CN108793865B - 一种底水油藏油井堵水剂 - Google Patents
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Abstract
本发明属于石油开采中所使用的油井堵水技术领域，具体涉及一种底水油藏油井堵水剂，它由下列组分按照重量百分比混配而成：主剂为50%‑98%、纳米增强剂为1%‑30%、缓凝剂为1%‑20%，根据这种配方生产的堵水剂克服了以往常规水泥类堵剂稠化时间短，固化后易收缩，与地层胶结强度低的技术问题，能有效封堵低渗透底水油藏高含水井的出水裂缝，且能满足堵水后压裂增产的承压要求。
Description
技术领域
本发明属于石油开采中所使用的油井堵水技术领域，具体涉及一种底水油藏油井堵水剂。
背景技术
在低渗透底水油藏开发过程中，由于受地层裂缝和非均质性的影响，加之压裂改造投产，极易造成油井措施后沟通底水，含水上升幅度大，高含水，这些井的存在严重影响油井产能的发挥和油田长期稳产。目前常规的控堵水技术已无法满足该类油藏控水增产的需求。底水油藏控堵水技术在90年代初期国内外开始探索研究，经历十几年的发展和进步，出现了底水油藏先期堵水、底水水淹井堵水等针对中高渗油田的技术。但在低渗透底水油藏的控堵水方面一直存在技术瓶颈：一方面，目前常规的油井化学堵水主要为聚合物堵剂，而低渗透底水油藏高含水井往往出水强度大，且井口压力较高，聚合物堵剂强度难以满足封堵要求；另一方面，对于低渗透底水油藏，在现有的技术下，强度大的水泥类等高强堵剂注入性差易造成近井地带储层伤害且固化后易收缩，与地层胶结强度低，对高含水井表现出堵不住或堵住后增产难度大等问题。
因此，为解决上述问题，本发明提出了一种底水油藏油井堵水剂配方，根据这种配方生产的堵水剂克服了以往常规水泥类堵剂稠化时间短，固化后易收缩，与地层胶结强度低的技术问题，能有效封堵低渗透底水油藏高含水井的出水裂缝，且能满足堵水后压裂增产的承压要求。
发明内容
本发明的目的一是克服常规的油井化学堵水主要为聚合物堵剂，而低渗透底水油藏高含水井往往出水强度大，且井口压力较高，聚合物堵剂强度难以满足封堵要求的问题；目的二是克服低渗透底水油藏在现有的技术下，强度大的水泥类等高强堵剂注入性差易造成近井地带储层伤害且固化后易收缩，与地层胶结强度低，对高含水井表现出堵不住或堵住后增产难度大的问题。
为此，本发明提供了一种底水油藏油井堵水剂，它由下列组分按照重量百分比混配而成：主剂为50%-98%、纳米增强剂为1%-30%、缓凝剂为1%-20%。
所述主剂为G级水泥或超细水泥，G级水泥或超细水泥的粒径范围为0.2µm-20µm。
所述纳米增强剂为亲水型纳米二氧化硅和亲油型纳米二氧化硅按质量比为4:1-1：4混合物。
所述缓凝剂为落叶松磺化栲胶，落叶松磺化栲胶主要成分为单宁和非单宁的磺化产物。
所述亲水型纳米二氧化硅和亲油型纳米二氧化硅的质量比为1:1。
所述纳米增强剂的粒径小于50nm。
所述底水油藏油井堵水剂为50%质量浓度的堵水剂悬浮液，50%质量浓度的堵水剂悬浮液由下列组分按照重量百分比混配而成：80%超细水泥、15%纳米增强剂和5%缓凝剂。
所述底水油藏油井堵水剂的制备方法为：在捏合机中加入重量百分比为50%-98%的主剂，再加入重量百分比为1%-30%的纳米增强剂和重量百分比为1%-40%的缓凝剂，搅拌30min以上至三者混配均匀，停止搅拌，即得底水油藏油井堵水剂。
本发明的有益效果：
1、根据本发明配方生产的纳米复合高强堵剂配制简单，稠化时间可控，可根据设计需要调控稠化时间，解决了常规水泥类堵剂稠化时间短，易造成井下安全事故的难题。
2、根据本发明配方生产的纳米复合高强堵剂，固化后微膨胀，解决了常规水泥类堵剂固化后易收缩，与地层胶结强度低的问题。
3、根据本发明配方生产的纳米复合高强堵剂，由于纳米材料充填，固化后抗压强度大，解决了常规水泥类堵剂固化后强度低，不能满足堵水后压裂增产改造要求的难题。
附图说明
以下将结合附图对本发明做进一步详细说明。
图1是50%质量浓度的纳米复合高强堵剂的稠化曲线图；
图2是50%质量浓度的纳米复合高强堵剂的抗压强度曲线图。
具体实施方式
实施例1：
一种底水油藏油井堵水剂，它由下列组分按照重量百分比混配而成：主剂为50%-98%、纳米增强剂为1%-30%、缓凝剂为1%-20%。所述主剂为G级水泥或超细水泥，G级水泥或超细水泥的粒径范围为0.2µm-20µm；所述纳米增强剂为亲水型纳米二氧化硅和亲油型纳米二氧化硅按质量比为4:1-1：4混合物；所述缓凝剂为落叶松磺化栲胶，落叶松磺化栲胶主要成分为单宁和非单宁的磺化产物；所述纳米增强剂的粒径小于50nm。
所述底水油藏油井堵水剂的制备方法为：在捏合机中加入重量百分比为50%-98%的主剂，再加入重量百分比为1%-30%的纳米增强剂和重量百分比为1%-40%的缓凝剂，搅拌30min以上至三者混配均匀，停止搅拌，即得底水油藏油井堵水剂。
本发明的有益效果：
1、根据本发明配方生产的纳米复合高强堵剂配制简单，稠化时间可控，可根据设计需要调控稠化时间，解决了常规水泥类堵剂稠化时间短，易造成井下安全事故的难题。
2、根据本发明配方生产的纳米复合高强堵剂，固化后微膨胀，解决了常规水泥类堵剂固化后易收缩，与地层胶结强度低的问题。
3、根据本发明配方生产的纳米复合高强堵剂，由于纳米材料充填，固化后抗压强度大，解决了常规水泥类堵剂固化后强度低，不能满足堵水后压裂增产改造要求的难题。
实施例2：
一种底水油藏油井堵水剂，它由下列组分按照重量百分比混配而成：主剂为50%、纳米增强剂为10%、缓凝剂为40%。所述主剂为粒径为10µm的G级水泥；所述纳米增强剂为亲水型纳米二氧化硅和亲油型纳米二氧化硅按质量比为1:1混合物；所述缓凝剂为落叶松磺化栲胶，落叶松磺化栲胶主要成分为单宁和非单宁的磺化产物；所述纳米增强剂的粒径为50nm。
所述底水油藏油井堵水剂的制备方法为：在捏合机中加入重量百分比为50%的主剂，再加入重量百分比为10%的纳米增强剂和重量百分比为40%的缓凝剂，搅拌30min以上至三者混配均匀，停止搅拌，即得底水油藏油井堵水剂。
实施例3：
一种底水油藏油井堵水剂，它由下列组分按照重量百分比混配而成：主剂为50%、纳米增强剂为10%、缓凝剂为40%。所述主剂为粒径为15µm的超细水泥；所述纳米增强剂为亲水型纳米二氧化硅和亲油型纳米二氧化硅按质量比为1:1混合物；所述缓凝剂为落叶松磺化栲胶，落叶松磺化栲胶主要成分为单宁和非单宁的磺化产物；所述纳米增强剂的粒径为40nm。
所述底水油藏油井堵水剂的制备方法为：在捏合机中加入重量百分比为50%的主剂，再加入重量百分比为10%的纳米增强剂和重量百分比为40%的缓凝剂，搅拌30min以上至三者混配均匀，停止搅拌，即得底水油藏油井堵水剂。
实施例4：
一种底水油藏油井堵水剂，它由下列组分按照重量百分比混配而成：主剂为70%、纳米增强剂为5%、缓凝剂为25%。所述主剂为粒径为12µm的G级水泥；所述纳米增强剂为亲水型纳米二氧化硅和亲油型纳米二氧化硅按质量比为1:1混合物；所述缓凝剂为落叶松磺化栲胶，落叶松磺化栲胶主要成分为单宁和非单宁的磺化产物；所述纳米增强剂的粒径为30nm。
所述底水油藏油井堵水剂的制备方法为：在捏合机中加入重量百分比为70%的主剂，再加入重量百分比为5%的纳米增强剂和重量百分比为25%的缓凝剂，搅拌30min以上至三者混配均匀，停止搅拌，即得底水油藏油井堵水剂。
实施例5：
一种底水油藏油井堵水剂，它由下列组分按照重量百分比混配而成：主剂为90%、纳米增强剂为2%、缓凝剂为8%。所述主剂为粒径为5µm的超细水泥；所述纳米增强剂为亲水型纳米二氧化硅和亲油型纳米二氧化硅按质量比为1:1混合物；所述缓凝剂为落叶松磺化栲胶，落叶松磺化栲胶主要成分为单宁和非单宁的磺化产物；所述纳米增强剂的粒径为20nm。
所述底水油藏油井堵水剂的制备方法为：在捏合机中加入重量百分比为90%的主剂，再加入重量百分比为2%的纳米增强剂和重量百分比为8%的缓凝剂，搅拌30min以上至三者混配均匀，停止搅拌，即得底水油藏油井堵水剂。
实施例6：
一种底水油藏油井堵水剂，它由下列组分按照重量百分比混配而成：主剂为85%、纳米增强剂为5%、缓凝剂为10%。所述主剂为粒径为20µm的超细水泥；所述纳米增强剂为亲水型纳米二氧化硅和亲油型纳米二氧化硅按质量比为1:1混合物；所述缓凝剂为落叶松磺化栲胶，落叶松磺化栲胶主要成分为单宁和非单宁的磺化产物；所述纳米增强剂的粒径为10nm。
所述底水油藏油井堵水剂的制备方法为：在捏合机中加入重量百分比为85%的主剂，再加入重量百分比为5%的纳米增强剂和重量百分比为10%的缓凝剂，搅拌30min以上至三者混配均匀，停止搅拌，即得底水油藏油井堵水剂。
实施例7：
一种底水油藏油井堵水剂，它由下列组分按照重量百分比混配而成：主剂为80%、纳米增强剂为10%、缓凝剂为10%。所述主剂为粒径为0.2µm的超细水泥；所述纳米增强剂为亲水型纳米二氧化硅和亲油型纳米二氧化硅按质量比为1:1混合物；所述缓凝剂为落叶松磺化栲胶，落叶松磺化栲胶主要成分为单宁和非单宁的磺化产物；所述纳米增强剂的粒径为15nm。
所述底水油藏油井堵水剂的制备方法为：在捏合机中加入重量百分比为80%的主剂，再加入重量百分比为10%的纳米增强剂和重量百分比为10%的缓凝剂，搅拌30min以上至三者混配均匀，停止搅拌，即得底水油藏油井堵水剂。
实施例8：
一种底水油藏油井堵水剂，它由下列组分按照重量百分比混配而成：主剂为80%、纳米增强剂为15%、缓凝剂为5%。所述主剂为粒径为13µm的超细水泥；所述纳米增强剂为亲水型纳米二氧化硅和亲油型纳米二氧化硅按质量比为1:1混合物；所述缓凝剂为落叶松磺化栲胶，落叶松磺化栲胶主要成分为单宁和非单宁的磺化产物；所述纳米增强剂的粒径为25nm。
所述底水油藏油井堵水剂的制备方法为：在捏合机中加入重量百分比为80%的主剂，再加入重量百分比为15%的纳米增强剂和重量百分比为5%的缓凝剂，搅拌30min以上至三者混配均匀，停止搅拌，即得底水油藏油井堵水剂。
本发明实施例1-8的亲水型纳米二氧化硅和亲油型纳米二氧化硅均为现有产品，均可从市场购得。
本发明的效果评价实验及结果：
图1是50%质量浓度的纳米复合高强堵剂的稠化曲线。纳米复合高强堵剂的稠化时间在实际应用中对安全施工具有重要意义。新型缓凝剂的加入使该堵剂稠化时间可控，可根据设计需要调控稠化时间，解决了常规水泥类堵剂稠化时间短，易造成井下安全事故的难题。图1研究评价了按最优配方80%超细水泥+15%纳米增强剂+5%缓凝剂混配的50%质量浓度的纳米复合高强堵剂悬浮液，在温度50℃，压力25MPa实验条件下的稠化情况，实验结果显示，当堵剂稠度达到不易泵注的40Bc时，稠化时间大于7h，完全满足现场施工安全的要求。所用仪器为美国千德勒公司的9360增压稠化仪。
图2是50%质量浓度的纳米复合高强堵剂的抗压强度曲线。纳米复合高强堵剂的抗压强度在实际应用中对堵水完后续的压裂增产改造具有重要意义。图2研究了按最优配方80%超细水泥+15%纳米增强剂+5%缓凝剂混配的50%质量浓度的纳米复合高强堵剂悬浮液，按API试验方法进行的抗压强度试验，试验条件：50℃条件下分别养护24小时、48小时、72小时，测试水泥石抗压强度。实验结果显示，24小时抗压强度24.3MPa，48小时抗压强度29.7MPa，72小时抗压强度42.3MPa，纳米增强剂的加入极大提高了纳米复合高强堵剂的抗压强度，完全满足堵水后压裂增产改造的要求。所用仪器为上海华龙的WHY-10/300型微机控制全自动压力试验机。
表1 50%质量浓度的纳米复合高强堵剂膨胀率实验数据表
表1是50%质量浓度的纳米复合高强堵剂在不同纳米增强剂加量情况下的膨胀率实验数据表（50%质量浓度的纳米复合高强堵剂悬浮液）。纳米增强剂是一种亲水型纳米二氧化硅和亲油型纳米二氧化硅的混合物，粒径小于50nm，在水泥颗粒水化过程中渗透到水化产物的晶格内部，产生晶格膨胀，从而防止水泥浆水化后产生体积收缩，并且可以提高纳米复合高强堵剂固化后的抗压强度，不破坏水化产物的晶格结构。室内通过纳米增强剂的不同加量测试了纳米复合高强堵剂的收缩量，实验结果显示，不加纳米增强剂时，纳米复合高强堵剂固化后产生收缩，收缩量为3.2%，当纳米增强剂加量大于2%时，纳米复合高强堵剂固化后不会产生收缩，并具有一定微膨胀效果，保证了纳米复合高强堵剂固化后与地层有效胶结，无微间隙现象。所用仪器为水泥收缩膨胀分析仪。
表2 50%质量浓度纳米复合高强堵剂技术指标（实验温度50℃）
表2是纳米复合高强堵剂的性能指标，实施例1-8中纳米复合高强堵剂的性能指标应该符合表2要求。
在同一区块的底水油藏油井堵水试验中，前期应用常规堵水工艺和堵水剂进行堵水施工，措施有效率小于50%；在用上述实施例生产的纳米复合高强堵剂现场试验后，堵水措施有效率均大于90%，并且堵水成功井后续进行的压裂增产改造增产成功率100%，效果显著。
以上例举仅仅是对本发明的举例说明，并不构成对本发明的保护范围的限制，凡是与本发明相同或相似的设计均属于本发明的保护范围之内。
Claims (6)
1.一种底水油藏油井堵水剂，其特征在于：它由下列组分按照重量百分比混配而成：主剂为50%-98%、纳米增强剂为2%-30%、缓凝剂为1%-40%；所述纳米增强剂为亲水型纳米二氧化硅和亲油型纳米二氧化硅按质量比为4:1-1：4混合物；所述缓凝剂为落叶松磺化栲胶；所述主剂为G级水泥或超细水泥，G级水泥或超细水泥的粒径范围为0.2µm-20µm。
2.如权利要求1所述的底水油藏油井堵水剂，其特征在于：所述落叶松磺化栲胶主要成分为单宁和非单宁的磺化产物。
3.如权利要求2所述的底水油藏油井堵水剂，其特征在于：所述亲水型纳米二氧化硅和亲油型纳米二氧化硅的质量比为1:1。
4.如权利要求3所述的底水油藏油井堵水剂，其特征在于：所述纳米增强剂的粒径小于50nm。
5.如权利要求4所述的底水油藏油井堵水剂，其特征在于：所述底水油藏油井堵水剂为50%质量浓度的堵水剂悬浮液，50%质量浓度的堵水剂悬浮液由下列组分按照重量百分比混配而成：80%超细水泥、15%纳米增强剂和5%缓凝剂。
6.如权利要求5所述的底水油藏油井堵水剂，其特征在于：所述底水油藏油井堵水剂的制备方法为：在捏合机中加入重量百分比为50%-98%的主剂，再加入重量百分比为2%-30%的纳米增强剂和重量百分比为1%-40%的缓凝剂，搅拌30min以上至三者混配均匀，停止搅拌，即得底水油藏油井堵水剂。
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