[發明專利]一種耐高溫高鹽的調堵體系及利用調堵體系調堵的方法

無效

• 申請號: 201310572717.9
• 申請日: 2013-11-18
• 公開（公告）號: CN103589408A
• 公開（公告）日: 2014-02-19
• 發明（設計）人: 李華斌;劉露;霍隆軍;郎麗媛;吳忠正;龔書;郭程飛;陳會文;李飛洋;朱芮
• 申請（專利權）人: 成都理工大學
• 主分類號: C09K8/467
• 分類號: C09K8/467;E21B33/13
• 代理公司: 成都九鼎天元知識產權代理有限公司 51214
• 代理人: 吳彥峰

技術領域

本發明涉及一種采油用調堵體系，尤其涉及一種耐高溫高鹽的調堵體系以及應用該體系進行調堵的方法。

背景技術

中原油田油層的非均質性嚴重，滲透率非均質變異系數V_k在0.65～0.82之間。注水開發過程中，大量的注入水沿高滲透層或通道流動，油井見水快、含水率上升快；部分中低滲透率層位吸水量較低、甚至尚未啟動，從而導致油田總體開發效果不理想。改善注入井吸水剖面或油井產液剖面，是進一步提高油層縱向波及效率、提高開發效果的重要技術和措施。

我國從50年代開始研究和應用調堵技術來改善注入井吸水剖面或油井產液剖面，至今大體經歷了三個發展階段，分別是：（1）機械卡堵水為主的階段(50年代至70年代)；（2）油田化學堵水階段(80年代初期開始)；（3）注水井調剖及油田區塊整體調堵綜合冶理階段(80年代中期開始)。自1979年至1996年，在某油田共進行了2萬多井次現場試驗及實際應用。結果表明，調堵技術可以改善開發效果，達到明顯增油、降水的效果。

目前，油田廣泛應用的是聚合物凝膠調堵，盡管聚合物凝膠體系具有很高的視粘度及強度，可以有效地封堵高滲水層。但是，在高溫和/或高鹽油層條件下，由于聚合物分子的卷曲和收縮，不僅使得聚合物的用量大幅度增加，還由于凝膠體系固有的收縮特性及脫水性質，使得成膠后的聚合物調堵體系強度不高、有效時間不長。這是高溫高鹽油田聚合物凝膠調堵技術尚未大規模推廣應用的主要因素。例如中原油層溫度在70℃～90℃之間、地層水礦化度在150000mg/L～300000mg/L之間時，特別是Ca²⁺、Mg²⁺離子含量高，Ca²⁺+Mg²⁺離子濃度≥10000mg/L，就屬于典型的高溫高鹽油藏。在此油藏中，即使采用疏水締合聚合物以及有機交聯體系，雖然在一定程度上緩解了聚合物交聯體系的收縮、脫水以及老化問題，但仍然無法根本解決，從而導致聚合物調堵體系的強度減弱、膠體長期穩定性差，增油降水效果不理想。

微球顆粒是目前油田調堵技術發展的新動向。根據在華北油田的實際應用及室內實驗結果來看，存在的主要問題有：（1）微球顆粒仍然是聚合物合成、制造的調堵劑，在油層條件下，仍然存在長期老化、顆粒軟化以及封堵強度變差的特性，其長期有效性仍然不理想。（2）微球顆粒調堵的主要機理，是微球顆粒在孔喉中運移時，因顆粒的“搭橋”作用而產生封堵作用。根據“搭橋”機理，當顆粒的直徑大小，在喉道直徑的1/8～1/3的范圍內，顆粒才能夠在孔隙喉道中，理想地產生“搭橋”封堵作用。當顆粒直徑≥喉道直徑的1/3時，顆粒無法進入喉道；而當顆粒直徑≤喉道直徑的1/8時，顆粒進入喉道以后，無法“搭橋”而產生封堵作用。因此，準確確定微球顆粒的平均直徑和直徑分布，以及與油層實際孔喉大小（直徑）及分布的匹配關系，是決定微球顆粒調堵效果及成功與否的關鍵。而事實上，這很難做到。

因此，采用抗高溫高鹽且長期穩定性理想的新型調堵體系，是油田調堵發展的趨勢和發展方向。

發明內容

針對以上不足，本發明的目的是提供一種耐高溫高鹽的新型調堵體系，該調堵體系能克服現有調堵技術的不足，在高溫高鹽的條件下具有良好穩定的調堵效果。

本發明的另一目的是提供應用該體系進行調堵的方法。

一種耐高溫高鹽的調堵體系，由A溶液和B溶液組成：

A溶液：包含有鈦離子和鉀離子的溶液；

B溶液：包含有硫離子的溶液。

優選的，上述A溶液還包括氯離子或溴離子，上述B溶液還包括鈉離子或鉀離子，A、B溶液都是透明溶液。

一種利用上述調堵體系進行堵水的方法，向油井的微孔中交替注入A溶液和B溶液，形成鈦鹽晶須。在一定壓力和溫度（30℃～600℃）下的油層巖石孔隙介質的微孔中，A-B溶液在油層條件下的反應與常溫常壓下的無“晶種”或無“模”存在情況下的反應不同，即，組分A和B在油層溫度及壓力條件下反應，以微孔為“模”和“晶種”逐漸形成鈦鹽晶須。

優選的，所述A、B溶液的加入總量為0.0005PV～3PV?（Pore?Volume.?孔隙體積倍數），其中，A、B溶液的加入體積比例優選為1:4。

在該方法中，A、B溶液交替加入的順序并不限制，但是在一個優選的實施例中，采取先B后A，交替加入的方式。