剂。
本发明所述的稠油热采高温封窜复合调堵液，其颜色为淡黄色，塑性粘度PV为4～6mPa.s，密度为1.03～1.08g/cm3，pH值为8。
本发明所述的稠油热采高温封窜复合调堵液的制备方法，包括以下步骤：
(1)按重量配比称量各组分；
(2)将水玻璃、粉煤灰、木质素磺酸盐、改性淀粉、发泡剂、稳泡剂依次加入水中；
(3)以3000～4000rpm的速度剪切搅拌20min，制得成品。
本发明所述的稠油热采高温封窜复合调堵液的封堵性能评价方法，其封堵性能采用残余阻力系数表示；残余阻力系数FRR＝kw0/kw1，其中kw0为初始渗透率，kw1为堵后渗透率；具体包括以下步骤：
(1)将岩心洗油，烘干，测量岩心长度、直径，采用煤油进行驱替，测量岩心渗透率；
(2)将岩心柱塞放入岩心加持器中，注入稠油热采高温封窜复合调堵液，注入压力梯度为10MPa/m；
(3)将岩心柱塞从岩心加持器中取出并放置在300℃恒温油浴中加热240min；
(4)将加热后的岩心柱塞放入岩心加持器中，测量封堵后的岩心渗透率，计算残余阻力系数。
本发明所述的稠油热采高温封窜复合调堵液用于稠油热采封堵中的用途。
本发明稠油热采高温封窜复合调堵液的作用机理是采用无机材料(水玻璃)作为主剂，有机材料(改性淀粉)作为增粘剂，粉煤灰作为架桥粒子，外加促进剂(木质素磺酸钙)，发泡剂和稳泡剂作为转向剂；形成溶液，利用蒸汽所产生的热能在高温下促使溶液固化，形成具有一定强度的抗高温半混凝土块状的固态物质，在窜流通道形成有效封堵。
本发明稠油热采高温封窜复合调堵液与现有技术相比，具有以下优点：
(1)入井流体为纯液体，动性和注入性能好，对地层危害小；
(2)固化时间可控，可根据施工情况调节；
(3)耐高温能力强，可达到300℃以上；
(4)封堵有效期长，有效封堵时间可达数年以上，有效避免了对同一窜层的重复作业；
(5)封堵后，残余阻力系数较大，可有效实现窜层、出水层的封堵。
下面结合具体实施例对本发明的稠油热采高温封窜复合调堵液及其制备方法和用途作进一步说明。
具体实施方式
以下实施例中，水玻璃由长城钻探工程院提供；粉煤灰由长城钻探工程院提供；木质素磺酸钙由锦州四合木质素磺酸钙有限公司提供；木质素磺酸钠由市场购得；改性淀粉由长城钻探工程院提供；发泡剂BZ-MBS-1为阴离子型表面活性剂，由北京百利时能源技术股份有限公司提供；稳泡剂BZ-MBSF-1为非离子型表面活性剂，由北京百利时能源技术股份有限公司提供。
实施例1
称取1000g水，依次加入密度为1.35g/cm3的钠水玻璃200g、粉煤灰20g、木质素磺酸钙2g、改性淀粉10g、发泡剂BZ-MBS-1 0.3g、稳泡剂BZ-MBSF-1 0.3g，3000rpm转速下剪切搅拌20min，制得成品。
实施例2
称取1000g水，依次加入密度为1.42g/cm3的钾水玻璃250g、粉煤灰10g、木质素磺酸钠1g、改性淀粉20g、发泡剂BZ-MBS-1 0.5g、稳泡剂BZ-MBSF-1 0.5g，3500rpm转速下剪切搅拌20min，制得成品。
实施例3
称取1000g水，依次加入密度为1.40g/cm3的锂水玻璃300g、粉煤灰30g、木质素磺酸钙5g、改性淀粉15g、发泡剂BZ-MBS-1 0.4g、稳泡剂BZ-MBSF-1 0.4g，3800rpm转速下剪切搅拌20min，制得成品。
实施例4
称取1000g水，依次加入密度为1.38g/cm3的钠水玻璃350g、粉煤灰20g、木质素磺酸钙4g、改性淀粉12g、发泡剂BZ-MBS-1 0.3g、稳泡剂BZ-MBSF-1 0.4g，4000rpm转速下剪切搅拌20min，制得成品。
实施例5
称取1000g水，依次加入密度为1.36g/cm3的钠水玻璃400g、粉煤灰20g、木质素磺酸钙2g、改性淀粉18g、发泡剂BZ-MBS-1 0.5g、稳泡剂BZ-MBSF-1 0.3g，3200rpm转速下剪切搅拌20min，制得成品。
实施例6
称取1000g水，依次加入密度为1.39g/cm3的钠水玻璃450g、粉煤灰25g、木质素磺酸钙3g、改性淀粉16g、发泡剂BZ-MBS-1 0.3g、稳泡剂BZ-MBSF-1 0.5g，3600rpm转速下剪切搅拌20min，制得成品。
实施例7
称取1000g水，依次加入密度为1.42g/cm3的钠水玻璃200g、粉煤灰20g、木质素磺酸钙2g、改性淀粉20g、发泡剂BZ-MBS-1 0.5g、稳泡剂BZ-MBSF-1 0.5g，3400rpm转速下剪切搅拌20min，制得成品。
实施例8
称取1000g水，依次加入密度为1.42g/cm3的钠水玻璃250g、粉煤灰20g、木质素磺酸钙2g、改性淀粉20g、发泡剂BZ-MBS-1 0.5g、稳泡剂BZ-MBSF-1 0.5g，3900rpm转速下剪切搅拌20min，制得成品。
实施例9
称取1000g水，依次加入密度为1.42g/cm3的钠水玻璃300g、粉煤灰20g、木质素磺酸钙2g、改性淀粉20g、发泡剂BZ-MBS-1 0.5g、稳泡剂BZ-MBSF-1 0.5g，4000rpm转速下剪切搅拌20min，制得成品。
实施例10
称取1000g水，依次加入密度为1.42g/cm3的钠水玻璃350g、粉煤灰20g、木质素磺酸钙2g、改性淀粉20g、发泡剂BZ-MBS-1 0.5g、稳泡剂BZ-MBSF-1 0.5g，3000rpm转速下剪切搅拌20min，制得成品。
实施例11
称取1000g水，依次加入密度为1.42g/cm3的钠水玻璃400g、粉煤灰20g、木质素磺酸钙2g、改性淀粉20g、发泡剂BZ-MBS-1 0.5g、稳泡剂BZ-MBSF-1 0.5g，3500rpm转速下剪切搅拌20min，制得成品。
实施例12
称取1000g水，依次加入密度为1.42g/cm3的钠水玻璃450g、粉煤灰20g、木质素磺酸钙2g、改性淀粉20g、发泡剂BZ-MBS-1 0.5g、稳泡剂BZ-MBSF-1 0.5g，3500rpm转速下剪切搅拌20min，制得成品。
实施例13
称取1000g水，依次加入密度为1.42g/cm3的钠水玻璃500g、粉煤灰20g、木质素磺酸钙2g、改性淀粉20g、发泡剂BZ-MBS-1 0.5g、稳泡剂BZ-MBSF-1 0.5g，4000rpm转速下剪切搅拌20min，制得成品。
(1)将实施例1-13所制备的稠油热采高温封窜复合调堵液进行性能测试，结果如表1所示。
表1室内配制稠油热采高温封窜复合调堵液性能
(2)将实施例7所制备的稠油热采高温封窜复合调堵液进行固化时间测试，考察了稠油热采高温封窜复合调堵液在80-300℃之间的固化时间。把配置好的稠油热采高温封窜复合调堵液分别放置在恒温油浴，调节温度，观察稠油热采高温封窜复合调堵液固化时间。结果如表2所示。
表2室内配制稠油热采高温封窜复合调堵液性能
由以上结果可知，随着温度的升高，固化时间变短。
(3)将实施例7-13所制备的稠油热采高温封窜复合调堵液进行固化时间测试，考察了不同水玻璃加量对固化时间的影响。结果如表3所示。
表3不同水玻璃加量与固化时间的关系(模拟温度200℃)
由以上结果可知，随着水玻璃加量的升高，固化时间变短。
(4)将实施例7-13所制备的稠油热采高温封窜复合调堵液进行封堵性能测试。封堵能力使用残余阻力系数表示；残余阻力系数FRR＝kw0/kw1；kw0为初始渗透率；kw1为堵后渗透率。结果如表4所示。
具体试验步骤如下：
①将岩心洗油，烘干，测量岩心长度、直径，采用煤油进行驱替，测量岩心渗透率；
②将岩心柱塞放入岩心加持器中，注入稠油热采高温封窜复合调堵液，注入压力梯度为10MPa/m；
③将岩心柱塞从岩心加持器中取出并放置在300℃恒温油浴中加热240min；
④将加热后的岩心柱塞放入岩心加持器中，测量封堵后的岩心渗透率，计算残余阻力系数。
表4
从实验结果可以看出，封堵后的渗透率均在44-50×10-3μm2，并且与初始渗透率无关。
实施例14
上述实施例7所制备的稠油热采高温封窜复合调堵液在现场应用实例：
东北部油田某稠油水平井，油层埋深1018～1053m，油层厚度16.5～24.5m。储层物性以砂砾岩、含砾不等粒砂岩为主，平均孔隙度为30％，平均渗透率为1000md，属高孔隙度、高渗透率储层。
截至2015年9月21日第六轮注汽后，阶段生产365天，周期产油247.3t，周期产水6691t，封窜堵水前日产液19t，日产油0.2t，含水99％，处于间歇生产状态。
2015年9月30日进行耐高温复合调堵施工，11月19日开井，26日产出液开始见油，12月8日含水下降到81.1％，后期含水持续下降，稳定在50％左右。截至16年3月15日，共产油942吨，平均日产液20t，平均日产油10t，含水50％左右，增产效果显著。
以上所述的实施例仅仅是对本发明的优选实施方式进行描述，并非对本发明的范围进行限定，在不脱离本发明设计精神的前提下，本领域普通技术人员对本发明的技术方案作出的各种变形和改进，均应落入本发明权利要求书确定的保护范围内。
Claims (10)
1.一种稠油热采高温封窜复合调堵液，其特征在于：组份包括水玻璃、粉煤灰、木质素磺酸盐、改性淀粉、发泡剂、稳泡剂和水；其中以水为1000重量份计，
2.根据权利要求1所述的稠油热采高温封窜复合调堵液，其特征在于：组份包括水玻璃、粉煤灰、木质素磺酸钙、改性淀粉、发泡剂、稳泡剂和水；其中以水为1000重量份计，
3.根据权利要求2所述的稠油热采高温封窜复合调堵液，其特征在于：所述水玻璃的密度为1.35～1.42g/cm3。
4.根据权利要求3所述的稠油热采高温封窜复合调堵液，其特征在于：所述水玻璃选自钠水玻璃、钾水玻璃和锂水玻璃中的一种或多种。
5.根据权利要求4所述的稠油热采高温封窜复合调堵液，其特征在于：所述木质素磺酸盐选自木质素磺酸钠和木质素磺酸钙中的至少一种。
6.根据权利要求5所述的稠油热采高温封窜复合调堵液，其特征在于：所述发泡剂为阴离子型表面活性剂；所述稳泡剂为非离子型表面活性剂。
7.根据权利要求6所述的稠油热采高温封窜复合调堵液，其特征在于：颜色为淡黄色，塑性粘度PV为4～6mPa.s，密度为1.03～1.08g/cm3，pH值为8。
8.权利要求1-7中任一项所述的稠油热采高温封窜复合调堵液的制备方法，其特征在于：包括以下步骤：
(1)按重量配比称量各组分；
(2)将水玻璃、粉煤灰、木质素磺酸盐、改性淀粉、发泡剂、稳泡剂依次加入水中；
(3)以3000～4000rpm的速度剪切搅拌20min，制得成品。
9.权利要求1-7中任一项所述的稠油热采高温封窜复合调堵液的封堵性能评价方法，其特征在于：封堵性能采用残余阻力系数表示；残余阻力系数FRR＝kw0/kw1，其中kw0为初始渗透率，kw1为堵后渗透率；具体包括以下步骤：
(1)将岩心洗油，烘干，测量岩心长度、直径，采用煤油进行驱替，测量岩心渗透率；
(2)将岩心柱塞放入岩心加持器中，注入稠油热采高温封窜复合调堵液，注入压力梯度为10MPa/m；
(3)将岩心柱塞从岩心加持器中取出并放置在300℃恒温油浴中加热240min；
(4)将加热后的岩心柱塞放入岩心加持器中，测量封堵后的岩心渗透率，计算残余阻力系数。
10.根据权利要求1-7中任一项所述的稠油热采高温封窜复合调堵液或根据权利要求8所述的方法制备的稠油热采高温封窜复合调堵液用于稠油热采封堵中的用途。
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