CN102199418B

CN102199418B - 缝洞型碳酸盐岩油藏控制底水锥进的无机固化体系及其注入方法

Info

Publication number: CN102199418B
Application number: CN 201110067872
Authority: CN
Inventors: 戴彩丽; 由庆; 王苹; 何龙; 赵福麟
Original assignee: China University of Petroleum East China
Current assignee: China University of Petroleum East China
Priority date: 2011-03-11
Filing date: 2011-03-11
Publication date: 2013-04-10
Anticipated expiration: 2031-03-11
Also published as: CN102199418A

Abstract

本发明提供了缝洞型碳酸盐岩油藏控制底水锥进的无机固化体系及其注入方法，无机固化体系由超细水泥、密度调整剂、增强剂、悬浮分散剂、骨架桥接剂、减阻剂和缓凝剂组成，其密度为1.06～1.09g/cm³，在130℃下的初凝时间为5～10h，抗压强度为1.0～4.0MPa。注入方法为：首先配制并向地层注入密度相对较大的无机固化体系，然后配制并注入密度相对较小的无机固化体系，最后注入过顶替液。由于所注入的无机固化体系的密度处于油层油密度和地层盐水密度之间，所以它必将定位于油层之下，地层盐水层之上，因此在油水界面附近可固化形成隔板，有效改变底水绕流方向，进而控制底水锥进，提高底水驱油效率，改善缝洞型底水油藏的开发效果。

Description

缝洞型碳酸盐岩油藏控制底水锥进的无机固化体系及其注入方法

技术领域：

本发明涉及一种油田化学用剂及其注入方法，尤其是针对高温高盐缝洞型碳酸盐岩油藏控制底水锥进的化学体系及其注入方法。

背景技术：

目前许多缝洞型底水油藏大部分采用水平井的开发方式来抑制底水锥进。但由于采油速度过快，或者开发时间较长，造成地层的能量不足，引起底水向油井射孔部位推进，形成底水锥进。当底水突破时，油井的含水率上升，底水从高渗井段产出并抑制低渗井段产液，进而导致大量剩余油富集在低渗段而难以采出。

一般控制底水锥进的方法是在油水界面附近建立底水隔板，基本方法是在油水界面上以0.5m～2.0m的间隔密集射孔，用封隔器将油套环空隔开，通过油管向密集射孔段挤入隔板液体系(如凝胶、冻胶、固相颗粒、气体等)，可建立3～5m的隔板，对底水锥进有较好的控制作用。但对于高温高盐缝洞型碳酸盐岩油藏来说，要选取合适的隔板液和找准射孔段、坐准封隔器就有相当大的难度，因此，用常规的通过射孔建立底水隔板的方法和隔板液难以适应。

所以针对高温高盐缝洞底水油藏特点，提供一种超低密度无机固化体系不仅能满足高温高盐的要求，同时可调整自身密度，利用重力分异作用在油水界面上形成有效封堵，进而提高底水波及体积，提高原油采收率。

发明内容：

本发明的目的是要提供一种缝洞型碳酸盐岩油藏控制底水锥进的无机固化体系及其注入方法，利用注入化学剂与地层水、原油密度差产生重力分异作用，在油水界面上建立起控制底水锥进的隔板，有效改变底水绕流方向，从而控制底水锥进，提高底水驱油效率，改善缝洞型底水油藏的开发效果。

本发明的目的按以下方案实现：所说的缝洞型碳酸盐岩油藏控制底水锥进的无机固化体系由超细水泥、密度调整剂、增强剂、悬浮分散剂、骨架桥接剂、减阻剂和缓凝剂组成，其中超细水泥的粒径为10～100μm、密度为2.8～3.2g/cm³，使用质量分数为24％～27％；密度调整剂为空心玻璃微球，其粒径为20～200μm，密度为0.6～0.8g/cm³，使用质量分数为17％～20％；增强剂为微细二氧化硅，其密度约为2.6～2.8g/cm³、粒径为0.15～0.20μm，使用质量分数为1％～4％；悬浮分散剂为来自聚丙烯酰胺等高分子聚合物，使用质量分数为0.2％～0.6％；骨架桥接剂为碳纤维，其长度为0.05～0.10mm、密度为1.45～1.55g/cm³，使用质量分数为0～0.3％；减阻剂为来自羟基羧酸盐、烯类单体低聚物和磺化醛酮类缩聚物的一种或几种，使用质量分数为0.1～0.6％；缓凝剂为来自硼酸盐、膦酸盐、羧酸盐和木质素磺酸盐的一种或几种，使用质量分数为0～0.2％；其余为水，以上各组分质量分数之和为100％。由上述组分组成的无机固化体系的密度为1.06～1.10g/cm³，在130℃下的初凝时间为5～10h，抗压强度为1.0～4.0MPa。

根据上述组分所组成的无机固化体系的注入方法是首先配制并注入密度为1.08g/cm³～1.10g/cm³的无机固化体系，注入量为每1米厚度油层6～10m³，然后配制并注入密度为1.06g/cm³～1.08g/cm³的无机固化体系，注入量为每1米厚度油层3～5m³，最后注入质量分数为0.4％～06％的HPAM水溶液作为过顶替液，注入量为每1米厚度油层1～3m³。上述体系分别配成水溶液，通过筛滤器过滤由调剖泵依次注入相应的井中。注入速度为2～4m³·h^-1，注入压力不超过地层破裂压力的80％，注入压力与初始进入地层压力之差不超过5.0MPa。

本发明的有益效果是：由于地层水矿化度达到20×10⁴mg/L，密度为1.14g/cm³，而地下原油密度为0.85g/cm³，注入的无机固化体系的密度为1.06～1.10g/cm³，处于地下原油密度和地层高矿化度盐水密度之间，所以它必将定位于油层之下，高矿化度盐水层之上，因此在油水界面附近无机固化体系可固化形成隔板，有效改变底水绕流方向，进而控制底水锥进。

具体实施方式：

下面将结合实施例进一步说明本发明。

实施例1：无机固化体系的组成为：超细水泥25.46％(粒径为10～100μm、密度为2.8～3.2g/cm³)，密度调整剂19.94％，增强剂2.97％，悬浮分散剂0.51％，减阻剂0.38％，缓凝剂0.13％，骨架桥接剂0.21％，其余为水，各组分之和为100％，搅拌均匀形成密度为1.061g/cm³的体系，在130℃下该体系的初凝时间为5.5h、抗压强度1.5MPa。

实施例2：无机固化体系的组成为：超细水泥26.47％(粒径为10～100μm、密度为2.8～3.2g/cm³)，密度调整剂17.64％，增强剂2.21％，悬浮分散剂0.53％，减阻剂0.40％，缓凝剂0.13％，骨架桥接剂0.22％，其余为水，各组分之和为100％，搅拌均匀形成密度为1.078g/cm³的体系，在130℃下该体系的初凝时间为7.0h、抗压强度2.2MPa。

实施例3：无机固化体系的组成为：超细水泥27.81％(粒径为10～100μm、密度为2.8～3.2g/cm³)，密度调整剂17.12％，增强剂3.00％，悬浮分散剂0.51％，减阻剂0.39％，缓凝剂0.13％，骨架桥接剂0.21％，其余为水，各组分之和为100％，搅拌均匀形成密度为1.100g/cm³的体系，在130℃下该体系的初凝时间为6.0h、抗压强度3.0MPa。

现场应用情况：

现有A试验井，其基本情况见表1，工作液情况见表2。

表1试验井基本情况

情况	A井
		投产日期	1999年4月
采油层位	02yj；C1k
		油层井段/(m)	5250～5540
射孔井段/(m)	5260～5540
		油藏类型	缝洞型碳酸盐岩
地层温度/(℃)	130

表2 A试验井工作液应用情况(130℃)

试验结果表明，A井施工前含水率平均为99.2％，最高达到99.9％，施工后最低为88.0％，并且稳定在91.6％左右，产油量由施工前平均31.1t·d^-1增加到37.0t·d^-1，有效期长达10个月，增产油量达1753.3t，效果明显。

Claims

1.一种缝洞型碳酸盐岩油藏控制底水锥进的无机固化体系的注入方法，其特征是所述无机固化体系由超细水泥、密度调整剂、增强剂、悬浮分散剂、骨架桥接剂、减阻剂和缓凝剂组成，其中超细水泥的粒径为10～100μm、密度为2.8～3.2g/cm³，使用质量分数为24％～26％；密度调整剂为空心玻璃微球，其粒径为20～200μm、密度为0.6～0.8g/cm³，使用质量分数为17％～19％；增强剂为微细二氧化硅，其密度为2.6～2.8g/cm³，粒径为0.15～0.20μm，使用质量分数为1％～3％；悬浮分散剂为聚丙烯酰胺，使用质量分数为0.2％～0.5％；骨架桥接剂为碳纤维，其长度为0.05～0.10mm，密度为1.45～1.55g/cm³，使用质量分数为0～0.2％；减阻剂为来自羟基羧酸盐、烯类单体低聚物和磺化醛酮类缩聚物的一种或几种，使用质量分数为0.1～0.3％；缓凝剂为来自硼酸盐、膦酸盐、羧酸盐和木质素磺酸盐的一种或几种，使用质量分数为0～0.2％；其余为水；以上各组分质量分数之和为100％；

上述无机固化体系的注入方法是首先注入密度相对较大的无机固化体系，然后注入密度相对较小的无机固化体系，最后注入过顶替液，步骤如下：

①配制并注入密度为1.08g/cm³～1.10g/cm³的无机固化体系，注入量为每1米厚度油层6～10m³；

②配制并注入密度为1.06g/cm³～1.08g/cm³的无机固化体系，注入量为每1米厚度油层3～5m³；

③注入质量分数为0.4％～0.6％的HPAM水溶液作为过顶替液，注入量为每1米厚度油层1～3m³；

上述体系的注入速度为2～4m³·h^-1，注入压力不超过地层破裂压力的80％，注入压力与初始进入地层压力之差不超过5.0MPa。