CN114736661A - 一种弱固结性大孔道治理体系及其制备方法和应用 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种弱固结性大孔道治理体系及其制备方法和应用，属于油田调剖堵水用剂技术领域。本发明的弱固结性大孔道治理体系，以质量百分比计，由包括如下组分的原料制成：支撑剂1％‑5％、支撑强化剂0.2％‑0.8％、固化剂2％‑20％、增粘剂0％‑0.5％、余量为油田生产污水。本发明的弱固结性大孔道治理体系相比有机凝胶体系，封堵强度更大，具有一定的占位功能；相比水泥类无机凝固体系，降低了堵死或污染生产层风险。

Description

一种弱固结性大孔道治理体系及其制备方法和应用

技术领域

本发明涉及油田调剖堵水用剂技术领域，具体涉及的是一种弱固结性大孔道治理体系及其制备方法和应用。

背景技术

大孔道形成的影响因素主要有油层非均质性、胶结强度、开采过程。尤其是海上疏松砂岩油藏长期水驱引起大孔道比较发育，降低驱油效率，渤海油田很多属于(特)高孔(特)高渗疏松砂岩油藏，胶结差，欠压实，粘土含量高；长期水驱后，粘土膨胀、分散、运移，并可能带来砂粒运移，从而导致(特)大孔道发育，甚至可能造成注采井间近似管流的“超大孔道连通”，严重降低驱油效率和驱油体系利用率，需要加大(特)大孔道治理力度。目前测试分析，可以确定海上油田大孔道已经到上百达西甚至上千达西，大孔道发育过程中伴随出砂，甚至可能造成注采井间“贯通”，严重降低驱替效果和体系利用率，对其提出相应的治理技术势在必行。

目前，陆地油田近几十年的大孔道治理技术发展，包括体系、工艺及实施效果等方面，主要采用的体系有①特种水泥封堵剂：由专门烧制的特种水泥和添加剂组成；②粉煤灰+超细水泥：主要由粉煤灰超细水泥及添加剂组成；③体膨型堵剂：高分子聚合物交联的冻胶，经干燥粉碎成一定粒径的颗粒型堵剂；④油井炮眼封堵剂：由普通油井水泥及添加剂组成；⑤常规有机凝胶类调剖剂。如CN109679603A公开了一种复合离子聚合物凝胶大孔道治理体系，采用丙烯酰胺和N，N-亚甲基双丙烯酰胺、聚合氯化铝等形成有机凝胶；CN109536146A采用有机类凝胶携带塑料颗粒构成调剖剂。河南油田采用超细水泥封堵剂，以超细水泥为主剂，再配以多种添加剂，主要是针对目前油井出水严重、水井大孔道、管外窜、套管漏失等问题研制的一种新型颗粒型、高强度的非选择性封堵剂。辽河、华北油田等采用双效胶结砂+有机凝胶类堵剂，双效胶结砂是由水硬性无机矿物加工而成的颗粒型固化材料，以陶粒颗粒、激活剂、低密度陶粒以及石英砂按一定比例混合复配而成，进入地层后，经过72h胶结固化以后可形成一个完整的胶结固化体。

治理大孔道需要考虑“堵住”与“堵死”两方面的平衡。有机凝胶体系能封堵的大孔道上限不高，一般只有20达西左右，水泥浆凝固体系容易造成井筒或近井地带堵死风险，尤其是海上油田作业成本高，基本不具备使用条件。综上所述，需要研制一种具备一定固结性但不会“堵死”的大孔道治理体系。

发明内容

本发明的目的是针对现有技术中有机凝胶体系封堵大孔道强度不够，水泥类无机凝固体系堵死风险的问题，提供了一种弱固结性大孔道治理体系及其制备方法和应用。

本发明首先提供了一种弱固结性大孔道治理体系，以质量百分比计，所述弱固结性大孔道治理体系由包括如下组分的原料制成：

支撑剂 1％-5％；

支撑强化剂 0.2％-0.8％；

固化剂 2％-20％；

增粘剂 0％-0.5％；

余量为油田生产污水。

具体的，以质量百分比计，所述弱固结性大孔道治理体系由如下组分的原料制成：

支撑剂 1％-5％；

支撑强化剂 0.2％-0.8％；

固化剂 2％-20％；

增粘剂 0.1％-0.5％；

余量为油田生产污水。

上述的弱固结性大孔道治理体系中，所述支撑剂为钠基膨润土或钙基膨润土，水分≤10wt％，0.075mm湿筛筛余量≤5wt％；

所述支撑强化剂为黄原胶和植物胶的混合物；具体的，所述黄原胶和植物胶的质量比可为1:2-1:5；具体可为1:3.5；

所述植物胶具体为田菁胶、瓜尔胶、胡麻胶和香豆胶中的至少一种。

所述固化剂为水泥和/或粉煤灰；具体的，所述水泥和粉煤灰的粒径为800目-1500目；具体可为1000目。

所述增粘剂为聚丙烯酰胺；具体的，其分子量为1500-2500万，水解度为20％-30％；可根据强度需要调整加量，也可以不添加。

上述的弱固结性大孔道治理体系中，所述支撑剂和固化剂质量比为1:1-1:5；具体可为1:2.5、1:3、1:3.3或1:5。

所述油田生产污水的矿化度＜50000mg/L，钙镁离子＜1600mg/L。

上述的弱固结性大孔道治理体系中，所述支撑剂的质量百分数为2％或3％；

所述支撑强化剂的质量百分数为0.6％或0.8％；

所述固化剂的质量百分数为5％、6％或10％；

所述增粘剂的质量百分数为0.15％或0.25％。

具体的，所述弱固结性大孔道治理体系为如下任一种：

(1)以质量百分比计，支撑剂2％、支撑强化剂0.8％、固化剂10％和余量的油田生产污水；

(2)以质量百分比计，支撑剂2％、支撑强化剂0.8％、固化剂10％、增粘剂0.15％和余量的油田生产污水；

(3)以质量百分比计，支撑剂2％、支撑强化剂0.8％、固化剂6％、增粘剂0.25％和余量的油田生产污水；

(4)以质量百分比计，支撑剂3％、支撑强化剂0.8％、固化剂10％、增粘剂0.25％和余量的油田生产污水；

(5)以质量百分比计，支撑剂2％、支撑强化剂0.6％、固化剂5％、增粘剂0.15％和余量的油田生产污水。

上述弱固结性大孔道治理体系的制备方法，为如下(1)或(2)：

方法(1)包括如下步骤：向所述油田污水中均匀分散加入支撑剂，搅拌，后续先后均匀分散加入固化剂、增粘剂和支撑强化剂，边搅拌边加入并持续搅拌60分钟-120分钟；

方法(2)包括如下步骤：向油田污水中均匀分散加入支撑剂，搅拌，后续先后均匀分散加入增粘剂、支撑强化剂和固化剂，边搅拌边加入并持续搅拌60分钟-120分钟。

所述弱固结性大孔道治理体系的现场制备采用常规调剖设备，无需水泥泵车。

所述方法(1)和方法(2)中，加入支撑剂后搅拌的时间为10-20分钟。

上述的弱固结性大孔道治理体系在治理油田大孔道中的应用也属于本发明的保护范围。

具体的，所述油田大孔道的渗透率为120-200达西。

上述的弱固结性大孔道治理体系的使用方法，包括如下步骤：

(1)向油田注水井中注入生产污水；

(2)继续注入聚合物溶液；

(3)继续注入所述弱固结性大孔道治理体系，关井，注入体积根据大孔道体积计算；

(4)继续注入调剖体系；

(5)恢复正常生产，继续注入生产污水。

上述的使用方法，步骤(2)中，所述聚合物溶液的浓度为0.2wt％-0.5wt％；所述聚合物溶液的注入量占总注入量体积的1/5；

所述聚合物溶液具体可为聚丙烯酰胺溶液。

步骤(3)中，所述关井的天数为3-5天；所述弱固结性大孔道治理体系的注入量占总注入量体积的1/5-2/5；

步骤(4)中，所述调剖体系的注入量占总注入量体积的2/5-3/5；

所述调剖体系为微球、有机凝胶、体膨颗粒和泡沫体系中的任一种。

本发明具有如下有益效果：

①相比有机凝胶体系，本发明的弱固结性大孔道治理体系封堵强度更大，具有一定的占位功能；②相比水泥类无机凝固体系，本发明的弱固结性大孔道治理体系降低了堵死或污染生产层风险；③弱固结性有助于修复出砂造成的油层骨架破坏；④无需水泥泵车，采用常规调剖设备可满足现场施工要求；⑤通过修复大孔道，并采取与调剖工艺组合，为后续调剖体系发挥作用奠定基础。

附图说明

图1为静置3h后体系状态；从左至右分别为1#、2#、3#、4#、5#。

图2为烧杯中静置72h后体系状态。

图3为填砂管开采曲线及堵后渗透率示意图。

图4为填砂管静置72h后取出砂子状态。

图5为填砂管取出砂子放置72h后掰开状态。

图6为大孔道治理矿场试验井组开采曲线。

具体实施方式

下面结合具体实施方式对本发明进行进一步的详细描述，给出的实施例仅为了阐明本发明，而不是为了限制本发明的范围。

下述实施例中的实验方法，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。

下述实施例中，如无特别说明，百分数均为质量百分数。

下述实施例中的所用水为模拟油田地层矿化水，矿化度9374.13mg/L，钙镁离子434.85mg/L。

下述实施例中所用聚丙烯酰胺，分子量为2000万，水解度为27％。

下述实施例所用支撑剂为纳基膨润土，水分含量4wt％、0.075mm湿筛筛余量2wt％。

支撑强化剂为质量比为2:7的黄原胶和植物胶(田菁胶)的混合物。

固化剂为1000目水泥。

增粘剂为聚丙烯酰胺，分子量为2000万，水解度为27％。

实施例1、弱固结性大孔道治理体系的稳定性实验

配制几组体系观察稳定性，采用沉降率指标衡量，沉降率＝下层体系沉降体积/上层水相体积×100％，沉降率越大表明稳定性越好。

1#样品：向模拟油田地层矿化水中均匀分散加入10％固化剂，搅拌10分钟，倒入100mL量筒；

2#样品：向模拟油田地层矿化水中均匀分散加入10％固化剂，搅拌10分钟，后续先后均匀分散加入0.15％增粘剂、0.8％支撑强化剂，边搅拌边加入并持续搅拌60分钟后倒入100mL量筒；

3#样品：向模拟油田地层矿化水中均匀分散加入2％支撑剂，搅拌10分钟，后续先后均匀分散加入10％固化剂、0.15％增粘剂，边搅拌边加入并持续搅拌60分钟后倒入100mL量筒；

4#样品：向模拟油田地层矿化水中均匀分散加入2％支撑剂，搅拌10分钟，后续先后均匀分散加入10％固化剂、0.8％支撑强化剂，边搅拌边加入并持续搅拌60分钟后倒入100mL量筒；

5#样品：向模拟油田地层矿化水中均匀分散加入2％支撑剂，搅拌10分钟，后续先后均匀分散加入10％固化剂、0.15％增粘剂、0.8％支撑强化剂，边搅拌边加入并持续搅拌60分钟后倒入100mL量筒。

以上样品的沉降数据见下表1。图1为样品静置3h后的状态。

表1不同样品的沉降数据表

实施例2、弱固结性大孔道治理体系的配制方法

6#样品：向模拟油田地层矿化水中均匀分散加入2％支撑剂，搅拌10分钟，后续先后均匀分散加入0.25％增粘剂、0.8％支撑强化剂、6％固化剂，边搅拌边加入并持续搅拌60分钟后倒入100mL量筒；

7#样品：向模拟油田地层矿化水中均匀分散加入2％支撑剂，搅拌10分钟，后续先后均匀分散加入6％固化剂、0.25％增粘剂、0.8％支撑强化剂，边搅拌边加入并持续搅拌60分钟后倒入100mL量筒。

以上样品的沉降数据见下表2。

表2不同配制顺序体系沉降数据表

实施例3、弱固结性大孔道治理体系的形态

(1)向模拟油田地层矿化水中均匀分散加入3％支撑剂，搅拌10分钟，后续先后均匀分散加入0.25％增粘剂、0.8％支撑强化剂、10％固化剂，继续搅拌60min；

(2)取上述(1)配制好的体系，放入烧杯中静置72h后取出，见图2；

(3)取上述(1)配置好的体系，注入到填砂管中(渗透率168达西，直径2.5cm，长度100cm，4各测压点)，注入1.8PV后续水驱，开采曲线及堵后渗透率示意图见图3；

(4)填砂管静置72h后取出砂子，见图4；

(5)将上述(4)取出的砂子放置72h后用手掰开，见图5。

实施例4、大孔道治理矿场试验

本发明中的体系适用于油田大孔道治理作业，并在海上某油田开展了一口井实施，该注水井示踪剂解释大孔道渗透率160达西，地层温度65℃，地层原油粘度70mpa·s，该注水井大孔道指向井因井底流压过高停止生产，现场大孔道治理体系实施工艺如下：

第一阶段：向注水井中注入0.3wt％聚丙烯酰胺溶液，注入量15方/时，注入时间3天；

第二阶段：继续注入弱固结性大孔道治理体系(5％固化剂，2％支撑剂，0.6％支撑强化剂，0.15％增粘剂，余量为该油田生产污水，矿化度为9374.13mg/L；其配制方法与实施例2中6#样品相同)，注入量10方/时，注入时间15天，关井3天；

第三阶段：继续注入调剖体系，注入量15方/时，注入时间25天，调剖体系为有机凝胶(0.4％聚丙烯酰胺+0.2％乌洛托品+0.1％间苯二酚+0.15％柠檬酸，均为质量百分数)；

第四阶段：恢复正常生产，继续注入生产污水，注入量20方/时。

实施后，相同配注量情况下，该井注入压力由6.0Mpa上升至9.2Mpa，大孔道指向井恢复正常生产，井底流压下降50％，井组净增油约2000方，井组开采曲线见下图6。

Claims (10)

1.一种弱固结性大孔道治理体系，以质量百分比计，所述弱固结性大孔道治理体系由包括如下组分的原料制成：

支撑剂1％-5％；

支撑强化剂0.2％-0.8％；

固化剂2％-20％；

增粘剂0％-0.5％；

余量为油田生产污水。

2.根据权利要求1所述的弱固结性大孔道治理体系，其特征在于：以质量百分比计，所述弱固结性大孔道治理体系由如下组分的原料制成：

支撑剂1％-5％；

支撑强化剂0.2％-0.8％；

固化剂2％-20％；

增粘剂0.1％-0.5％；

余量为油田生产污水。

3.根据权利要求1或2所述的弱固结性大孔道治理体系，其特征在于：所述支撑剂为钠基膨润土或钙基膨润土，水分≤10wt％，0.075mm湿筛筛余量≤5wt％；

所述支撑强化剂为黄原胶和植物胶的混合物；

具体的，所述黄原胶和植物胶的质量比可为1:2-1:5；

所述植物胶具体为田菁胶、瓜尔胶、胡麻胶和香豆胶中的至少一种。

4.根据权利要求1-3中任一项所述的弱固结性大孔道治理体系，其特征在于：所述固化剂为水泥和/或粉煤灰；

具体的，所述水泥和粉煤灰的粒径为800目-1500目；

所述增粘剂为聚丙烯酰胺；

具体的，所述聚丙烯酰胺的分子量为1500-2500万，水解度为20％-30％。

5.根据权利要求1-4中任一项所述的弱固结性大孔道治理体系，其特征在于：所述支撑剂和固化剂质量比为1:1-1:5。

6.权利要求1-5中任一项所述弱固结性大孔道治理体系的制备方法，为如下(1)或(2)：

方法(1)包括如下步骤：向所述油田污水中均匀分散加入支撑剂，搅拌，后续先后均匀分散加入固化剂、增粘剂和支撑强化剂，边搅拌边加入并持续搅拌60分钟-120分钟；

方法(2)包括如下步骤：向油田污水中均匀分散加入支撑剂，搅拌，后续先后均匀分散加入增粘剂、支撑强化剂和固化剂，边搅拌边加入并持续搅拌60分钟-120分钟。

7.根据权利要求6所述的制备方法，其特征在于：所述方法(1)和方法(2)中，加入支撑剂后搅拌的时间为10-20分钟。

8.权利要求1-5中任一项所述的弱固结性大孔道治理体系在治理油田大孔道中的应用。

9.权利要求1-5中任一项所述的弱固结性大孔道治理体系的使用方法，包括如下步骤：

(1)向油田注水井中注入生产污水；

(2)继续注入聚合物溶液；

(3)继续注入所述弱固结性大孔道治理体系，关井，注入体积根据大孔道体积计算；

(4)继续注入调剖体系；

(5)恢复正常生产，继续注入生产污水。

10.根据权利要求9所述的使用方法，其特征在于：步骤(2)中，所述聚合物溶液的浓度为0.2wt％-0.5wt％；所述聚合物溶液的注入量占总注入量体积的1/5；

步骤(3)中，所述关井的天数为3-5天；所述弱固结性大孔道治理体系的注入量占总注入量体积的1/5-2/5；

步骤(4)中，所述调剖体系的注入量占总注入量体积的2/5-3/5；

所述调剖体系为微球、有机凝胶、体膨颗粒和泡沫体系中的任一种。

Images