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CN113201318B - 一种耐高温高盐的强化泡沫堵剂及其油藏注入方法 - Google Patents

一种耐高温高盐的强化泡沫堵剂及其油藏注入方法 Download PDF

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CN113201318B CN202110425127.8A CN202110425127A CN113201318B CN 113201318 B CN113201318 B CN 113201318B CN 202110425127 A CN202110425127 A CN 202110425127A CN 113201318 B CN113201318 B CN 113201318B
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Abstract

本发明属于石油开采的技术领域，具体的涉及一种耐高温高盐的强化泡沫堵剂及其油藏注入方法。该耐高温高盐的强化泡沫堵剂，主剂为木质素，交联剂为乌洛托品，起泡剂为HZ‑1型，强化剂为分子量在8～20万的甲基纤维素。所述强化泡沫堵剂能够改善地层的非均质性，提高波及系数以及洗油效率，从而能够提高驱油效果和采收率。

Description

一种耐高温高盐的强化泡沫堵剂及其油藏注入方法
技术领域
本发明属于石油开采的技术领域，具体的涉及一种耐高温高盐的强化泡沫堵剂及其油藏注入方法。
背景技术
随着稠油开采力度的增大，注蒸汽热力采油技术应用越来越广泛。但是在开采过程中，由于地层的非均质性、流体流度的差异以及吞吐后期地层能量亏空等原因，导致在开采过程中容易出现边底水入侵和汽窜等问题。油井高含水的问题将会严重影响蒸汽吞吐效果，进而影响油井的开采效果。而对于一些深层的高温高盐油层，堵剂的使用会严重受到地层温度以及矿化度的影响，目前的堵剂大部分无法适应于高温环境中，因此亟需寻找一种堵剂在能够调整地层非均质性，有效预防水侵和汽窜等问题的同时，更重要地可以耐高温高盐以面对复杂的深层油藏。
现有堵水技术主要是聚合物冻胶堵水技术。如公开号CN111892918A公开了一种冻胶类堵水调剖剂，主要组成为聚丙烯酰胺、乳化剂、缓凝剂等。该发明中所形成的冻胶耐温75℃，不能适用于更高的油层环境中。
文献《耐温耐盐冻胶调剖堵水剂的制备及性能研究》中冻胶主剂为聚丙烯酰胺，该冻胶体系耐温90℃，耐盐只能达到5×104mg/L。
综上所述，现有堵剂虽然能够对一些复杂油层起到很好的调剖作用，提高稠油开采的效率，但仍存在以下缺陷：(1)对于深层高温储层，由于其油层温度高、地层水矿化度高等复杂的油层条件，导致普通堵剂在应用时，存在着堵剂耐温耐盐能力弱、稳定性差、封堵强度低以及有效期短等问题；(2)普通聚合物冻胶普遍存在韧性差、易破碎和有效作用时间短等问题，由于韧性差，会导致冻胶体系的稳定性差，封堵效果差，提采效率低等问题；(3)对于蒸汽驱以及蒸汽吞吐井，由于地层的非均质性，会在高渗层位形成汽窜的问题，导致增产措施无效，因此堵剂的性质最好是“堵高不堵低”。然而常规堵剂在应用时，虽然会对高渗地层有一定的封堵作用，但是堵剂的注入也会涉及到低渗层，进而影响原油的采收程度。
发明内容
本发明的目的在于针对上述存在的缺陷而提供一种耐高温高盐的强化泡沫堵剂及其油藏注入方法，该强化泡沫堵剂耐高温，耐矿化度；成胶稳定性高且封堵性能强，能够在注入到地层的过程中仅涉及高渗区域而不涉及低渗区域。
本发明的技术方案为：一种耐高温高盐的强化泡沫堵剂，主剂为木质素，交联剂为乌洛托品，起泡剂为HZ-1型，强化剂为分子量在8～20万的甲基纤维素。
所述耐高温高盐的强化泡沫堵剂，按照质量百分比木质素为4.0～6.0％，乌洛托品为3.5～5.5％，甲基纤维素为0.3～0.6％，HZ-1型耐温起泡剂为0.5％，余量为水。
所述耐高温高盐的强化泡沫堵剂，按照质量百分比木质素为4.3％，乌洛托品为4％，甲基纤维素为0.35％，HZ-1型起泡剂为0.5％，余量为水。
该强化泡沫堵剂适用于温度为175℃，矿化度为20×104mg/L的油藏；强化泡沫的起泡体积为500mL，半衰期为14.4min；所述强化泡沫堵剂在175℃条件下加热老化一个月，脱水率不高于9％。
该强化泡沫堵剂在80～175℃环境中形成冻胶的成胶时间为3～22h，其中在80℃环境中成胶时间为22h；在100℃环境中成胶时间为6.5h；在120℃环境中成胶时间为5h；在160℃环境中成胶时间为3h；在175℃环境中成胶2.5h。
所述耐高温高盐强化泡沫堵剂的油藏注入方法，包括以下步骤：
(1)选井：选取地层非均质性强；渗透率差异大；边底水活跃且产出液含水率高的油井；
(2)配置强化泡沫堵剂：首先在搅拌条件下将强化剂甲基纤维素加入至水中，搅拌均匀；然后再将主剂木质素、交联剂乌洛托品以及HZ-1型起泡剂按照相应比例搅拌均匀，配得强化泡沫堵剂溶液；
(3)注液：以200～400L/min的小排量向油井中注入步骤(2)所配强化泡沫堵剂液体，总注入液量为100～300m3，该强化泡沫堵剂液体自身低粘度特性，加上注入参数的设计协同作用使得冻胶溶液尽可能地波及到高渗区域，注入过程中记录初始井口注入压力；
(4)注气：将氮气注入至油层中，注入排量为600～2400Nm3/h，记录井口注气压力，当井口注气压力相对于初始井口注入压力升高3～5MPa时，停止注气；
(5)焖井：焖井1～5天，使强化泡沫堵剂发生交联反应，形成稳定冻胶泡沫体系；
(6)生产：开井生产，记录产液量、产油量、产气量等数据的变化趋势。
所述耐高温高盐的强化泡沫堵剂在注入到地层的过程中，仅波及高渗区域而不污染低渗区域。
本发明的有益效果为：本发明所述强化泡沫堵剂能够改善地层的非均质性，提高波及系数以及洗油效率，从而能够提高驱油效果和采收率。
1.该强化泡沫堵剂的成胶时间可控，成胶强度大，成胶稳定性强，能够适用于温度为175℃、矿化度为20×104mg/L的油藏；可应用于热采稠油油藏、深层高温高矿化度油藏的调剖堵水。
2.该强化泡沫堵剂所形成的强化泡沫体系稳定性高、封堵效果强，可以有效地封堵高渗层位，从而控制在开采过程中出现的水侵、汽窜等问题。
3、本发明所述强化泡沫堵剂液体自身黏度低，稍大于水的粘度。在注入过程中基本上没有渗流阻力。只有在成胶过程中黏度才会增加，随着冻胶粘度的增大进而封堵高渗层。
4、所述强化泡沫堵剂的油藏注入方法能够使得该堵剂在一定条件下注入到高渗层而保护低渗层不被污染，从而对高渗层位进行有效封堵，改善地层的非均质性，防止油井生产过程中的汽窜、水侵等复杂情况。
附图说明
图1为实验例1的整个实验过程中强化泡沫体系在不同温度下成胶时间和成胶强度变化图。
图2为实验例1的整个实验过程中强化泡沫体系的脱水率与强度随老化时间变化图。
图3为实验例1的整个实验过程中强化泡沫体系成胶前的扫描电镜图。
图4为实验例1的整个实验过程中强化泡沫体系成胶后的扫描电镜图。
图5为实验例2在强化剂分别为0.5％、0.4％、0.3％的情况下，按照正交试验方法依次改变乌洛托品和木质素的用量，成胶时间变化图。
图6为实验例2在强化剂分别为0.5％、0.4％、0.3％的情况下，按照正交试验方法依次改变乌洛托品和木质素的用量，成胶强度变化图。
图7为实验例3中木质素浓度对成胶时间以及成胶强度影响变化图。
图8为实验例3中乌洛托品浓度对成胶时间以及成胶强度影响变化图。
图9为实验例4的整个实验过程中高渗、低渗两根岩心管的采收率变化情况图。
图10为对比例1的整个实验过程中在100℃情况下加强化剂前后冻胶状态。
具体实施方式
下面结合附图，对本发明的技术方案进行详细的说明。
实施例1
所述耐高温高盐的强化泡沫堵剂，按照质量百分比主剂木质素4.3％，交联剂乌洛托品4％，强化剂分子量在8～20万的甲基纤维素0.35％，HZ-1型起泡剂0.5％，余量为水。
该强化泡沫堵剂适用于温度为175℃，矿化度为20×104mg/L的油藏。
该强化泡沫堵剂在80～175℃环境中形成冻胶的成胶时间为2.5～22h，其中在80℃环境中成胶时间为22h；在100℃环境中成胶时间为6.5h；在120℃环境中成胶时间为5h；在160℃环境中成胶时间为3h；在175℃环境中成胶时间为2.5h。
所述耐高温高盐强化泡沫堵剂的油藏注入方法，包括以下步骤：
(1)选井：选取地层非均质性强，渗透率差异大，边底水活跃且产出液含水率高的油井；
(2)配置强化泡沫堵剂溶液：首先在搅拌条件下按照比例将质量比为0.35％强化剂甲基纤维素加入至水中，搅拌均匀；然后再将4.3％主剂木质素、4％交联剂乌洛托品以及0.5％HZ-1型起泡剂按照比例搅拌均匀，配得强化泡沫堵剂溶液；
(3)注液：以320L/min的小排量向油井中注入步骤(2)所配强化泡沫堵剂，总注入液量为155m3，该强化泡沫堵剂自身特性加上注入参数的设计协同作用使得冻胶溶液尽可能地波及到高渗区域时，记初始始井口压力；
(4)注气：将氮气注入至油层中，注入排量为1200Nm3/h，记录井口注气压力，当井口注气压力相对于初始井口注入压力升高4.1MPa时，停止注气；
(5)焖井：焖井3天，使强化泡沫堵剂发生交联反应，形成稳定冻胶泡沫体系；
(6)生产：开井生产，记录产液量、产油量、产气量等数据的变化趋势。
实验例1
下面通过实验分析本发明所述强化泡沫堵剂高温状况下的强化泡沫稳定性以及成胶状况。
一、实验步骤
配置强化泡沫堵剂，包括以下步骤：
(1)向烧杯中加入181.7g的超纯水；
(2)在搅拌的条件下将0.7g甲基纤维素溶液加入到装有超纯水的烧杯中，充分搅拌均匀；
(3)向烧杯中加入8.6g木质素、8g乌洛托品交联剂、1gHZ-1型起泡剂，用玻璃棒搅拌均匀，进而得到强化泡沫体系；
(4)将得到的上述强化泡沫溶液分别放置在密封性良好的安瓿瓶中，然后将装有强化泡沫溶液的安瓿瓶分别放置在90℃、100℃、125℃、150℃、175℃的环境中加热成胶，记录成胶时间和成胶强度变化。
二、实验结果与分析
通过记录强化泡沫体系成胶过程中的成胶时间以及成胶强度变化，可以准确的判断成胶时间和成胶强度随温度的变化情况，从而分析高温状况下强化泡沫的稳定性以及成胶状况。
从图1中可以看出，随着温度的升高，成胶时间不断缩短，成胶强度先增大然后下降。在温度为100℃的情况下，成胶强度达到最大，成胶强度为H+级别，成胶时间为6.5h。在100～140℃范围内，成胶强度的变化幅度比较小，说明该冻胶具有较好的耐温性能，在高温的情况下仍具有较好的稳定性。
由图2中可以看出，强化泡沫在175℃环境中连续加热1个月，成胶强度仅损失2个级别，脱水率仅为9％左右，因此该强化泡沫体系具有很强的稳定性，能够很好的应用于高温油藏中。
由图3可以看出，强化泡沫体系成胶之前，整个体系的交联点还没有连接成一个整体的网络结构。这主要是因为在交联之前，强化泡沫体系还没有在高温下成胶，乌洛托品的交联作用只有在高温下才能够发挥作用。
由图4可以看出，强化泡沫体系成胶之后，整个体系的交联点都连接在一块，形成一个致密的网状结构。从图5还可以看出，整个空间没有空缺之处，这也是强化泡沫体系稳定性强、成胶强度比较大的原因。
实验例2
一、实验目的
在强化剂分别为0.5％、0.4％、0.3％的情况下，按照正交试验方法依次改变乌洛托品和木质素的用量，观察泡沫体系成胶强度和成胶时间。
二、实验结果与分析
表1正交试验数据
水平与因素 木质素(％) 乌洛托品(％) 甲基纤维素(％)
1 3 2 0.3
2 4 3 0.4
3 5 4 0.5
4 6 5 /
5 7 6 /
结合图5和图6可知：当乌洛托品的浓度在3.5～5.5％、木质素的浓度在4～6％，等值线比较致密，说明在该浓度范围内成胶时间与成胶强度变化的比较明显，且成胶时间比较短，成胶强度比较大，能够满足实际的油田生产要求。
实验例3
一、实验目的
分别通过单因素实验，研究主剂木质素浓度、乌洛托品浓度以及强化剂浓度对成胶时间以及成胶强度的影响。
二、实验结果与分析
通过图7可知，随着木质素浓度的增加，成胶时间与成胶强度均不断增大，当木质素的浓度为4～6％时，成胶强度的变化范围最剧烈。
通过图8可知，随着乌洛托品浓度的增加，成胶时间越来越小，成胶强度越来越大。当乌洛托品的浓度在3～6％时，成胶强度变化趋势较为明显，说明两者的交联反应剧烈。
表2强化剂浓度变化时冻胶变化状态
强化剂浓度(％) 冻胶状态
0 豆腐状(占比50％)
0.2 豆腐状(占比40％)
0.4 豆腐状(占比20％)
0.6 橡皮泥状
通过表2可知，强化剂的加入与否，主要影响冻胶的状态。“橡皮泥状”的冻胶自身具有一定的弹性，也就是说在经受适当外力的状况下，具有一定的自我恢复能力。“豆腐状”冻胶是指在经受外力状况下，本身没有自我恢复的能力，受到外力会导致冻胶破碎。当强化剂的浓度大于0.2％时，豆腐状的比例就已经减小至40％。所以当强化剂的浓度高于0.3％时，强化泡沫体系的稳定性以及韧性就能够满足油田生产的要求。
实验例4
对所述强化泡沫堵剂调剖性能进行实验。
一、实验目的
模拟油藏注蒸汽驱油过程，考察注入强化泡沫后高渗、低渗区域采油的效果，实验温度保持在100℃恒温。
二、实验步骤
(1)先填制两个渗透率(9646.41mD和940.31mD)不相同的岩心管(φ30cm×2.5cm)，将两个岩心管抽真空4h左右；
(2)称取岩心管的干重，饱和水，称取湿重，计算岩心管的孔隙体积；
(3)以1mL/min的速度进行水驱，依据达西公式进行渗透率的计算；
(4)用粘度为1200cP的原油进行饱和油，饱和油的速度为0.1mL/min；
(5)将两个岩心管置于温度为100℃的环境中，前两个轮次将300℃的蒸汽以5mL/min的速度注入0.3PV，记录岩心管两端的压差变化；
(6)关闭岩心管阀门进行焖井，焖井时间为0.5h。开井生产，记录产油速度、产液速度、采收率、压差等参数；
(7)后两个轮次首先将冻胶(配方为4.3％木质素+4％乌洛托品+0.35％强化剂)、冻胶泡沫(冻胶泡沫体系配方为4.3％木质素+4％乌洛托品+0.35％强化剂+0.5％起泡剂、气液比为1:1)以1mL/min的速度注入到岩心管中，注入量为0.3PV，记录岩心管两端的压差变化；然后在100℃的条件下静置7h成胶；
(8)成胶后，在往岩心内注入300℃的蒸汽0.3PV，记录压差变化；
(9)关闭岩心管阀门进行焖井，焖井时间为0.5h。开井生产，记录产油速度、产液速度、采收率、压差等参数；
三、实验结果与分析
通过记录在整个开采过程中不同周期的产油、产液、采收率变化，可以清楚地看出在各个阶段的采收率增加情况，了解各个阶段产油产油量，进而总结强化泡沫所产生的增产效果。
整个生产阶段一共分为四个轮次，前两个轮次是注入蒸汽的过程，后两个轮次是先注入强化泡沫体系，然后再注入蒸汽的过程。
如图9所示，在第一个轮次中，高渗管开采出来的油量比较多，采收率能达到17％，低渗管的采收率在5％。随着开采轮次的增加，第二周期高渗采收率只增加了5％，低渗增加了1％，而且在第二开采周期中，高渗的含水率已经增加到90％。当注入强化泡沫体系后，低渗管中的采收率增大，高渗采收率增加3％，低渗采收率增加13％，并且含水率也有一定程度的下降，由原来的90％下降到60％。
应用例1
现场应用方法：工艺现场实施时，采用段塞注入的方式，按照0.5％起泡剂+4％乌洛托品+0.35％甲基纤维素+4.3％木质素的比例注入，现场配备搅拌机对稳泡剂进行分散搅匀，保证药剂均匀的分布在溶液中。
井例分析：井号为CH-13，自2005年11月投产，已进行了5轮注汽，受边水侵入的影响，2015年8月以来，该井一直高含水生产，平均含水为95.3％，长期维持在日产油1.9吨左右的低产状态。上一轮普通氮气泡沫调剖实施于2017年12月，实施后峰值日产油2.6吨，周期平均日产油2.0吨。2019年1月实施强化泡沫调剖工艺，注入冻胶泡沫液120m3，氮气7.3×104Nm3，该井开井8天后迅速见油，日产油峰值达到7.5吨，目前平均日产油量4.8吨，较上轮普通氮气泡沫调剖工艺平均日增油2.8吨，目前累增油528吨，比上轮氮气调剖同期多增油176吨，工艺效果显著。
对比例1
一、实验步骤
配置泡沫堵剂，包括以下步骤：
(1)向烧杯中加入182.4g的超纯水；
(2)向烧杯中加入8.6g木质素、8g乌洛托品交联剂、1gHZ-1型起泡剂，用玻璃棒搅拌均匀，进而得到对比例1的泡沫体系；
(3)将该对比例所得到的上述泡沫溶液分别放置在密封性良好的安瓿瓶中，然后将装有泡沫溶液的安瓿瓶分别放置在90℃、100℃、125℃、150℃、175℃的环境中加热老化，记录成胶时间和成胶强度变化。
二、实验结果与分析
表3强化前后成胶时间与成胶强度之间的对比
Figure BDA0003029127000000081
通过图10可以看出，加入强化剂时，冻胶整体稳定性比较高，成胶强度比较大，外形看上去像是具有一定弹性的“橡皮泥”状态。在经受外力的状态下，能够具有一定的自我恢复能力。但是不加强化剂的泡沫体系，形成的冻胶稳定性比较差，容易破碎，主要呈现的是“豆腐”状态，弹性以及韧性都很差。在经受一定外力的状态下，无法自我恢复。
由表3可以看出，未加入强化剂时，泡沫体系成胶之后的强度小于加入强化剂的强化泡沫体系，而且从封堵率也可以看出，加入强化剂后，冻胶的封堵效果增强，说明强化剂与主剂以及交联剂之间的复配效果很好，强化剂的加入能够增强冻胶的韧性以及稳定性。
对比例2
(1)向烧杯中加入181.7g的超纯水；
(2)在搅拌的条件下将0.7g甲基纤维素溶液加入到装有超纯水的烧杯中，充分搅拌均匀；
(3)向烧杯中加入8.6g木质素、8g酚醛树脂、1gHZ-1型起泡剂，用玻璃棒搅拌均匀，进而得到强化泡沫体系；
(4)将得到的上述强化泡沫溶液分别放置在密封性良好的安瓿瓶中，然后将装有强化泡沫溶液的安瓿瓶分别放置在90℃、100℃、125℃、150℃、175℃的环境中加热成胶。
表4不同交联剂的泡沫体系成胶时间与成胶强度之间的对比
交联剂类型 成胶时间(h) 成胶强度 封堵率(％)
实验例1 6.5 18 99.45
对比例2 8 16 98.10
通过表4中的对比可以看出，当乌洛托品作为交联剂时，成胶时间比较快，说明交联剂与主剂之间的反应比较迅速，所形成冻胶的强度也比较大，最终产生的封堵效果大于酚醛树脂作交联剂时的效果。可见乌洛托品与主剂、强化剂之间产生的复配效果远远大于酚醛树脂与主剂、强化剂的效果。
对比例3
(1)向烧杯中加入181.7g的超纯水；
(2)在搅拌的条件下将0.7g甲基纤维素溶液加入到装有超纯水的烧杯中，充分搅拌均匀；
(3)向烧杯中加入0.5g主剂HPAM、1g乌洛托品、1gHZ-1型起泡剂，用玻璃棒搅拌均匀，进而得到强化泡沫体系；
(4)将得到的上述强化泡沫溶液分别放置在密封性良好的安瓿瓶中，然后将装有强化泡沫溶液的安瓿瓶分别放置在90℃、100℃、125℃、150℃、175℃的环境中加热成胶。
表5不同主剂种类的泡沫体系成胶时间与成胶强度之间的对比
主剂类型 成胶时间(h) 成胶强度 封堵率(％)
实验例1 6.5 18 99.45
对比例3 18 13 96.10
从表5中可以看出，将主剂换成HPAM后，冻胶强度变化很大，成胶时间也在不断延长。说明HPAM与交联剂之间的聚合作用比较缓慢，两者的反应不是很充分，最后形成的冻胶强度比较小而且封堵率也比较差。因此木质素与交联剂、强化剂的复配作用大于HPAM所产生的复配作用。

Claims (6)

1.一种耐高温高盐的强化泡沫堵剂，其特征在于，主剂为木质素，交联剂为乌洛托品，起泡剂为HZ-1型，强化剂为分子量在8～20万的甲基纤维素；按照质量百分比木质素为4.0～6.0%，乌洛托品为3.5～5.5%，甲基纤维素为0.3～0.6%，HZ-1型起泡剂为0.5%，余量为水。
2.根据权利要求1所述耐高温高盐的强化泡沫堵剂，其特征在于，按照质量百分比木质素为4.3%，乌洛托品为4%，甲基纤维素为0.35%，HZ-1型起泡剂为0.5%，余量为水。
3.根据权利要求1所述耐高温高盐的强化泡沫堵剂，其特征在于，该强化泡沫堵剂适用于温度为175℃，矿化度为20×104mg/L的油藏；强化泡沫的起泡体积为500mL，半衰期为14.4min；所述强化泡沫堵剂在175℃条件下加热30天，脱水率不高于9%。
4.根据权利要求1所述耐高温高盐的强化泡沫堵剂，其特征在于，该强化泡沫堵剂在80～175℃环境中形成冻胶的成胶时间为2.5～22h，其中在80℃环境中成胶时间为22h；在100℃环境中成胶时间为6.5h；在120℃环境中成胶时间为5h；在160℃环境中成胶时间为3h；在175℃环境中成胶时间为2.5h。
5.权利要求1所述耐高温高盐强化泡沫堵剂的油藏注入方法，其特征在于，包括以下步骤：
（1）选井：选取地层非均质性强；渗透率差异大；边底水活跃且产出液含水率高的油井；
（2）配置强化泡沫堵剂溶液：首先在搅拌条件下将强化剂甲基纤维素加入至水中，搅拌均匀；然后再将主剂木质素、交联剂乌洛托品以及HZ-1型起泡剂按照相应比例搅拌均匀，配得强化泡沫堵剂溶液；
（3）注液：以200～400L/min的小排量向油井中注入步骤（2）所配强化泡沫堵剂溶液，总注入液量为100～300m3，确定波及到高渗区域时，记录初始井口压力；
（4）注气：将氮气注入至油层中，注入排量为600～2400Nm3/h，记录井口注气压力，当井口注气压力相对于初始井口注入压力升高3～5MPa时，停止注气；
（5）焖井：焖井1～5天，使强化泡沫堵剂发生交联反应，形成稳定冻胶泡沫体系；
（6）生产：开井生产，记录如产液量、产油量和产气量相关数据的变化趋势。
6.权利要求1所述强化泡沫堵剂在油藏调剖中的应用，其特征在于，在注入到地层的过程中，强化泡沫堵剂仅波及高渗区域而不污染低渗区域。
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Assignee: Shandong Ruiheng Xingyu Petroleum Technology Development Co.,Ltd.

Assignor: CHINA University OF PETROLEUM (EAST CHINA)

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Denomination of invention: An enhanced foam plugging agent with high temperature and salt resistance and its reservoir injection method

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