CN111808588B - 海上油田注聚井近井地带内堵塞物模拟原理及制备方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种海上油田注聚井近井地带内堵塞物模拟原理及制备方法。所述注聚井近井地带内复合堵塞物的制备方法包括如下步骤：1)采用海上油田现场的注入水或模拟水配制含有小颗粒不溶物及“鱼眼”的聚合物母液；2)将聚合物母液与注入水或模拟水混合，并加入氯化钙、氯化镁、碳酸钠、氧化铁、重质稠油和粘土矿物得到复合目标液；复合目标液中聚合物的浓度即为海上油田现场的注聚浓度；3)将复合目标液置于目标油藏温度下进行脱水老化即得。针对注聚井的具体条件，利用本发明方法模拟对应的复合堵塞物，进行解堵剂优选，对提高解堵效果具有重要意义。本发明海上油田注聚井近井地带内复合堵塞物可用于海上油田注聚井解堵体系或解堵方法中的研究。
Description
技术领域
本发明涉及一种海上油田注聚井近井地带内堵塞物模拟原理及制备方法。
背景技术
随着油田开发的不断进行，目前越来越多的油田已进入中高含水阶段，产量递减明显，因此很多油田采取了化学驱手段提高采收率。聚合物驱是提高原油采收率的主要手段并得到广泛应用，渤海油田也已在绥中36-1、锦州9-3和旅大10-1等3个油田规模化应用聚合物驱提高采收率技术，并获得了显著的增油降水效果。
但随着聚合物驱的广泛应用，很多注聚井面临着注入压力高，部分井欠注严重的问题，有的甚至已经停注，导致受效油井产量难提升，严重影响了聚驱效果，无法实现海上油田高效快速开发。聚合物在近井地带堵塞现象被提及的频率越来越高，也越来越受到广大现场工程技术人员及科研人员的重视。
目前常用的化学解堵措施和水力压裂措施，虽然在一定程度上缓解了注入压力高以及注不进去的矛盾，但是存在效果不理想、作用时间短、普适性差等问题。部分原因是由于海上条件与陆地有较大的差异，而海上油田聚驱开发时间明显晚于陆地油田，相关研究起步较晚，导致目前对于海上油田注聚井堵塞成因、机理及规律缺乏系统的研究。不同的油田、不同的平台，由于注聚工艺、配聚污水水质的情况、注聚井增产措施等差异，导致每口井的堵塞成因、堵塞物成分和堵塞机理大不相同，即便同一口井不同位置的堵塞物形成过程及成分也不一样，因此，同一种解堵剂对不同井、不同位置的堵塞物解堵效果差异很大。为了能够有效、彻底的解堵，根据不同井的注聚工艺，需要对不同井、不同位置的堵塞物进行模拟，从而为解堵体系的筛选、解堵工艺的优化奠定实验基础和提供理论指导，实现进一步提高解堵增注效果，延长有效周期，缓解注聚层间矛盾的目标。
化学驱油田注聚井堵塞物成分包含有机高分子材料、岩石矿物、无机垢沉淀和油品中沉积的重质组分等，而且每种成分在近井地带不同位置的存在状态也是多种多样的。不同的堵塞成因、堵塞物成分及存在状态使得近井地带不同位置的堵塞机理呈现出既多样化又有一定规律性的特征，因此，需要对不同典型特征的堵塞物进行模拟，为开展不同方式的解堵评价实验提供基本实验条件和可靠理论指导。
发明内容
本发明的目的是提供一种海上油田注聚井近井地带内堵塞物模拟原理及制备方法，本发明通过对海上油田的完井方式、近井地带节点以及堵塞物成分分析数据的统计，依据节点内堵塞物成分及形态分析以及堵塞物形成动力学过程分析，对近井地带堵塞物进行节点划分并确定了各节点的堵塞物的成分。
第一，海上油田具有如下特点：根据现有材料统计，陆地油田大多为51/2"或7"套管+射孔完井，而渤海油田由于其特殊的油藏条件(疏松砂岩)，除了少数裸眼完井外，大多为7"或95/8"套管+射孔+筛管+砾石充填防砂完井，但均有筛管+砾石充填防砂；
海上油田筛管缝宽大多为0.15～0.5mm，砾石充填防砂多采用20～40目砾石，砾石充填层渗透率约40～60μm2。
第二，海上油田注聚井堵塞物的位置划分：在海上油田特殊的完井工艺条件下，聚合物溶液完成地面配制工艺后，经过以下环节进入地层渗流：首先井筒管柱管流，然后经筛管以高速渗流状态进入砾石充填层、充填了砾石的射孔孔眼，接下来是压实带和近井地带地层，渗流速度逐渐变慢。
经过充分考虑近井地带介质、流速、流态、压力等因素的变化，通过对现有的堵塞物成分分析数据统计发现，注聚井堵塞物中主要成分为聚合物、无机盐垢、无机黏土矿物、油污，而大部分堵塞物中聚合物的含量占到了40～70％。因此，结合聚合物存在形态差异，堵塞物成分变化，将堵塞物的位置分为井筒内堵塞物、砾石充填层内堵塞物、近井地带内堵塞物三个节点。
井筒内堵塞物主要包含高浓度聚合物、无机盐垢、油污。井筒内氧含量较高，金属离子大多形成无机盐垢，因此聚合物的存在方式主要为高浓度的聚合物，而聚合物未溶物及“鱼眼”等由于聚合物溶液在井筒内是高速管流，其不能在井壁停留，会直接进入到砾石充填层。
注聚井砾石充填层内的堵塞物主要有：含大颗粒不溶物及“鱼眼”的高浓度聚合物、含大颗粒不溶物及“鱼眼”的交联聚合物、无机盐垢、油污。海上油田筛管缝宽大多为0.15～0.5mm，砾石充填防砂多采用20～40目砾石，因此大颗粒不溶物及“鱼眼”在高压下可挤压变形通过筛管进入砾石充填层，同时由于储层孔喉半径相对较低，因此无法进入，在此停留。而聚合物溶液中的小颗粒不溶物及“鱼眼”在注入高压下经过挤压变形可以进入近井地带。
注聚井近井地带内的堵塞物主要有：含小颗粒不溶物及“鱼眼”的高浓度聚合物、含小颗粒不溶物及“鱼眼”的交联聚合物、无机盐垢、无机黏土矿物、油污。由于近井地带中渗透率相对较低，孔隙度相对较小，因此聚合物中的大颗粒未溶物及鱼眼不能进入，部分小的鱼眼可能会因为注入高压挤入一部分。同时由于近井地带中含有一定量的黏土，在注聚过程中会包裹携带在堵塞物中。
根据堵塞物形成的动力学过程分析注聚井近井地带内堵塞物的成分：含小颗粒不溶物及“鱼眼”的高浓度聚合物、含小颗粒不溶物及“鱼眼”的交联聚合物、无机盐垢、无机粘土矿物和油污。
1)聚合物溶液中的“鱼眼”形成原因：①海上平台晚上、白天温差较大，同时风也大，导致溶解聚合物污水水温波动较大，温度较低情况下，聚合物溶解性会变差；②由于海上平台注入水中钙镁离子变化，导致聚合物溶解性变差；③平台空间狭小，要求配注工艺小型化、模块化，快速溶解，而快速溶解，由于溶解时间短，很可能导致溶解不充分；④海上湿度大，导致聚合物吸潮严重，在溶解过程中形成“鱼眼”；⑤配置聚合物溶液时会出现溶解不均匀或溶解不好等现象。
2)含小颗粒不溶物及“鱼眼”的高浓度聚合物的形成原因：由于长期注聚，砾石充填层及炮眼中的多孔介质表面会逐渐吸附聚合物，聚合物吸附在多孔介质上后，由于长期高压注聚，使得吸附在多孔介质上的聚合物慢慢脱水，形成高浓度聚合物。
3)含小颗粒不溶物及“鱼眼”的交联聚合物胶团的形成原因：聚合物吸附在多孔介质表面后，在脱水过程中，由于水中存在的金属离子，会导致聚合物交联，形成聚合物胶团。
4)无机盐垢的形成原因：由于海上平台缺乏淡水，聚合物配制直接使用生产污水，污水处理达标后完全回注。因此，回注污水中可能钙、铁、镁等金属离子，导致井筒壁上的堵塞物中含有一定量的无机钙、镁、铁垢(碳酸钙、碳酸镁、氧化铁)；
管线长期使用腐蚀，也会带入一定量的铁，在井筒壁上形成铁垢。
5)油污的形成原因：由于海上平台缺乏淡水，聚合物配制直接使用生产污水，污水处理达标后完全回注。而海上平台采出液处理流程短，且相对独立，无联合站可用，原油粘度高，导致油水乳化严重，在污水处理过程中，回注水里面会有一定量的重质油组分，重质组分与聚合物胶团混合一起吸附在井壁上。
6)通过对海上油田的储层矿物分析数据统计分析，近井地带多孔介质中还存在一定的粘土矿物与聚合物溶液、油污、无机盐垢混合在一起。
据此，本发明提供了海上油田注聚井近井地带内复合堵塞物的制备方法，包括如下步骤：
1)采用海上油田现场的注入水或模拟含有小颗粒不溶物及“鱼眼”的聚合物母液；
2)将所述聚合物母液与所述注入水或所述模拟水混合，并加入氯化钙、氯化镁、碳酸钠、氧化铁、重质稠油和粘土矿物，得到复合目标液；所述复合目标液中聚合物的浓度即为海上油田现场的注聚浓度；
3)将所述复合目标液置于目标油藏温度下进行脱水老化，即得到注聚井近井地带内复合堵塞物。
上述的制备方法中，步骤1)中，在如下条件下配制所述聚合物母液：
若注入水的温度为15～30℃，则控制聚合物溶解温度为10～25℃；若注入水的温度为30～50℃，则控制聚合物溶解温度为25～45℃；
若聚合物现场溶解时间在40～60min内，则模拟“鱼眼”的溶解时间控制为25～45min；若聚合物现场溶解时间在60～90min内，则模拟“鱼眼”的溶解时间控制为40～60min。
上述的制备方法中，所述聚合物可为聚丙烯酰胺，分子量可为600～3500万；
所述重质稠油为粘度为5000～10000mPa·s的原油；
所述粘土矿物可为高岭土、伊利石和/或蒙脱石。
上述的制备方法中，所述复合堵塞物中，所述聚合物的浓度根据海上油田现场的注聚浓度确定，无机盐垢的含量根据海上油田现场的注入水中钙离子、镁离子和铁离子的浓度确定，所述重质稠油的含量根据海上油田现场的注入水中的含油量确定；所述粘土矿物的含量根据海上油田储层中的粘土含量确定；
所述碳酸钙、所述碳酸镁和所述氧化铁为所述无机盐垢。
具体地，所述复合堵塞物中，所述聚合物的浓度为10000～70000mg/L，所述碳酸钙的质量浓度为0～16％，碳酸镁的质量浓度为0～22％，所述氧化铁的质量浓度为0～7％，所述重质稠油的质量浓度为0～25％，所述粘土矿物的质量浓度为0～25％。
上述的制备方法中，步骤2)中，所述复合目标液中，所述聚合物的浓度为700～2500mg/L；
钙离子的浓度为0～1000mg/L；
镁离子的浓度为0～1000mg/L；
铁离子的浓度为0～1.5mg/L；
所述重质稠油的浓度为0～500mg/L；
所述粘土矿物的浓度为0～20％。
本发明还提供了含有小颗粒不溶物及“鱼眼”的交联聚合物的海上油田注聚井近井地带内复合堵塞物的制备方法，包括如下步骤：
1)采用海上油田现场的注入水或模拟含有小颗粒不溶物及“鱼眼”的聚合物母液；
2)将所述聚合物母液与所述注入水或所述模拟水混合，并加入氯化钙、氯化镁、碳酸钠、氧化铁、重质稠油、粘土矿物和金属离子交联剂，得到复合目标液；所述复合目标液中聚合物的浓度即为海上油田现场的注聚浓度；
3)将所述复合目标液置于目标油藏温度下进行脱水、交联和老化，即得到注聚井近井地带内复合堵塞物。
上述的制备方法中，所述复合堵塞物中，所述聚合物的浓度根据海上油田现场的注聚浓度确定，无机盐垢的含量根据海上油田现场的注入水中钙离子、镁离子和铁离子的浓度确定，所述重质稠油的含量根据海上油田现场的注入水中的含油量确定；
碳酸钙、碳酸镁和氧化铁为所述无机盐垢。
具体地，所述聚合物的浓度为5000～35000mg/L，所述碳酸钙的质量浓度为0～16％，碳酸镁的质量浓度为0～22％，所述氧化铁的质量浓度为0～7％，所述重质稠油的质量浓度为0～25％，所述粘土矿物的质量浓度为0～25％。
上述的制备方法中，所述金属离子交联剂可为铬离子、铝离子、锆离子等，用量根据注聚井条件进行调控。
具体地，所述复合堵塞物中所述聚合物的浓度与注聚浓度的对应关系如表1或表2中所示：
表1注聚浓度与堵塞物中高浓度聚合物浓度的关系
表2注聚浓度与堵塞物中交联聚合物浓度的关系
具体地，所述复合堵塞物中碳酸钙和碳酸镁的含量与现场注入水中钙离子和镁离子浓度的对应关系如表3中所示：
表3现场注入水中钙离子和镁离子浓度与堵塞物中碳酸钙和碳酸镁含量的关系
| 金属离子含量/mg·L<sup>-1</sup> | 0～200 | 200～400 | 400～600 | 600～800 | 800～1000 |
| 堵塞物中碳酸钙含量/％ | 0～2.5 | 2.5～6.0 | 6.0～9.5 | 9.5～12.0 | 12.0～16.0 |
| 堵塞物中碳酸镁含量/％ | 0～4.5 | 4.5～9.0 | 9.0～14.0 | 14.0～18.0 | 18.0～22.0 |
具体地，所述复合堵塞物中氧化铁的含量与现场注入水中铁离子浓度的对应关系如表4中所示：
表4现场注入水中铁离子浓度与堵塞物中氧化铁含量的关系
| 金属离子含量/mg·L<sup>-1</sup> | 0～0.3 | 0.3～0.6 | 0.6～0.9 | 0.9～1.2 | 1.2～1.5 |
| 堵塞物中氧化铁含量/％ | 0～1.5 | 1.5～3.0 | 3.0～4.5 | 4.5～6.0 | 6.0～7.0 |
具体地，所述复合堵塞物中重质油含量与现场注入水含油量的对应关系如表5中所示：
表5现场注入水含油量与堵塞物中重质稠油含量的关系
| 含油量/mg·L<sup>-1</sup> | 0～50 | 50～100 | 100～150 | 150～300 | 300～500 |
| 堵塞物重质稠油含量/％ | 0～3.0 | 3.0～6.0 | 6.0～9.0 | 9.0～18.0 | 18.0～25.0 |
具体地，所述复合堵塞物中粘土矿物的含量与储层中粘土含量的关系如表6所示：
表6储层中粘土含量与堵塞物中粘土含量的关系
| 储层中粘土含量/％ | 0～5 | 5～10 | 10～15 | 15～20 |
| 堵塞物中粘土含量/％ | 0～4.0 | 4.0～8.0 | 8.0～15.0 | 15.0～25.0 |
将上述制备的两种复合堵塞物混合，即得到含小颗粒不溶物及“鱼眼”的高浓度聚合物、含小颗粒不溶物及“鱼眼”的交联聚合物、无机盐垢、粘土矿物和油污的注聚井近井地带内的模拟堵塞物，两者的配比可根据实际情况确定。
本发明海上油田注聚井近井地带内复合堵塞物可用于海上油田注聚井解堵体系或解堵方法中的研究。
具体实施方式
下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。
下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。
本发明提供的海上油田注聚井近井地带内复合堵塞物的制备方法，包括如下步骤：
1)使用目标油藏模拟水/现场水配制含小颗粒不溶物及“鱼眼”的聚合物母液，聚合物母液浓度根据现场配制浓度决定；
2)含小颗粒不溶物及“鱼眼”的聚合物溶液模拟方法：通过溶解时间、溶解温度进行控制；
注入水温度在15～30℃，聚合物溶解温度控制为10～25℃；注入水温度在30～50℃，聚合物溶解温度控制为25～45℃。聚合物现场溶解时间在40～60min内，模拟“鱼眼”的溶解时间控制为25～40min；聚合物现场溶解时间在60～90min内，模拟“鱼眼”的溶解时间控制为40～60min；
3)含小颗粒不溶物及“鱼眼”的高浓度聚合物堵塞物模拟方法：将小颗粒不溶物及“鱼眼”的聚合物母液与氯化钙、氯化镁、碳酸钠、氧化铁、重质油、粘土矿物、配制水混合得到含不溶物及“鱼眼”的高浓度聚合物复合目标液，复合目标液中聚合物浓度根据现场注入浓度决定；将含不溶物及“鱼眼”的高浓度聚合物复合目标液放入油藏温度下的烘箱进行脱水老化，模拟聚合物在近井地带中高压脱水，氯化钙、氯化镁与碳酸钠反应得到碳酸钙、碳酸镁无机垢，从而得到近井地带内含小颗粒不溶物及“鱼眼”的高浓度聚合物复合堵塞物；
其中，脱水后高浓度聚合物堵塞物中聚合物浓度根据注聚浓度来确定，如表1中所示。
表1注聚浓度与堵塞物中高浓度聚合物浓度的关系
4)含小颗粒不溶物及“鱼眼”的交联聚合物堵塞物模拟方法：将含小颗粒不溶物及“鱼眼”的聚合物母液与氯化钙、氯化镁、碳酸钠、氧化铁、重质油、粘土矿物、金属离子交联剂、配制水混合得到含小颗粒不溶物及“鱼眼”的交联聚合物复合目标液，复合目标液中聚合物浓度根据现场注入浓度决定；将含小颗粒不溶物及“鱼眼”的交联聚合物复合目标液放入油藏温度下的烘箱进行脱水、交联、老化，氯化钙、氯化镁与碳酸钠反应得到碳酸钙、碳酸镁无机垢，从而得到近井地带内含不溶物及“鱼眼”的交联聚合物复合堵塞物；
其中，交联聚合物复合堵塞物中聚合物浓度根据注聚浓度来确定，如表2中所示。
表2注聚浓度与堵塞物中交联聚合物浓度的关系
其中，堵塞物中无机垢的含量根据注入水中的钙、镁、铁离子浓度进行确定。注入水中不同含量钙、镁离子浓度，对应不同含量碳酸钙、碳酸镁，对应关系如表3中所示。
表3现场注入水中钙离子和镁离子浓度与堵塞物中碳酸钙和碳酸镁含量的关系
| 金属离子含量/mg·L<sup>-1</sup> | 0～200 | 200～400 | 400～600 | 600～800 | 800～1000 |
| 堵塞物中碳酸钙含量/％ | 0～2.5 | 2.5～6.0 | 6.0～9.5 | 9.5～12.0 | 12.0～16.0 |
| 堵塞物中碳酸镁含量/％ | 0～4.5 | 4.5～9.0 | 9.0～14.0 | 14.0～18.0 | 18.0～22.0 |
其中，注入水中不同铁离子含量+井筒腐蚀，对应不同含量氧化铁，对应关系如表4中所示。
表4现场注入水中铁离子浓度与堵塞物中氧化铁含量的关系
| 金属离子含量/mg·L<sup>-1</sup> | 0～0.3 | 0.3～0.6 | 0.6～0.9 | 0.9～1.2 | 1.2～1.5 |
| 堵塞物中氧化铁含量/％ | 0～1.5 | 1.5～3.0 | 3.0～4.5 | 4.5～6.0 | 6.0～7.0 |
其中，堵塞物中的重质油含量根据注入水中的含油量进行确定，注入水不同含油量，对应堵塞物中不同含量重质稠油(重质稠油为粘度在5000～10000mPa·s的原油)，对应关系如表5所示。
表5现场注入水含油量与堵塞物中重质稠油含量的关系
| 含油量/mg·L<sup>-1</sup> | 0～50 | 50～100 | 100～150 | 150～300 | 300～500 |
| 堵塞物重质稠油含量/％ | 0～3.0 | 3.0～6.0 | 6.0～9.0 | 9.0～18.0 | 18.0～25.0 |
其中，堵塞物中粘土矿物的含量根据油田储层中的粘土含量决定，对应关系如表6中所示，粘土矿物根据油藏的实际情况决定，包括高岭土、伊利石、蒙脱石等。
表6储层中粘土含量与堵塞物中粘土含量的关系
| 储层中粘土含量/％ | 0～5 | 5～10 | 10～15 | 15～20 |
| 堵塞物中粘土含量/％ | 0～4.0 | 4.0～8.0 | 8.0～15.0 | 15.0～25.0 |
下述实施例中聚合物以2500万部分水解聚丙烯酰胺为例，实际应用过程中采用目标油藏用聚合物。
以下实施例分别模拟制备了不同注聚井条件下，近井地带中不同堵塞物成分及含量的复合堵塞物，并对得到的复合堵塞物进行了解堵效果评价。
堵塞物的制备方法如下：
1)使用注聚井条件下的模拟注入水配制浓度为5000mg/L的2500万HPAM聚合物母液；注聚井条件如表7所示：
表7不同注聚井条件、注聚浓度及配制条件
2)根据现场注聚浓度与堵塞物中聚合物浓度、聚合物母液溶解温度与时间与“鱼眼”模拟、注入水中各离子浓度与堵塞物中无机垢含量、注水水中含油量与堵塞物中油污含量、储层中黏土含量与堵塞物中黏土含量的对应关系，按下表中聚合物母液溶解温度、时间及不同组分的加量配制复合目标液，其中，稠油为粘度为7562mPa·s的原油。
表8含小颗粒不溶物及“鱼眼”的高浓度聚合物复合堵塞物各个成分加量
表9含小颗粒不溶物及“鱼眼”的交联聚合物复合堵塞物各成分加量(采用铬交联剂，黏土采用高岭土)
注：堵塞物序号11～77对应的是注聚井条件1～7
3)将复合目标液放入设置为目标油藏温度下的烘箱进行脱水老化，复合目标液1质量脱水至为100.0g左右即可得到井筒内复合堵塞物。
各复合堵塞物中各成分质量含量如表10和表11中所示。
按照下述方法对制备得到的复合堵塞物进行解堵效果评价：
将对应制备得到复合堵塞物按以下方法进行浸泡溶解：称取一定量模拟复合堵塞物记为w1，装入丝扣瓶中；配制浓度为1％的解堵剂过硫酸铵(APS)溶液，过硫酸铵溶液与模拟复合堵塞物以4:1的质量比进行混合；在60℃条件下静止反应24h；测试反应后模拟复合堵塞物的质量w2；计算堵塞物溶解率，计算公式为β＝(w1-w2)/w1×100％
模拟复合堵塞物中各组分含量及浸泡溶解情况如表10、表11和表12所示：
表10含小颗粒不溶物及“鱼眼”的高浓度聚合物复合堵塞物中各组分含量及溶解效果
表11含小颗粒不溶物及“鱼眼”的交联聚合物复合堵塞物中各组分含量及浸泡溶解效果
表12含“鱼眼”高浓度聚合物与交联聚合物复合堵塞以1：1的质量比混合浸泡溶解效果
注：堵塞物序号111对应的是注聚井条件1，以及堵塞物1与堵塞物11混合；堵塞物序号222对应的是注聚井条件2，以及堵塞物2与堵塞物22混合；堵塞物序号666对应的是注聚井条件6，以及堵塞物6与堵塞物66混合。
由表10-表12中的结果可以看出，不同注聚井的注入水条件及注聚浓度不同，导致近井地带堵塞物中各组分含量不同，对解堵剂的浸泡溶解效果有很大的影响，因此，针对注聚井的具体条件，模拟对应的复合堵塞物，进行解堵剂优选，对提高解堵效果具有重要意义。
Claims (3)
1.一种海上油田注聚井近井地带内复合堵塞物的制备方法，包括如下步骤：
1）采用海上油田现场的注入水或模拟水配制含有小颗粒不溶物及“鱼眼”的聚合物母液；
若注入水的温度为15~30℃，则控制聚合物溶解温度为10~25℃；若注入水的温度为30~50℃，则控制聚合物溶解温度为25~45℃；
若聚合物现场溶解时间在40~60min内，则模拟“鱼眼”的溶解时间控制为25~45min；若聚合物现场溶解时间在60~90min内，则模拟“鱼眼”的溶解时间控制为40~60min；
2）将所述聚合物母液与所述注入水或所述模拟水混合，并加入氯化钙、氯化镁、碳酸钠、氧化铁、重质稠油和粘土矿物，得到复合目标液；所述复合目标液中聚合物的浓度即为海上油田现场的注聚浓度；
所述复合目标液中，所述聚合物的浓度为700~2500mg/L；
钙离子的浓度为0~1000mg/L；
镁离子的浓度为0~1000mg/L；
铁离子的浓度为0~1.5mg/L；
所述重质稠油的浓度为0~500mg/L；
所述粘土矿物的浓度为0~20%；
所述聚合物为聚丙烯酰胺；
所述重质稠油为粘度为5000~10000mPa·s的原油；
所述粘土矿物为高岭土、伊利石和/或蒙脱石；
3）将所述复合目标液置于目标油藏温度下进行脱水老化，即得到注聚井近井地带内复合堵塞物；
所述复合堵塞物中，所述聚合物的浓度根据海上油田现场的注聚浓度确定，无机盐垢的含量根据海上油田现场的注入水中钙离子、镁离子和铁离子的浓度确定，所述重质稠油的含量根据海上油田现场的注入水中的含油量确定；所述粘土矿物的含量根据海上油田储层中的粘土含量确定；
碳酸钙、碳酸镁和氧化铁为所述无机盐垢；
所述复合堵塞物中，所述聚合物的浓度为10000~70000mg/L，所述碳酸钙的质量浓度为0~16%，所述碳酸镁的质量浓度为0~22%，所述氧化铁的质量浓度为0~7%，所述重质稠油的质量浓度为0~25%，所述粘土矿物的质量浓度为0~25%；
具体地，所述复合堵塞物中，所述聚合物的浓度根据海上油田现场的注聚浓度确定，两者的关系如下：注聚浓度依次为600~1000mg/L、1000~1300mg/L、1300~1600mg/L、1600~2000mg/L和2000~2500mg/L时，所述聚合物的浓度依次为10000~20000mg/L、20000~30000mg/L、30000~40000mg/L、40000~50000mg/L和50000~70000mg/L；
具体地，所述复合堵塞物中，所述碳酸钙的质量浓度根据海上油田现场的注入水中钙离子的浓度确定，两者的关系如下：注入水中钙离子的浓度依次为0~200mg/L、200~400mg/L、400~600mg/L、600~800mg/L和800~1000mg/L时，所述碳酸钙的质量浓度依次为0~2.5%、2.5~6.0%、6.0~9.5%、9.5~12.0%和12.0~16.0%；
具体地，所述复合堵塞物中，所述碳酸镁的质量浓度根据海上油田现场的注入水中镁离子的浓度确定，两者的关系如下：注入水中镁离子的浓度依次为0~200mg/L、200~400mg/L、400~600mg/L、600~800mg/L和800~1000mg/L时，所述碳酸镁的质量浓度依次为0~4.5%、4.5~9.0%、9.0~14.0%、14.0~18.0%和18.0~22.0%；
具体地，所述复合堵塞物中，所述氧化铁的质量浓度根据海上油田现场的注入水中铁离子的浓度确定，两者的关系如下：注入水中铁离子的浓度依次为0~0.3mg/L、0.3~0.6mg/L、0.6~0.9mg/L、0.9~1.2mg/L和1.2~1.5mg/L时，所述氧化铁的质量浓度依次为0~1.5%、1.5~3.0%、3.0~4.5%、4.5~6.0%和6.0~7.0%；
具体地，所述复合堵塞物中，所述重质稠油的质量浓度根据海上油田现场的注入水中含油量确定，两者的关系如下：注入水中含油量依次为0~50mg/L、50~100mg/L、100~150mg/L、150~300mg/L和300~500mg/L时，所述重质稠油的质量浓度依次为0~3.0%、3.0~6.0%、6.0~9.0%、9.0~18.0%和18.0~25.0%；
具体地，所述复合堵塞物中，所述粘土矿物的质量浓度根据储层中粘土含量确定，两者的关系如下：储层中粘土含量依次为0~5%、5~10%、10~15%、和15~20%时，所述粘土矿物的质量浓度依次为0~4.0%、4.0~8.0%和8.0~15.0%、15.0~25.0%。
2.海上油田注聚井近井地带内复合堵塞物的制备方法，包括如下步骤：
1）采用海上油田现场的注入水或模拟水配制含有小颗粒不溶物及“鱼眼”的聚合物母液；
若注入水的温度为15~30℃，则控制聚合物溶解温度为10~25℃；若注入水的温度为30~50℃，则控制聚合物溶解温度为25~45℃；
若聚合物现场溶解时间在40~60min内，则模拟“鱼眼”的溶解时间控制为25~45min；若聚合物现场溶解时间在60~90min内，则模拟“鱼眼”的溶解时间控制为40~60min；
2）将所述聚合物母液与所述注入水或所述模拟水混合，并加入氯化钙、氯化镁、碳酸钠、氧化铁、重质稠油、粘土矿物和金属离子交联剂，得到复合目标液；所述复合目标液中聚合物的浓度即为海上油田现场的注聚浓度；
所述复合目标液中，所述聚合物的浓度为700~2500mg/L；
钙离子的浓度为0~1000mg/L；
镁离子的浓度为0~1000mg/L；
铁离子的浓度为0~1.5mg/L；
所述重质稠油的浓度为0~500mg/L；
所述粘土矿物的浓度为0~20%；
所述聚合物为聚丙烯酰胺；
所述重质稠油为粘度为5000~10000mPa·s的原油；
所述粘土矿物为高岭土、伊利石和/或蒙脱石；
3）将所述复合目标液置于目标油藏温度下进行脱水、交联和老化，即得到注聚井近井地带内复合堵塞物；
所述复合堵塞物中，所述聚合物的浓度根据海上油田现场的注聚浓度确定，无机盐垢的含量根据海上油田现场的注入水中钙离子、镁离子和铁离子的浓度确定，所述重质稠油的含量根据海上油田现场的注入水中的含油量确定；所述粘土矿物的含量根据海上油田储层中的粘土含量确定；
碳酸钙、碳酸镁和氧化铁为所述无机盐垢；
所述聚合物的浓度为5000~35000mg/L，所述碳酸钙的质量浓度为0~16%，所述碳酸镁的质量浓度为0~22%，所述氧化铁的质量浓度为0~7%，所述重质稠油的质量浓度为0~25%，所述粘土矿物的质量浓度为0~25%；
具体地，所述复合堵塞物中，所述聚合物的浓度根据海上油田现场的注聚浓度确定，两者的关系如下：注聚浓度依次为600~1000mg/L、1000~1300mg/L、1300~1600mg/L、1600~2000mg/L和2000~2500mg/L时，所述聚合物的浓度依次为5000~10000mg/L、10000~15000mg/L、15000~20000mg/L、20000~25000mg/L和25000~35000mg/L；
具体地，所述复合堵塞物中，所述碳酸钙的质量浓度根据海上油田现场的注入水中钙离子的浓度确定，两者的关系如下：注入水中钙离子的浓度依次为0~200mg/L、200~400mg/L、400~600mg/L、600~800mg/L和800~1000mg/L时，所述碳酸钙的质量浓度依次为0~2.5%、2.5~6.0%、6.0~9.5%、9.5~12.0%和12.0~16.0%；
具体地，所述复合堵塞物中，所述碳酸镁的质量浓度根据海上油田现场的注入水中镁离子的浓度确定，两者的关系如下：注入水中镁离子的浓度依次为0~200mg/L、200~400mg/L、400~600mg/L、600~800mg/L和800~1000mg/L时，所述碳酸镁的质量浓度依次为0~4.5%、4.5~9.0%、9.0~14.0%、14.0~18.0%和18.0~22.0%；
具体地，所述复合堵塞物中，所述氧化铁的质量浓度根据海上油田现场的注入水中铁离子的浓度确定，两者的关系如下：注入水中铁离子的浓度依次为0~0.3mg/L、0.3~0.6mg/L、0.6~0.9mg/L、0.9~1.2mg/L和1.2~1.5mg/L时，所述氧化铁的质量浓度依次为0~1.5%、1.5~3.0%、3.0~4.5%、4.5~6.0%和6.0~7.0%；
具体地，所述复合堵塞物中，所述重质稠油的质量浓度根据海上油田现场的注入水中含油量确定，两者的关系如下：注入水中含油量依次为0~50mg/L、50~100mg/L、100~150mg/L、150~300mg/L和300~500mg/L时，所述重质稠油的质量浓度依次为0~3.0%、3.0~6.0%、6.0~9.0%、9.0~18.0%和18.0~25.0%；
具体地，所述复合堵塞物中，所述粘土矿物的质量浓度根据储层中粘土含量确定，两者的关系如下：储层中粘土含量依次为0~5%、5~10%、10~15%、和15~20%时，所述粘土矿物的质量浓度依次为0~4.0%、4.0~8.0%和8.0~15.0%、15.0~25.0%。
3.海上油田注聚井近井地带内复合堵塞物的制备方法，包括如下步骤：
Ⅰ）按照权利要求1所述方法制备海上油田注聚井近井地带内复合堵塞物；
Ⅱ）按照权利要求2所述方法制备海上油田注聚井近井地带内复合堵塞物；
Ⅲ）将步骤Ⅰ）和步骤Ⅱ） 制备的所述上油田注聚井近井地带内复合堵塞物混合即可。
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| CN106526096A (zh) * | 2017-01-10 | 2017-03-22 | 中海石油(中国)有限公司 | 一种化学驱油田注采井堵塞模拟与解堵评价的实验方法 |
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