CN1995267A - 一种封堵大孔道的凝胶 - Google Patents

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Abstract

本发明涉及一种封堵大孔道的凝胶。解决了现有的堵水调剖堵剂不能有效地开发厚油层顶部的低渗透部位，深部调剖要求大半径才能见到明显的增油降水效果，成本较高的问题。该封堵大孔道的凝胶由氮气和液体按体积比2∶1配制而成；液体包括下列组分，下列各组分按质量百分比计：十二烷基苯磺酸钠占0.8％、聚丙烯酰胺占0.15％、硫脲占0.3％、氯化钙占2％、醋酸铬占1％和杀菌剂0.1％，其余为水。本发明用于注水井的选择性封堵和驱油，具有处理半径小，能有效地开发厚油层顶部的低渗透部位和低渗透层位的作用，降水增油效果明显及成本低的优点。

Description

一种封堵大孔道的凝胶
技术领域：
本发明涉及油田采油领域井下岩石钻进后开采所用的一种助剂，属于一种封堵大孔道的凝胶。
背景技术：
水驱开发的非均质砂岩油田，由于非均质性严重和注入水的长期冲刷，油藏的孔隙结构发生了较大的变化，在油层内产生了水洗程度高的高渗透带，注入水沿高渗透带窜流，造成注入水的低效、无效循环，降低了注入水的驱油效率，严重的影响油田的开发效益。对于油层内高渗透带注入水低效、无效循环的封堵问题，各油田开展了多种类型深度调剖的研究，包括类型丰富的深度调剖剂，如：复合离子聚合物调剖剂、阴阳离子聚合物调剖剂、流动凝胶(即CDG)深度调剖剂、胶态分散凝胶深度调剖剂、延缓交联深度调剖剂和预交联颗粒深度调剖剂等。矿场实践结果表明：这些深度调剖虽在一定程度上改善了油层高渗透带注入水低效、无效循环的问题，但还存在一些问题：1、任何一种深度调剖配方体系都不能有效地开发厚油层顶部的低渗透部位；2、深部调剖配方体系要求大的有效半径，才能见到明显的增油降水效果，成本较高。
发明内容：
本发明的目的是提供一种封堵大孔道的凝胶，该凝胶专门用于治理渗透率介于1000～3000×10-3μm2大孔道，用于注水井的选择性封堵和驱油，具有处理半径小，能有效地开发厚油层顶部的低渗透部位和低渗透层位的作用，降水增油效果显著及成本低的优点。
本发明采用的技术方案是：该封堵大孔道的凝胶由氮气和液体按体积比2∶1配制而成；液体包括下列组分，下列各组分按质量百分比计：十二烷基苯磺酸钠占0.8％、聚丙烯酰胺占0.15％、硫脲占0.05％、氯化钙占0.1％、醋酸铬占1％和杀菌剂占0.1％，其余为水。
上述的高分子量阴离子型聚丙烯酰胺为分子量1900万～3500万、水解度为25～30％。
本发明的有益效果是：该凝胶专门用于治理渗透率介于1000~3000×10-3μm2大孔道。凝胶对地层的封堵具有选择性，能有效的封堵高渗透带地层，泡沫后期破裂后气体上浮可以有效地开发厚油层顶部的低渗透部位。用于注水井的选择性封堵和驱油，具有处理半径小，能有效地开发厚油层顶部的低渗透部位和低渗透层位的作用，降水增油效果明显，成本低的优点：1、利用泡沫对高渗透性和低含油饱和度的选择，有效封堵水洗程度高的油层高渗透带，再利用性能好的泡沫剂增加泡沫的稳定性，延长封堵的有效期，保证后续注入水的转向，提高原油产量；2、在含油饱和度低的地方，利用泡沫剂中的表面活性剂成分驱油，提高原油产量；3、利用泡沫中的气相组分，有效开发水驱难以开发的低渗透部位，原油产量显著提高。
附图说明：
图1是北2-2-160井吸入剖面对比图.
具体实施方式：
下面结合实施例对本发明作进一步说明：该封堵大孔道的凝胶由氮气和液体按地下体积比2∶1配制而成；液体包括下列组分，下列各组分按质量百分比计：十二烷基苯磺酸钠占0.8％、聚丙烯酰胺占0.15％、硫脲占0.05％、氯化钙占0.1％、醋酸铬占1％和杀菌剂占0.1％，其余为水，其中十二烷基苯磺酸钠用来发泡，聚丙烯酰胺用来作基础液，硫脲用来作交联剂，醋酸铬用来作交联剂，杀菌剂用来消除污水中细菌对泡沫剂稳定性的影响，该杀菌剂是由东营天创化工有限公司生产的植物胶稳定剂，型号为ZW-II。
上述所说的液体的制备方法是：按上述比例向水中投入氯化钙、硫脲、醋酸铬及聚丙烯酰胺，边加水边低速搅拌，直至混合均匀，然后加入十二烷基苯磺酸钠，低速搅拌均匀制成混合溶液。
实施例1、实验室实验：
1、发泡体积和半衰期：
实验方法：采用Waring Blender法评价发泡体积和半衰期。
称取100ml凝胶泡沫溶液，用高速混调器在3000r/min转速下搅拌60s后，将泡沫倒入量筒中，读取泡沫高度，即发泡体积。同时记录泡沫量减少一半时所需时间和溶液析出一半时间，即泡沫半衰期和液体半衰期。
凝胶泡沫发泡体积和半衰期表    表1
溶液浓度 发泡前体积(ml) 发泡后体积(ml) 液体半衰期(min) 泡沫半衰期(min)
    1500ppmN+0.8％F 100 510 24 238
2、凝胶体系的浓度与发泡剂十二烷基苯磺酸钠浓度筛选：
实验时分别配置0.5％、0.8％、1.0％发泡剂十二烷基苯磺酸钠与1000ppm、1500ppm、700ppm凝胶体系复配，方法如1优选出最佳浓度点。
不同浓度凝胶泡沫发泡体积和半衰期表    表2
名称   发泡体积(ml)   液体半衰期(min) 泡沫半衰期     粘度(cp)
    1500ppm+0.5％发泡剂     450     24  4小时55分     2669
    1500ppm+0.8％发泡剂     465     28  4小时15分     2548
    1500ppm+1.0％发泡剂     480     27  4小时31分     2710
    1000ppm+0.5％发泡剂     485     17  4小时26分     56
    1000ppm+0.8％发泡剂     500     22  3小时52分     68
    1000ppm+1.0％发泡剂     510     24  4小时37分     79
    700ppm+0.5％发泡剂     460     13  2小时53分     10
    700ppm+0.8％发泡剂     500     11  2小时08分     18
    700ppm+1.0％发泡剂     500     15  2小时48分     21
    500ppm+0.5％发泡剂     460     10  2小时11分     4.2
    500ppm+0.8％发泡剂     520     7  2小时23分     4.8
    500ppm+1.0％发泡剂     510     10  2小时01分     5.1
名称 发泡体积(ml) 液体半衰期(min) 泡沫半衰期     粘度(cp)
  1500ppm+0.5％发泡剂     460     60  9小时11分 3001
  1500ppm+0.8％发泡剂     465     51  8小时54分
  1500ppm+1.0％发泡剂     485     59  9小时41分
  1000ppm+0.5％发泡剂     460     25  5小时54分 40
  1000ppm+0.8％发泡剂     495     28  5小时04分
  1000ppm+1.0％发泡剂     495     22  5小时22分
  700ppm+0.5％发泡剂     485     12  4小时10分     9.2
  700ppm+0.8％发泡剂     500     12  4小时01分
  700ppm+1.0％发泡剂     500     15  3小时54分
  500ppm+0.5％发泡剂     525     9  3小时41分 3.8
  500ppm+0.8％发泡剂     520     11  3小时02分
  500ppm+1.0％发泡剂     530     12  3小时14分
名称   发泡体积(ml)   液体半衰期(min) 泡沫半衰期     粘度(cp)
  1500ppm+0.5％发泡剂     450     220  72小时11分 3669
  1500ppm+0.8％发泡剂     465     218  71小时54分
  1500ppm+1.0％发泡剂     465     212  73小时41分
  1000ppm+0.5％发泡剂     475     37  19小时20分 56
  1000ppm+0.8％发泡剂     510     25  18小时12分
  1000ppm+1.0％发泡剂     475     25  18小时22分
  700ppm+0.5％发泡剂     475     12  7小时38分 10
  700ppm+0.8％发泡剂     510     16  7小时52分
  700ppm+1.0％发泡剂     520     15  7小时19分
  500ppm+0.5％发泡剂     525     9  6小时25分 4.2
  500ppm+0.8％发泡剂     520     10  6小时21分
  500ppm+1.0％发泡剂     530     15  6小时08分
名称 发泡体积(ml)  液体半衰期(min)  泡沫半衰期(min)   粘度(cp)
  1500ppm+0.5％发泡剂 460     331     5778 5739
  1500ppm+0.8％发泡剂 460     326     5827
  1500ppm+1.0％发泡剂 455     321     5747
  1000ppm+0.5％发泡剂 505     34     1328 780
  1000ppm+0.8％发泡剂 520     30     1353
  1000ppm+1.0％发泡剂 500     29     1338
  700ppm+0.5％发泡剂 520     15     493 6.32
  700ppm+0.8％发泡剂 520     14     485
  700ppm+1.0％发泡剂 550     17     490
  500ppm+0.5％发泡剂 515     11     309 5.42
  500ppm+0.8％发泡剂 530     12     389
  500ppm+1.0％发泡剂 540     11     355
名称 发泡体积(ml)  液体半衰期(min)   泡沫半衰期(min)   粘度(cp)
  1500ppm+0.5％发泡剂     455     328     5738 5539
  1500ppm+0.8％发泡剂     460     339     5512
  1500ppm+1.0％发泡剂     465     290     5635
  1000ppm+0.5％发泡剂     500     40     1311 810
  1000ppm+0.8％发泡剂     500     44     1326
  1000ppm+1.0％发泡剂     520     43     1348
  700ppm+0.5％发泡剂     520     27     497 12.2
  700ppm+0.8％发泡剂     520     21     483
  700ppm+1.0％发泡剂     530     29     455
  500ppm+0.5％发泡剂     510     11     373     4.38
  500ppm+0.8％发泡剂     510     12     396
  500ppm+1.0％发泡剂     520     11     401
 名称 发泡体积(ml) 液体半衰期(min) 泡沫半衰期(min)  粘度(cp)
 1500ppm+0.5％发泡剂 460  331  5866  5599
 1500ppm+0.8％发泡剂 455  369  5638
 1500ppm+1.0％发泡剂 455  311  5771
 1000ppm+0.5％发泡剂 470  43  1441  855
 1000ppm+0.8％发泡剂 480  41  1408
 1000ppm+1.0％发泡剂 500  39  1570
 700ppm+0.5％发泡剂 510  22  479  7.8
 700ppm+0.8％发泡剂 510  20  541
 700ppm+1.0％发泡剂 510  27  521
 500ppm+0.5％发泡剂 520  14  350  4.7
 500ppm+0.8％发泡剂 520  13  380
 500ppm+1.0％发泡剂 530  12  381
从上表2实验数据中可以看出浓度0.8％为发泡剂最佳浓度1000ppm为凝胶体系的最佳浓度，超过它泡沫的发泡体积变化不大，低于它泡沫的发泡体积达不到5倍关系。
3、凝胶成胶时间筛选：
通过上述实验发现交联剂4天成胶，没达到我们要求，我们重新调整了一下交联剂浓度达到7天成胶。实验数据如下
7天成胶凝胶体系试验数据表    表3
    配方(0.5％发泡剂) 发泡体积(ml)         半衰期     粘度(mpa.s)
    液体(min)     泡沫(h)
1500ppm     460     176     12     44.9
    460     124     120.8     7763
    455     113     120.2     7766
    465     135     120.9     8070
    450     151     121.6     8139
    455     156     121.3     8175
    460     249     134     18636
1000ppm     485     39     11.5     19.0
    480     51     15.3     3699
    485     48     15.3     3658
    490     53     15.6     4080
    480     74     15.8     4120
    475     80     15.7     4128
    485     98     20.4     4785
700ppm     495     18     10.2     9.49
    515     27     13.3     39
    510     28     13.2     79
    515     31     13.5     179.9
    505     28     14.3     288.2
    500     29     14.6     290.1
    510     50     15.9     498.8
从表3数据可看出，交联剂调整后达到了7天成胶，满足了现场要求。
4、十二烷基苯磺酸钠的最佳浓度为0.8％，凝胶体系的最佳浓度为1000ppm。体系的膨胀系数均大于5，半衰期均大于100min。其他浓度的凝胶体系在施工过程中均可应用，1500ppm凝胶体系用于封堵前段塞，用700ppm凝胶体封堵后段塞具有明显效果。该体系在9000矿化度以下污水均能成胶，并且成胶后泡沫的稳定性很好，比普通型泡沫封堵效果更好。
用上述方法混合后的气液在泡沫发生器内产生泡沫，泡沫沿井下管柱下行，在各层段的配水器处，通过井下定压堵塞器的分配作用，将泡沫按不同体积注入到不同的层段中。
用上述配制的凝胶及该凝胶的使用方法进行试验如下：
实施例1：北2-2-160井试验层葡II 3～高I 2-5，砂岩厚度18m，有效厚度12.5m。05年9月开始封堵其它层位，试验层注水，日配注量80m3/d。05年12月现场施工。施工结束，单注试验层，2月份测试显示砂堵作业，改可洗井封隔器，3月份不密封返工，4月份测吸水剖面，5月份恢复全井的分层注水。目前全井注水量160m3/d，试验层段注93m3/d。
由北2-2-160井调剖前后进行的同位素测试结果表明：高渗透的调剖目的层葡II6-9的相对吸水量由调剖前27.95％下降到11.7％，下降了16.25个百分点；厚油层高I2-5的顶部增加吸水厚度2m，相对吸水量为7.47％。调剖后厚油层顶部得到动用，缓解了层间矛盾，试验区葡二组和高一组的动用状况得到一定程度的改善，调剖前未动用和动用差的层段吸水能力增强，原来的强吸水层段吸水量下降，层间矛盾得到缓解。
调剖后周围连通油井产液量下降，产油上升，含水下降。9口采油井日产液736.5t，日产油56.5t，综合含水92.32％，与调剖前相比该井组日降液110.5t，日增油4.5t，含水下降1.54个百分点；效果最好时日降液114t，日增油7.5t，含水下降1.99个百分点；到目前为止，措施继续有效，至2006年8月底该调剖井组周围连通油井已累计增油3663t。

Claims (2)

1、一种封堵大孔道的凝胶，其特征在于：由氮气和液体按体积比2∶1配制而成；液体包括下列组分，下列各组分按质量百分比计：十二烷基苯磺酸钠占0.8％、聚丙烯酰胺占0.15％、硫脲占0.05％、氯化钙占0.1％、醋酸铬占1％和杀菌剂占0.1％，其余为水。
2、根据权利要求1所述的封堵大孔道的凝胶，其特征在于：高分子量阴离子型聚丙烯酰胺为分子量1900万～3500万、水解度为25～30％。
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