CN108117865B - 一种油藏深部液流的调控剂及其制备方法和应用 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种油藏深部液流的调控剂及其制备方法和应用。该油藏深部液流的调控剂的原料组成包括体积比为25‑40：60‑75的段塞Ⅰ和段塞Ⅱ；段塞Ⅰ的原料组成包括：椰油基酰胺丙基甜菜碱、椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱、果胶、酰胺改性淀粉共聚物YX‑Ⅰ、氯化钠、聚丙烯酸钠、苯酚、硫脲和余量的水；段塞Ⅱ的原料组成包括：高凝油油泥、硅藻土、白炭黑、石灰乳、聚乙烯醇、环氧树脂、四乙烯五胺、硅胶粉和余量的水。本发明还提供了上述调控剂制备方法。该调控剂用于中深层油藏注采井深部的调堵时的热稳定性好，封堵强度大，能够实现油藏深部的调堵，并且实现高凝油油泥的资源再利用。
Description
技术领域
本发明涉及一种油藏调控剂，尤其涉及一种利用高凝油的油泥合成的油藏深部液流的调控剂，属于油藏开采技术领域。
背景技术
油泥除含有常规联合站的浮渣等杂质外，还有较高含量的高凝油，成分复杂，流动性差，20℃时不具有流动性，凝固成团，加三倍水稀释，温度达到60℃-70℃完全融化，粘度小于100mPa·s，同时含有粒径大于1mm的砂粒等杂物。75℃油泥用60目筛网无法过滤。例如，沈阳油田为全国最大高凝油生产基地，联合站油泥主要来自于过滤罐反洗排污、斜板储油罐和浮选机出来的机杂浮渣、三相分离器、沉降罐和注水罐罐底油泥和清洗排污以及少量落地油泥。
现有的油泥的处理方法包括焚烧处理法、生物处理法、溶剂萃取法、热解吸法、焦化法、固化处理法、热解处理、焦化处理等。但是，现有的方法的技术门槛高，成熟度低，环保性差，成本高，未得到广泛应用。由于没有科学有效的处理途径，油泥的堆积已严重威胁到原油生产的正常运行，存储能力已达极限，迫切需要寻求出路。
另一方面，油藏深部液流的调堵也是油藏开采过程中需要解决的问题。目前的调控剂有无机型、聚合物型、泡沫型等；无机型调控剂的封堵性能好，但封堵半径小，只能在近井地带封堵；聚合物型调控剂具有一定的封堵能力，但耐温耐盐性能差；泡沫型调控剂可以增加返排能力，但封堵强度低，有效期短。
综上，高凝油油泥迫切需要一种有效的处理方法，而且，对于油藏封堵而言，有必要提供一种调控剂，能够实现油藏深部封堵，同时具有良好的耐温和耐盐性能，达到油井增产的目的。
发明内容
为了解决上述技术问题，本发明的目的在于利用高凝油油泥制备一种油藏深部液流的调控剂，该调控剂的热稳定性好，封堵强度大，能够实现油藏深部的调堵，同时与地层配伍性好，不污染地层，完全适合中深层油藏化学调堵，并且可以实现高凝油油泥的资源再利用。
为了实现上述目的，本发明提供了一种油藏深部液流的调控剂，该油藏深部的调控剂的原料组成包括体积比为25-40：60-75的段塞Ⅰ和段塞Ⅱ；其中，
以段塞Ⅰ的原料组成的总质量为100wt％计，段塞Ⅰ的原料组成包括：0.5％-2％的椰油基酰胺丙基甜菜碱、0.04％-0.1％的椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱、0.2％-0.5％的果胶、2％-5％的酰胺改性淀粉共聚物YX-Ⅰ、0.5％-1％的氯化钠、0.8％-1.2％的聚丙烯酸钠、0.08％-0.15％的苯酚、0.03％-0.08％的硫脲和余量的水；
以段塞Ⅱ的原料组成的总质量为100wt％计，段塞Ⅱ的原料组成包括：8％-15％的高凝油油泥、3％-6％的硅藻土、1％-3％的白炭黑、0.1％-0.3％的石灰乳、0.6％-1％的聚乙烯醇、0.8％-1.5％的环氧树脂、0.2％-0.4％的四乙烯五胺、1％-2％的硅胶粉和余量的水。
上述油藏深部液流的调控剂中，优选地，采用的聚丙烯酸钠的分子量为3000万-5000万。
上述油藏深部液流的调控剂中，优选地，采用的聚乙烯醇的分子量为118000-124000。
上述油藏深部液流的调控剂中，优选地，采用的环氧树脂为E44和/或环氧树脂E51。
上述油藏深部液流的调控剂中，优选地，采用的硅胶粉包括细孔A型硅胶粉；更优选地，为SGA-06、SGA-07、SGA-08型硅胶粉(青岛邦凯高新技术材料有限公司生产)中的一种或几种的组合。
上述油藏深部液流的调控剂中，优选地，以段塞Ⅰ的原料组成的总质量为100wt％计，段塞Ⅰ的原料组成包括：1.5％的椰油基酰胺丙基甜菜碱(上海金山经纬化工有限公司生产)、0.08％的椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱(上海金山经纬化工有限公司生产)、0.3％的果胶、4％的酰胺改性淀粉共聚物YX-Ⅰ(沈阳永信精细化工有限公司生产)、0.8％的氯化钠、0.9％的聚丙烯酸钠、0.1％的苯酚、0.05％的硫脲和余量的水。
上述油藏深部液流的调控剂中，优选地，以段塞Ⅱ的原料组成的总质量为100wt％计，段塞Ⅱ的原料组成包括：12％的高凝油油泥、5％的硅藻土、2％的白炭黑、0.25％的石灰乳、0.85％的聚乙烯醇、1.2％的环氧树脂、0.3％的四乙烯五胺、1.6％的硅胶粉(青岛邦凯高新技术材料有限公司生产)和余量的水。
本发明还提供了上述油藏深部液流的调控剂的制备方法，该制备方法包括以下步骤：
步骤一：将酰胺改性淀粉共聚物YX-Ⅰ、果胶、聚丙烯酸钠、氯化钠、椰油基酰胺丙基甜菜碱、椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱、苯酚和硫脲依次加到水中，常温搅拌，得到段塞Ⅰ；
步骤二：将高凝油油泥、硅藻土、白炭黑、石灰乳、聚乙烯醇、环氧树脂、硅胶粉和四乙烯五胺依次加到水中，常温搅拌，得到段塞Ⅱ。
在上述制备方法中，优选地，在步骤一中，搅拌的时间为10min-15min。
在上述制备方法中，优选地，在步骤二中，搅拌的时间为15min-20min。
本发明的上述油藏深部液流的调控剂可以用于中深层油藏注采井深部(1/2-3/4井距距离)的调堵，用于中深层油藏注采井深部的调堵时，以先注入段塞Ⅰ，后注入段塞Ⅱ的顺序交替注入到目的层中。
本发明的油藏深部液流的调控剂由段塞Ⅰ和段塞Ⅱ组成，注入过程中，按照顺序交替注入，形成多个段塞；其中，段塞Ⅰ注入地层深部后，建立封堵墙，可以防止油泥窜流，同时具备一定的封堵强度；段塞Ⅱ具有较强的封堵强度和耐温耐盐性，能够封堵高渗透层，扩大波及体积，提高驱油效率，改善生产效果。
本发明的油藏深部液流的调控剂的耐温抗盐性能好，封堵强度大，同时现场采用复合段塞施工工艺，可以实现油藏深部(1/2-3/4井距距离)的封堵。
本发明利用高凝油油泥制成的油藏深部液流的调控剂的制备方法简便，原料易得，同时有效回收利用了高凝油油泥。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
实施例1
本实施例提供了一种油藏深部液流的调控剂，其包括体积比为35：65的段塞Ⅰ和段塞Ⅱ，其中，
以段塞Ⅰ的原料组成的总质量为100wt％计，段塞Ⅰ的原料组成包括：1.5％的椰油基酰胺丙基甜菜碱、0.08％的椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱、0.3％的果胶、4％的酰胺改性淀粉共聚物YX-Ⅰ、0.8％的氯化钠、0.9％的聚丙烯酸钠、0.1％的苯酚、0.05％的硫脲和余量的水；
以段塞Ⅱ的原料组成的总质量为100wt％计，段塞Ⅱ的原料组成包括：12％的高凝油油泥、5％的硅藻土、2％的白炭黑、0.25％的石灰乳、0.85％的聚乙烯醇、1.2％的环氧树脂、0.3％的四乙烯五胺、1.6％的硅胶粉和余量的水。
上述油藏深部液流的调控剂通过以下步骤制备得到：
步骤一：将酰胺改性淀粉共聚物YX-Ⅰ、果胶、聚丙烯酸钠、氯化钠、椰油基酰胺丙基甜菜碱、椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱、苯酚和硫脲依次加到水中，常温搅拌10min，得到段塞Ⅰ；
步骤二：将高凝油油泥、硅藻土、白炭黑、石灰乳、聚乙烯醇、环氧树脂、硅胶粉和四乙烯五胺依次加到水中，常温搅拌15min，得到段塞Ⅱ。
上述油藏深部液流的调控剂用于中深层油藏的深部调堵时，是将段塞Ⅰ利用注入泵注入到目的层中，再注入段塞Ⅱ。
将上述利用高凝油油泥制成的油藏深部液流的调控剂进行室内岩心模拟实验，测试封堵前后渗透率，考察该调控剂的耐温性能和封堵强度，实验结果见表1。
耐温性能和封堵强度根据调控剂在不同高温条件下的封堵率指标进行验证，封堵率为岩心在调控剂前后渗透率的差值与调控剂前渗透率的比值，以此来表征堵剂的封堵效果。
耐温性能
先将岩心抽空，用地层水驱替液饱和后，测定岩心的封堵前水相渗透率K1后，再往岩心中注入本实施例的油藏深部液流的调控剂，将制成的岩心放入装有蒸馏水的高温高压钢瓶中，将高温高压钢瓶放入高温环境的烘箱中，恒温7d后取出，测定岩心耐温后水相渗透率K2，按照以下公式计算封堵率：
X＝(1-K2/K1)×100
X：封堵率，用百分数表示(％)；
K1：岩心封堵前渗透率，单位为毫达西(10-3μm2)；
K2：岩心封堵后渗透率，单位为毫达西(10-3μm2)。
表1
| 岩心编号 | 环境温度/℃ | 堵前渗透率/×10<sup>-3</sup>μm<sup>2</sup> | 堵后渗透率/×10<sup>-3</sup>μm<sup>2</sup> | 封堵率(％) |
| 11 | 70 | 886 | 95 | 89.3 |
| 12 | 90 | 901 | 102 | 88.7 |
| 13 | 120 | 890 | 146 | 83.6 |
| 14 | 150 | 856 | 205 | 76.1 |
| 15 | 200 | 847 | 256 | 69.8 |
| 16 | 220 | 806 | 266 | 67 |
从表1可知，实施例中的调控剂随着温度的升高，对高渗透岩心的封堵性能逐渐降低，封堵率在65％-90％左右，表明本实施例的调控剂在220℃高温条件下，仍然具有良好的封堵能力，可以有效封堵高渗透层，能够满足中深层油藏不同的调堵要求。
封堵强度
向岩芯中通入不同段塞比例的上述调控剂，测量岩芯的渗透率变化并计算封堵率，考察调控剂的封堵性能，试验结果见表2。
表2
| 段塞体积浓度(％) | 环境温度(℃) | 封堵率(％) |
| 25％段塞Ⅰ+75％段塞Ⅱ | 120 | 92.5 |
| 28％段塞Ⅰ+72％段塞Ⅱ | 120 | 89.7 |
| 30％段塞Ⅰ+70％段塞Ⅱ | 120 | 86.3 |
| 35％段塞Ⅰ+65％段塞Ⅱ | 120 | 83.6 |
| 38％段塞Ⅰ+62％段塞Ⅱ | 120 | 78.6 |
| 40％段塞Ⅰ+60％段塞Ⅱ | 120 | 70.2 |
表2表明：段塞组合在不同的体积浓度下，调控剂在120℃高温条件下，对岩心的封堵率为70％-93％，通过改变段塞组合的比例，可以控制调控剂的封堵性能，满足不同措施井的封堵强度要求。
耐盐性能
本实施例1的调控剂用矿化度为120000mg/L的水配成，测试本实施例制得的调控剂在不同温度条件下的粘度变化情况，测试结果见表3：
表3
| 温度，℃ | 70 | 90 | 120 | 150 | 170 | 190 | 200 | 220 |
| 粘度，mPa·s | 50732 | 45206 | 40115 | 34985 | 22265 | 15523 | 9136 | 5592 |
测试本实施例1制得调控剂在120000mg/L高矿化度条件下，从表3的结果可以看出，本实施例的调控剂在200℃以下时，能保持较大粘度，起到高强度封堵的作用，在温度超过200℃以后，粘度下降较快，调控剂性能才开始失效，说明本实施例的调控剂满足高温高盐环境的性能要求。
将本实施例制得的调控剂应用于油水井调剖堵水中。
具体为：在辽河油田SW块现场试验5井次，现场采用搅拌保温罐配制，利用泵注设备注入井底，平均单井用量在1200方，注入压力15MPa以内，措施成功率达100％，累计增油1125吨，综合含水平均下降8.9％，增油降水效果显著，取得了良好的经济和社会效益，减少了环境污染，实现了高凝油油泥资源的合理有效利用。
以上实施例说明，本发明的油藏深部液流的调控剂的热稳定性好，封堵强度大，能够实现油藏深部的调堵，同时与地层配伍性好，不污染地层，完全适合中深层油藏化学调堵技术，并且实现了高凝油油泥的资源再利用。
Claims (8)
1.一种油藏深部液流的调控剂，其特征在于，该油藏深部液流的调控剂的原料组成包括体积比为25-40：60-75的段塞Ⅰ和段塞Ⅱ；其中，
以所述段塞Ⅰ的原料组成的总质量为100wt％计，所述段塞Ⅰ的原料组成包括：0.5％-2％的椰油基酰胺丙基甜菜碱、0.04％-0.1％的椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱、0.2％-0.5％的果胶、2％-5％的酰胺改性淀粉共聚物YX-Ⅰ、0.5％-1％的氯化钠、0.8％-1.2％的聚丙烯酸钠、0.08％-0.15％的苯酚、0.03％-0.08％的硫脲和余量的水；
以所述段塞Ⅱ的原料组成的总质量为100wt％计，所述段塞Ⅱ的原料组成包括：8％-15％的高凝油油泥、3％-6％的硅藻土、1％-3％的白炭黑、0.1％-0.3％的石灰乳、0.6％-1％的聚乙烯醇、0.8％-1.5％的环氧树脂、0.2％-0.4％的四乙烯五胺、1％-2％的硅胶粉和余量的水；
所述聚丙烯酸钠的分子量为3000万-5000万；所述聚乙烯醇的分子量为118000-124000；
所述环氧树脂为E44和/或环氧树脂E51；所述硅胶粉包括细孔A型硅胶粉，为SGA-06、SGA-07、SGA-08型硅胶粉中的一种或几种的组合。
2.根据权利要求1所述的油藏深部液流的调控剂，其特征在于，以所述段塞Ⅰ的原料组成的总质量为100wt％计，所述段塞Ⅰ的原料组成包括：1.5％的椰油基酰胺丙基甜菜碱、0.08％的椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱、0.3％的果胶、4％的酰胺改性淀粉共聚物YX-Ⅰ、0.8％的氯化钠、0.9％的聚丙烯酸钠、0.1％的苯酚、0.05％的硫脲和余量的水。
3.根据权利要求1所述的油藏深部液流的调控剂，其特征在于，以所述段塞Ⅱ的原料组成的总质量为100wt％计，所述段塞Ⅱ的原料组成包括：12％的高凝油油泥、5％的硅藻土、2％的白炭黑、0.25％的石灰乳、0.85％的聚乙烯醇、1.2％的环氧树脂、0.3％的四乙烯五胺、1.6％的硅胶粉和余量的水。
4.权利要求1-3任一项所述的油藏深部液流的调控剂的制备方法，其特征在于，该制备方法包括以下步骤：
步骤一：将酰胺改性淀粉共聚物YX-Ⅰ、果胶、聚丙烯酸钠、氯化钠、椰油基酰胺丙基甜菜碱、椰油酰胺丙基羟磺基甜菜碱、苯酚和硫脲依次加到水中，常温搅拌，得到段塞Ⅰ；
步骤二：将高凝油油泥、硅藻土、白炭黑、石灰乳、聚乙烯醇、环氧树脂、硅胶粉和四乙烯五胺依次加到水中，常温搅拌，得到段塞Ⅱ。
5.根据权利要求4所述的制备方法，其特征在于，所述步骤一中，搅拌的时间为10min-15min。
6.根据权利要求4所述的制备方法，其特征在于，所述步骤二中，搅拌的时间为15min-20min。
7.权利要求1-3任一项所述的油藏深部液流的调控剂的应用，其特征在于，该油藏深部液流的调控剂用于中深层油藏注采井深部的调堵。
8.根据权利要求7所述的油藏深部液流的调控剂的应用，其特征在于，该油藏深部液流的调控剂用于中深层油藏注采井深部的调堵时，以先注入段塞Ⅰ，后注入段塞Ⅱ的顺序交替注入到目的层中。
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