CN116396735A - 一种复合调剖剂及其超稠油井调剖堵封方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供一种复合调剖剂及其超稠油井调剖堵封方法，属于石油开采领域。该复合调剖剂包括新型无机复合调堵剂、含油污泥冻胶调剖体系及高温冻胶调剖体系。利用该复合调剖剂进行超稠油井调剖堵封的方法是向超稠油井中依次注入所述复合调剖剂中的新型无机复合调堵剂、含油污泥冻胶调剖体系及高温冻胶调剖体系，以分别形成第一段塞、第二段塞及第三段塞。本发明能够有效抑制超稠油井汽窜，调整吸汽剖面，提高油藏动用程度，是结合蒸汽吞吐开采特点研发的专用采用复合调剖封窜体系，具有优良的耐温性、化学稳定性和抗盐性，通过段塞的优化组合满足超稠油蒸汽吞吐需要，实现地层深部封堵，迫使蒸汽转向，启动中低渗透层的目的。
Description
技术领域
本发明属于石油开采领域，尤其涉及一种复合调剖剂及其超稠油井调剖堵封方法。
背景技术
随着超稠油油藏进入开发后期，稠油吞吐井容易形成局部高渗透条带和汽窜通道，造成油层动用不均。为改善超稠油油藏开发后期开发效果，2000年以来研究并应用了以凝胶类调剖、颗粒类调剖和树脂类调剖为主的常规高温暂堵调剖技术，结合氮气泡沫凝胶调剖、大剂量调剖封窜技术，形成了超稠油调剖封窜配套系列技术。
现有的凝胶类调剖、树脂类冻胶等有机堵剂虽然具有封堵强度高、耐温性好的特点，但配液粘度高，由此导致其配液注入压力高，注入困难，在低渗油藏中甚至出现注不进，造成近井地带严重堵塞的现象；而且由于主剂聚合物即使能够顺利注入地层，也会因为聚合物的剪切降解，导致成胶后形成的冻胶或凝胶强度急剧下降，达不到对高渗窜流区域的预期封堵效果。现有的部分无机堵剂不发生稠化而不能起到封窜效果，或者稠化时间非常短，容易造成设备堵塞。此外，国内中高温油藏往往伴随高盐问题，而高矿化度会导致冻胶脱水收缩，导致封堵失效。因此，急需研发能够满足超稠油井调剖需求的超稠油调剖封窜体系技术。
发明内容
本发明针对现有技术中存在的不足，提供一种复合调剖剂及其超稠油井调剖堵封方法，该复合调剖剂具有优良的耐温性、化学稳定性和抗盐性，易注入，可满足超稠油井深部调剖技术要求。
为了实现上述目的，本发明采用以下技术方案实现：
一种复合调剖剂，包括新型无机复合调堵剂、含油污泥冻胶调剖体系及高温冻胶调剖体系，所述新型无机复合调堵剂、含油污泥冻胶调剖体系及高温冻胶调剖体系的重量比为1:1-3:1；
所述新型无机复合调堵剂包括按重量百分比计的40-60目陶粒5-9%、40-60目粉煤灰4-8%、纳米级氧化钙0.2-0.6%、纳米级二氧化钛0.1-0.3%、增粘剂0.03-0.05%、促凝剂3.2-5.4%、阳离子型聚丙烯酰胺0.05-0.25%、草酸0.01-0.03%和余量水。
所述含油污泥冻胶调剖体系包括按重量百分比计的含油污泥85-90%、复合稠化剂A 3-5%、交联剂A 0.1-0.3%、交联剂B 0.01-0.05%、促胶剂A 2-4%和余量水；
所述高温冻胶调剖体系包括复合稠化剂B 0.5-1.2%、无机交联剂0.1-0.8%、促胶剂B 0.05-0.1%和余量水。
进一步地，在本发明的一些优选实施方案中，所述增粘剂为有机硅增粘剂。
进一步地，在本发明的一些优选实施方案中，所述促凝剂为三乙醇胺。
进一步地，在本发明的一些优选实施方案中，所述复合稠化剂A为丙烯酰胺／2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸／N-烷基丙烯酰胺三元共聚物，其相对分子量800-1200万。
进一步地，在本发明的一些优选实施方案中，交联剂A为酚醛树脂交联剂。
进一步地，在本发明的一些优选实施方案中，交联剂B为氨基树脂交联剂。
进一步地，在本发明的一些优选实施方案中，促胶剂A为乌洛托品。
进一步地，在本发明的一些优选实施方案中，所述复合稠化剂B为丙烯酰胺／2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸共聚物与纳米级膨润土的复合物，其中，丙烯酰胺／2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸共聚物相对分子量为800-1200万，丙烯酰胺／2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸共聚物与纳米级膨润土的质量比为3-9:1。
进一步地，在本发明的一些优选实施方案中，所述无机交联剂选自碳酸铵锌、碳酸铵锆、氧化锌、氧化镁、硅酸镁、硅酸铝中的至少一种。
进一步地，在本发明的一些优选实施方案中，所述促胶剂B为过氧化二异丙苯。
进一步地，在本发明的一些优选实施方案中，所述含油污泥的含水率为60-70wt％。
进一步地，在本发明的一些优选实施方案中，所述新型无机复合调堵剂的成胶温度为40-80℃，成胶时间2-12h，密度1.15-1.45g/cm3,固结强度1-3MPa，使用温度范围50-350℃。
进一步地，在本发明的一些优选实施方案中，所述含油污泥冻胶调剖体系的成胶温度为40-80℃，成胶时间3-300h，耐温350℃，固结强度5-10MPa。
进一步地，在本发明的一些优选实施方案中，所述高温冻胶调剖体系成胶时间8-168h，固结强度9-12MPa，耐温350℃。
本发明还提供了一种超稠油井调剖堵封方法，所述方法利用上述的复合调剖剂，包括：
向超稠油井中依次注入所述复合调剖剂中的新型无机复合调堵剂、含油污泥冻胶调剖体系及高温冻胶调剖体系，以分别形成第一段塞、第二段塞及第三段塞。
进一步地，所述新型无机复合调堵剂及含油污泥冻胶调剖体系注入速度控制在10-20m3/h，高温冻胶调剖体系注入速度控制在15-25m3/h。
进一步地，所述新型无机复合调堵剂及含油污泥冻胶调剖体系注入压力不超过10MPa，高温冻胶调剖体系注入压力不超过8MPa。
本发明的有益技术效果：
1. 本发明的复合调剖剂能够有效抑制超稠油井汽窜，调整吸汽剖面，提高油藏动用程度，是结合蒸汽吞吐开采特点研发的专用采用复合调剖封窜体系，具有优良的耐温性、化学稳定性和抗盐性，通过段塞的优化组合满足超稠油蒸汽吞吐需要，实现地层深部封堵，迫使蒸汽转向，启动中低渗透层的目的。
新型无机复合调堵剂耐温性好，可延长堵水有效期，分流能力强，易进入地层高渗部位，不会对低渗透层造成堵塞，有利于调堵药剂封堵汽窜通道，而不伤害低动用层段。
含油污泥冻胶调剖体系以含油污泥为基本原料，采用化学处理方法，加入适量的添加剂，悬浮其中的固体颗粒、延长悬浮时间、增加注入深度，有效地提高封堵强度，封堵高渗透层带，不仅提高了蒸汽波及体积、缓解地层压力，而且可防止油井发生套变，还解决了含油污泥外排所造成的环境污染问题，实现了污泥排放的无害化处理，对油田降本增效起着积极作用。
高温冻胶调剖体系采用高分子聚合物为主剂，在地层温度、交联剂的作用下，发生结构单元之间的交联反应，生成立体网状的空间结构，束缚着水分子和微小颗粒，使高温冻胶调剖体系具备了一定的封堵强度和耐温性能，在200℃以上的高温环境下，高分子聚合物的分子链逐渐氧化断裂，空间结构被破坏，表观粘度大幅下降乃至水化，随地层流体一起被采出，地层渗透性得以恢复。
优化施工工艺，新型无机复合调堵剂作为第一段塞运移到油层深部，交联形成高强度的第一级隔板，防止堵剂因管流现象而无法形成高强度堆积；含油污泥冻胶调剖体系作为第二段塞在地层孔喉处产生絮凝堵塞及积累膜，对地层初级孔渗结构调整，使后续堵剂进入高渗条带，高温冻胶调剖体系作为第三段塞将第二段塞推至地层深部，同时与第一段塞形成前后密封的效果，保证第二段塞成胶效果，可使含油污泥冻胶调剖体系只封堵住高渗透地带，而不污染中、低渗透层。
具体实施方式
为了能够详细地理解本发明的技术特征和内容，下面将更详细地描述本发明的优选实施方式。虽然实施例中描述了本发明的优选实施方式，然而应该理解，可以以各种形式实现本发明而不应被这里阐述的实施方式所限制。
实施例1
本实施例提供的一种复合调剖剂，由新型无机复合调堵剂、含油污泥冻胶调剖体系及高温冻胶调剖体系组成，所述新型无机复合调堵剂、含油污泥冻胶调剖体系及高温冻胶调剖体系的重量比为1:2:1；
所述新型无机复合调堵剂由按重量百分比计的40目陶粒5%、40目粉煤灰8%、纳米级氧化钙0.2%、纳米级二氧化钛0.1%、有机硅增粘剂0.03%、三乙醇胺3.2%、阳离子型聚丙烯酰胺0.05%、草酸0.01%和去离子水83.41%；
所述含油污泥冻胶调剖体系包括按重量百分比计的含油污泥85%、复合稠化剂A3%、酚醛树脂交联剂 0.1%、氨基树脂交联剂0.01%、乌洛托品 2%和去离子水9.89%；所述复合稠化剂A为丙烯酰胺／2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸／N-烷基丙烯酰胺三元共聚物，其相对分子量800-1200万；含油污泥的含水率为60wt％；
所述高温冻胶调剖体系包括复合稠化剂B 0.5%、碳酸铵锆0.1%、过氧化二异丙苯0.05%和去离子水99.35%；复合稠化剂B为丙烯酰胺／2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸共聚物与纳米级膨润土的复合物，其中，丙烯酰胺／2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸共聚物相对分子量为800-1200万，丙烯酰胺／2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸共聚物与纳米级膨润土的质量比为3:1。
本实施例还提供了一种超稠油井调剖堵封方法，利用本实施例的复合调剖剂，包括：
向超稠油井中依次注入所述复合调剖剂中的新型无机复合调堵剂、含油污泥冻胶调剖体系及高温冻胶调剖体系，以分别形成第一段塞、第二段塞及第三段塞。
其中，所述新型无机复合调堵剂及含油污泥冻胶调剖体系注入速度控制在20m3/h，注入压力不超过10MPa，高温冻胶调剖体系注入速度控制在25m3/h，注入压力不超过8MPa。
采用高温岩芯流动实验仪，利用充填法测量岩芯原始渗透率和堵后渗透率,计算封堵率。
经检测，原始渗透率1226×10-3μm2，堵后渗透率154×10-3μm2，封堵率87.4%。
实施例2
本实施例提供的一种复合调剖剂，由新型无机复合调堵剂、含油污泥冻胶调剖体系及高温冻胶调剖体系组成，所述新型无机复合调堵剂、含油污泥冻胶调剖体系及高温冻胶调剖体系的重量比为1:3:1；
所述新型无机复合调堵剂由按重量百分比计的60目陶粒9%、60目粉煤灰4%、纳米级氧化钙0.6%、纳米级二氧化钛0.3%、有机硅增粘剂0.05%、三乙醇胺5.4%、阳离子型聚丙烯酰胺0.25%、草酸0.03%和去离子水80.37%；
所述含油污泥冻胶调剖体系包括按重量百分比计的含油污泥90%、复合稠化剂A5%、酚醛树脂交联剂0.3%、氨基树脂交联剂0.05%、乌洛托品 4%和去离子水0.65%；所述复合稠化剂A为丙烯酰胺／2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸／N-烷基丙烯酰胺三元共聚物，其相对分子量800-1200万；含油污泥的含水率为70wt％；
所述高温冻胶调剖体系包括复合稠化剂B 1.2%、氧化锌0.8%、过氧化二异丙苯0.1%和去离子水97.9%；复合稠化剂B为丙烯酰胺／2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸共聚物与纳米级膨润土的复合物，其中，丙烯酰胺／2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸共聚物相对分子量为800-1200万，丙烯酰胺／2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸共聚物与纳米级膨润土的质量比为6:1。
本实施例还提供了一种超稠油井调剖堵封方法，利用本实施例的复合调剖剂，包括：
向超稠油井中依次注入所述复合调剖剂中的新型无机复合调堵剂、含油污泥冻胶调剖体系及高温冻胶调剖体系，以分别形成第一段塞、第二段塞及第三段塞。
其中，所述新型无机复合调堵剂及含油污泥冻胶调剖体系注入速度控制在10m3/h，注入压力不超过10MPa，高温冻胶调剖体系注入速度控制在15m3/h，注入压力不超过8MPa。
采用高温岩芯流动实验仪，利用充填法测量岩芯原始渗透率和堵后渗透率,计算封堵率。
经检测，原始渗透率3316×10-3μm2，堵后渗透率256×10-3μm2，封堵率92.3%。
实施例3
本实施例提供的一种复合调剖剂，由新型无机复合调堵剂、含油污泥冻胶调剖体系及高温冻胶调剖体系组成，所述新型无机复合调堵剂、含油污泥冻胶调剖体系及高温冻胶调剖体系的重量比为1:1:1；
所述新型无机复合调堵剂由按重量百分比计的50目陶粒7%、50目粉煤灰6%、纳米级氧化钙0.4%、纳米级二氧化钛0.2%、有机硅增粘剂0.04%、三乙醇胺4.6%、阳离子型聚丙烯酰胺0.1%、草酸0.02%和去离子水81.64%；
所述含油污泥冻胶调剖体系包括按重量百分比计的含油污泥87.5%、复合稠化剂A4%、酚醛树脂交联剂 0.2%、氨基树脂交联剂0.03%、乌洛托品 3%和去离子水5.27%；所述复合稠化剂A为丙烯酰胺／2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸／N-烷基丙烯酰胺三元共聚物，其相对分子量800-1200万；含油污泥的含水率为66wt％；
所述高温冻胶调剖体系包括复合稠化剂B 0.85%、硅酸铝0.45%、过氧化二异丙苯0.075%和去离子水98.625%；复合稠化剂B为丙烯酰胺／2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸共聚物与纳米级膨润土的复合物，其中，丙烯酰胺／2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸共聚物相对分子量为800-1200万，丙烯酰胺／2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸共聚物与纳米级膨润土的质量比为3:1。
本实施例还提供了一种超稠油井调剖堵封方法，利用本实施例的复合调剖剂，包括：
向超稠油井中依次注入所述复合调剖剂中的新型无机复合调堵剂、含油污泥冻胶调剖体系及高温冻胶调剖体系，以分别形成第一段塞、第二段塞及第三段塞。
其中，所述新型无机复合调堵剂及含油污泥冻胶调剖体系注入速度控制在15m3/h，注入压力不超过10MPa，高温冻胶调剖体系注入速度控制在20m3/h，注入压力不超过10MPa。
采用高温岩芯流动实验仪，利用充填法测量岩芯原始渗透率和堵后渗透率,计算封堵率。
经检测，原始渗透率5508.6×10-3μm2，堵后渗透率302×10-3μm2，封堵率94.5%。
本发明的复合调剖剂的部分性能指标
经检测，实施例1-3的新型无机复合调堵剂的成胶温度为40-80℃，成胶时间2-12h，密度1.15-1.45g/cm3,固结强度1-3MPa，使用温度范围50-350℃。所述含油污泥冻胶调剖体系的成胶温度为40-80℃，成胶时间3-300h，耐温350℃，固结强度5-10MPa。所述高温冻胶调剖体系成胶时间8-168h，固结强度9-12MPa，耐温350℃。
Claims (10)
1.一种复合调剖剂，其特征在于，包括新型无机复合调堵剂、含油污泥冻胶调剖体系及高温冻胶调剖体系，所述新型无机复合调堵剂、含油污泥冻胶调剖体系及高温冻胶调剖体系的重量比为1:1-3:1；
所述新型无机复合调堵剂包括按重量百分比计的40-60目陶粒5-9%、40-60目粉煤灰4-8%、纳米级氧化钙0.2-0.6%、纳米级二氧化钛0.1-0.3%、增粘剂0.03-0.05%、促凝剂3.2-5.4%、阳离子型聚丙烯酰胺0.05-0.25%、草酸0.01-0.03%和余量水；
所述含油污泥冻胶调剖体系包括按重量百分比计的含油污泥85-90%、复合稠化剂A 3-5%、交联剂A 0.1-0.3%、交联剂B 0.01-0.05%、促胶剂A 2-4%和余量水；
所述高温冻胶调剖体系包括复合稠化剂B 0.5-1.2%、无机交联剂0.1-0.8%、促胶剂B0.05-0.1%和余量水。
2.根据权利要求1所述的复合调剖剂，其特征在于：所述增粘剂为有机硅增粘剂，促凝剂为三乙醇胺。
3.根据权利要求1所述的复合调剖剂，其特征在于：所述复合稠化剂A为丙烯酰胺／2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸／N-烷基丙烯酰胺三元共聚物，其相对分子量800-1200万，交联剂A为酚醛树脂交联剂，交联剂B为氨基树脂交联剂，促胶剂A为乌洛托品。
4.根据权利要求1所述的复合调剖剂，其特征在于：所述复合稠化剂B为丙烯酰胺／2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸共聚物与纳米级膨润土的复合物，其中，丙烯酰胺／2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸共聚物相对分子量为800-1200万，丙烯酰胺／2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸共聚物与纳米级膨润土的质量比为3-9:1，所述无机交联剂选自碳酸铵锌、碳酸铵锆、氧化锌、氧化镁、硅酸镁、硅酸铝中的至少一种，促胶剂B为过氧化二异丙苯。
5.根据权利要求1所述的复合调剖剂，其特征在于：所述含油污泥的含水率为60-70wt％。
6.根据权利要求1所述的复合调剖剂，其特征在于：所述新型无机复合调堵剂的成胶温度为40-80℃，成胶时间2-12h，密度1.15-1.45g/cm3,固结强度1-3MPa，使用温度范围50-350℃。
7.根据权利要求1所述的复合调剖剂，其特征在于：所述含油污泥冻胶调剖体系的成胶温度为40-80℃，成胶时间3-300h，耐温350℃，固结强度5-10MPa。
8.根据权利要求1所述的复合调剖剂，其特征在于：所述高温冻胶调剖体系成胶时间8-168h，固结强度9-12MPa，耐温350℃。
9.一种超稠油井调剖堵封方法，其特征在于，所述方法利用权利要求1-8任一项所述的复合调剖剂，包括：
向超稠油井中依次注入所述复合调剖剂中的新型无机复合调堵剂、含油污泥冻胶调剖体系及高温冻胶调剖体系，以分别形成第一段塞、第二段塞及第三段塞。
10.根据权利要求9所述的超稠油井调剖堵封方法，其特征在于：所述新型无机复合调堵剂及含油污泥冻胶调剖体系注入速度控制在10-20m3/h，高温冻胶调剖体系注入速度控制在15-25m3/h。
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