CN112177578B - 一种调剖调驱剂及一种油气田层内的调剖调驱方法 - Google Patents
一种调剖调驱剂及一种油气田层内的调剖调驱方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN112177578B CN112177578B CN202011016793.8A CN202011016793A CN112177578B CN 112177578 B CN112177578 B CN 112177578B CN 202011016793 A CN202011016793 A CN 202011016793A CN 112177578 B CN112177578 B CN 112177578B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- profile control
- agent
- water
- soluble
- salt
- 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.)
- Active
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 46
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 95
- 239000012752 auxiliary agent Substances 0.000 claims abstract description 38
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 38
- ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N Phosphorous acid Chemical compound OP(O)=O ABLZXFCXXLZCGV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 29
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 claims abstract description 9
- 239000002245 particle Substances 0.000 claims description 29
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 claims description 18
- CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L Sodium Carbonate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-]C([O-])=O CDBYLPFSWZWCQE-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 14
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 11
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims description 10
- 239000002253 acid Substances 0.000 claims description 8
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 8
- NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N sodium silicate Chemical compound [Na+].[Na+].[O-][Si]([O-])=O NTHWMYGWWRZVTN-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 8
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims description 7
- 229910000029 sodium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 7
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims description 7
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M Bicarbonate Chemical compound OC([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L Carbonate Chemical compound [O-]C([O-])=O BVKZGUZCCUSVTD-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 6
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M Sodium bicarbonate Chemical compound [Na+].OC([O-])=O UIIMBOGNXHQVGW-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 6
- 159000000007 calcium salts Chemical class 0.000 claims description 6
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 claims description 6
- 150000002505 iron Chemical class 0.000 claims description 6
- 159000000003 magnesium salts Chemical class 0.000 claims description 6
- BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L potassium carbonate Chemical compound [K+].[K+].[O-]C([O-])=O BWHMMNNQKKPAPP-UHFFFAOYSA-L 0.000 claims description 6
- BAERPNBPLZWCES-UHFFFAOYSA-N (2-hydroxy-1-phosphonoethyl)phosphonic acid Chemical compound OCC(P(O)(O)=O)P(O)(O)=O BAERPNBPLZWCES-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 5
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 claims description 4
- 239000004111 Potassium silicate Substances 0.000 claims description 3
- LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N Sulfurous acid Chemical compound OS(O)=O LSNNMFCWUKXFEE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- YSMRWXYRXBRSND-UHFFFAOYSA-N TOTP Chemical compound CC1=CC=CC=C1OP(=O)(OC=1C(=CC=CC=1)C)OC1=CC=CC=C1C YSMRWXYRXBRSND-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 238000009472 formulation Methods 0.000 claims description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 claims description 3
- 229910000028 potassium bicarbonate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 235000015497 potassium bicarbonate Nutrition 0.000 claims description 3
- 239000011736 potassium bicarbonate Substances 0.000 claims description 3
- 229910000027 potassium carbonate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 235000011181 potassium carbonates Nutrition 0.000 claims description 3
- TYJJADVDDVDEDZ-UHFFFAOYSA-M potassium hydrogencarbonate Chemical compound [K+].OC([O-])=O TYJJADVDDVDEDZ-UHFFFAOYSA-M 0.000 claims description 3
- 229910052913 potassium silicate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- NNHHDJVEYQHLHG-UHFFFAOYSA-N potassium silicate Chemical compound [K+].[K+].[O-][Si]([O-])=O NNHHDJVEYQHLHG-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- 239000013535 sea water Substances 0.000 claims description 3
- 229910000030 sodium bicarbonate Inorganic materials 0.000 claims description 3
- 235000017557 sodium bicarbonate Nutrition 0.000 claims description 3
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 abstract description 36
- 239000007788 liquid Substances 0.000 abstract description 10
- 230000035699 permeability Effects 0.000 abstract description 7
- 230000008569 process Effects 0.000 abstract description 4
- 230000006872 improvement Effects 0.000 abstract description 3
- 238000010276 construction Methods 0.000 abstract description 2
- 150000002500 ions Chemical group 0.000 abstract 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 30
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 30
- VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N Silicium dioxide Chemical compound O=[Si]=O VYPSYNLAJGMNEJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 27
- 230000000052 comparative effect Effects 0.000 description 25
- 239000004576 sand Substances 0.000 description 25
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 14
- UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L Calcium chloride Chemical compound [Cl-].[Cl-].[Ca+2] UXVMQQNJUSDDNG-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 8
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 8
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 7
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 6
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 6
- 239000001110 calcium chloride Substances 0.000 description 5
- 229910001628 calcium chloride Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 5
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 5
- 239000003814 drug Substances 0.000 description 4
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 4
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 4
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 4
- 230000004044 response Effects 0.000 description 4
- 238000004062 sedimentation Methods 0.000 description 4
- 239000002734 clay mineral Substances 0.000 description 3
- 238000011161 development Methods 0.000 description 3
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 3
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 3
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 3
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 3
- 239000010865 sewage Substances 0.000 description 3
- 230000000087 stabilizing effect Effects 0.000 description 3
- 239000006004 Quartz sand Substances 0.000 description 2
- 238000004132 cross linking Methods 0.000 description 2
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 2
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 230000015784 hyperosmotic salinity response Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 2
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical compound C[C@@H]1CC[C@@]2(CC[C@@]3(C(=CC[C@H]4[C@]3(CC[C@@H]5[C@@]4(CC[C@@H](C5(C)C)OS(=O)(=O)[O-])C)C)[C@@H]2[C@]1(C)O)C)C(=O)O[C@H]6[C@@H]([C@H]([C@@H]([C@H](O6)CO)O)O)O.[Na+] DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M 0.000 description 1
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N [Nitrilotris(methylene)]trisphosphonic acid Chemical compound OP(O)(=O)CN(CP(O)(O)=O)CP(O)(O)=O YDONNITUKPKTIG-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000002671 adjuvant Substances 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 1
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- LOGBRYZYTBQBTB-UHFFFAOYSA-N butane-1,2,4-tricarboxylic acid Chemical compound OC(=O)CCC(C(O)=O)CC(O)=O LOGBRYZYTBQBTB-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 1
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000008859 change Effects 0.000 description 1
- 238000000975 co-precipitation Methods 0.000 description 1
- 238000005056 compaction Methods 0.000 description 1
- 230000007547 defect Effects 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 229940079593 drug Drugs 0.000 description 1
- 230000002349 favourable effect Effects 0.000 description 1
- 229910052500 inorganic mineral Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 229910021645 metal ion Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000004005 microsphere Substances 0.000 description 1
- 239000011707 mineral Substances 0.000 description 1
- 235000010755 mineral Nutrition 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- RECVMTHOQWMYFX-UHFFFAOYSA-N oxygen(1+) dihydride Chemical compound [OH2+] RECVMTHOQWMYFX-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 238000012856 packing Methods 0.000 description 1
- 238000011056 performance test Methods 0.000 description 1
- 230000036632 reaction speed Effects 0.000 description 1
- 230000035484 reaction time Effects 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000011734 sodium Substances 0.000 description 1
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 1
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 239000000725 suspension Substances 0.000 description 1
- 239000002699 waste material Substances 0.000 description 1
- 239000003643 water by type Substances 0.000 description 1
- 239000012224 working solution Substances 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- 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
-
- 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
- C09K8/5086—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained otherwise than by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- 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
- C09K8/58—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices or the like
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
一种调剖调驱剂及一种油气田层内的调剖调驱方法。所述调剖调驱剂由主剂、有机膦酸和助剂构成，在水中将所述调剖调驱剂中的主剂与有机膦酸混合，混合均匀后再加入助剂，随后将混合液体注入目标地层。本申请的调剖调驱剂为分子尺寸为纳米级离子溶液，粘度低、注入性好，可充分运移至地层深部再形成强度可控的沉淀调剖调驱剂，能够满足不同渗透率、矿化度储层的深部调驱需求。此外，本申请的调剖调驱剂还具有施工工艺简单、不伤害储层及改善产出液水质等优点。
Description
技术领域
本文涉及但不限于一种调剖调驱剂一种油气田层内的调剖调驱方法。
背景技术
海洋油气田投入注水开发后，由于注采强度大、储层非均质性强、大段多小层笼统防砂方式等因素致使部分油井含水上升进入中高含水或特高含水开发阶段，剩余油富集区分布在地层深部，近井地带的调剖技术已难以满足矿场深部液流转向的需求。目前常用的调剖调驱剂分为两大类，即有机类和无机类。
由于海洋油气田水驱开发特征所限，以聚合物凝胶为主的调驱技术暴露出以下几个方面的问题：1、由于注采强度大(300m3/d至500m3/d)，凝胶体系的溶解、配制、注入的设备占用空间大、且注入压力上升快，不利于凝胶体系进入地层深部。2、由于采用砾石充填筛管的防砂方式，使粒径超限的调驱体系的应用受到限制。3、聚合物调剖调驱剂由于调驱时机较早(30％至60％)，导致储层矿物敏感和运移，大孔道发育；聚合物进入低渗孔道使产能下降；聚合物突破导致产出液处理困难等问题频现。预交联颗粒体系(包含体膨颗粒及微球)能够达到进入储层深部的目的，但其最终膨胀倍数受储层温度和矿化度影响显著，且成本较高。
无机类(普通沉淀类)调剖调驱体系应用时间较早，其代表性的体系配方是水玻璃+固化剂体系，常用的固化剂有HCl、CaCl2、MgCl2、FeSO4、钠土悬浮体等。在注入工艺上，无机类调剖调驱体系早期多采用单液法，单液法存在反应时间太快，注入深度小、在地层中被大量稀释的缺点；后期发展的双液法注入工艺，由于在地层中注入的药剂不能实现全部接触，且体系强度不易控制，因此造成部分药剂浪费，深部调驱效果不理想的问题。
发明内容
以下是对本文详细描述的主题的概述。本概述并非是为了限制本申请的保护范围。
本申请提供一种调剖调驱剂及一种油气田层内的调剖调驱方法。
本申请提供了一种调剖调驱剂在油气田层内沉淀控制的应用；
本申请提供的油气田层内的调剖调驱方法，使用难溶性盐、有机膦酸和水的混合物封堵高渗透层；
所述难溶性盐选自难溶或不溶于水的钙盐、镁盐或铁盐中的任一种或更多种；
所述难溶性盐在注入目标地层后6h内的平均粒径在3μm至5μm之间，所述难溶性盐在注入目标地层6.5小时后的平均粒径增大至5μm以上。
在本申请实例性实施方式中，所述难溶性盐、有机磷酸和水的混合物在配制后4h内注入目标地层。
可选地，调剖调驱剂主要由主剂、有机膦酸和助剂配制而成；
另一方面，本申请提供了一种调剖调驱剂，所述调剖调驱剂主要由主剂、有机膦酸和助剂配制而成；
所述主剂选自水溶性硅酸盐、水溶性碳酸盐、水溶性碳酸氢盐和水溶性亚硫酸盐中的任意一种或更多种；
所述助剂选自水溶性钙盐、水溶性镁盐和水溶性铁盐中的任意一种或更多种。
在本申请实例性实施方式中，所述主剂、所述有机膦酸和所述助剂的重量比为(100至5000):(10至50):(100至5000)；可选地，所述主剂、所述有机膦酸和所述助剂的重量比为(500至5000):(20至40):(500至5000)；优选地，所述主剂、所述有机膦酸和所述助剂的重量比为(1000至3000):(30至40):(1000至3000)。
在本申请实例性实施方式中，所述调剖调驱剂中所述主剂的终浓度为1000mg/L至5000mg/L；所述调剖调驱剂中所述有机膦酸的终浓度为10mg/L至50mg/L；所述调剖调驱剂中所述助剂的终浓度为1000mg/L至5000mg/L。
在本申请实例性实施方式中，所述有机膦酸选自羟基乙叉二膦酸、氨基三甲叉膦酸和膦基羧酸共聚物中的任意一种或几种。
在本申请实例性实施方式中，所述膦基羧酸共聚物选自2-膦酸丁烷-1,2,4-三羧酸和膦基聚马来酸中的任意一种或两种。
在本申请实例性实施方式中，所述水溶性硅酸盐选自硅酸钠和硅酸钾中的任意一种或两种；
在本申请实例性实施方式中，可选地，所述水溶性碳酸盐选自碳酸钠和碳酸钾中的任意一种或两种；
在本申请实例性实施方式中，可选地，所述水溶性碳酸氢盐选自碳酸氢钠和碳酸氢钾中的任意一种或两种。
在本申请实例性实施方式中，所述水选自淡水、海水和地层水中的任意一种或更多种；
在本申请实例性实施方式中，可选地，所述水的矿化度不高于40000mg/L。
在本申请实例性实施方式中，将所述有机膦酸与所述主剂混合后，再与所述助剂进行混合。
本申请的方法包含了利用层内沉淀控制手段，形成海上油田层内沉淀用控制方法，通过沉淀控制方法，达到反应速度可控，调剖调驱剂粒径可控，使最终获得的层内沉淀调剖调驱剂可进入地层深部且强度可控。实现注入的调剖调驱剂既能有效进入地层深部，且能有效封堵大孔道，以满足海上高含水油田稳油控水的技术需求。
相较现有方法，层内控制沉淀调驱体系的工作液为分子尺寸为纳米级的离子溶液，具有速溶性，粘度与水相近，能够通过防砂筛管，具有良好的注入性；通过层内沉淀控制方法，实现体系在近井地带不沉淀，可充分运移至地层深部再形成强度可控的沉淀调剖调驱剂，满足不同渗透率、矿化度储层的深部调驱需求；采用在线注入的方式，简化施工工艺，同时改善水质，具有稳定粘土矿物的作用，共沉淀作用利于降低金属离子和悬浮物，从而改善污水处理效果。
本申请的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本申请而了解。本申请的其他优点可通过在说明书中所描述的方案来发明实现和获得。
附图说明
附图用来提供对本申请技术方案的理解，并且构成说明书的一部分，与本申请的实施例一起用于解释本申请的技术方案，并不构成对本申请技术方案的限制。
图1是本申请实施例1与对比例1采用马尔文3000激光粒度仪测试的粒径随时间变化结果。
图2是本申请实施例1与对比例2采用马尔文3000激光粒度仪测试的粒径随时间变化结果。
图3是本申请实施例1进行砂管驱替实验时采用的多测压点填砂管模型的结构示意图。其中，1为入口压力测压点，2为测压点一，3为测压点二，4为测压点三，5为出口压力测压点，6为填砂管，7为第一六通阀，8为模拟地层水罐，9为助剂储罐，10为主剂与有机膦酸储罐，11为第二六通阀，12为计量泵，13为恒温干燥箱，14为手摇泵，15为回压阀，16为量筒。
图4是本申请实施例1采用层内沉淀用控制方法的砂管驱替实验结果图。
图5是本申请对比例1采用层内沉淀用控制方法的砂管驱替实验结果图。
图6是本申请实施例2采用层内沉淀用控制方法的砂管驱替实验结果图。
图7是本申请对比例2采用层内沉淀用控制方法的砂管驱替实验结果图。
具体实施方式
为使本申请的目的、技术方案和优点更加清楚明白，下文对本申请的实施例进行详细说明。需要说明的是，在不冲突的情况下，本申请中的实施例及实施例中的特征可以相互任意组合。
本申请实施例中提供了油气田层内的调剖调驱方法，使用难溶性盐、有机膦酸和水的混合物封堵高渗透层；
所述难溶性盐选自难溶或不溶于水的钙盐、镁盐或铁盐中的任一种或更多种；
所述难溶性盐在注入目标地层后6h内的平均粒径在3μm至5μm之间，所述难溶性盐在注入目标地层6.5小时后的平均粒径增大至5μm以上。可选地，所述难溶性盐在注入目标地层6小时以后的平均粒径增大至5μm以上。
在本申请实施例中，所述难溶性盐、有机磷酸和水的混合物在配制后4h内注入目标地层。
另一方面，本申请实施例提供了一种调剖调驱剂，所述调剖调驱剂主要由主剂、有机膦酸和助剂配制而成；
所述主剂选自水溶性硅酸盐、水溶性碳酸盐、水溶性碳酸氢盐和水溶性亚硫酸盐中的任意一种或更多种；
所述助剂选自水溶性钙盐、水溶性镁盐和水溶性铁盐中的任意一种或更多种。
在本申请实施例中，所述主剂、所述有机膦酸和所述助剂的重量比为(100至5000):(10至50):(100至5000)；可选地，所述主剂、所述有机膦酸和所述助剂的重量比为(500至5000):(20至40):(500至5000)；优选地，所述主剂、所述有机膦酸和所述助剂的重量比为(1000至3000):(30至40):(1000至3000)。
在本申请实施例中，所述调剖调驱剂中所述主剂的终浓度为1000mg/L至5000mg/L；所述调剖调驱剂中所述有机膦酸的终浓度为10mg/L至50mg/L；所述调剖调驱剂中所述助剂的终浓度为1000mg/L至5000mg/L。
在本申请实施例中，所述有机膦酸选自羟基乙叉二膦酸、氨基三甲叉膦酸和膦基羧酸共聚物中的任意一种或几种。
在本申请实施例中，所述膦基羧酸共聚物选自2-膦酸丁烷-1,2,4-三羧酸和膦基聚马来酸中的任意一种或两种。
在本申请实施例中，所述水溶性硅酸盐选自硅酸钠和硅酸钾中的任意一种或两种；
在本申请实施例中，可选地，所述水溶性碳酸盐选自碳酸钠和碳酸钾中的任意一种或两种；
在本申请实施例中，可选地，所述水溶性碳酸氢盐选自碳酸氢钠和碳酸氢钾中的任意一种或两种。
在本申请实施例中，所述水选自淡水、海水和地层水中的任意一种或更多种；
在本申请实施例中，可选地，所述水的矿化度不高于40000mg/L。
在本申请实施例中，将所述有机膦酸与所述主剂混合后，再与所述助剂进行混合。
在本申请实施例中，所述主剂和有机膦酸混合均匀后，再与助剂混合均匀，形成的颗粒悬浮在配制好的调剖调驱剂中。
本申请实施例中，终浓度为各组分配制调剖调驱剂尚未发生反应时的浓度。
实施例1
在模拟油藏温度下(65℃)，向主剂硅酸钠溶液中加入的沉淀抑制剂羟基乙叉二膦酸(购自阿拉丁化学试剂有限公司，有效含量60％)，再加入助剂氯化钙。主剂硅酸钠终浓度为2400mg/L，沉淀抑制剂羟基乙叉二膦酸的终浓度为35mg/L，助剂氯化钙的终浓度为2400mg/L。
形成的调剖调驱剂粒径随时间的变化如图1所示，粒径中值6h内维持在4μm左右，体系沉淀时间可控，达到进入地层深部的目的。向储层注入调剖调驱剂后，所述调剖调驱剂在近井地带不产生大颗粒沉淀，运移至地层深部的岩石孔隙内，形成大颗粒无机沉淀，造成孔隙过流断面减小，渗流阻力增加，最终促使后续液流转向进入中低渗透层，实现体系注入深度、粒径、强度可控。在环境友好的前提下，达到扩大波及体积和提高采收率的目的。
对比例1
在模拟油藏温度下(65℃)，向主剂硅酸钠溶液中加入的助剂氯化钙溶液。主剂硅酸钠终浓度为2400mg/L，助剂氯化钙的终浓度为2400mg/L。
形成的调剖调驱剂粒径随时间的变化如图1所示，粒径中值在1小时内达到10μm左右，体系达不到沉淀时间可控，进入地层深部的目的。主剂和助剂两者一接触后迅速反应，从而容易在近井带沉淀聚集，造成调驱作业注入困难，且无法实现深部液流转向。
实施例2
在模拟油藏温度下(65℃)，向主剂碳酸钠溶液中加入的沉淀抑制剂(2-膦酸丁烷-1，2，4-三羧酸，购自阿拉丁化学试剂有限公司，有效含量50％)，再加入助剂氯化钙溶液。主剂碳酸钠终浓度为2100mg/L，沉淀抑制剂2-膦酸丁烷-1，2，4-三羧酸终浓度为40mg/L，助剂氯化钙的终浓度为2100mg/L。
形成的调剖调驱剂粒径随时间的变化如图2所示，粒径中值6h内不超过4μm，体系沉淀时间可控，达到进入地层深部的目的。
对比例2
在模拟油藏温度下(65℃)，向主剂碳酸钠溶液中加入的助剂氯化钙溶液。主剂碳酸钠终浓度为2400mg/L，助剂氯化钙的终浓度为2100mg/L。
形成的调剖调驱剂粒径随时间的变化如图2所示，粒径中值在1小时内达到7μm左右，体系达不到沉淀时间可控，进入地层深部的目的，主剂和助剂两者一接触后迅速反应，从而容易在近井带沉淀聚集，造成调驱作业注入困难，且无法实现深部液流转向。
性能测试
将本申请实施例和对比例中的调剖调驱体系进行砂管驱替实验，测试其注入性能和岩心封堵能力。
实验例1，实施例1制备的调剖调驱剂。
(1)将石英砂装入填砂管6(50cm)中压实(填砂渗透率为5000mD)，然后将填砂管6抽真空，控制第一六通阀7，将模拟地层水储罐8中的饱和模拟地层水充入填砂管6中。并通过手摇泵14、回压阀15和量筒16，计算孔隙体积；所述石英砂中40目至70目的占40wt.％，70目至140目的占60wt.％；
(2)按照图3将实验装置连接好，填砂管6等装置放置在恒温干燥箱13中，获得填砂管内截面积A，填砂管长度L，进行密封性检测；
(3)以2ml/min的流速将饱和模拟地层水(矿化度为20315mg/L)注入填砂管6，驱替至注入压力稳定，采用公式(I)计算填砂管模型的水测渗透率K：
式中：K—填砂管渗透率，μm2；
μ—驱替流体的粘度，mPa·s；
L—填砂管的长度，cm；
A—填砂管的内截面积，cm2；
ΔP—填砂管两测压点间的压差，kPa；
(4)在65℃下，以2ml/min的流速分别注入本申请实施例1和对比例1的调剖调驱剂，注入总量为1PV；主剂和有机膦酸存储在主剂与有机膦酸储罐10、助剂存储在助剂储罐9，并通过第二六通阀11和计量泵12将主剂、有机膦酸或助剂中的一种或多种注入填砂管6中。
(5)再以1ml/min的流速进行后续水驱(总注入量为3PV)，观察并记录入口压力测压点1、测压点一2、测压点二3、测压点三4和出口压力测压点5的压力数据。使用实施例1调剖调驱剂后的水驱效果如图4所示。
本申请实施例1的层内沉淀用控制方法的砂管驱替实验结果如图4所示。从图4可以看出，当采用渗透率为5000mD的填砂管6时，注入压力均低于0.1MPa，说明本申请实施例形成的层内沉淀用控制方法具有良好的注入性能。在后续水驱阶段，注入压力涨至3MPa，说明发明实施例形成的层内沉淀用控制方法具有良好的封堵效果；而且，均布的三个测压点均有压力响应，说明本申请实施例形成的层内沉淀用控制体系可以运移到填砂管中后部，起到有效封堵作用。
实验例2，对比例1制备的调剖调驱剂
本实验例2与实验例1的操作过程基本相同，唯一的区别在于，使用对比例1制备得到的调驱调剖剂替换实施例1制备得到的调驱调剖剂。
实验结果如下：从图5可以看出，对比例1的普通沉淀体系的入口压力迅速达到2.5MPa，说明对比例1形成的普通沉淀体系的注入性不好。并且，对比例1的普通沉淀体系的三个测压点均未有压力响应，说明对比例1形成的普通沉淀体系无法运移至地层深部。
实验例3，实施例2制备的调剖调驱剂
本实验例3与实验例1的操作过程基本相同，唯一的区别在于，使用实施例2制备得到的调驱调剖剂替换实施例1制备得到的调驱调剖剂。
从图6可以看出，当采用渗透率为5000mD的填砂管时，注入压力均低于0.1MPa，说明本申请实施例形成的层内沉淀用控制方法具有良好的注入性能。在后续水驱阶段，注入压力涨至2.75MPa，说明发明实施例形成的层内沉淀用控制方法具有良好的封堵效果；而且，均布的三个测压点均有压力响应，说明本申请实施例形成的层内沉淀用控制体系可以运移到填砂管中后部，起到有效封堵作用。
实验例4，对比例2制备的调剖调驱剂
本实验例4与实验例1的操作过程基本相同，唯一的区别在于，使用对比例2制备得到的调驱调剖剂替换实施例1制备得到的调驱调剖剂。
实验结果如下：从图7可以看出，对比例1的普通沉淀体系的入口压力迅速达到2.3MPa，说明对比例4形成的普通沉淀体系的注入性不好。并且，对比例2的普通沉淀体系的三个测压点均未有压力响应，说明对比例2形成的普通沉淀体系无法运移至地层深部。这。从上述的实施结果可以看出，层内控制沉淀深部调驱体系具有环保、速溶、能够稳定粘土矿物、耐温耐盐、药剂成本低的特点，实现注入深度、粒径、强度可控，且具有的在线配注、利于采出液处理和改善污水水质的技术优势适合于海上油田提高采收率技术需求。
实验例5，实施例1制备的调剖调驱剂
选取不同油田地层水作为实验用水，具体离子组成如表1所示：
表1地层水离子组成(mg/L)
表2为不同水型体系封堵效果统计，按照实施例1的操作方法。由表2可知，体系封堵性适中，在不同地层水矿化度下均有较好的封堵效果，且矿化度越高封堵效果越好。
表2优化沉淀体系封堵率测试结果
实验例6，对比例1制备的调剖调驱剂
实验用水与实验例5相同，按照对比例1的操作方法，体系封堵效果如表3所示。由表3可知，体系封堵性受水中钙镁离子影响很小，注入地层即迅速反应生成沉淀，封堵强度大，导致后续注入困难。
表3普通沉淀体系封堵率测试结果
实验例7
对实施例2和对比例2的制备的调剖调驱剂封堵效果进行测试(实施例2按照实施例1的操作方法，对比例2按照对比例1的操作方法)，实验用水为水型2，其结果见表4。从表中可以看出，在相同的渗透率条件下，优化沉淀体系的封堵能力略低于普通沉淀体系，可见与普通沉淀体系相比，优化沉淀体系注入性更好，能够充分运移至地层深部再形成强度可控的沉淀调剖调驱剂，对地层伤害小；而普通沉淀体系则会迅速生成沉淀堵塞近井地带，封堵强度不可控，对地层伤害较大。
表4两种体系封堵率结果对比
从上述的实施结果可以看出，层内控制沉淀深部调驱体系具有环保、速溶、能够稳定粘土矿物、耐温耐盐、药剂成本低的特点，实现注入深度、粒径、强度可控，且具有的在线配注、利于采出液处理和改善污水水质的技术优势适合于海上油田提高采收率技术需求。
虽然本申请所揭露的实施方式如上，但所述的内容仅为便于理解本申请而采用的实施方式，并非用以限定本申请。任何本申请所属领域内的技术人员，在不脱离本申请所揭露的精神和范围的前提下，可以在实施的形式及细节上进行任何的修改与变化，但本申请的专利保护范围，仍须以所附的权利要求书所界定的范围为准。
Claims (12)
1.一种油气田层内的调剖调驱方法，使用难溶性盐、有机膦酸和水的混合物封堵高渗透层；
所述难溶性盐选自难溶或不溶于水的钙盐、镁盐或铁盐中的任一种或多种；
所述难溶性盐在注入目标地层后6h内的平均粒径在3μm至5μm之间，所述难溶性盐在注入目标地层6.5小时后的平均粒径增大至5μm以上；
所述调剖调驱剂主要由主剂、有机膦酸、助剂在水中配制而成；
所述主剂选自水溶性硅酸盐、水溶性碳酸盐、水溶性碳酸氢盐和水溶性亚硫酸盐中的任意一种或多种；
所述助剂选自水溶性钙盐、水溶性镁盐和水溶性铁盐中的任意一种或多种；
所述主剂、所述有机膦酸和所述助剂的重量比为（100至5000）:（10至50）:（100至5000）。
2.根据权利要求1所述的调剖调驱方法，其中，所述难溶性盐、有机磷酸和水的混合物在配制后4h内注入目标地层。
3.根据权利要求1所述的调剖调驱方法，其中，所述主剂、所述有机膦酸和所述助剂的重量比为（500至5000）:（20至40）:（500至5000）。
4.根据权利要求1所述的调剖调驱方法，其中，所述主剂、所述有机膦酸和所述助剂的重量比为（1000至3000）:（30至40）:（1000至3000）。
5.根据权利要求1所述的调剖调驱方法，其中，所述调剖调驱剂中所述主剂的终浓度为1000mg/L至5000mg/L；所述调剖调驱剂中所述有机膦酸的终浓度为10mg/L至50mg/L；所述调剖调驱剂中所述助剂的终浓度为1000mg/L至5000mg/L。
6.根据权利要求1至5中任一项所述的调剖调驱方法，其中，所述有机膦酸选自羟基乙叉二膦酸、氨基三甲叉膦酸和膦基羧酸共聚物中的任意一种或几种。
7.根据权利要求6所述的调剖调驱方法，其中，所述膦基羧酸共聚物选自2-膦酸丁烷-1,2,4-三羧酸和膦基聚马来酸中的任意一种或两种。
8.根据权利要求1至5中任一项所述的调剖调驱方法，其中，所述水溶性硅酸盐选自硅酸钠和硅酸钾中的任意一种或两种。
9.根据权利要求8所述的调剖调驱方法，其中，所述水溶性碳酸盐选自碳酸钠和碳酸钾中的任意一种或两种。
10.根据权利要求8所述的调剖调驱方法，其中，所述水溶性碳酸氢盐选自碳酸氢钠和碳酸氢钾中的任意一种或两种。
11.根据权利要求1至5中任一项所述的调剖调驱方法，其中，所述水选自淡水、海水和地层水中的任意一种或多种。
12.根据权利要求11所述的调剖调驱方法，其中，所述水的矿化度不高于40000mg/L。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202011016793.8A CN112177578B (zh) | 2020-09-24 | 2020-09-24 | 一种调剖调驱剂及一种油气田层内的调剖调驱方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202011016793.8A CN112177578B (zh) | 2020-09-24 | 2020-09-24 | 一种调剖调驱剂及一种油气田层内的调剖调驱方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN112177578A CN112177578A (zh) | 2021-01-05 |
| CN112177578B true CN112177578B (zh) | 2022-07-26 |
Family
ID=73955478
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202011016793.8A Active CN112177578B (zh) | 2020-09-24 | 2020-09-24 | 一种调剖调驱剂及一种油气田层内的调剖调驱方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN112177578B (zh) |
Families Citing this family (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN116445141A (zh) * | 2023-04-14 | 2023-07-18 | 中海油田服务股份有限公司 | 一种用于提高采收率的刚性纳米粒子封堵剂 |
Family Cites Families (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN102876305B (zh) * | 2011-07-14 | 2015-03-18 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种油井堵水剂及油井堵水方法 |
| CN104673260B (zh) * | 2015-02-02 | 2017-10-17 | 中国石油天然气股份有限公司 | 可交联堵水调剖剂及其制备方法与应用 |
| CN104762072A (zh) * | 2015-02-14 | 2015-07-08 | 丹诺(北京)石油技术服务有限公司 | 渗透选择性堵剂及其制备方法和使用方法 |
| CN109779564B (zh) * | 2017-11-13 | 2022-03-29 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种堵水调驱用自生凝胶的使用方法 |
| CN110317590A (zh) * | 2018-03-30 | 2019-10-11 | 中国石油化工股份有限公司 | 适合高钙镁油藏的调驱体系及其制备方法 |
-
2020
- 2020-09-24 CN CN202011016793.8A patent/CN112177578B/zh active Active
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN112177578A (zh) | 2021-01-05 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9771785B2 (en) | Methods for enhancing and maintaining fracture conductivity after fracturing shale formations without proppant placement | |
| EP2627728B1 (en) | Water injection systems and methods | |
| CN110945208B (zh) | 提高地层采油率的方法 | |
| CN103013480A (zh) | 改性石油胶颗粒复合调剖堵水剂及多轮次双向调堵技术 | |
| US5259453A (en) | Blocking water coning in oil and gas producing reservoirs | |
| CA2896311A1 (en) | Method, system, and composition for producing oil | |
| Franco-Aguirre et al. | Ca-DTPMP nanoparticles-based nanofluids for the inhibition and remediation of formation damage due to CaCO3 scaling in tight gas-condensate reservoirs | |
| US20140174735A1 (en) | Method, system, and composition for producing oil | |
| US11760917B2 (en) | Iron control as part of a well treatment using time-released agents | |
| Tavakoli et al. | Experimental investigation of the effect of silica nanoparticles on the kinetics of barium sulfate scaling during water injection process | |
| US11441067B2 (en) | Screening method for friction reducer precipitation | |
| CN112177578B (zh) | 一种调剖调驱剂及一种油气田层内的调剖调驱方法 | |
| WO2004011772A1 (en) | Method of controlling scale formation | |
| CN115044356B (zh) | 一种适用于高温高盐油藏的调驱剂及其制备方法 | |
| RU2716316C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| US20170362493A1 (en) | Process and composition for alkaline surfactant polymer flooding | |
| RU2648135C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| Gussenov et al. | Permeability reduction of heterogeneous oil reservoirs by brine-triggered gellan gel | |
| RU2788935C1 (ru) | Способ временного блокирования продуктивного пласта в условиях аномально низких пластовых давлений | |
| CN108300438A (zh) | 一种无机铝凝胶堵水剂 | |
| Chen et al. | Meeting the challenges in downhole scale control for high-water-production horizontal wells in an environmentally sensitive part of the Norwegian North Sea | |
| Schurz | Field preparation of polymer solutions used to improve oil recovery | |
| Chen et al. | New product development for oil field application | |
| Tang et al. | Analysis of influencing factors of water injection capacity in low permeability reservoir | |
| Hansen | Evaluating tertiary water based EOR methods on the Veslefrikk field, with emphasis on analyzing sodium silicate injection by numerical simulation |
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 | ||
| GR01 | Patent grant | ||
| GR01 | Patent grant |