CN115044356B - 一种适用于高温高盐油藏的调驱剂及其制备方法 - Google Patents
一种适用于高温高盐油藏的调驱剂及其制备方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN115044356B CN115044356B CN202210966215.3A CN202210966215A CN115044356B CN 115044356 B CN115044356 B CN 115044356B CN 202210966215 A CN202210966215 A CN 202210966215A CN 115044356 B CN115044356 B CN 115044356B
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- precipitation
- agent
- control agent
- water
- profile control
- 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
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 title claims abstract description 17
- 239000003795 chemical substances by application Substances 0.000 claims abstract description 126
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 91
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 claims abstract description 67
- 238000002156 mixing Methods 0.000 claims abstract description 12
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 10
- BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N Orthosilicate Chemical compound [O-][Si]([O-])([O-])[O-] BPQQTUXANYXVAA-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims abstract description 7
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 32
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 32
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 claims description 12
- 239000000243 solution Substances 0.000 claims description 12
- DGAQECJNVWCQMB-PUAWFVPOSA-M Ilexoside XXIX Chemical group 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 claims description 10
- 239000011734 sodium Substances 0.000 claims description 10
- 229910052708 sodium Inorganic materials 0.000 claims description 10
- 229920000877 Melamine resin Polymers 0.000 claims description 8
- 239000004115 Sodium Silicate Substances 0.000 claims description 8
- 150000001768 cations Chemical class 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
- 229910052911 sodium silicate Inorganic materials 0.000 claims description 8
- IMPJIGYFRNDTFT-UHFFFAOYSA-N P1(=O)OC(CO)OP(O1)=O.[Na] Chemical compound P1(=O)OC(CO)OP(O1)=O.[Na] IMPJIGYFRNDTFT-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 7
- 125000003118 aryl group Chemical group 0.000 claims description 6
- IVJISJACKSSFGE-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;1,3,5-triazine-2,4,6-triamine Chemical class O=C.NC1=NC(N)=NC(N)=N1 IVJISJACKSSFGE-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- NVVZQXQBYZPMLJ-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;naphthalene-1-sulfonic acid Chemical compound O=C.C1=CC=C2C(S(=O)(=O)O)=CC=CC2=C1 NVVZQXQBYZPMLJ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000008398 formation water Substances 0.000 claims description 5
- 238000006116 polymerization reaction Methods 0.000 claims description 5
- DOKCKBQARAOKRY-UHFFFAOYSA-J tetrasodium;2-[hydroxy(oxido)phosphoryl]butane-1,2,4-tricarboxylate Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].OC(=O)CC(P([O-])([O-])=O)(C([O-])=O)CCC([O-])=O DOKCKBQARAOKRY-UHFFFAOYSA-J 0.000 claims description 5
- 229910052913 potassium silicate Inorganic materials 0.000 claims description 4
- 235000019353 potassium silicate Nutrition 0.000 claims description 4
- 235000019795 sodium metasilicate Nutrition 0.000 claims description 4
- 235000019794 sodium silicate Nutrition 0.000 claims description 3
- IIACRCGMVDHOTQ-UHFFFAOYSA-N sulfamic acid Chemical compound NS(O)(=O)=O IIACRCGMVDHOTQ-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 3
- BVBIQASDHXEFKW-UHFFFAOYSA-N P1(OCCCCO1)=O.C(CN)N.[Na] Chemical compound P1(OCCCCO1)=O.C(CN)N.[Na] BVBIQASDHXEFKW-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- 230000005465 channeling Effects 0.000 abstract description 5
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 27
- 239000002245 particle Substances 0.000 description 24
- 238000011156 evaluation Methods 0.000 description 14
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 13
- 238000006073 displacement reaction Methods 0.000 description 12
- 238000011084 recovery Methods 0.000 description 12
- 230000035699 permeability Effects 0.000 description 11
- 238000003756 stirring Methods 0.000 description 10
- FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N Magnesium Chemical compound [Mg] FYYHWMGAXLPEAU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000000378 calcium silicate Substances 0.000 description 9
- 229910052918 calcium silicate Inorganic materials 0.000 description 9
- OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N calcium;dioxido(oxo)silane Chemical compound [Ca+2].[O-][Si]([O-])=O OYACROKNLOSFPA-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 9
- 239000011777 magnesium Substances 0.000 description 9
- 229910052749 magnesium Inorganic materials 0.000 description 9
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 9
- 239000002244 precipitate Substances 0.000 description 7
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 6
- 229920006395 saturated elastomer Polymers 0.000 description 5
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 4
- 150000002500 ions Chemical class 0.000 description 4
- OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N Calcium Chemical compound [Ca] OYPRJOBELJOOCE-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N Magnesium ion Chemical compound [Mg+2] JLVVSXFLKOJNIY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 3
- 230000000903 blocking effect Effects 0.000 description 3
- 239000011575 calcium Substances 0.000 description 3
- 229910001424 calcium ion Inorganic materials 0.000 description 3
- 150000001875 compounds Chemical class 0.000 description 3
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 3
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 3
- 239000010779 crude oil Substances 0.000 description 3
- 238000002474 experimental method Methods 0.000 description 3
- 239000013505 freshwater Substances 0.000 description 3
- 229910001425 magnesium ion Inorganic materials 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 238000000034 method Methods 0.000 description 3
- 239000011148 porous material Substances 0.000 description 3
- 230000008569 process Effects 0.000 description 3
- 150000003839 salts Chemical class 0.000 description 3
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 3
- IIACRCGMVDHOTQ-UHFFFAOYSA-M sulfamate Chemical compound NS([O-])(=O)=O IIACRCGMVDHOTQ-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 3
- 239000004640 Melamine resin Substances 0.000 description 2
- 230000004931 aggregating effect Effects 0.000 description 2
- 125000003710 aryl alkyl group Chemical group 0.000 description 2
- 230000008901 benefit Effects 0.000 description 2
- SRSXLGNVWSONIS-UHFFFAOYSA-M benzenesulfonate Chemical compound [O-]S(=O)(=O)C1=CC=CC=C1 SRSXLGNVWSONIS-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 2
- 229940077388 benzenesulfonate Drugs 0.000 description 2
- 238000007796 conventional method Methods 0.000 description 2
- RRDQTXGFURAKDI-UHFFFAOYSA-N formaldehyde;naphthalene-2-sulfonic acid Chemical compound O=C.C1=CC=CC2=CC(S(=O)(=O)O)=CC=C21 RRDQTXGFURAKDI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 230000001376 precipitating effect Effects 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 159000000000 sodium salts Chemical class 0.000 description 2
- BPSYZMLXRKCSJY-UHFFFAOYSA-N 1,3,2-dioxaphosphepan-2-ium 2-oxide Chemical compound O=[P+]1OCCCCO1 BPSYZMLXRKCSJY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 241001391944 Commicarpus scandens Species 0.000 description 1
- ZGTMUACCHSMWAC-UHFFFAOYSA-L EDTA disodium salt (anhydrous) Chemical compound [Na+].[Na+].OC(=O)CN(CC([O-])=O)CCN(CC(O)=O)CC([O-])=O ZGTMUACCHSMWAC-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 230000002776 aggregation Effects 0.000 description 1
- 238000004220 aggregation Methods 0.000 description 1
- 230000009286 beneficial effect Effects 0.000 description 1
- 238000009933 burial Methods 0.000 description 1
- 239000001273 butane Substances 0.000 description 1
- 238000010276 construction Methods 0.000 description 1
- 238000011161 development Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000007865 diluting Methods 0.000 description 1
- XQRLCLUYWUNEEH-UHFFFAOYSA-L diphosphonate(2-) Chemical compound [O-]P(=O)OP([O-])=O XQRLCLUYWUNEEH-UHFFFAOYSA-L 0.000 description 1
- 238000004090 dissolution Methods 0.000 description 1
- BEGBSFPALGFMJI-UHFFFAOYSA-N ethene;sodium Chemical group [Na].C=C BEGBSFPALGFMJI-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- -1 hydroxy ethylidene Chemical group 0.000 description 1
- 238000011065 in-situ storage Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 238000006386 neutralization reaction Methods 0.000 description 1
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 1
- 230000036632 reaction speed Effects 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- AGOFQOOAJAPLDU-UHFFFAOYSA-N sodium;1,3,5-triazine-2,4,6-triamine Chemical compound [Na].NC1=NC(N)=NC(N)=N1 AGOFQOOAJAPLDU-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 1
- BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M sulfonate Chemical compound [O-]S(=O)=O BDHFUVZGWQCTTF-UHFFFAOYSA-M 0.000 description 1
- 150000003871 sulfonates Chemical class 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- PDAVHEOHZSVBQQ-UHFFFAOYSA-J tetrasodium;2,2-diphosphonatoethanol Chemical compound [Na+].[Na+].[Na+].[Na+].OCC(P([O-])([O-])=O)P([O-])([O-])=O PDAVHEOHZSVBQQ-UHFFFAOYSA-J 0.000 description 1
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
- C09K8/504—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
- C09K8/5045—Compositions based on water or polar solvents containing inorganic 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
-
- 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
- C09K8/584—Compositions for enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons, i.e. for improving the mobility of the oil, e.g. displacing fluids characterised by the use of specific surfactants
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
-
- 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
- C09K8/60—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation
- C09K8/602—Compositions for stimulating production by acting on the underground formation containing surfactants
- C09K8/604—Polymeric surfactants
-
- 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
-
- 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
Landscapes
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Materials Engineering (AREA)
- Organic Chemistry (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Geology (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- Inorganic Chemistry (AREA)
- Oil, Petroleum & Natural Gas (AREA)
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
- Soil Conditioners And Soil-Stabilizing Materials (AREA)
Abstract
本发明提供了一种适用于高温高盐油藏的调驱剂，以重量百分比计包括：沉淀主剂1%~8%，第一沉淀控制剂10%~30%，第二沉淀控制剂0.1%~2.0%，和余量的配液水；其中，沉淀主剂是可溶性硅酸盐。本发明还提供了调驱剂的制备方法，包括：向配液水中加入第一沉淀控制剂，混合均匀得到第一溶液；向第一溶液中加入第二沉淀控制剂，混合均匀得到第二溶液；向第二溶液中加入沉淀主剂，混合均匀得到所述调驱剂。本发明的调驱剂注入性好、成本低廉、安全环保，适用于高温高盐及低渗油藏的深部调驱，能够实现对水窜通道逐级封堵。
Description
技术领域
本发明涉及海上油田化学驱油剂技术领域，具体涉及一种适用于高温高盐油藏的调驱剂及其制备方法。
背景技术
随着海上油田开发力度不断加大，中深层高温高盐油藏等难采储量占比逐年增加，目前探明储量达1.4×108 m3。由于中深层高温高盐油藏埋藏深、渗透率低、孔隙度小、地层温度矿化度高，导致常规调驱剂面临“注得进的堵不住，堵得住的注不进”的困境：一般有机类调驱剂不能承耐高温、高矿化度，颗粒类堵剂不易进入地层，致使以往的堵调工艺难以实施；一般无机类调驱剂反应速度快、注入性差，只能对近井地带进行小规模处理，不易注入地层深部，无法实现大剂量深部增阻改流要求。
发明内容
为了解决上述现有技术中的问题，本发明的目的是提供一种适用于高温高盐油藏的调驱剂及其制备方法。
一方面，本发明提供了一种适用于高温高盐油藏的调驱剂，以重量百分比计包括：沉淀主剂1%~8%，第一沉淀控制剂10%~30%，第二沉淀控制剂0.1%~2.0%，和余量的配液水；其中，所述沉淀主剂是可溶性硅酸盐。
可选地，所述调驱剂以重量百分比计包括：沉淀主剂3%~7%，第一沉淀控制剂20%~25%，第二沉淀控制剂0.5%~1.0%，和余量的配液水。
可选地，所述可溶性硅酸盐是硅酸钠、偏硅酸钠和偏硅酸钾中的任意一种或多种。
可选地，所述第一沉淀控制剂是萘磺酸盐甲醛缩合物、磺化三聚氰胺甲醛树脂聚合物和芳香族氨基磺酸盐聚合物中的任意一种或多种。
可选地，所述第一沉淀控制剂是芳烷基苯磺酸钠。
可选地，所述第二沉淀控制剂是乙二胺四亚甲基膦酸钠、2-膦酸丁烷-1，2，4-三羧酸四钠和羟基乙叉二膦酸钠中的任意一种或多种。
可选地，所述第二沉淀控制剂是羟基乙叉二膦酸钠。
可选地，所述调驱剂应用于注入水或地层水中二价阳离子含量≥500mg/L的油田。
另一方面，本发明提供了上述的调驱剂的制备方法，包括：
向配液水中加入第一沉淀控制剂，混合均匀得到第一溶液；
向所述第一溶液中加入第二沉淀控制剂，混合均匀得到第二溶液；
向所述第二溶液中加入沉淀主剂，混合均匀得到所述调驱剂。
由上述技术方案可知，本发明的适用于高温高盐油藏的调驱剂及其制备方法，至少具有如下有益效果：
本发明的调驱剂可以利用高矿化度注入水中的阳离子生成纳微米级颗粒，并在向地层深部运移过程中逐渐聚并，形成微米级沉淀颗粒，从而逐级封堵水窜通道，实现深部液流转向。
本发明的调驱剂耐温抗盐、注入性好、成本低廉、安全环保，可实现在线注入。
附图说明
通过阅读下文优选实施方式的详细描述，各种其他的优点和益处对于本领域普通技术人员将变得清楚明了。附图仅用于示出优选实施方式的目的，而并不认为是对本发明的限制。在附图中：
图1显示了实施例1、实施例2和实施例3的调驱剂的注入性及封堵性评价结果；
图2显示了实施例1调驱剂的改善分流率能力评价结果；
图3显示了实施例1调驱剂的提高采收率效果；
图4显示了实施例2调驱剂的改善分流率能力评价结果；
图5显示了实施例2调驱剂的提高采收率效果；
图6显示了实施例3调驱剂的改善分流率能力评价结果；
图7显示了实施例3调驱剂的提高采收率效果；
图8显示了应用例中A1井措施前后生产状况对比；
图9显示了应用例中A2井措施前后生产状况对比。
具体实施方式
为了充分了解本发明的目的、特征及功效，通过下述具体实施方式，对本发明作详细说明。本发明的工艺方法除下述内容外，其余均采用本领域的常规方法或装置。除非另有说明，否则本发明中的技术术语都具有本领域技术人员通常理解的含义。
本发明提供了一种适用于高温高盐油藏的调驱剂，以重量百分比计包括：
沉淀主剂1%~8%，优选3%~7%；
第一沉淀控制剂10%~30%，优选20%~25%；
第二沉淀控制剂0.1%~2.0%，优选0.5%~1.0%；
和余量的配液水。
在本发明中，沉淀主剂是可溶性硅酸盐，优选地，可溶性硅酸盐是硅酸钠、偏硅酸钠和偏硅酸钾中的任意一种或多种。
在本发明中，第一沉淀控制剂是萘磺酸盐甲醛缩合物、磺化三聚氰胺甲醛树脂聚合物和芳香族氨基磺酸盐聚合物中的任意一种或多种。在本发明中，萘磺酸盐甲醛缩合物、磺化三聚氰胺甲醛树脂聚合物和芳香族氨基磺酸盐聚合物都可以通过市场购买获得。本发明对第一沉淀控制剂无特殊要求，通过市场购买获得的萘磺酸盐甲醛缩合物、磺化三聚氰胺甲醛树脂聚合物和芳香族氨基磺酸盐聚合物都可以应用于本发明中。
具体地，萘磺酸盐甲醛缩合物例如是2-萘磺酸甲醛缩合物钠盐，例如可购买自绍兴浙创化工有限公司；磺化三聚氰胺甲醛树脂聚合物例如是三聚氰胺树脂磺酸钠，例如可购买自中和化学(山东)有限公司；芳香族氨基磺酸盐聚合物例如是芳烷基苯磺酸钠，例如可购买自新沂市飞皇化工有限公司。
发明人经过研究发现，缩合物聚合度太低，体积也小，吸附在硅酸钙/镁颗粒界面产生的空间位阻效应不足，无法有效控制硅酸钙/镁颗粒进一步聚并沉淀；缩合物聚合度太高，耐温抗盐性能差，高温高盐条件下长链容易断裂，同样无法有效控制硅酸钙/镁颗粒聚并沉淀。经过大量实验研究，发明人发现第一沉淀控制剂的聚合度是9~10时，效果最佳。
优选地，第一沉淀控制剂是芳烷基苯磺酸钠。
在本发明中，第二沉淀控制剂是乙二胺四亚甲基膦酸钠、2-膦酸丁烷-1，2，4-三羧酸四钠和羟基乙叉二膦酸钠中的任意一种或多种。优选地，第二沉淀控制剂是羟基乙叉二膦酸钠。在本发明中，乙二胺四亚甲基膦酸钠、2-膦酸丁烷-1，2，4-三羧酸四钠和羟基乙叉二膦酸钠都可以通过市场购买获得。本发明对第二沉淀控制剂无特殊要求，通过市场购买获得的乙二胺四亚甲基膦酸钠、2-膦酸丁烷-1，2，4-三羧酸四钠和羟基乙叉二膦酸钠都可以应用于本发明中。
发明人经过研究发现，在本发明中，沉淀主剂可与地层水中的钙镁离子反应生成纳米级硅酸钙/镁颗粒，第一沉淀控制剂可以吸附在生成的纳米级硅酸钙/镁颗粒表面，通过空间位阻抑制纳米颗粒聚并沉淀，第二沉淀控制剂可以吸附在生成的纳米级硅酸钙/镁颗粒表面，通过静电位阻抑制纳米颗粒聚并沉淀。
本发明的调驱剂应用于注入水或地层水中二价阳离子含量≥500mg/L的油田。
在本发明中，二价阳离子主要是指钙镁离子，发明人经过研究发现，二价阳离子含量小于500mg/L时无法与沉淀主剂反应生成足够量的硅酸钙/镁封堵高渗层，因此，本发明的调驱剂应用于注入水或地层水中二价阳离子含量≥500mg/L的油田。
本发明的调驱剂为母液，使用时应采用注入水进行稀释。例如，在调驱作业时，将本发明的调驱剂与注入水按照合适的比例进行注入。
本发明的调驱剂的制备方法依次包括：
（1）按比例将配液水加入到搅拌罐，然后向搅拌罐中加入第一沉淀控制剂，搅拌混合均匀；
（2）将第二沉淀控制剂加入到搅拌罐，搅拌混合均匀；
（3）将沉淀主剂加入到搅拌罐，搅拌混合均匀，得到本发明的调驱剂。
第（1）步中配液水为清水，先加入第一沉淀控制剂，该物质溶解性最差，优先加入后充分搅拌，保证溶解完全；第（2）步加入第二沉淀控制剂，两种沉淀控制剂溶解后可以防止配液水中自带的钙镁离子与沉淀主剂反应聚并沉淀；第（3）步最后加入沉淀主剂。
实施例
下面通过实施例的方式进一步说明本发明，但并不因此将本发明限制在所述的实施例范围之中。下列实施例中未注明具体条件的实验方法，按照常规方法和条件，或按照商品说明书选择。下列实施例中涉及的原料均为常规市购获得。下列实施例中涉及的设备均为本领域常规设备。
实施例1
本实施例的调驱剂的组成（重量%）：
硅酸钠3%
芳烷基苯磺酸钠25%
乙二胺四亚甲基膦酸钠1.5%
淡水补足100%。
（1）分散性和稳定性评价
取定量的本实施例的调驱剂滴加到定量的现场注入水中稀释50倍（边加边搅拌，注入水离子组成如表1），然后使用Turbiscan稳定性分析仪测量调驱体系的初始粒径、最终粒径和稳定度指数，评价调驱体系的分散性和稳定性，实验结果如表2所示。
从表2中可以看出，本实施例的调驱剂在现场注入水中稀释均匀后，初始粒径仅为67.03nm，可顺利注入地层，体系的稳定度指数为8.56，体系在5天后出现沉淀，8天后完全沉淀，完全沉淀后的最终粒径为44.5μm，尺寸大小能够有效封堵地层孔喉。
（2）注入性及封堵性评价
选取水测渗透率为50mD的岩心，首先用注入水饱和。使用注入水将本实施例的调驱剂稀释至50倍，然后使用稀释后的调驱体系以1 mL/min 的速度水驱至岩心两端压差保持稳定，然后计算水测渗透率，评价调驱体系的注入性能。实验结果如图1所示。
注入调驱体系后，将岩心静置10天，然后进行后续水驱，测试残余阻力系数和封堵率，评价调驱体系的封堵性能，实验结果见表3。
在水驱和层内沉淀调驱阶段，注入阻力系数仅为1.00，表明体系注入性良好，可以快速向地层深部运移；注入调驱体系并静置10天后，进行后续水驱，此时调驱体系已经在岩心中充分沉淀，此时注入压力显著增高，残余阻力系数可达8.75，证明体系封堵强度很高，可以有效封堵地层深部的水窜通道。
（3）提高采收率能力评价
选取渗透率为200mD和1500mD的岩心并联，饱和原油，然后使用注入水水驱至98%。使用注入水将本实施例的调驱剂稀释至50倍，然后将其注入岩心，注入后静置10天。最后再次后续水驱至98%，实验结果如图2和图3。
水驱阶段，高渗岩心和低渗岩心分流率约为92%和8%，注入调驱体系后继续水驱，高渗岩心和低渗岩心分流率变为78%和22%，水驱效果明显改善。从图3也可以看出，采收率可以在水驱基础上（54.4%）提高到67.3%，提高采收率效果显著。
实施例2
本实施例的调驱剂的组成（重量%）：
偏硅酸钠5%
2-萘磺酸甲醛缩合物钠盐30%
羟基乙叉二膦酸钠1.5%
淡水补足100%。
（1）分散性及稳定性评价
取定量的本实施例的调驱剂滴加到定量的现场注入水中稀释25倍（边加边搅拌，注入水离子组成如表1），然后使用Turbiscan稳定性分析仪测量调驱体系的初始粒径、最终粒径和稳定度指数，评价调驱体系的分散性和稳定性，实验结果如表2所示。
从表2中可以看出，本实施例的调驱剂在现场注入水中稀释均匀后，初始粒径仅为93.03nm，可顺利注入地层，体系的稳定度指数为9.52，体系在3天后出现沉淀，7天后完全沉淀，完全沉淀后的最终粒径为42.8μm，尺寸大小能够有效封堵地层孔喉。
（2）注入性及封堵性评价
选取水测渗透率为100mD的岩心，首先用注入水饱和。使用注入水将本实施例的调驱剂稀释至25倍，然后使用稀释后的调驱体系以1 mL/min 的速度水驱至岩心两端压差保持稳定，然后计算水测渗透率，评价调驱体系的注入性能，实验结果如图1所示。
注入调驱体系后，将岩心静置10天，然后进行后续水驱，测试残余阻力系数和封堵率，评价调驱体系的封堵性能，实验结果见表3。
在水驱和层内沉淀调驱阶段，注入阻力系数仅为2.00，表明体系注入性良好，可以快速向地层深部运移；注入调驱体系并静置10天后，进行后续水驱，此时调驱体系已经在岩心中充分沉淀，此时注入压力显著增高，残余阻力系数可达12.80，证明体系封堵强度很高，可以有效封堵地层深部的水窜通道。
（3）提高采收率能力评价
选取渗透率为200mD和3000mD的岩心并联，饱和原油，然后使用注入水水驱至98%。使用注入水将本实施例的调驱剂稀释至25倍，然后将其注入岩心，注入后静置10天。最后再次后续水驱至98%，实验结果如图4和图5。
水驱阶段，高渗岩心和低渗岩心分流率约为90.5%和9.5%，注入调驱体系后继续水驱，高渗岩心和低渗岩心分流率变为60%和40%，水驱效果明显改善。从图5也可以看出，采收率可以在水驱基础上（52.0%）提高到68.1%，提高采收率效果显著。
实施例3
本实施例的调驱剂的组成（重量%）：
偏硅酸钾7%
三聚氰胺树脂磺酸钠30%
2-膦酸丁烷-1，2，4-三羧酸四钠1.0%
淡水补足100%。
（1）分散性及稳定性评价
取定量的本实施例的调驱剂滴加到定量的现场注入水中稀释100倍（边加边搅拌，注入水离子组成如表1），然后使用Turbiscan稳定性分析仪测量调驱体系的初始粒径、最终粒径和稳定度指数，评价调驱体系的分散性和稳定性，实验结果如表2所示。
从表2中可以看出，本实施例的调驱剂在现场注入水中稀释均匀后，初始粒径仅为95.15nm，可顺利注入地层，体系的稳定度指数为6.87，体系在7天后出现沉淀，10天后完全沉淀，完全沉淀后的最终粒径为44.8μm，尺寸大小能够有效封堵地层孔喉。
（2）注入性及封堵性评价
选取水测渗透率为150mD的岩心，首先用注入水饱和。使用注入水将本实施例的调驱剂稀释至100倍，然后使用稀释后的调驱体系以1 mL/min 的速度水驱至岩心两端压差保持稳定，然后计算水测渗透率，评价调驱体系的注入性能，实验结果如图1所示。
注入调驱体系后，将岩心静置10天，然后进行后续水驱，测试残余阻力系数和封堵率，评价调驱体系的封堵性能，实验结果见表3。
在水驱和层内沉淀调驱阶段，注入阻力系数仅为1.25，表明体系注入性良好，可以快速向地层深部运移；注入调驱体系并静置10天后，进行后续水驱，此时调驱体系已经在岩心中充分沉淀，此时注入压力显著增高，残余阻力系数可达24.50，证明体系封堵强度很高，可以有效封堵地层深部的水窜通道。
（3）提高采收率能力评价
选取渗透率为200mD和5000mD的岩心并联，饱和原油，然后使用注入水水驱至98%。使用注入水将本实施例的调驱剂稀释至100倍，然后将其注入岩心，注入后静置10天。最后再次后续水驱至98%，实验结果如图6和图7。
水驱阶段，高渗岩心和低渗岩心分流率约为96%和4%，注入调驱体系后继续水驱，高渗岩心和低渗岩心分流率变为48%和52%，水驱效果明显改善。从图7也可以看出，采收率可以在水驱基础上（61.5%）提高到78.3%，提高采收率效果显著。
表1 注入水离子含量分析（mg/L）
表2 层内沉淀调驱体系实验统计表
表3 调驱体系注入性及封堵性评价实验结果统计表
应用例（秘密实验）
W油田储层温度高达143℃，注水矿化度超过3×104mg/L，渗透率为34~478mD。该油田A井组为1注6采井网，受效油井中A1井和A2井含水已达到80%，而其它井含水很低（2.0%~23.7%），注水沿优势渗流通道窜进严重。
2020年10月9日开始对A井组开展层内沉淀调驱作业，使用实施例2的调驱剂，与注入水按照体积比1:99进行注入，累计注入量1.03万方。作业期间注入压力从15.3MPa缓慢上升至18.1MPa（平均上升速度为0.015MPa/天），A1井含水从施工前的82.2%降至62.3%（见图8），A2井含水从80.5%降至73.5%（见图9），井组日增油超25m³，累计增油达到7675m³，控水增油效果显著。
以上所述仅是本发明的较佳实施例，并非对本发明做任何限制，凡是根据发明技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、变更以及等效结构变化，均仍属于本发明技术方案的保护范围内。
Claims (5)
1.一种适用于高温高盐油藏的调驱剂，其特征在于，以重量百分比计包括：沉淀主剂1%~8%，第一沉淀控制剂10%~30%，第二沉淀控制剂0.1%~2.0%，和余量的配液水；其中，所述沉淀主剂是可溶性硅酸盐；
其中，所述可溶性硅酸盐是硅酸钠、偏硅酸钠和偏硅酸钾中的任意一种或多种；
其中，所述第一沉淀控制剂是萘磺酸盐甲醛缩合物、磺化三聚氰胺甲醛树脂聚合物和芳香族氨基磺酸盐聚合物中的任意一种或多种；所述第一沉淀控制剂的聚合度是9~10；
其中，所述第二沉淀控制剂是乙二胺四亚甲基膦酸钠、2-膦酸丁烷-1，2，4-三羧酸四钠和羟基乙叉二膦酸钠中的任意一种或多种；
其中，所述调驱剂应用于注入水或地层水中二价阳离子含量≥500mg/L的油田。
2.根据权利要求1所述的调驱剂，其特征在于，以重量百分比计包括：沉淀主剂3%~7%，第一沉淀控制剂20%~25%，第二沉淀控制剂0.5%~1.0%，和余量的配液水。
3.根据权利要求1或2所述的调驱剂，其特征在于，所述第一沉淀控制剂是芳烷基苯磺酸钠。
4.根据权利要求1或2所述的调驱剂，其特征在于，所述第二沉淀控制剂是羟基乙叉二膦酸钠。
5.权利要求1~4任一项所述的调驱剂的制备方法，其特征在于，包括：
向配液水中加入第一沉淀控制剂，混合均匀得到第一溶液；
向所述第一溶液中加入第二沉淀控制剂，混合均匀得到第二溶液；
向所述第二溶液中加入沉淀主剂，混合均匀得到所述调驱剂。
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210966215.3A CN115044356B (zh) | 2022-08-12 | 2022-08-12 | 一种适用于高温高盐油藏的调驱剂及其制备方法 |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| CN202210966215.3A CN115044356B (zh) | 2022-08-12 | 2022-08-12 | 一种适用于高温高盐油藏的调驱剂及其制备方法 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| CN115044356A CN115044356A (zh) | 2022-09-13 |
| CN115044356B true CN115044356B (zh) | 2022-10-25 |
Family
ID=83167190
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| CN202210966215.3A Active CN115044356B (zh) | 2022-08-12 | 2022-08-12 | 一种适用于高温高盐油藏的调驱剂及其制备方法 |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| CN (1) | CN115044356B (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 |
Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101153215A (zh) * | 2006-09-29 | 2008-04-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 油田钻井液用加重剂及其制备方法 |
| CN101787268A (zh) * | 2009-12-31 | 2010-07-28 | 新疆新易通石油科技有限公司 | 延迟沉淀颗粒凝胶调剖剂及其生产方法 |
| CN106479465A (zh) * | 2015-08-31 | 2017-03-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种调剖堵水剂及其制备方法和应用 |
| CN108587585A (zh) * | 2018-05-30 | 2018-09-28 | 中国石油大学(华东) | 调剖堵水剂及应用、调剖堵水体系及其制备方法和应用 |
| CN109666470A (zh) * | 2018-12-05 | 2019-04-23 | 延安中杰高新工贸有限公司 | 一种纳微米材料复合型调剖堵水剂 |
| CN110257031A (zh) * | 2019-06-14 | 2019-09-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油田微颗粒水凝胶调剖堵水剂及其制备方法 |
| CN110628403A (zh) * | 2019-10-23 | 2019-12-31 | 克拉玛依科美利化工有限责任公司 | 深度调剖堵水剂及其制备方法 |
| CN114456783A (zh) * | 2022-01-14 | 2022-05-10 | 西南石油大学 | 一种无机有机复合调剖堵水剂及其使用方法 |
-
2022
- 2022-08-12 CN CN202210966215.3A patent/CN115044356B/zh active Active
Patent Citations (8)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101153215A (zh) * | 2006-09-29 | 2008-04-02 | 中国石油化工股份有限公司 | 油田钻井液用加重剂及其制备方法 |
| CN101787268A (zh) * | 2009-12-31 | 2010-07-28 | 新疆新易通石油科技有限公司 | 延迟沉淀颗粒凝胶调剖剂及其生产方法 |
| CN106479465A (zh) * | 2015-08-31 | 2017-03-08 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种调剖堵水剂及其制备方法和应用 |
| CN108587585A (zh) * | 2018-05-30 | 2018-09-28 | 中国石油大学(华东) | 调剖堵水剂及应用、调剖堵水体系及其制备方法和应用 |
| CN109666470A (zh) * | 2018-12-05 | 2019-04-23 | 延安中杰高新工贸有限公司 | 一种纳微米材料复合型调剖堵水剂 |
| CN110257031A (zh) * | 2019-06-14 | 2019-09-20 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种油田微颗粒水凝胶调剖堵水剂及其制备方法 |
| CN110628403A (zh) * | 2019-10-23 | 2019-12-31 | 克拉玛依科美利化工有限责任公司 | 深度调剖堵水剂及其制备方法 |
| CN114456783A (zh) * | 2022-01-14 | 2022-05-10 | 西南石油大学 | 一种无机有机复合调剖堵水剂及其使用方法 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| CN115044356A (zh) | 2022-09-13 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US8776880B2 (en) | Process for enhanced oil recovery using the ASP technique | |
| US4401789A (en) | Enhanced oil recovery methods and systems | |
| US3687200A (en) | Method for controlling flow of aqueous fluids in subterranean formations | |
| US10550311B2 (en) | Encapsulated nanocompositions for increasing hydrocarbon recovery | |
| CN102304200B (zh) | 一种交联聚合物微球及其制备方法 | |
| US20160061017A1 (en) | Methods for Enhancing and Maintaining Fracture Conductivity after Fracturing Shale Formations without Proppant Placement | |
| SA515361249B1 (ar) | بوليمرات للاستخلاص المعزز للهيدروكربونات | |
| CN115044356B (zh) | 一种适用于高温高盐油藏的调驱剂及其制备方法 | |
| CN110454132A (zh) | 一种致密储层纳米磁流体压裂液渗吸增油方法及改性纳米磁性颗粒 | |
| CA3009163C (en) | Multifunctional solid particulate diverting agent | |
| CN109294540B (zh) | 一种耐高矿度的油藏深部的调剖剂及其制备方法 | |
| CN112177578B (zh) | 一种调剖调驱剂及一种油气田层内的调剖调驱方法 | |
| CN112724953B (zh) | 一种纳米降压增注驱油降粘一体剂及其制备方法和应用 | |
| CN114854387A (zh) | 一种纳米花-纳米片双无机纳米调驱体系及其应用 | |
| RU2283952C2 (ru) | Способ удаления кольматирующих образований из призабойной зоны терригенного пласта | |
| RU2648135C1 (ru) | Способ разработки нефтяного месторождения | |
| CN113004882A (zh) | 一种微乳液型渗吸剂、其制备方法及驱油型压裂液体系 | |
| US20150000916A1 (en) | Enhanced oil recovery using seawater and edta | |
| CN112175149A (zh) | 一种防聚合物吸附剂及其制备方法 | |
| CN115477934B (zh) | 一种可重复利用阻垢型压裂液及其制备方法 | |
| CN111607371B (zh) | 一种聚合物驱注入井高效解堵体系、制备方法及其应用 | |
| CN107345132A (zh) | 一种复合韵律油藏复配聚合物型调剖剂及其使用方法 | |
| US20230220754A1 (en) | Alternating microsphere and smartwater injection for enhanced oil recovery | |
| CN110305650B (zh) | 一种原油驱替方法 | |
| WO2016159834A1 (ru) | Жидкость для добычи низконапорного газа и нефти |
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 |