CN110669485A - 一种浅层低温油藏微泡沫暂堵剂及其制备方法 - Google Patents

一种浅层低温油藏微泡沫暂堵剂及其制备方法 Download PDF

Info

Publication number
CN110669485A
CN110669485A CN201911092654.0A CN201911092654A CN110669485A CN 110669485 A CN110669485 A CN 110669485A CN 201911092654 A CN201911092654 A CN 201911092654A CN 110669485 A CN110669485 A CN 110669485A
Authority
CN
China
Prior art keywords
temporary plugging
plugging agent
micro
low
foam
Prior art date
Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
Pending
Application number
CN201911092654.0A
Other languages
English (en)
Inventor
杨二龙
刘永胜
王梅
董驰
吴俊�
姚宝春
Current Assignee (The listed assignees may be inaccurate. Google has not performed a legal analysis and makes no representation or warranty as to the accuracy of the list.)
Northeast Petroleum University
Original Assignee
Northeast Petroleum University
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Northeast Petroleum University filed Critical Northeast Petroleum University
Priority to CN201911092654.0A priority Critical patent/CN110669485A/zh
Publication of CN110669485A publication Critical patent/CN110669485A/zh
Pending legal-status Critical Current

Links

Images

Classifications

    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/516—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls characterised by their form or by the form of their components, e.g. encapsulated material
    • C09K8/518—Foams
    • C—CHEMISTRY; METALLURGY
    • C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
    • C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
    • C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
    • C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
    • C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
    • C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
    • C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
    • C09K8/514—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds of natural origin, e.g. polysaccharides, cellulose

Abstract

本发明公开了一种浅层低温油藏微泡沫暂堵剂及其制备方法，应用于提高油田采收率技术领域。所述浅层低温油藏微泡沫暂堵剂由以下组分按照同一重量标准的不同重量份构成，即200重量份NaHCO3水型地层水、0.4~0.6重量份十六烷基苯磺酸钠、1.5~2.0重量份羧甲基纤维素钠、1.0~2.0重量份可溶性淀粉；所述浅层低温油藏微泡沫暂堵剂在温度范围为30℃～40℃之间的低温油藏中使用。本种浅层低温油藏微泡沫暂堵剂具有良好的起泡性能，较大的发泡量，较强的稳定性；可在较长时间内维持相对稳定的状态，有较强的耐压强度；具有较好的注入性能，可优先进入低压层，且对低压层封堵能力强，对高压层封堵能力弱，失效后不污染低压层，具有较强的实时封堵能力。

Description

一种浅层低温油藏微泡沫暂堵剂及其制备方法
技术领域
本发明涉及提高油田采收率技术领域，具体涉及一种浅层低温油藏微泡沫暂堵剂及其制备方法。
背景技术
压裂是油气井增产、注水井增注的一项重要技术措施，不仅广泛应用于低渗透油气藏，而且在中高渗透油气藏的增产改造中也有很好的作用。其原理是利用地面高压泵组，将液体(通常是水)大量注入井中，当产生的压力大于地应力和地层岩石抗张强度时，就会产生裂缝，进行油气增产。当需要产生新的裂缝时，需要将暂堵剂注入原有裂缝中进行裂缝封堵，在压力的作用下进行裂缝转向。转向重复压裂暂堵剂应具备较强的暂堵能力，渗透率恢复率高，对地层伤害较小的特点。国内外前期研发的转向压裂用暂堵剂，普遍适用温度较高的储层，但是并不适用中低温储层，原因在于高温储层的暂堵剂用于对低温储层已有裂缝进行封堵后，难以溶解解堵，因此渗透率恢复率极低，且现有的暂堵剂多采用丙烯酰胺、聚丙烯酰胺等材料，油溶性差，对地层伤害大。
专利号CN107641508A公开了一种暂堵剂及其制备方法，当暂堵剂的注入量达到3PV时，既能满足暂堵和解堵的要求，又可节约成本，但其对地层污染严重，环保能力差。专利号CN109054788A公开了一种压裂暂堵剂及其制备方法，具有施工方便、成塞强度高、自行降解的优点，不会污染油井，造成油井的堵塞，但是制备过程较为复杂，成本相对高昂，且只能在高温地层自行降解，并不适用于低温地层。专利号CN110079288A公开了一种膨胀性暂堵剂及其制备方法，承压能力可达15Mpa，140℃下在水中或20％盐酸中半小时几乎不溶解，二十小时后几乎完全降解，但在30℃下在水中48小时后溶解程度低于75%，因此该暂堵剂只适用于高于55℃的高温高渗透率油藏。
发明内容
为了解决背景技术中所提到的（1）地层污染严重，环保性能差；（2）工艺复杂，成本高昂；（3）低温、低渗透油藏适应性差的问题，本发明提供了一种浅层低温油藏微泡沫暂堵剂及其制备方法, 所述浅层低温油藏微泡沫暂堵剂具有良好的起泡性能，较大的发泡量，较强的稳定性；可在较长时间内维持相对稳定的状态，有较强的耐压强度；具有较好的注入性能，可优先进入低压层，且对低压层封堵能力强，对高压层封堵能力弱，失效后不污染低压层，具有较强的实时封堵能力。
本发明的技术方案是：该种浅层低温油藏微泡沫暂堵剂，由以下组分，按照同一重量标准的重量份数构成：
200份 NaHCO3水型地层水；
0.4~0.6份 十六烷基苯磺酸钠；
1.5 ~2份 羧甲基纤维素钠；
1~2份 可溶性淀粉。
优选的，所述十六烷基苯磺酸钠为二甲基—十六烷基苯磺酸钠。
优选的，羧甲基纤维素钠的取代度范围在0.5～1.2之间。
优选的，所述可溶性淀粉为红薯淀粉、土豆淀粉和玉米淀粉中的一种。
优选的，所述NaHCO3水型地层水为油井产出液除油并过滤后制得的污水、模拟水和注入水中的一种，其矿化度范围在4000 mg/L～7000mg/L之间。
用于制备前述微泡沫暂堵剂的方法，包括以下步骤：
步骤1）将200重量份NaHCO3水型地层水放入加热装置中，将地层水加热至目标地层温度后，加入0.4~0.6重量份的十六烷基苯磺酸钠，搅拌至十六烷基苯磺酸钠完全溶解，得到A溶液；
步骤2）将1.5 ~2.0重量份的羧甲基纤维素钠加入步骤1）得到的A溶液中，搅拌至羧甲基纤维素钠完全溶解，得到B溶液；
步骤3）将1.0~2.0重量份的可溶性淀粉加入步骤2）得到的B溶液中，搅拌至可溶性淀粉完全溶解，得到所述浅层低温油藏微泡沫暂堵剂。
应用前述浅层低温油藏微泡沫暂堵剂的方法，其独特之处在于，所述浅层低温油藏微泡沫暂堵剂在油藏温度范围是30℃～40℃之间的低温油藏中使用。
本发明具有如下有益效果：
（1）该种浅层低温油藏微泡沫暂堵剂具有良好的起泡性能，较大的发泡量，较强的稳定性(最长可达到50h)；
（2）可以在不间断泵入过程中保持稳定的性能，所产生的的泡沫为细小、均匀状态，析水时间为58小时-72小时，故可在较长时间内维持相对稳定的状态，有较强的耐压强度；
（3）注入性能好，能优先进入低压层，且对低压层封堵能力强，对高压层封堵能力弱，失效后不污染低压层，具有较强的实时封堵能力；
（4）由于随着苯环向烷基链中心碳原子移动的过程中，界面张力变化总的趋势逐渐减小，所以二甲基—十六烷基苯磺酸钠比常用的十六烷基苯磺酸钠有更小的界面张力，发泡性能更强，稳定性更好。
附图说明：
图1为羧甲基纤维素钠质量浓度与稳定时间关系曲线图。
具体实施方式：
下面结合附图对本发明作进一步说明：
为了充分了解本发明的目的、特效及功效，首先给出本发明优选实施例确定的依据。
（一）十六烷基苯磺酸钠最佳浓度的确定
对十六烷基苯磺酸钠在不同浓度下的起泡及稳泡效果进行评价，选用发泡量与半衰期的乘积（以下简称发泡性能参数）做指标，发泡性能参数越大，泡沫性能越好。
测试条件：温度为33℃；试验转速为1000r/min；测试体系为200mL地层水+不同质量的十六烷基苯磺酸钠。
表1 不同浓度十六烷基苯磺酸钠起泡及稳泡效果数据表
起泡剂 发泡量(mL) 半衰期(s) 发泡性能参数(ml.s) 表观特征
0.05%十六烷基磺酸钠 110 20 2200 细小、均匀
0.1%十六烷基磺酸钠 220 80 17600 细小，均匀
0.15%十六烷基磺酸钠 350 210 73500 细小，均匀
0.2%十六烷基磺酸钠 520 480 249600 较小，均匀
0.25%十六烷基磺酸钠 580 560 324800 细小，均匀
0.3%十六烷基磺酸钠 590 380 224200 细小，均匀
0.35%十六烷基磺酸钠 600 320 192000 小、均匀
0.4%十六烷基磺酸钠 650 300 195000 小、均匀
0.5%十六烷基磺酸钠 750 290 217500 小、均匀
随着十六烷基苯磺酸钠浓度的增加发泡量逐步增加，但在质量浓度大于0.25%以后半衰期却先增加后减小，因此十六烷基苯磺酸钠的重量比选择为0.4～0.6份。
(二)羧甲基纤维素钠最佳浓度的确定
羧甲基纤维素钠具有一定的粘度，其表面张力的大小和液膜的强度决定了微泡沫的生成与稳定性。微泡沫在表面张力较低时更容易生成，微泡沫稳定性关键取决于液膜的表面粘度，因此不同的质量浓度对羧甲基纤维素钠的稳定时间也有很大的影响。
测试条件：温度为33℃；试验转速为1000r/min；配制为200mL地层水+0.25%十六烷基苯磺酸钠+不同质量的羧甲基纤维素钠。
随着羧甲基纤维素钠质量浓度的增加，稳泡时间逐步提高；但羧甲基纤维素钠的质量浓度越高，表面粘度越高，现场实施较为困难。综合性价比以及现场实施难易程度，羧甲基纤维素钠的质量浓度为0.75%～1.0%，羧甲基纤维素钠质量浓度与稳定时间关系曲线见图1，当羧甲基纤维素钠质量浓度为0.4%～0.75%时，稳定时间随质量浓度的增加而较快增加；当羧甲基纤维素钠质量浓度为0.75%～1%时，稳定时间趋于稳定，最高可达50h。
（三）淀粉种类的确定
浅层低温油藏微泡沫暂堵剂需要达到较高的耐压强度，需要添加水溶性的颗粒物质（淀粉类）作为微泡沫的内核。通过固定其他几种组分的类型和用量，对淀粉种类进行优选。
测试条件：温度为33℃；试验转速为1000r/min；配制为200mL地层水+0.25%十六烷基苯磺酸钠+0.8%羧甲基纤维素钠+不同种类的淀粉。
表2 不同种类淀粉的稳定时间数据表
Figure 436642DEST_PATH_IMAGE002
以上3种类型淀粉中，可溶性淀粉具有更长的析水时间，形成的泡沫稳定性较优。
（四）可溶性淀粉最佳浓度的确定
通过固定组分的类型和用量，改变可溶性淀粉的浓度，通过观察析水时间来优选可溶性淀粉的添加浓度。
实验条件：试验转速为1000r/min；实验体系：200ml地层水+0.25%十六烷基苯磺酸钠+0.8%羧甲基纤维素钠+不同质量的可溶性淀粉。
表3 可溶性淀粉的添加浓度性能数据表
Figure 353782DEST_PATH_IMAGE004
在可溶性淀粉的质量浓度大于0.8%以后析水时间逐步降低，因此可溶性淀粉的重量比为1～2份。
下面给出本发明的三个具体实施例：
具体实施例1：
通过浅层低温油藏微泡沫暂堵剂中几种组分的对比测试评价效果，确定浅层低温油藏微泡沫暂堵剂的配比为200份NaHCO3水型，矿化度为5700mg/L的地层水；0.5份二甲基—十六烷基苯磺酸钠；1.8份取代度为0.9的羧甲基纤维素钠；1.6份可溶性淀粉。
步骤1）将200份地层水移入烧杯中，通过恒温水浴将烧杯内地层水加热至目标地层温度后，加入0.5份的十六烷基苯磺酸钠，搅拌至十六烷基苯磺酸钠完全溶解，得到A溶液；步骤2）将1.8份的羧甲基纤维素钠加入步骤1）得到的A溶液中，搅拌至羧甲基纤维素钠完全溶解，得到B溶液；步骤3）将1.6份的可溶性淀粉加入步骤2）得到的B溶液中，搅拌至可溶性淀粉完全溶解，得到该浅层低温油藏微泡沫暂堵剂。
将20～40目，40～60目、60～80目石英砂按照质量比1:1:1比例混合，填入填砂管，在液压机上加入不同的压力，分别制备岩芯规格为Φ2.5×220mm，渗透率分别为7.87×10-3μm2、17.93×10-3μm2、84.7×10-3μm2、168×10-3μm2、736×10-3μm2、1257×10-3μm2的填砂管。
（一）浅层低温油藏微泡沫暂堵剂封堵效果评价
通过向单管人造岩芯内注入浅层低温油藏微泡沫暂堵剂，评价浅层低温油藏微泡沫暂堵剂在不同用量下对不同渗透率岩芯的封堵强度。将配制好的浅层低温油藏微泡沫暂堵剂装入250ml的中间容器，连接在预处理好的Φ2.5×220mm填砂管上。在33℃条件下，以恒定流速进行驱替实验，不同渗透率的填砂管注入不同用量的浅层低温油藏微泡沫暂堵剂，测水驱突破压力。
表4浅层低温油藏微泡沫暂堵剂不同注入量条件下
不同渗透率岩芯的封堵效果数据表
Figure 71203DEST_PATH_IMAGE006
在相同注入量的情况下，随着岩芯渗透率的增加，浅层低温油藏微泡沫暂堵剂暂堵后的突破压力梯度逐步减小。当渗透率较低的时候，岩芯孔隙较小，泡沫体系较难进入孔隙深部，此时起作用的主要是高粘度的羧甲基纤维素钠在岩芯端面形成的粘性膜；该粘性膜能有效地阻止后续流体进入岩芯内部。渗透率为7.87×10-3μm2，注入量0.5PV时，浅层低温油藏微泡沫暂堵剂的注入压力达到28MPa，突破压力32MPa。当渗透处于中等渗透率等范围之内的时候（100～200×10-3μm2），高粘度可溶性淀粉和泡沫体系均起作用，表现为较低的注入压力，较高的突破压力。渗透率为84.7×10-3μm2，注入量0.5PV，浅层低温油藏微泡沫暂堵剂的注入压力为10.42MPa，突破压力28MPa，表现为较易注入，且较难突破，说明微泡沫浅层低温油藏微泡沫暂堵剂较好地与此范围内的岩芯孔隙相匹配。当渗透率处于高渗透范围的时候（大于736×10-3μm2），浅层低温油藏微泡沫暂堵剂均难以起到较好的封堵效果，突破压力明显处于较低的水平。在渗透率相同的情况下，随着注入量的增加，微泡沫暂堵后的突破压力梯度逐步增大。
随着注入量的增多，进入岩芯内部的浅层低温油藏微泡沫暂堵剂越多，占据的孔隙空间越多，后续流体难以突破；在高粘度的羧甲基纤维素钠和泡沫体系的作用下，表现为较高的突破压力梯度。通过浅层低温油藏微泡沫暂堵剂在不同注入量下对不同渗透率岩芯的暂堵评价实验表明，浅层低温油藏微泡沫暂堵剂对中低渗透率岩芯封堵强度较好，最佳用量为0.3PV，相比水溶性SC—JXSG高效暂堵剂，虽然也适用于转向重复压裂，但需注入量为1PV，暂堵率才能达到99%。
（二）浅层低温油藏微泡沫暂堵剂降解性能评价
通过进入人造岩芯孔隙产生的堵塞作用来进行封堵；随着后续水洗的作用，泡沫外壁液膜逐步破灭，封堵能力逐步变差，渗透率逐步恢复。
在33℃条件下，采用浅层低温油藏微泡沫暂堵剂对17.93×10-3μm2、168×10-3μm2、736×10-3μm2种规格岩芯暂堵后的渗透率恢复效果进行评价。
表5浅层低温油藏微泡沫暂堵剂对不同渗透率岩芯暂堵后的
渗透率恢复数据表
Figure 154827DEST_PATH_IMAGE008
浅层低温油藏微泡沫暂堵剂对三种渗透率级别的岩芯暂堵后均有较好的封堵效果，同时水驱后渗透率恢复率较高。
对于较低渗透率（10～100×10-3μm2）的岩芯很难进入到孔隙中，此时发挥暂堵作用的主要是浅层低温油藏微泡沫暂堵剂中的羧甲基纤维素钠，羧甲基纤维素钠可以在岩芯端面形成一层粘性膜，有效地防止后续流体进入到岩芯内部，起到了较好的暂堵保护效果；当反向水驱测量渗透率恢复率的时候，注入水较易突破粘性膜，表现为渗透率恢复速度较快。
对于渗透率中等（100～200×10-3μm2）的岩芯，浅层低温油藏微泡沫暂堵剂进入到岩芯内部，在可溶性淀粉和泡沫对岩芯孔隙贾敏效应的双重作用下，能有效地阻止后续流体进入岩芯内部，暂堵后渗透率降低幅度较大，突破压力升幅明显；且随着渗透率的增加，暂堵效果增加。
对于渗透率较高（200～1000×10-3μm2）的岩芯，浅层低温油藏微泡沫暂堵剂可以进入到岩芯内部，但由于岩芯孔隙较大，浅层低温油藏微泡沫暂堵剂很难在孔隙中长时间存留，虽然能起到一定的封堵效果，渗透率恢复率也较好，但暂堵后突破压力梯度较低。
具体实施例2：
通过浅层低温油藏微泡沫暂堵剂中几种组分的对比测试评价效果，确定浅层低温油藏微泡沫暂堵剂的配比为200份NaHCO3水型，矿化度为4000mg/L的地层水；0.4份二甲基—十六烷基苯磺酸钠；1.5份取代度为0.5的羧甲基纤维素钠；1.0份可溶性淀粉。步骤1）将200份地层水移入烧杯中，通过恒温水浴将烧杯内地层水加热至目标地层温度后，加入0.4份的十六烷基苯磺酸钠，搅拌至十六烷基苯磺酸钠完全溶解，得到A溶液；步骤2）将1.5份的羧甲基纤维素钠加入步骤1）得到的A溶液中，搅拌至羧甲基纤维素钠完全溶解，得到B溶液；步骤3）将1.0份的可溶性淀粉加入步骤2）得到的B溶液中，搅拌至可溶性淀粉完全溶解，得到该浅层低温油藏微泡沫暂堵剂。
将20～40目，40～60目、60～80目石英砂按照质量比1:1:1比例混合，填入填砂管，在液压机上加入不同的压力，分别制备岩芯规格为Φ2.5×220mm，渗透率分别为7.87×10-3μm2、17.93×10-3μm2、84.7×10-3μm2、168×10-3μm2、736×10-3μm2、1257×10-3μm2的填砂管。
（一）浅层低温油藏微泡沫暂堵剂封堵效果评价
通过向单管人造岩芯内注入浅层低温油藏微泡沫暂堵剂，评价浅层低温油藏微泡沫暂堵剂在不同用量下对不同渗透率岩芯的封堵强度。将配制好的浅层低温油藏微泡沫暂堵剂装入250ml的中间容器，连接在预处理好的Φ2.5×220mm填砂管上。在30℃条件下，以恒定流速进行驱替实验，不同渗透率的填砂管注入不同用量的浅层低温油藏微泡沫暂堵剂，测水驱突破压力。
表6浅层低温油藏微泡沫暂堵剂不同注入量条件下
不同渗透率岩芯的封堵效果数据表
Figure 969200DEST_PATH_IMAGE010
在相同注入量的情况下，随着岩芯渗透率的增加，浅层低温油藏微泡沫暂堵剂暂堵后的突破压力梯度逐步减小。当渗透率较低的时候，岩芯孔隙较小，泡沫体系较难进入孔隙深部，此时起作用的主要是高粘度的羧甲基纤维素钠在岩芯端面形成的粘性膜；该粘性膜能有效地阻止后续流体进入岩芯内部。渗透率为7.87×10-3μm2，注入量0.5PV时，浅层低温油藏微泡沫暂堵剂的注入压力达到28MPa，突破压力31.2MPa。当渗透处于中等渗透率等范围之内的时候（100～200×10-3μm2），高粘度可溶性淀粉和泡沫体系均起作用，表现为较低的注入压力，较高的突破压力。渗透率为84.7×10-3μm2，注入量0.5PV，浅层低温油藏微泡沫暂堵剂的注入压力为10.42MPa，突破压力27.6MPa，表现为较易注入，且较难突破，说明微泡沫浅层低温油藏微泡沫暂堵剂较好地与此范围内的岩芯孔隙相匹配。当渗透率处于高渗透范围的时候（大于736×10-3μm2），浅层低温油藏微泡沫暂堵剂均难以起到较好的封堵效果，突破压力明显处于较低的水平。在渗透率相同的情况下，随着注入量的增加，微泡沫暂堵后的突破压力梯度逐步增大。
随着注入量的增多，进入岩芯内部的浅层低温油藏微泡沫暂堵剂越多，占据的孔隙空间越多，后续流体难以突破；在高粘度的羧甲基纤维素钠和泡沫体系的作用下，表现为较高的突破压力梯度。通过浅层低温油藏微泡沫暂堵剂在不同注入量下对不同渗透率岩芯的暂堵评价实验表明，浅层低温油藏微泡沫暂堵剂对中低渗透率岩芯封堵强度较好，最佳用量为0.3PV，相比水溶性SC—JXSG高效暂堵剂，虽然也适用于转向重复压裂，但需注入量为1PV，暂堵率才能达到99%。
（二）浅层低温油藏微泡沫暂堵剂降解性能评价
通过进入人造岩芯孔隙产生的堵塞作用来进行封堵；随着后续水洗的作用，泡沫外壁液膜逐步破灭，封堵能力逐步变差，渗透率逐步恢复。
在30℃条件下，采用浅层低温油藏微泡沫暂堵剂对17.93×10-3μm2、168×10-3μm2、736×10-3μm2种规格岩芯暂堵后的渗透率恢复效果进行评价。
表7浅层低温油藏微泡沫暂堵剂对不同渗透率岩芯暂堵后的
渗透率恢复数据表
Figure 729345DEST_PATH_IMAGE012
浅层低温油藏微泡沫暂堵剂对三种渗透率级别的岩芯暂堵后均有较好的封堵效果，同时水驱后渗透率恢复率较高。
对于较低渗透率（10～100×10-3μm2）的岩芯很难进入到孔隙中，此时发挥暂堵作用的主要是浅层低温油藏微泡沫暂堵剂中的羧甲基纤维素钠，羧甲基纤维素钠可以在岩芯端面形成一层粘性膜，有效地防止后续流体进入到岩芯内部，起到了较好的暂堵保护效果；当反向水驱测量渗透率恢复率的时候，注入水较易突破粘性膜，表现为渗透率恢复速度较快。
对于渗透率中等（100～200×10-3μm2）的岩芯，浅层低温油藏微泡沫暂堵剂进入到岩芯内部，在可溶性淀粉和泡沫对岩芯孔隙贾敏效应的双重作用下，能有效地阻止后续流体进入岩芯内部，暂堵后渗透率降低幅度较大，突破压力升幅明显；且随着渗透率的增加，暂堵效果增加。
对于渗透率较高（200～1000×10-3μm2）的岩芯，浅层低温油藏微泡沫暂堵剂可以进入到岩芯内部，但由于岩芯孔隙较大，浅层低温油藏微泡沫暂堵剂很难在孔隙中长时间存留，虽然能起到一定的封堵效果，渗透率恢复率也较好，但暂堵后突破压力梯度较低。
具体实施例3：
通过浅层低温油藏微泡沫暂堵剂中几种组分的对比测试评价效果，确定浅层低温油藏微泡沫暂堵剂的配比为200份NaHCO3水型，矿化度为7000mg/L的地层水；0.6份二甲基—十六烷基苯磺酸钠；2.0份取代度为1.2的羧甲基纤维素钠；2.0份可溶性淀粉。步骤1）将200份地层水移入烧杯中，通过恒温水浴将烧杯内地层水加热至目标地层温度后，加入0.4份的十六烷基苯磺酸钠，搅拌至十六烷基苯磺酸钠完全溶解，得到A溶液；步骤2）将2.0份的羧甲基纤维素钠加入步骤1）得到的A溶液中，搅拌至羧甲基纤维素钠完全溶解，得到B溶液；步骤3）将2.0份的可溶性淀粉加入步骤2）得到的B溶液中，搅拌至可溶性淀粉完全溶解，得到该浅层低温油藏微泡沫暂堵剂。
将20～40目，40～60目、60～80目石英砂按照质量比1:1:1比例混合，填入填砂管，在液压机上加入不同的压力，分别制备岩芯规格为Φ2.5×220mm，渗透率分别为7.87×10-3μm2、17.93×10-3μm2、84.7×10-3μm2、168×10-3μm2、736×10-3μm2、1257×10-3μm2的填砂管。
（一）浅层低温油藏微泡沫暂堵剂封堵效果评价
通过向单管人造岩芯内注入浅层低温油藏微泡沫暂堵剂，评价浅层低温油藏微泡沫暂堵剂在不同用量下对不同渗透率岩芯的封堵强度。将配制好的浅层低温油藏微泡沫暂堵剂装入250ml的中间容器，连接在预处理好的Φ2.5×220mm填砂管上。在40℃条件下，以恒定流速进行驱替实验，不同渗透率的填砂管注入不同用量的浅层低温油藏微泡沫暂堵剂，测水驱突破压力。
表8浅层低温油藏微泡沫暂堵剂不同注入量条件下
不同渗透率岩芯的封堵效果数据表
在相同注入量的情况下，随着岩芯渗透率的增加，浅层低温油藏微泡沫暂堵剂暂堵后的突破压力梯度逐步减小。当渗透率较低的时候，岩芯孔隙较小，泡沫体系较难进入孔隙深部，此时起作用的主要是高粘度的羧甲基纤维素钠在岩芯端面形成的粘性膜；该粘性膜能有效地阻止后续流体进入岩芯内部。渗透率为7.87×10-3μm2，注入量0.5PV时，浅层低温油藏微泡沫暂堵剂的注入压力达到28MPa，突破压力33.25MPa。当渗透处于中等渗透率等范围之内的时候（100～200×10-3μm2），高粘度可溶性淀粉和泡沫体系均起作用，表现为较低的注入压力，较高的突破压力。渗透率为84.7×10-3μm2，注入量0.5PV，浅层低温油藏微泡沫暂堵剂的注入压力为10.42MPa，突破压力28.5MPa，表现为较易注入，且较难突破，说明微泡沫浅层低温油藏微泡沫暂堵剂较好地与此范围内的岩芯孔隙相匹配。当渗透率处于高渗透范围的时候（大于736×10-3μm2），浅层低温油藏微泡沫暂堵剂均难以起到较好的封堵效果，突破压力明显处于较低的水平。在渗透率相同的情况下，随着注入量的增加，微泡沫暂堵后的突破压力梯度逐步增大。
随着注入量的增多，进入岩芯内部的浅层低温油藏微泡沫暂堵剂越多，占据的孔隙空间越多，后续流体难以突破；在高粘度的羧甲基纤维素钠和泡沫体系的作用下，表现为较高的突破压力梯度。通过浅层低温油藏微泡沫暂堵剂在不同注入量下对不同渗透率岩芯的暂堵评价实验表明，浅层低温油藏微泡沫暂堵剂对中低渗透率岩芯封堵强度较好，最佳用量为0.3PV，相比水溶性SC—JXSG高效暂堵剂，虽然也适用于转向重复压裂，但需注入量为1PV，暂堵率才能达到99%。
（二）浅层低温油藏微泡沫暂堵剂降解性能评价
通过进入人造岩芯孔隙产生的堵塞作用来进行封堵；随着后续水洗的作用，泡沫外壁液膜逐步破灭，封堵能力逐步变差，渗透率逐步恢复。
在40℃条件下，采用浅层低温油藏微泡沫暂堵剂对17.93×10-3μm2、168×10-3μm2、736×10-3μm2种规格岩芯暂堵后的渗透率恢复效果进行评价。
表9浅层低温油藏微泡沫暂堵剂对不同渗透率岩芯暂堵后的
渗透率恢复数据表
Figure 382229DEST_PATH_IMAGE016
浅层低温油藏微泡沫暂堵剂对三种渗透率级别的岩芯暂堵后均有较好的封堵效果，同时水驱后渗透率恢复率较高。
对于较低渗透率（10～100×10-3μm2）的岩芯很难进入到孔隙中，此时发挥暂堵作用的主要是浅层低温油藏微泡沫暂堵剂中的羧甲基纤维素钠，羧甲基纤维素钠可以在岩芯端面形成一层粘性膜，有效地防止后续流体进入到岩芯内部，起到了较好的暂堵保护效果；当反向水驱测量渗透率恢复率的时候，注入水较易突破粘性膜，表现为渗透率恢复速度较快。
对于渗透率中等（100～200×10-3μm2）的岩芯，浅层低温油藏微泡沫暂堵剂进入到岩芯内部，在可溶性淀粉和泡沫对岩芯孔隙贾敏效应的双重作用下，能有效地阻止后续流体进入岩芯内部，暂堵后渗透率降低幅度较大，突破压力升幅明显；且随着渗透率的增加，暂堵效果增加。
对于渗透率较高（200～1000×10-3μm2）的岩芯，浅层低温油藏微泡沫暂堵剂可以进入到岩芯内部，但由于岩芯孔隙较大，浅层低温油藏微泡沫暂堵剂很难在孔隙中长时间存留，虽然能起到一定的封堵效果，渗透率恢复率也较好，但暂堵后突破压力梯度较低。
以上所述仅为本发明示意性的具体实施方式，并非用以限定本发明的范围。任何本领域的技术人员，在不脱离本发明的构思和原则的前提下所作出的等同变化与修改，均应属于本发明保护的范围。

Claims (7)

1.一种浅层低温油藏微泡沫暂堵剂，其特征在于所述暂堵剂由以下组分，按照同一重量标准的如下重量份数构成：
200份 NaHCO3水型地层水；
0.4~0.6份 十六烷基苯磺酸钠；
1.5 ~2份 羧甲基纤维素钠；
1~2份 可溶性淀粉。
2.根据权利要求1所述的一种浅层低温油藏微泡沫暂堵剂，其特征在于，所述十六烷基苯磺酸钠为二甲基—十六烷基苯磺酸钠。
3.根据权利要求1所述的一种浅层低温油藏微泡沫暂堵剂，其特征在于，羧甲基纤维素钠的取代度范围在0.5～1.2之间。
4.根据权利要求1所述的一种浅层低温油藏微泡沫暂堵剂，其特征在于，所述可溶性淀粉为红薯淀粉、土豆淀粉和玉米淀粉中的一种。
5.根据权利要求1所述的一种浅层低温油藏的微泡沫暂堵剂，其特征在于，所述NaHCO3水型地层水为油井产出液除油并过滤后获得的污水、模拟水和注入水中的一种，其矿化度范围在4000 mg/L～7000mg/L之间。
6.一种用于制备权利要求1所述浅层低温油藏微泡沫暂堵剂的方法，包括以下步骤：
步骤1）将200重量份的NaHCO3水型地层水放入加热装置中，将地层水加热至目标地层温度后，加入0.4~0.6重量份的十六烷基苯磺酸钠，搅拌至十六烷基苯磺酸钠完全溶解，得到A溶液；
步骤2）将1.5 ~2.0重量份的羧甲基纤维素钠加入经由步骤1）得到的A溶液中，搅拌至羧甲基纤维素钠完全溶解，得到B溶液；
步骤3）将1.0~2.0重量份的可溶性淀粉加入步骤2）得到的B溶液中，搅拌至可溶性淀粉完全溶解，得到所述浅层低温油藏微泡沫暂堵剂。
7.一种应用权利要求1所述浅层低温油藏微泡沫暂堵剂的方法，其特征在于，所述浅层低温油藏微泡沫暂堵剂在油藏温度范围在30℃～40℃之间的低温油藏中使用。
CN201911092654.0A 2019-11-11 2019-11-11 一种浅层低温油藏微泡沫暂堵剂及其制备方法 Pending CN110669485A (zh)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201911092654.0A CN110669485A (zh) 2019-11-11 2019-11-11 一种浅层低温油藏微泡沫暂堵剂及其制备方法

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
CN201911092654.0A CN110669485A (zh) 2019-11-11 2019-11-11 一种浅层低温油藏微泡沫暂堵剂及其制备方法

Publications (1)

Publication Number Publication Date
CN110669485A true CN110669485A (zh) 2020-01-10

Family

ID=69086896

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
CN201911092654.0A Pending CN110669485A (zh) 2019-11-11 2019-11-11 一种浅层低温油藏微泡沫暂堵剂及其制备方法

Country Status (1)

Country Link
CN (1) CN110669485A (zh)

Cited By (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113847005A (zh) * 2020-06-28 2021-12-28 中国石油化工股份有限公司 一种利用温敏型泡沫压裂液进行重复压裂的方法及应用

Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2454337B1 (en) * 2009-07-13 2015-09-30 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable diverting agents and associated methods
CN105086972A (zh) * 2015-08-26 2015-11-25 中国石油天然气股份有限公司 一种可充氮气低密度微泡沫暂堵剂的制备方法
CN105238370A (zh) * 2015-11-02 2016-01-13 中国海洋石油总公司 一种海上油田用隔离暂堵修井工作流体及其制备方法
CN108084987A (zh) * 2017-12-25 2018-05-29 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 一种天然气井转向压裂微泡暂堵液用填充剂及其应用
CN108203579A (zh) * 2016-12-20 2018-06-26 中国石油天然气股份有限公司 一种氮气泡沫凝胶调堵剂及其制备方法和应用
CN109722231A (zh) * 2018-12-19 2019-05-07 克拉玛依新科澳石油天然气技术股份有限公司 低压漏失油井冲砂泡沫液及其制备方法

Patent Citations (6)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
EP2454337B1 (en) * 2009-07-13 2015-09-30 Halliburton Energy Services, Inc. Degradable diverting agents and associated methods
CN105086972A (zh) * 2015-08-26 2015-11-25 中国石油天然气股份有限公司 一种可充氮气低密度微泡沫暂堵剂的制备方法
CN105238370A (zh) * 2015-11-02 2016-01-13 中国海洋石油总公司 一种海上油田用隔离暂堵修井工作流体及其制备方法
CN108203579A (zh) * 2016-12-20 2018-06-26 中国石油天然气股份有限公司 一种氮气泡沫凝胶调堵剂及其制备方法和应用
CN108084987A (zh) * 2017-12-25 2018-05-29 中国石油集团川庆钻探工程有限公司长庆井下技术作业公司 一种天然气井转向压裂微泡暂堵液用填充剂及其应用
CN109722231A (zh) * 2018-12-19 2019-05-07 克拉玛依新科澳石油天然气技术股份有限公司 低压漏失油井冲砂泡沫液及其制备方法

Non-Patent Citations (1)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Title
ERLONG YANG 等: "Research and application of microfoam selective water plugging agent in shallow low-temperature reservoirs", 《JOURNAL OF PETROLEUM SCIENCE AND ENGINEERING》 *

Cited By (2)

* Cited by examiner, † Cited by third party
Publication number Priority date Publication date Assignee Title
CN113847005A (zh) * 2020-06-28 2021-12-28 中国石油化工股份有限公司 一种利用温敏型泡沫压裂液进行重复压裂的方法及应用
CN113847005B (zh) * 2020-06-28 2024-03-08 中国石油化工股份有限公司 一种利用温敏型泡沫压裂液进行重复压裂的方法及应用

Similar Documents

Publication Publication Date Title
CN109294541B (zh) 一种火驱井自降解暂堵剂及其制备方法与应用
CN102732234B (zh) 抗盐抗温微泡沫水基钻井液
CN102140337B (zh) 一种疏水缔合羟乙基纤维素驱油剂
CN111394086B (zh) 一种环保节水型压裂液的制备方法
CN114836184B (zh) 一种海上大漏失油水井修井用可降解暂堵剂及其使用方法
CN111396017B (zh) 一种低孔隙度、低渗透率、高泥质含量的致密油储层压裂方法
CN106188403A (zh) 一种高温高盐油藏防co2气窜堵剂及其制备方法
CN109826590B (zh) 一种低渗油气田高含水老井堵水压裂方法
CN105062444A (zh) 高温体膨颗粒堵剂及其制备方法
CN112011322A (zh) 压井用三元复合暂堵剂及其压井暂堵施工方法
CN107090287B (zh) 低粘度混合型压裂液、其应用和油气储层改造方法
CN110669485A (zh) 一种浅层低温油藏微泡沫暂堵剂及其制备方法
CN109294551A (zh) 一种分子簇清洁自转向剂及其应用
CN112324411A (zh) 一种疏松砂岩稠油油藏直井复杂长缝压裂工艺
CN104559966A (zh) 一种多糖衍生物水基成膜钻井液及其制备方法
CN112375552A (zh) 一种无固相清洁低伤害压井液及其制备方法
CN111394077B (zh) 暂堵修井液及其制备方法
CN106947448A (zh) 一种高渗透层调剖剂及其制备方法
CN110804428A (zh) 调剖组合物、调剖剂及其制备方法
RU2314331C1 (ru) Жидкость для глушения скважин без твердой фазы
CN114058359B (zh) 深水超深水裂缝性储层钻井堵漏用降解凝胶体系制备方法及应用
CN110872508B (zh) 非交联压裂液及其制备方法与应用
CN107903887A (zh) 一种海陆过度相页岩气压裂液及其制备方法与应用
CN104449622B (zh) 抗高温高压有机复合型油层保护液及其制备方法
RU2451168C1 (ru) Способ регулирования фронта заводнения нефтяных пластов

Legal Events

Date Code Title Description
PB01 Publication
PB01 Publication
SE01 Entry into force of request for substantive examination
SE01 Entry into force of request for substantive examination
WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication

Application publication date: 20200110

WD01 Invention patent application deemed withdrawn after publication