一种油田用选择性长效调堵剂及其制备方法

技术领域

本发明涉及油气田开发技术领域，尤其涉及一种油田用选择性长效调堵剂及其制备方法。

背景技术

在油气田开发领域，开采过程中为提高采收率和原油动用程度，通常采用注水(二次采油)的方式驱动地下原油采出地面。

进入注水开发后期，由于储层中储层非均值性的影响，储层中在注水井和产油井之间，形成了水流大孔道，注入的水沿储层大孔道从产油井中产出，导致注入水无效循环，原油驱动体积和驱动效率下降，油井含水率不断上升，原油开采成本增加。

在注水开采后期，采用聚合物驱油(三次采油)成为了油田提高采收率和储层原油动用程度以及原油单井产量的重要技术手段。但是在聚合物驱油后，进一步提高采收率、挖掘剩余油潜力，行之有效的措施很少。

常年的注水、注聚合物开发措施在提高原油采收率的同时也造成了储层中优势渗流通道的形成，后期注入水及聚合物会延着优势孔道优先通过被采油井采出，使注采提高采收率措施的见效周期越来越短，注入水无效循环，剩余油无法动用。

随着现今化学堵水调剖技术的研究发展很快，已成为高含水期油田改善水驱效果的主导技术。目前，针对不同的油藏开发出的调剖剂和堵水剂种类非常多，例如，聚合物冻胶、颗粒类、沉淀类、微生物及泡沫类等。我国近年来也做了大量工作，形成了系列技术，在分散胶态凝胶和固体颗粒凝胶方面有自己的特色。

发明内容

解决的技术问题：针对现有的采油过程中存在的缺点，本发明提供一种油田用选择性长效调堵剂及其制备方法，该调堵剂可以实现对注采井高渗透层中水窜大孔道的长效封堵，增大注入水水窜大孔道的流动阻力，降低高渗透层的渗透率，使后续注入水绕流转向驱动低渗透层或中小孔隙剩余油，提高水驱波及体积、注入水驱动效率，达到提高油井产量、降低含水率和原油开采成本的目的。

技术方案：一种油田用选择性长效调堵剂，其特征在于以质量份计含有以下成分：主剂：10～25份，悬浮稳定剂：1～9份，缓凝剂：0.1～5份，促凝剂：0.1～2.5份，外加剂：10～30份，水：60～90份。

上述所述的主剂为稀土矿粉或矿渣粉中的一种或两种，稀土矿粉和矿渣粉的比表面积均为300～500m

上述所述的悬浮稳定剂为。

上述所述的缓凝剂为硅酸钠。

上述所述的促凝剂为氢氧化钠或氢氧化钾。

上述所述的外加剂为橡胶颗粒和锂皂石纳米颗粒的混合物或蛭石。。

上述所述的一种油田用选择性长效调堵剂的制备方法，该方法的制备步骤如下：

(1)悬浮液的制备：在容器中加入水、将悬浮稳定剂加入正在搅拌的水中，常温下搅拌3～5h，使体系很好的分散在水中。静置熟化12h后得到悬浮液。

(2)调堵剂的制备：在步骤(1)制备的悬浮液中加入缓凝剂，常温下搅拌5min后，加入促凝剂，常温下搅拌5min后，加入主剂搅拌均匀，最后加入外加剂，搅拌1h混合均匀即得油田用选择性长效调堵剂。

本发明采用的主剂为稀土矿粉或矿渣粉的一种或两种，其为高炉冶炼产生的水渣通过细磨后的粉体，是油田注水开采后期选择性长效调堵剂体系的主要原料之一，其主要化学成分是Al

本发明的悬浮稳定剂为钠基膨润土或蒙脱土，溶解于水中，用以均匀、稳定的悬浮主剂，形成了本发明的长效调堵剂体系。

本发明的缓凝剂为硅酸钠，用以缓解主剂的解聚和聚合速度，调整本发明的长效调堵剂的稠化和固化时间，以满足长时间泵注，实现深部调堵的需要。

本发明采用的促凝剂为氢氧化钠或氢氧化钾，用以加速矿粉的解聚和聚合速度，调整调堵剂体系的稠化时间和固化时间，以满足长时间泵注，实现深部调堵的需要。

本发明的外加剂为橡胶颗粒和锂皂石纳米颗粒的混合物或蛭石。，用以克服调堵剂固化后体积微量收缩。根据加量控制调堵剂的浆体密度及固化后体积微膨胀，保证地层中优势孔道的封堵效果，提高封堵率。

有益效果：本发明提供的一种油田用选择性长效调堵剂及其制备方法，具有以下有益效果：

1.本发明的油田用选择性长效调堵剂具有良好的流动性，密度可调，注入性良好；

2.本发明的油田用选择性长效调堵剂可根据目标地层温度，调整缓凝剂促凝剂的加量来调整固化时间，3h～720h可控，可用于地层浅部、深部的调堵；

3.本发明的长效调堵剂的抗矿化度和抗污染能力强；

4.本发明的油田用选择性长效调堵剂添加了缓膨颗粒，固化后体积不会收缩，反而微膨胀，可以保证封堵率；

5.本发明的油田用选择性长效调堵剂是通过调堵剂中材料颗粒的分选和注入时施工压力的控制来达到选择性封堵的目标，可以堵15μm以上的孔道；

6.本发明的长效调堵剂的无机配方固化后可耐300℃的高温；

7.本发明的长效调堵剂的固化后抗压强度高、抗冲刷能力强；

8.本发明采用的主要原料稀土矿粉或矿渣粉为冶炼工业废料，有利于保护环境和节约成本。

附图说明

图1为实施例1中井的生产动态跟踪曲线。

图2为实施例2中井的生产动态跟踪曲线。

图3为本发明的调堵剂在250℃高温烤箱内的抗压强度测试图。

图4为本发明的调堵剂在350℃高温烤箱内的抗压强度测试图。

图5为本发明的调堵剂等体积固结实验结果图。

图6为本发明的调堵剂的正向水驱压力曲线图。

图7为本发明的调堵剂的反向水驱压力曲线图。

具体实施方式

实施例1

以XXX区东部Ⅰ块三元复合驱XXX油层为例。该地区厚度大、渗透率高、发育好。在聚驱开发中部分井见聚早，含水上升较快，同时由于层间矛盾被强化及不合理的流度比，水淹速度加快，零散的残余油不易采出。

根据本区块的地层地质数据分析，在该地区制备油田用选择性长效调堵剂，制备步骤如下：

(1)安装设备后试压，施工现场连接好泵车，配浆罐30m

(2)泵车连接专用加料漏斗(采用文丘里射流泵，加速悬浮剂分散)，单罐循环开始配液，从加漏斗加入钠基膨润土1.01t，循环搅拌2h；

(3)配浆罐罐面加入硅酸钠25.35kg，循环搅拌10min，罐面加入氢氧化钠60.84kg，循环搅拌10min；

(4)从加漏斗加入矿渣粉5.07t，循环搅拌均匀后，加料漏斗加入锂皂石纳米粉0.5t，继续搅拌1h，即制成调堵剂。

(5)配置完成第一罐后，配置第二罐，循环配置使用。

(6)完成调堵剂注入后，注入10m

制备得到的长效调堵剂的密度为1.2g/cm

2017年12月对典型井实例井开展KJW选择性长效堵水试验。用水泥泵车或专用调堵泵泵入储层大孔道，等待成胶固化后，注采作业。

收集本井及相邻注水井资料，分析相关注水井联通受效情况，确定注入水优势通道，根据目标堵水层的厚度、方向、顶替半径等计算封堵浆体用量。本井封堵距离约为20～25m。增加封堵半径，在同样的生产条件下，可进一步提高产油量和有效期。

该井2013年12月投产，初期日产液45.6t，日产油2.86t，含水93.7％，4年后，2017年10月日产液45.2t，日产油0.41t，含水99.1％，动液面404.9m。堵前12月最高日产油2.05吨，堵后2018年1月15日开井至7月15日，6个月单井累计增油1000.98吨。

该井的生产动态跟踪曲线如图1所示。从图中可知，调堵施工前日产液45.2t，日产油0.41t，含水99.1％。期间应用了选择性长效调堵剂调堵施工作业，开井后日产液量逐渐下降至38.8t，日产油最高12.02t，含水率降至68.6％。堵剂固结后有效的封堵了地层中的优势渗流通道，达到了降水增油的目的，效果明显。

实施例2

XXX井位于源201区块大断层附近，属于天然裂缝发育。开采葡萄花油层，2013年10月正常投产。初期日产液3.2t日产油2.8t，含水10.6％。生产两年半，含水突升。从2口连通注水井注水分析看，主要是Y54-122井注水天然裂缝窜通。

根据本区块的地层地质数据分析，孔隙度小、渗透率低、地层裂缝中竖缝较发育。在该地区制备油田用选择性长效调堵剂，制备步骤如下：

(1)安装设备后试压，施工现场连接好泵车，配浆罐30m

(2)泵车连接专用加料漏斗(采用文丘里射流泵，加速悬浮剂分散)，单罐循环开始配液，从加漏斗加入钠基膨润土1.51t，循环搅拌2h；

(3)配浆罐罐面加入硅酸钠28kg，循环搅拌10min，罐面加入氢氧化钠50kg，循环搅拌10min；

(4)从加漏斗加入矿渣粉4.2t，循环搅拌均匀后，加料漏斗加入锂皂石纳米粉0.6t，继续搅拌1h，即制成调堵剂。

(5)配置完成第一罐后，配置第二罐，循环配置使用。

(6)完成调堵剂注入后，注入10m

制备得到的长效调堵剂的密度为1.15g/cm

2018年10月对典型井实例井开展KJW选择性长效堵水试验。用水泥泵车或专用调堵泵泵入储层大孔道，等待成胶固化后，注采作业。

该井为无效低效井治理，其生产动态跟踪曲线如图2所示。从图中可知，调堵施工前日产液5.4t，日产油0t，含水100％，无效关停。调堵后经过15天排液后，日产液3-1.7t，日产油1.6-0.6t，含水72-38％。2018年11月10日封堵后投产至2020年11月，累计增油375吨，封堵2年依旧有效。说明调堵剂能够选择优势渗流通道，注入地层深部，实现长期有效的调堵。

以下对调堵剂性能进行检测，检测方法与结果如下：

调堵剂样品制备：在容器中加入60份水、将10份悬浮稳定剂加入正在搅拌的水中，常温下搅拌3～5h，使体系很好的分散在水中。静置熟化12h后得到悬浮液。在悬浮液中加入0.5份缓凝剂，常温下搅拌5min后，加入1份促凝剂，常温下搅拌5min后，加入20份主剂搅拌均匀，最后加入10份外加剂，搅拌1h混合均匀即得油田用选择性长效调堵剂。在恒温60度的水浴锅中养护24h后，即得固结后的实验样品。

1.抗压强度测试

实验样品为直径2.5cm、长度5cm的调堵剂固结体，根据《SYT 5276-2000抗压强度测定标准》计算该样品抗压强度为13.80MPa。

2.耐温性能测试

制作32个直径2.5cm、长度5cm的堵剂柱样，分别放置于两台温度分别为250℃、350℃的高温烤箱内，每台16个样品，每周在两台高温烤箱内取出1个柱样测试强度，共16周。测试结果如图3、图4所示，由图可知，堵剂固结后，在250℃环境下，基本维持抗压强度不变；在350℃环境下，初期抗压强度会有所下降，后期趋于稳定。堵剂总体耐温性能良好。

3.等体积固结实验

堵剂被稀释后，固结后体积易收缩，无法形成有效段塞。实验堵剂，均分成100mL样品，按浓度10％-50％用水稀释后恒温固结。测定被水稀释后堵剂固结后体积收缩情况，结果如图5所示。由图可知，堵剂浓度低于30％情况下，体积收缩较明显；堵剂浓度30％时，基本可以实现等体积固结(收缩率小于5％)；堵剂浓度大于30％情况下，固结后膨胀；堵剂浓度达到50％后，可等体积微膨胀固结。

4.耐冲刷实验评价

后续水驱突破压力3.4MPa，后续驱替压力逐步升高，稳定在8.4MPa，表明该堵剂对岩心形成了有效的封堵，后续水驱2PV压力未见明显变化，耐冲刷性良好。其正向水驱压力曲线如图6所示，反向水驱压力曲线如图7所示。由图可知，反向驱替压力最终稳定在4.3MPa，压力低于正向驱替和未去除端面时反向驱替压力，表明堵剂对岩心形成了有效封堵，耐冲刷性良好。

本发明的长效调堵剂，由多种矿物经高温炉熔融处理并粉碎加工而成，在催化剂的作用下，发生解聚溶解反应，通过科学智能泵注技术注入需要封堵的大孔道，不进中低渗油层，凝固后封堵无效循环水流通道，封堵强度高，油层堵而不死。并且使地下流场重新分布，改变驱替方向，扩大注入水波及体积、进一步提高采收率。

另外，本发明的长效调堵剂配置简单，流变性好、密度低、稳定性好，容易泵送，作业成本低，容易工业化推广应用；固化硬化后，实现对高渗透层中大孔道的有效封堵，使后续注水绕流至中低渗透层，提高水驱波及体积，提高注入水驱动效率，达到提高油井产量、降低含水率和原油开采成本的目的。

以上对本发明实施例进行了详细介绍，对于本领域的一般技术人员，依据本发明实施例的思想，在具体实施方式及应用范围上均会有改变之处，综上所述，本说明书内容不应理解为对本发明的限制。