CN113666686A - 选择性堵水剂以及油气田耐高温高压长效稳油控水方法 - Google Patents

选择性堵水剂以及油气田耐高温高压长效稳油控水方法 Download PDF

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Abstract

本发明涉及一种选择性堵水剂以及油气田耐高温高压长效稳油控水方法，总重量为100％计，由以下用量的原料制备得到：水泥：35.0～75.0％；改性剂：0.5～15.0％；造孔剂：0.5～7.0％；外加剂：0.5～8.0％；助溶剂：1.0～15.0％；余量为水。本发明具有较强的稳油控水特性，能有效降低水相渗透率，对油相渗透率影响不大，固化时间可调，固化后抗压强度可达到10MPa以上，满足不同井深及井温要求，适用范围广；制备工艺简单，通过简单的复配形成，不用进行聚合反应和交联反应；制作成本低，同时还能降低后续处理成本。

Description

选择性堵水剂以及油气田耐高温高压长效稳油控水方法
技术领域
本发明涉及一种选择性堵水剂以及油气田耐高温高压长效稳油控水方法，属于油田化学技术领域。
背景技术
在油田开采过程后期，已经过多次驱油，地质不均匀、油水流度比的差异而导致地层水或注入水不断发展，油井采出液平均含水率高，导致管线设备使用时间缩减、油藏的采收率下降，特别是海上油田由于采出液中含水率增加导致后期处理成本大幅增加。目前油井针对这种情况采用的最广泛的措施就是堵水技术。常用的是利用化学堵水剂，经过连续油管注入到含水层实现封堵。一般的化学堵水剂可分为两大类，非选择性堵水剂和选择性堵水剂。非选择性堵水剂主要用于封堵高含水层，对水和油同时进行封堵，但不利于油藏原油的开采。选择性堵水剂主要应用于低、中含水层，并不是完全堵水不堵油，是尽可能的堵水不堵油，降低水相渗透率。采用选择性堵水剂是油田开采过程中的重要方法，在施工开采过程中需要满足以下一些性能要求：一定的抗压强度，堵水性能好，耐温耐盐性好，有效期长、对地层无伤害，对环境无污染等。因此迫切需要一种稳油控水技术来提高油藏的采收率。
CN102746835B提供一种碳酸盐岩油井密度选择性堵水剂及其制备工艺，公开了一种碳酸盐岩油井密度选择性堵水剂，其组份配方按重量份计，水泥100份、粉煤灰60-75份、粘土50-58 份、微硅52-62份、早强剂5-8份、降失水剂16-28份、水1100-1200份。进一步的，所述降失水剂为改性纤维素与阴离子型聚合物的混合物，按重量份计，改性纤维素13份、阴离子型聚合物8.8份。进一步的，所述改性纤维素为羧甲基纤维素(俗称:CMC)、羟乙基纤维素(俗称HEC)、羧甲基羟乙基纤维素(俗称:CMHEC)中和一种或几种，优选HEC；所述阴离子型聚合物为磺酸盐类聚合物，具体为苯乙烯磺酸盐(俗称:SS)、乙烯磺酸盐(俗称:VS)、丙烯磺酸盐(俗称:PS)、 2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸(俗称:AMPS)中的一种或几种，优选AMPS；所述早强剂为有机化合物早强剂，优选三乙醇胺。此方法适用范围单一，主要针对碳酸盐岩油井密度条件。并且、固化后的抗压强度有限，在0.5-1.0MPa.
CN106753299A提供一种稀油井选择性堵水剂及其制备方法与应用，根据此发明具体的实施例，在所述的选择性堵水剂中，优选地，以所述软污油泥的总重量为100％计，其油溶物重量含量为8-12％，水含量为68-75％，余量为杂质颗粒。根据本发明具体的实施例，在所述的选择性堵水剂中，优选地，以所述老化油的总重量为100％计，其胶质含量为22.6-26.5％，沥青质含量为0.87-1.15％，金属含量为1.6-3.9％，且该老化油的相对密度为0.98-1.2，粘度为 205-328mPa·s。其中，老化油中的金属包含钙、钠、镁等。根据本发明具体的实施例，在所述的选择性堵水剂中，优选地，根据该选择性堵，水剂所适用的油藏物性确定所述二氧化硅、高岭土及云母粉的粒径，其中，该二氧化硅、高岭土及云母粉的粒径为所述油藏孔喉直径的 1/4-1/3.此外，在本发明具体实施方式中，同时还需要根据现场施工压力情况，确定二氧化硅、高岭土及云母粉的粒径大小，其包括以下步骤:当施工现场开始注入时，选取粒径相对较小的颗粒，但是该颗粒粒径也在所述油藏孔喉直径的1/4-1/3范围内，当注入量达到设计量的1/5-1/3 时，若此时压力仍然变化不大，需要换取粒径相对较大的颗粒(该颗粒粒径也在所述油藏孔喉直径的1/4-1/3范围内)来提高堵水剂的封堵性能，使施工压力达到设计要求。此方法适用范围单一，主要针对稀油油藏油井条件。并且需要注入部分热污水，需要大量的热量，成本高，且对环境具有一定的影响。
发明内容
针对上述技术问题，本发明提供一种选择性堵水剂以及油气田耐高温高压长效稳油控水方法，克服了现有技术中选择性堵水方法和堵水剂的缺点，能注入油井附近油藏孔喉直径大于20μm以上的储层，不分油层和水层，注入固化后，具有很好的油水分离能力，原油可以通过但只有少量的水能通过，从而达到稳油控水，同时兼具防砂功能，降低后续处理成本的目的。本发明具有很好的疏水亲油性能，较大的渗透率，抗压强度高，耐温耐盐性好，堵水强度高，有效期长，施工工艺简单的技术优点。
具体的技术方案为：
选择性堵水剂，总重量为100％计，由以下用量的原料制备得到：
水泥：35.0～75.0％；
改性剂：0.5～15.0％；
造孔剂：0.5～7.0％；
外加剂：0.5～8.0％；
助溶剂：1.0～15.0％；
余量为水。
其中，水泥，为油井水泥或超细油井水泥；
改性剂，为硬脂酸或硬脂酸钠、十甲基环五硅氧烷、八甲基环四硅氧烷、十二甲基环六硅氧烷、高含氢硅油、甲基三乙氧基硅烷、辛基三乙氧基硅烷、油酸或油酸钠中的一种或几种混合；
造孔剂，为NH4HCO3、NaHCO3、H2O2中的一种或几种混合；
外加剂，为石英砂；
助溶剂，为异丙醇、乙醇和硬脂酸钠中的一种或几种混合。
本发明还提供一种油气田耐高温高压长效稳油控方法，包括以下步骤：
按照上述配方称量各种原料：先将改性剂、造孔剂和助溶剂混合加入水中，在300r/min 的搅拌速度下搅拌5～30分钟，然后加入水泥、外加剂，充分混合均匀后，现场应用直接注入地层，然后关井5-8天。
本发明技术方案带来的有益效果：
1.本发明具有较强的稳油控水特性，能有效降低水相渗透率，对油相渗透率影响不大，固化时间可调，固化后抗压强度可达到10MPa以上，满足不同井深及井温要求，适用范围广；
2.制备工艺简单，通过简单的复配形成，不用进行聚合反应和交联反应；
3.制作成本低，同时还能降低后续处理成本。
具体实施方式
以下对本发明的优选实施例进行说明，应当理解，此处所描述的优选实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限定本发明。
实施例一～实施例三
本实施例提供的油气田耐高温高压长效稳油控水的发明，按照表1所述配方称量各种原料：造孔剂和外加剂加入水泥中混合均匀，先将改性剂和助溶剂混合再加入水泥中混合最后加入水，在300r/min的搅拌器下搅拌5～30分钟，实验室中倒入模具中，放入70℃恒温水浴锅中，待其固化4～48h之后，室温干燥5-7天后达到强度要求后取出脱模即得。
表1实施例配方数据
Figure BDA0003221444090000031
测试1：
对实施例一的产物测定水相和油相的相对渗透率，可获得油相和水相渗透率前后的改变率，具体实验数据结果如下表2：
表2实施例一处理前后油水相渗透率变化情况
Figure BDA0003221444090000041
由表2可以得出，随着驱替速率的增大，水相和油相在处理前的渗透率是逐渐增大的，经过处理之后，水相的渗透率也是随着驱替速率的增大而增加，但相比处理前的水相渗透率都有明显的下降，在最低驱替速率0.5mL/min驱替下，水测渗透率的变化率为79.11％，在6 mL/min驱替实验下，水测渗透率的变化率为91.74％，整体上来看，岩心在处理之后，水相渗透率明显降低，水测渗透率变化率平均在80％以上，从油相渗透率来看，未经处理的岩心在不同速率下，油测渗透率也是逐渐升高的，经过处理之后，油测渗透率变化不大，从上面的数据来看，油测渗透率在驱替速率为3mL/min时，油测渗透率的变化率最小2.03％，即在此驱替速率下，经过处理之后，油测渗透率有轻微的降低，那是因为驱替速率不大的情况下，压力不大，而且油的黏度也较大，阻力增大，从而降低了油的渗透率，在6mL/min的驱替速率下，油测渗透率有较明显的增加，增加率为8％，那是因为在驱替速率较大的情况下，注入压力增大，从而使油的渗透率略有升高，总体上来看，油相渗透率变化率在±10％以内，说明该方案具有选择性堵水效果，能很好的达到稳油控水的目的。
测试2：
按照表1所述配方称量各种原料，遵循实施例一的制备工艺，对其进行油(指柴油，下同)水分离测试(起始含水率为90％，分离过程中高速搅拌)，得到分离液体(10ml/次)的含水率，具体实验结果如表3所示:
表3油水分离后液体含水率测试结果
Figure BDA0003221444090000042
Figure BDA0003221444090000051
由表3可知，成品未处理直接进行油水分离测试，其分离液体含水率均为0，说明稳油控水效果明显。当成品浸水5h后进行分离测试，起初分离液体的含水率高达80％，随着分离次数增加，含水率下降至38％且稳定，实验前期含水率高是因为成品中含有饱和水，分离过程中水油渗透，自然水量多，后期含水率稳定在38％，与原液90％含水率相比，说明达到了很好的稳油控水效果。当分离液量达1800ml，远超常规实验的200PV后，分离液含水率人保持在38％左右，说明其油水分离高效且长效。
测试3：
按照表1所述配方称量各种原料，遵循实施例一的制备工艺，对其进行油水分离测试(起始含水率为90％，分离过程中高速搅拌)，得到分离液体(10ml/次)的含水率，具体实验结果如表4所示：
表4油水分离后液体含水率测试结果
Figure BDA0003221444090000052
由表4可知，改性剂的含量不同，但分离效果相同，即使随着分离次数的增加，其含水率均为0％，表现出极佳的稳油控水功能。从成本的角度出发，达到同样的实验效果，优先选择改性剂含量低的方案。
对比例：
未加改性剂成品，分离条件与实施二、三相同，除特别说明，测试结果如表5所示。
表5未加改性剂成品油水分离测试
Figure BDA0003221444090000061
以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，对于本领域的技术人员来说，其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。

Claims (7)

1.选择性堵水剂，其特征在于，总重量为100％计，由以下用量的原料制备得到：
水泥：35.0～75.0％；
改性剂：0.5～15.0％；
造孔剂：0.5～7.0％；
外加剂：0.5～8.0％；
助溶剂：1.0～15.0％；
余量为水。
2.根据权利要求1所述的选择性堵水剂，其特征在于，所述的水泥，为油井水泥或超细油井水泥。
3.根据权利要求1所述的选择性堵水剂，其特征在于，所述的改性剂，为硬脂酸或硬脂酸钠、十甲基环五硅氧烷、八甲基环四硅氧烷、十二甲基环六硅氧烷、高含氢硅油、甲基三乙氧基硅烷、辛基三乙氧基硅烷、油酸或油酸钠中的一种或几种混合。
4.根据权利要求1所述的选择性堵水剂，其特征在于，所述的造孔剂，为NH4HCO3、NaHCO3、H2O2中的一种或几种混合。
5.根据权利要求1所述的选择性堵水剂，其特征在于，所述的外加剂，为石英砂。
6.根据权利要求1所述的选择性堵水剂，其特征在于，所述的助溶剂，为异丙醇、乙醇和硬脂酸钠中的一种或几种混合。
7.油气田耐高温高压长效稳油控方法，其特征在于，包括以下步骤：
按照权利要求1到6任一项所述的配方称量各种原料，先将改性剂、造孔剂和助溶剂混合加入水中，在300r/min的搅拌速度下搅拌5～30分钟，然后加入水泥、外加剂，充分混合均匀后，现场应用直接注入地层，然后关井5-8天。
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Legal Events

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Application publication date: 20211119

Assignee: GREAT TECHNOLOGY CO.,LTD.

Assignor: SOUTHWEST PETROLEUM University

Contract record no.: X2022980018381

Denomination of invention: Selective water shutoff agent and long-term stable oil and water control method for oil and gas fields under high temperature and pressure

Granted publication date: 20220722

License type: Exclusive License

Record date: 20221014