一種油田調剖堵水劑和油田調剖堵水方法

一種油田調剖堵水劑和油田調剖堵水方法
【專利摘要】本發明涉及一種油田調剖堵水劑，含有水溶性硅酸鹽和活化劑，所述水溶性硅酸鹽與所述活化劑各自獨立保存，其特征在于，所述活化劑為含二氧化碳的氣體。還涉及一種油田調剖堵水方法，該方法包括：向需要調剖堵水的地層中注入水溶性硅酸鹽的水溶液和活化劑，使所述活化劑與所述水溶性硅酸鹽的水溶液接觸反應，其中，所述活化劑為含二氧化碳的氣體。在油田調剖堵水過程中，采用本發明提供的油田調剖堵水劑可以獲得較好的調剖堵水效果。
【專利說明】一種油田調剖堵水劑和油田調剖堵水方法

【技術領域】
[0001] 本發明涉及一種油田調剖堵水劑和油田調剖堵水方法。

【背景技術】
[0002] 在二次采油和三次采油過程中，由于地層的非均質性和油水流度比的不同，使注 入水或化學藥劑等驅替液沿高滲透層或高滲透區不均勻地推進，在縱向上形成單層突進， 在橫向上形成舌進，造成注入的驅替液提前突破，致使油井出水過早，直至水淹，或表面活 性劑和聚合物類驅替液失去作用。造成油田產液量增加，產油量減少，含水超過80%，甚至高 達90%以上。
[0003] 調剖堵水技術作為采油過程中的增產、穩產措施已早被人們所認識。通常，調剖堵 水的方法主要是通過向需要調剖堵水的地層中注入調剖堵水劑，在地層溫度下，使調剖堵 水劑發生反應形成聚合物或凝膠物，以實現封堵油層出水部位或出水層。常規使用的調剖 堵水劑主要包括有機調剖堵水劑和無機調剖堵水劑。所述有機調剖堵水劑例如可以為聚丙 烯酰胺凍膠等，聚丙烯酰胺凍膠具有選擇性，在中低溫、中低礦化度條件下，聚丙烯酰胺凍 膠類堵劑應用最為廣泛，但是在較高的溫度、礦化度條件聚丙烯酰胺凍膠穩定性大大降低 難以滿足要求，特別在高溫(大于90°C )、高鹽(礦化度大于8 X 104mg/L)的油水井中大多數 有機堵劑不能使用。所述無機調剖堵水劑例如可以為水泥類堵劑、硅酸鹽類堵劑、碳酸鹽類 堵劑等。無機調剖堵水劑的特點是具有強度大，穩定性好(包括對剪切穩定性、對熱穩定性、 化學穩定性和生物穩定性等)。
[0004] 在無機調剖堵水劑中，在使用硅酸鹽類調剖堵水劑進行調剖堵水的過程中，硅酸 鹽類調剖堵水劑可以在地層形成硅酸凝膠，膠體顆粒互相連接可形成空間網狀結構，結構 空隙中充滿了液體，液體被包在其中固定不動，使體系失去流動性。在注水過程中，硅酸凝 膠會選擇性地進入高含水層，可停止或減少水流入井內，從而起到調剖堵水的作用；且硅酸 凝膠具有較高的穩定性，可以在較長時間內起到堵水的作用。因此，水溶性硅酸鹽是一類較 好的調剖堵水劑。
[0005] 在使用硅酸鹽類調剖堵水劑進行調剖堵水的過程中，通常需要加入活化劑，促使 硅酸鹽先形成單硅酸，然后縮合成多硅酸，最后多硅酸形成空間網狀結構呈現凝膠狀。通 常，所述活化劑大體可分為四類：
[0006] (1)無機酸，如鹽酸、磷酸、硫酸、硝酸等。這些無機酸均為強酸，一般用來制備酸性 硅酸凝膠。油田最為常用的酸性凝膠活化劑是鹽酸。
[0007] (2)無機鹽，如氯化銨、硫酸銨、碳酸銨、碳酸氫銨、磷酸二氫鈉等。
[0008] (3)有機酸，如乙酸、甲酸、草酸、氯乙酸、三氯乙酸、檸檬酸等。
[0009] (4)其他有機化合物，如苯酚、甲醛、甲酸乙酯、乙酸乙酯、酰胺等。
[0010] 從上述活化劑的分類可以看出，無機酸類多為強酸，對施工和設備都存在腐蝕等 問題；無機鹽類與水溶性硅酸鹽反應過快，一般需要采用雙液法實施，實施難度較大，水溶 性硅酸鹽的利用率較低；有機酸和其他有機化合物都是液體，也需要采用雙液法實施，因而 同樣存在實施難度較大、水溶性硅酸鹽的利用率較低的問題。


【發明內容】

[0011] 本發明的目的是為了克服現有的采用硅酸鹽類調剖堵水劑進行調剖堵水的過程 中存在的缺陷，提供一種新的油田調剖堵水劑以及采用該油田調剖堵水劑進行調剖堵水的 方法。
[0012] 本發明提供了一種油田調剖堵水劑，該油田調剖堵水劑含有水溶性硅酸鹽和活化 齊?，所述水溶性硅酸鹽與所述活化劑各自獨立保存，其中，所述活化劑為含二氧化碳的氣 體。
[0013] 本發明還提供了一種油田調剖堵水方法，該方法包括：向需要調剖堵水的地層中 注入水溶性硅酸鹽的水溶液和活化劑，使所述活化劑與所述水溶性硅酸鹽的水溶液接觸反 應，其中，所述活化劑為含二氧化碳的氣體。
[0014] 在本發明提供的油田調剖堵水劑中，使用含二氧化碳的氣體作為活化劑，不僅能 夠與水溶性硅酸鹽發生反應形成硅酸凝膠，從而起到調剖堵水的作用，而且還具有以下優 點：（1)與使用無機酸類活化劑相比，使用含二氧化碳的氣體作為活化劑不會對設備帶來 嚴重的腐蝕問題；（2)含有二氧化碳的氣體中的二氧化碳與水溶性硅酸鹽之間的反應比較 緩和，能夠顯著提高水溶性硅酸鹽的利用率，也即與使用無機鹽類活化劑相比，要達到等效 的調剖堵水效果，使用含二氧化碳的氣體作為活化劑時采用相對少量的水溶性硅酸鹽即 可；（3)與使用有機酸以及其他有機化合物相比，使用含二氧化碳的氣體作為活化劑不需 要采用雙液法實施，降低了施工難度。
[0015] 而且，本發明提供的油田調剖堵水劑方法還具有成本較低、操作簡單、適合地層條 件范圍較寬、封堵效果較好等優點。
[0016] 本發明的其他特征和優點將在隨后的【具體實施方式】部分予以詳細說明。

【具體實施方式】
[0017] 以下將對本發明的【具體實施方式】進行詳細說明。應當理解的是，此處所描述的具 體實施方式僅用于說明和解釋本發明，并不用于限制本發明。
[0018] 本發明提供了一種油田調剖堵水劑，該油田調剖堵水劑含有水溶性硅酸鹽和活化 齊?，所述水溶性硅酸鹽與所述活化劑各自獨立保存，其中，所述活化劑為含二氧化碳的氣 體。
[0019] 在所述油田調剖堵水劑中，所述含二氧化碳的氣體可以為純二氧化碳或者含有二 氧化碳和其他氣體的混合氣體。在所述含二氧化碳的氣體中，二氧化碳的含量可以為30體 積％以上，所述其他氣體的含量可以為70體積％以下。進一步優選地，為使采用所述油田調 剖堵水劑可以獲得進一步改善的調剖堵水效果，在所述含二氧化碳的氣體中，二氧化碳的 含量可以為60體積％以上，所述其他氣體的含量可以為40體積％以下。所述其他氣體可 以為各種常規的不能夠與所述水溶性硅酸鹽反應的氣體，例如，所述其他氣體可以為氮氣、 氧氣、惰性氣體、一氧化碳、氮氧化物和二氧化硫中的至少一種。
[0020] 在所述油田調剖堵水劑中，所述水溶性硅酸鹽和所述活化劑的含量沒有特別的限 定。優選情況下，所述水溶性硅酸鹽與所述活化劑中的二氧化碳的摩爾比為1-3 :1，最優選 為 2 :1。
[0021] 在所述油田調剖堵水劑中，所述水溶性硅酸鹽可以為各種常規的水溶性硅酸鹽。 在優選情況下，為使采用所述油田調剖堵水劑可以獲得進一步改善的調剖堵水效果，選用 硅酸鈉作為所述水溶性硅酸鹽。
[0022] 在本發明中，所述油田調剖堵水劑還可以含有水。水可以與所述水溶性硅酸鹽一 起存在，即以水溶性硅酸鹽的水溶液的形式存在。所述水溶性硅酸鹽的水溶液的濃度可以 為10-50重量％。作為水溶性硅酸鹽的水溶液，可以選用市售的水玻璃溶液，也可以用市售 的速溶水玻璃配制成水玻璃溶液。適用于本發明的水玻璃溶液的模數(即Si0 2與Na20的摩 爾比）優選為1.5-3. 5。
[0023] 本發明的所述油田調剖堵水劑的適用地層條件范圍很寬，可適用于各種常規的油 田地層。為了確保采用本發明所述的油田調剖堵水劑可以獲得較好的調剖堵水效果，實 施調剖堵水的油田地層的溫度優選為40-140°C，更優選為60-90°C ;地下水礦化度優選為 120, 000mg/L 以下，更優選為 5, 000-100, 000mg/L。
[0024] 本發明還提供了一種油田調剖堵水方法，該方法包括：向需要調剖堵水的地層中 注入水溶性硅酸鹽的水溶液和活化劑，使所述活化劑與所述水溶性硅酸鹽的水溶液接觸反 應，其中，所述活化劑為含二氧化碳的氣體。
[0025] 在本發明提供的所述方法中，所述水溶性硅酸鹽的水溶液和所述活化劑可以以任 意的順序注入需要調剖堵水的地層中，例如，可以先將所述活化劑注入地層中，然后再注入 所述水溶性硅酸鹽的水溶液；也可以將所述活化劑和所述水溶性硅酸鹽的水溶液同步注 入；也可以先注入所述水溶性硅酸鹽的水溶液，然后再注入所述活化劑；還可以先注入部 分所述水溶性硅酸鹽的水溶液，接著注入部分所述活化劑，再注入剩余部分所述水溶性硅 酸鹽的水溶液，之后再注入剩余部分所述活化劑。在優選情況下，注入所述水溶性硅酸鹽的 水溶液和所述活化劑的過程包括：先將所述水溶性硅酸鹽的水溶液注入所述需要調剖堵水 的地層中，然后再注入所述活化劑。當以這種優選的順序注入所述水溶性硅酸鹽的水溶液 和所述活化劑時，根據本發明的所述方法可以獲得進一步改善的調剖堵水效果。
[0026] 在所述油田調剖堵水方法中，所述水溶性硅酸鹽的水溶液與所述活化劑的用量沒 有特別的限定。在優選情況下，為了獲得進一步改善的調剖堵水效果，所述水溶性硅酸鹽的 水溶液中的水溶性硅酸鹽與所述活化劑中的二氧化碳的摩爾比為1-3 :1，最優選為2 :1。
[0027] 在所述油田調剖堵水方法中，所述水溶性硅酸鹽的水溶液和所述活化劑的注入速 度沒有特別的限定，只要它們的注入速度能夠達到調剖堵水的效果即可。優選情況下，所述 水溶性硅酸鹽的水溶液的注入速度為100_200kg/h，最優選為150kg/min ;所述活化劑的注 入速度為300-600L/min，最優選為400L/min。
[0028] 所述水溶性硅酸鹽的水溶液的濃度沒有特別的限定，可以按照常規的油田調剖堵 水工藝中硅酸鹽類調剖堵水劑的使用濃度適當地確定。優選情況下，所述水溶性硅酸鹽的 水溶液的濃度為10-50重量％。在本發明中，水溶性硅酸鹽可以為各種常規的水溶性硅酸 鹽。在優選情況下，為了獲得進一步改善的調剖堵水效果，選用硅酸鈉作為所述水溶性硅酸 鹽。作為優選的水溶性硅酸鹽的水溶液，硅酸鈉溶液可以為市售的水玻璃溶液，也可以為用 市售的速溶水玻璃配制成水玻璃溶液。適用于本發明的水玻璃溶液的模數（即310 2與似0 的摩爾比）優選為1.5-3. 5。
[0029] 在所述油田調剖堵水方法中，所述含二氧化碳的氣體與上文描述的相同。
[0030] 本發明的所述油田調剖堵水方法的適用地層條件范圍很寬，可適用于各種常規 的油田地層。為了確保能夠獲得較好的調剖堵水效果，所述需要調剖堵水的地層的溫度 優選為40-140°C，更優選為60-90°C ;地下水礦化度優選為120,000mg/L以下，更優選為 5, 000-100, 000mg/L。所述需要調剖堵水的地層的滲透率通常可以為100毫達西至2毫達 西。
[0031] 以下通過實施例對本發明作進一步說明。
[0032] 實施例1
[0033] 本實施例用于說明本發明提供的油田調剖堵水劑和油田調剖堵水方法。
[0034] 先將濃度為25重量％的水玻璃溶液(模數為2. 8)以100kg/h的速度注入地層溫度 為70°C、地下水礦化度為20, 000mg/L、滲透率為800毫達西的目標地層中，再將活化劑(含 90體積％的C02，其余組分為氮氣、一氧化碳、氮氧化物、二氧化硫等）以300L/min的速度通 入到目標地層位置，其中，水玻璃溶液中的水玻璃與活化劑中C0 2的摩爾比為1 :1，使活化 劑與水玻璃溶液發生反應生成硅酸溶膠。
[0035] 對比例1
[0036] 根據實施例1的方法進行調剖堵水，所不同的是，水玻璃溶液的用量為實施例1的 1.5倍，采用的活化劑為氯化銨。
[0037] 對比例2
[0038] 根據實施例1的方法進行調剖堵水，所不同的是，水玻璃溶液的用量為實施例1的 1. 4倍，采用的活化劑為乙酸。
[0039] 實施例2
[0040] 本實施例用于說明本發明提供的油田調剖堵水劑和油田調剖堵水方法。
[0041] 用速溶水玻璃配置成濃度為25重量％的水玻璃溶液(模數為2. 8)，將該水玻璃溶 液以200kg/h的速度注入地層溫度為70°C、地下水礦化度為20, 000mg/L、滲透率為800毫 達西的目標地層中，再將活化劑(含90體積％的C02，其余組分為氮氣、一氧化碳、氮氧化物、 二氧化硫等)以600L/h的速度通入到目標地層位置，其中，水玻璃溶液中的水玻璃與活化劑 中C0 2的摩爾比為3 :1，使活化劑與水玻璃溶液發生反應生成硅酸溶膠。
[0042] 實施例3
[0043] 本實施例用于說明本發明提供的油田調剖堵水劑和油田調剖堵水方法。
[0044] 先將濃度為10重量％的水玻璃溶液(模數為1. 5)以150kg/h的速度注入地層溫 度為60°C、地下水礦化度為5, 000mg/L、滲透率為200毫達西的目標地層中，再將活化劑(含 60體積％的C02，其余組分為氮氣、一氧化碳、氮氧化物、二氧化硫等）以400L/h的速度通入 到目標地層位置，其中，水玻璃溶液中的水玻璃與活化劑中C0 2的摩爾比為2 :1,使活化劑 與水玻璃溶液發生反應生成硅酸溶膠。
[0045] 實施例4
[0046] 本實施例用于說明本發明提供的油田調剖堵水劑和油田調剖堵水方法。
[0047] 先將濃度為50重量％的水玻璃溶液(模數為3. 5)以150kg/h的速度注入地層溫 度為90°C、地下水礦化度為100, 000mg/L、滲透率為2達西的目標地層中，再將C02以450L/ h的速度通入到目標地層位置，其中，水玻璃溶液中的水玻璃與C02的摩爾比為2 :1，使C02 與水玻璃溶液發生反應生成硅酸溶膠。
[0048] 實施例5
[0049] 本實施例用于說明本發明提供的油田調剖堵水劑和油田調剖堵水方法。
[0050] 用速溶水玻璃配置成濃度為50重量％的水玻璃溶液(模數為1. 5)，將該水玻璃溶 液以200kg/h的速度注入地層溫度為60°C、地下水礦化度為5, 000mg/L、滲透率為200毫達 西的目標地層中，再將C02以400L/h的速度通入到目標地層位置，其中，水玻璃溶液中的水 玻璃與C0 2的摩爾比為2 :1，使C02與水玻璃溶液發生反應生成硅酸溶膠。
[0051] 實施例6
[0052] 本實施例用于說明本發明提供的油田調剖堵水劑和油田調剖堵水方法。
[0053] 用速溶水玻璃配置成濃度為10重量％的水玻璃溶液(模數為3. 5)，將該水玻璃溶 液以150kg/h的速度注入地層溫度為90°C、地下水礦化度為100, 000mg/L、滲透率為2達西 的目標地層中，再將活化劑(含60體積％的C02，其余組分為氮氣、一氧化碳、氮氧化物、二氧 化硫等）以500L/h的速度通入到目標地層位置，其中，水玻璃溶液中的水玻璃與活化劑中 C02的摩爾比為1. 5 :1，使活化劑與水玻璃溶液發生反應生成硅酸溶膠。
[0054] 測試例
[0055] (1)對于上述經過調剖堵水的油田地層，在1天之后，分別通過注水井注入水以檢 測調剖堵水效果，分別用"A"、"B"、"C"和"D"表示檢測結果，并將該結果記載于表1中；
[0056] (2)通過注水井連續注水30天之后，再次分別檢測調剖堵水效果，分別用"A"、 和"D"表示檢測結果，并將該結果記載于表1中；
[0057] (3)通過注水井連續注水90天之后，再次分別檢測調剖堵水效果，分別用"A"、 和"D"表示檢測結果，并將該結果記載于表1中。
[0058] 其中，"A"表示調剖堵水效果優異，在注水時注水壓力提高，采油井含油率提高10% 以上；
[0059] "B"表示調剖堵水效果良好，在注水時注水壓力升高，采油井含油率提高5%以上 且低于10% ;
[0060] "C"表示調剖堵水效果一般，在注水時注水壓力變化不大，采油井含油率提高0. 1% 以上且低于5% ;
[0061] "D"表示調剖堵水的效果很差，在注水時注水壓力無變化，采油井含油率提高0. 1% 以下，沒有達到調剖堵水的目的。
[0062] 表 1
[0063]

【權利要求】
1. 一種油田調剖堵水劑，該油田調剖堵水劑含有水溶性硅酸鹽和活化劑，所述水溶性 硅酸鹽與所述活化劑各自獨立保存，其特征在于，所述活化劑為含二氧化碳的氣體。
2. 根據權利要求1所述的油田調剖堵水劑，其中，所述含二氧化碳的氣體為純二氧化 碳或者含有二氧化碳和其他氣體的混合氣體，在所述含二氧化碳的氣體中，二氧化碳的含 量為30體積％以上，所述其他氣體的含量為70體積％以下，所述其他氣體為不能夠與所述 水溶性硅酸鹽反應的氣體。
3. 根據權利要求2所述的油田調剖堵水劑，其中，在所述含二氧化碳的氣體中，二氧化 碳的含量為60體積％以上，所述其他氣體的含量為40體積％以下，所述其他氣體為氮氣、 氧氣、惰性氣體、一氧化碳、氮氧化物和二氧化硫中的至少一種。
4. 根據權利要求1-3中任意一項所述的油田調剖堵水劑，其中，所述水溶性硅酸鹽與 所述活化劑中的二氧化碳的摩爾比為1-3 :1。
5. 根據權利要求1所述的油田調剖堵水劑，其中，所述水溶性硅酸鹽為硅酸鈉。
6. -種油田調剖堵水方法，該方法包括：向需要調剖堵水的地層中注入水溶性硅酸鹽 的水溶液和活化劑，使所述活化劑與所述水溶性硅酸鹽的水溶液接觸反應，其中，所述活化 劑為含二氧化碳的氣體。
7. 根據權利要求6所述的方法，其中，注入所述水溶性硅酸鹽的水溶液和所述活化劑 的過程包括：先將所述水溶性硅酸鹽的水溶液注入所述需要調剖堵水的地層中，然后再注 入所述活化劑。
8. 根據權利要求6或7所述的方法，其中，所述水溶性硅酸鹽的水溶液中的水溶性硅酸 鹽與所述活化劑中的二氧化碳的摩爾比為1-3 :1。
9. 根據權利要求6或7所述的方法，其中，所述水溶性硅酸鹽的水溶液的注入速度為 100-200kg/h，所述活化劑的注入速度為300-600L/h。
10. 根據權利要求6或7所述的方法，其中，所述含二氧化碳的氣體為純二氧化碳或者 含有二氧化碳和其他氣體的混合氣體，在所述含二氧化碳的氣體中，二氧化碳的含量為30 體積％以上，所述其他氣體的含量為70體積％以下，所述其他氣體為不能夠與所述水溶性 硅酸鹽反應的氣體。
11. 根據權利要求10所述的方法，其中，在所述含二氧化碳的氣體中，二氧化碳的含量 為60體積％以上，所述其他氣體的含量為40體積％以下，所述其他氣體為氮氣、氧氣、惰性 氣體、一氧化碳、氮氧化物和二氧化硫中的至少一種。
12. 根據權利要求6或7所述的方法，其中，所述水溶性硅酸鹽的水溶液的濃度為 10-50 重量 ％。
13. 根據權利要求6或7所述的方法，其中，水溶性硅酸鹽為硅酸鈉。
14. 根據權利要求6或7所述的方法，其中，所述需要調剖堵水的地層的溫度為 40-140°C，地下水礦化度為120,000mg/L以下。
【文檔編號】C09K8/594GK104140804SQ201310164688
【公開日】2014年11月12日 申請日期:2013年5月7日 優先權日:2013年5月7日
【發明者】李偉 申請人:中國石油化工股份有限公司, 中國石油化工股份有限公司石油化工科學研究院