CN102102012A - 一种水平井选择性堵水剂及其制备方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种水平井选择性堵水剂及其制备方法，属于油田化学技术领域。所述堵水剂中各组分重量份为：聚合物单体，6.50～7.50份；表活性中间体，4.50～5.75份；调节剂，0.85～1.00份；水，85.75～88.15份。所述方法包括：将表活性中间体加入水中，再加入聚合物单体，搅拌至均匀；待表活性中间体和聚合物单体反应之后加入调节剂，再搅拌反应；将反应产物烘干，粉碎成颗粒，筛分得到水平井选择性堵水剂颗粒。本发明提供的堵水剂，具有较强的油、水选择性，合成生产方便，化学性能稳定，适应性强，施工工艺简单；同时，还可以提高高含水老油田水平井开发的波及效率，扩大波及体积，提高石油采收率。
Description
技术领域
本发明涉及油田化学技术领域，特别涉及一种水平井选择性堵水剂及其制备方法。
背景技术
随着油田开发的深入，水平井井数不断增加，水平井开发油田综合含水逐年升高，高渗透油层出水严重，低渗透油层生产潜力难以发挥，水平生产井有效堵水技术亟待发展。选择性堵水技术利用堵水剂在油、水环境中具有不同的化学性能的特点实现堵水不堵油，或少堵油的目的。国外在水平井堵水中多使用RPM相渗透率调整剂，该调整剂为高分子聚合物或冻胶类；国内使用的堵水剂多是水泥、粘土等对油、水没有选择性的无机堵水剂。但从总的使用情况看，没有一种选择性堵水剂得到广泛的应用。原因如下：一是选择性不强，堵水剂堵住了水，但同时油的产量也下降了，没有经济效益；二是价格昂贵，投资效益低；三是适用的油藏化学环境太窄。
发明内容
为了解决现有水平井堵水剂选择性差、价格昂贵和适用环境范围窄等问题，本发明提供了一种水平井选择性堵水剂，各组分重量份为：
聚合物单体，6.50～7.50份；
表活性中间体，4.50～5.75份；
调节剂，0.85～1.00份；
水，85.75～88.15份。
进一步地，所述聚合物单体为改性甲基丙烯酸甲胺基乙酯。
进一步地，所述表活性中间体为用卤代烃季铵化的吡啶阳离子化合物。
进一步地，所述调节剂为硝基化合物。
进一步地，所述堵水剂适用的油藏条件为：地层渗透率小于1μm2、地层温度小于90℃、地层水矿化度小于8×104ppm。
本发明还提供了一种水平井选择性堵水剂的制备方法，所述方法包括：
将表活性中间体加入水中，再加入聚合物单体，搅拌至均匀；
待所述表活性中间体和聚合物单体反应之后加入调节剂，再搅拌反应；
将反应产物烘干，粉碎成颗粒，筛分得到水平井选择性堵水剂颗粒。
所述表活性中间体和聚合物单体反应的条件为：温度50℃，反应时间4-5小时；所述加入调节剂后的搅拌反应时间为1-2小时。
本发明提供的水平井选择性堵水剂，具有较强的油、水选择性，合成生产方便，化学性能稳定，适应性强，施工工艺简单；同时，还可以提高高含水老油田水平井开发的波及效率，扩大波及体积，提高石油采收率。
具体实施方式
为了深入了解本发明，下面结合具体实施例对本发明进行详细说明。
本发明实施例提供了一种水平井选择性堵水剂，用于高产液、高含水的水平井选择性堵水，适用的油藏条件为：地层渗透率小于1μm2、地层温度小于90℃、地层水矿化度小于8×104ppm。本发明实施例选择性堵水剂的堵水原理基于微观油藏油水分道流机理，如堵水剂进入油层，则在孔隙中央形成收缩的高分子团簇，油从团簇与孔隙壁间的通道流动，团簇在油相中逐渐溶解，最后消失；如堵水剂进入水层，则高分子极性基团吸附在孔隙表面，分子链向孔道中央伸展，形成网络结构，阻止水的流动。
本发明实施例提供的水平井选择性堵水剂在油田上的使用方法如下：
(1)不动管柱
用调剖泵或水泥车从油、套环空注入堵水剂。注入排量3～8m3/h，注入浓度为0.5％～1.25％。用量依据于水平段长度，一般为1500-3000m3，用高浓度聚合物溶液将堵水剂段塞顶替至地层，关井2天。
(2)动管柱
起出生产管柱，处理井筒，下入堵水管柱。用调剖泵或水泥车从油管注入堵水剂，注入排量3～8m3/h，注入浓度为0.5％～1.25％。用量依据于水平段长度，一般为1500-3000m3，用高浓度聚合物溶液将堵水剂段塞顶替至地层，关井2天。
下面通过几个具体的实施例，来说明一下本发明实施例水平井选择性堵水剂的堵水效果。其中，测试水平井选择性堵水剂堵水效果的实验手段与材料包括：水平井控水岩心物理模拟实验装置、模拟油(煤油)、地层水、烘箱、油田水平井；地层水取自冀东油田现场。下面实施例中各组分以重量份计。
实施例1，冀东G41-P1井堵水岩心实验：
将4.75份的表活性中间体加入水中，再加入6.75份的聚合物单体，搅拌至均匀；在50℃温度下反应4小时后加入0.925份的调节剂，再搅拌反应1小时；将反应产物烘干，粉碎成0.25mm左右的颗粒，筛分得到水平井选择性堵水剂颗粒材料；将选择性堵水剂颗粒材料0.75份均匀溶于99.25份的地层水中，配成浓度为0.75％的选择性堵水剂溶液。在实际应用中，聚合物单体可以为改性甲基丙烯酸甲胺基乙酯；表活性中间体可以为用卤代烃季铵化的吡啶阳离子化合物，例如
调节剂可以为硝基化合物，例如
填制1号、2号两块岩心，填砂岩心孔隙度42％。1号岩心测水相渗透率，2号岩心测油相渗透率。两个岩心管各注入0.2PV水平井选择性堵水剂溶液，放入温度为75℃的恒温箱中。10天后取出1、2号岩心管，1号岩心反向注地层水，分别测注水1PV、5PV、10PV、20PV、50PV、100PV时的水相渗透率；2号岩心反向注模拟油(煤油)，分别测注模拟油1PV、5PV、10PV、20PV、50PV、100PV时的油相渗透率。
实验发现：1号岩心注10PV地层水后渗透率降低值为81％，2号岩心注10PV模拟油后渗透率降低值为53％，说明本发明水平井选择性堵水剂具有油、水选择性，对水层封堵效果比油层明显。
实施例2，冀东G160-P6井堵水岩心实验：
将5份的表活性中间体加入水中，再加入7份的聚合物单体，搅拌至均匀；在50℃温度下反应4小时后加入0.925份的调节剂，再搅拌反应1小时；将反应产物烘干，粉碎成0.25mm左右的颗粒，筛分得到水平井选择性堵水剂颗粒材料；将选择性堵水剂颗粒材料1.0份均匀溶于99份的地层水中，配成浓度为1％的选择性堵水剂溶液。在实际应用中，聚合物单体可以为改性甲基丙烯酸甲胺基乙酯；表活性中间体可以为用卤代烃季铵化的吡啶阳离子化合物，例如调节剂可以为硝基化合物，例如
填制1号、2号两块岩心，填砂岩心孔隙度40％。1号岩心测水相渗透率，2号岩心测油相渗透率。两个岩心管各注入0.2PV水平井选择性堵水剂溶液，放入温度为75℃的恒温箱中。24小时后取出1、2号岩心管，1号岩心反向注地层水，分别测注水1PV、5PV、10PV、20PV、50PV、100PV时的水相渗透率；2号岩心反向注模拟油(煤油)，分别测注模拟油1PV、5PV、10PV、20PV、50PV、100PV时的油相渗透率。
实验发现：1号岩心注10PV地层水后渗透率降低值为72％，2号岩心注10PV模拟油后渗透率降低值为5％，说明本发明水平井选择性堵水剂具有油、水选择性，对水层封堵效果比油层明显。
实施例3，冀东M36-P3井堵水岩心实验：
将5.25份的表活性中间体加入水中，再加入7.25份的聚合物单体，搅拌至均匀；在50℃温度下反应4.5小时后加入0.95份的调节剂，再搅拌反应1小时；将反应产物烘干，粉碎成0.25mm左右的颗粒，筛分得到水平井选择性堵水剂颗粒材料；将选择性堵水剂颗粒材料1.25份均匀溶于98.75份的地层水中，配成浓度为1.25％的选择性堵水剂溶液。在实际应用中，聚合物单体可以为改性甲基丙烯酸甲胺基乙酯；表活性中间体可以为用卤代烃季铵化的吡啶阳离子化合物，例如
调节剂可以为硝基化合物，例如
填制1号、2号两块岩心，填砂岩心孔隙度36％。1号岩心测水相渗透率，2号岩心测油相渗透率。两个岩心管各注入0.2PV水平井选择性堵水剂，放入温度为75℃的恒温箱中。24小时后取出1、2号岩心管，1号岩心反向注地层水，分别测注水1PV、5PV、10PV、20PV、50PV、100PV时的水相渗透率；2号岩心反向注模拟油(煤油)，分别测注模拟油1PV、5PV、10PV、20PV、50PV、100PV时的油相渗透率。
实验发现：1号岩心注10PV地层水后渗透率降低值为56％，2号岩心注10PV模拟油后渗透率降低值为15％，说明本发明水平井选择性堵水剂具有油、水选择性，对水层封堵效果比油层明显。
实施例4，冀东M17-9井堵水岩心实验：
将5.75份的表活性中间体加入水中，再加入7.5份的聚合物单体，搅拌至均匀；在50℃温度下反应5小时后加入1份的调节剂，再搅拌反应1小时；将反应产物烘干，粉碎成0.25mm左右的颗粒，筛分得到水平井选择性堵水剂颗粒材料；将选择性堵水剂颗粒材料1.5份均匀溶于98.5份的地层水中，配成浓度为1.5％的选择性堵水剂溶液。在实际应用中，聚合物单体可以为改性甲基丙烯酸甲胺基乙酯；表活性中间体可以为用卤代烃季铵化的吡啶阳离子化合物，例如
调节剂可以为硝基化合物，例如
填制1号、2号两块岩心，填砂岩心孔隙度39％。1号岩心测水相渗透率，2号岩心测油相渗透率。两个岩心管各注入0.2PV水平井选择性堵水剂溶液，放入温度为75℃的恒温箱中。24小时后取出1、2号岩心管，1号岩心反向注地层水，分别测注水1PV、5PV、10PV、20PV、50PV、100PV时的水相渗透率；2号岩心反向注模拟油(煤油)，分别测注模拟油1PV、5PV、10PV、20PV、50PV、100PV时的油相渗透率。
实验发现：1号岩心注10PV地层水后渗透率降低值为55％，2号岩心注10PV模拟油后渗透率降低值为5％，说明本发明水平井选择性堵水剂具有油、水选择性，对水层封堵效果比油层明显。
实施例5，堵水现场实验：
G160-P6井位于冀东油田高浅南区，2007年1月27日投产，初期日产液37.2吨，日产油29.6吨，含水20.5％。堵水施工前日产液113.2吨，日产油3.3吨，含水97.1％。
将4.5份的表活性中间体加入水中，再加入6.5份的聚合物单体，搅拌至均匀；在50℃温度下反应4小时后加入0.85份的调节剂，再搅拌反应1小时；将反应产物烘干，粉碎成0.25mm左右的颗粒，筛分得到水平井选择性堵水剂颗粒材料；将选择性堵水剂颗粒材料0.5份均匀溶于99.5份的地层水中，配成浓度为0.5％的选择性堵水剂溶液。本实施例得到的浓度为0.5％的选择性堵水剂溶液为乳白色粘稠液体，密度为1.01-1.06g/cm3，pH值为7.1-7.3，粘度为140-150mPa.s(25℃)。在实际应用中，聚合物单体可以为改性甲基丙烯酸甲胺基乙酯；表活性中间体可以为用卤代烃季铵化的吡啶阳离子化合物，例如
调节剂可以为硝基化合物，例如
堵水施工过程：冲砂后下入堵水管柱，以3～8m3/h的排量注清水20m3，以3～8m3/h的排量注入堵水剂1200m3，注高浓度聚合物溶液10m3，注高一联污水91m3，关井2天。
堵水施工后日产液量37吨，产油量维持措施前水平，说明选择性堵水剂起到了降低水相渗透率的目的；施工后在液量基本不变的条件下，产油量逐渐增加，由0.6吨/天增至8.9吨/天，体现了油相渗透率的渐进性恢复，符合选择性堵水剂的作用机理。
本发明实施例提供的水平井选择性堵水剂，具有较强的油、水选择性，合成生产方便，化学性能稳定，适应性强，施工工艺简单；同时，还可以提高高含水老油田水平井开发的波及效率，扩大波及体积，提高石油采收率。
以上所述的具体实施方式，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，所应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施方式而已，并不用于限制本发明，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种水平井选择性堵水剂，其特征在于，各组分重量份为：
聚合物单体，6.50～7.50份；
表活性中间体，4.50～5.75份；
调节剂，0.85～1.00份；
水，85.75 ～88.15份。
2.如权利要求1所述的水平井选择性堵水剂，其特征在于，所述聚合物单体为改性甲基丙烯酸甲胺基乙酯。
3.如权利要求1所述的水平井选择性堵水剂，其特征在于，所述表活性中间体为用卤代烃季铵化的吡啶阳离子化合物。
4.如权利要求1所述的水平井选择性堵水剂，其特征在于，所述调节剂为硝基化合物。
5.如权利要求1-4中任一所述的水平井选择性堵水剂，其特征在于，所述堵水剂适用的油藏条件为：地层渗透率小于1μm2、地层温度小于90℃、地层水矿化度小于8×104ppm。
6.一种水平井选择性堵水剂的制备方法，其特征在于，所述方法包括：
将表活性中间体加入水中，再加入聚合物单体，搅拌至均匀；
待所述表活性中间体和聚合物单体反应之后加入调节剂，再搅拌反应；
将反应产物烘干，粉碎成颗粒，筛分得到水平井选择性堵水剂颗粒。
7.如权利要求6所述的水平井选择性堵水剂的制备方法，其特征在于，所述聚合物单体为改性甲基丙烯酸甲胺基乙酯。
8.如权利要求6所述的水平井选择性堵水剂的制备方法，其特征在于，所述表活性中间体为用卤代烃季铵化的吡啶阳离子化合物。
9.如权利要求6所述的水平井选择性堵水剂的制备方法，其特征在于，所述调节剂为硝基化合物。
10.如权利要求6-9中任一所述的水平井选择性堵水剂的制备方法，其特征在于，所述表活性中间体和聚合物单体反应的条件为：温度50℃，反应时间4-5小时；所述加入调节剂后的搅拌反应时间为1-2小时。
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| C06 | Publication | ||
| PB01 | Publication | ||
| C10 | Entry into substantive examination | ||
| SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
| C02 | Deemed withdrawal of patent application after publication (patent law 2001) | ||
| WD01 | Invention patent application deemed withdrawn after publication |
Application publication date: 20110622 |