一种用于缝洞型油藏的选择性凝胶堵水体系及制备方法与流程

1.本发明涉及油藏化学堵水领域，特别是一种适用于缝洞型油藏进行的油水选择性无机复合凝胶堵剂及使用该堵剂进行油藏堵水的方法。


背景技术：

2.碳酸盐岩油藏是一种重要的油气藏，虽然数量只有世界油气田总数的三分之一，但是却富含着全球油气约50％的地质储量，提供着世界约60％的产量，对世界油气的增储增产有着不可磨灭的作用。例如我国的塔河油田奥陶系油藏，是中国己经发现的储量最大的碳酸盐岩缝洞型油藏，但其油藏埋深5400m以上，压力系数一般为1.08-1.10，地层温度梯度2.2℃/100m-2.3℃/100m，产层温度125℃以上，渗透率0.001-5052
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10-3μm2，开发难度大，属于国际性难题。
3.由于缝洞型油藏的储层特征，底水极易沿优势流动通道窜进，导致见水后产量快速递减，含水快速上升。油井高含水已成为制约开发效果提升的重要问题。例如塔河油田碳酸盐岩缝洞型油藏的底水能量充足，采油速度高时，底水容易形成水锥，沿着高角度裂缝进入井底，造成油井暴性水淹，油气产量迅速下降。当油藏开发到一定时期，会出现大面积的水窜和水淹，油气产量下降。底水主要以两种形式产出：一是底水锥进至裸眼段底部产出；二是底水沿着高角度裂缝上窜至裸眼产液段产出。因此，堵水的主要目的，一是控制底水锥进，二是封堵水窜通道，增大水驱范围，提高水驱效率。通常利用堵水技术进行控水稳油是一种很必要的措施。各种堵剂都有不同的优缺点，但是当堵剂进入高温度的储层，遇见高矿化度的地层水时，大部分堵剂会失效，堵水效果不好。


技术实现要素：

4.为了解决现有堵剂面对高温度、高矿化度地层水会失效的问题，本发明提供了一种对缝洞型油藏进行油水选择性堵水的凝胶堵水体系及制备方法。
5.本发明的技术方案如下：
6.一种用于缝洞型油藏的选择性凝胶堵水体系，其特征在于原料以质量百分比计包括0.5～5.0％的凝胶主剂、0.5～5.0％的胶凝剂以及水，所述凝胶主剂为硅铝酸盐聚合物，所述胶凝剂为无机盐类。
7.优选的所述硅铝酸盐聚合物为工业级硅铝酸盐聚合物
8.优选的所述无机盐类为氯化铵、硝酸铵、硫酸铵、氟化铵中的一种或几种的混合物。
9.优选的包括0.5～3.0％的凝胶主剂、0.5～3.0％的胶凝剂。
10.优选的原料为凝胶主剂的水基溶液和胶凝剂的水基溶液，浓度为1.0％-6.0％。
11.进一步优选的所述凝胶主剂的水基溶液和胶凝剂的水基溶液为等比例、等浓度。
12.前述的凝胶堵水体系的制备方法，其特征在于首先分别配制凝胶主剂的水基液和胶凝剂的水基液，然后混合形成混合液。
13.本发明的技术效果如下：
14.为了解决以塔河油田为代表的碳酸盐岩油藏所遇见的堵水问题，本发明通过将硅铝酸盐凝胶主剂a和无机盐类胶凝剂b进行复合，研制出耐温耐盐性能较好且堵后岩心渗透率恢复率较好的新型多功能凝胶堵堵剂体系，兼具无机颗粒类和沉淀类调驱剂耐温抗盐的特点及有机凝胶类调驱剂可以进入地层深部的特性，这对具有高温高矿化度的油藏的开发具有重要的意义。且本发明具有油水选择性，即遇水成胶、遇油降解特性，油相解堵率可以达到93％以上。
15.本发明提供的新型多功能凝胶堵水体系的耐温性可以达到150℃以上，并且在矿化度高达35万ppm的水溶液中可以稳定存在，具有很好的耐盐性。除此之外，在进行20pv的冲刷之后堵剂依旧维持对水相较强的封堵性能，并且该堵剂堵塞后的岩心，在2.0h内基本岩心的渗透率都恢复到了90％以上，展现出良好的解堵性能，可以满足塔河油田碳酸盐岩储层对堵水剂的性能要求。
附图说明
16.图1为实施例1混合液析出多功能无机复合凝胶的质量随温度的变化趋势；
17.图2为实施例2混合液析出多功能无机复合凝胶的质量随温度的变化趋势；
18.图3为实施例3混合液析出多功能无机复合凝胶的质量随矿化度的变化关系；、
19.图4为实施例4混合液析出多功能无机复合凝胶的质量随矿化度的变化关系；
20.图5为实施例5多功能无机复合凝胶封堵后岩心渗透率的恢复率。
具体实施方式
21.为了更好的理解本发明，下面结合具体实施例对本发明进行进一步的解释。
22.实施例1
23.(1)配制水基液浓度为1％、2％和3％的硅铝酸盐聚合物的水基液各300ml，配制水基液浓度为1％、2％和3％的氯化铵(胶凝剂)的水基液各300ml，然后等比例、等浓度混合形成混合液。
24.(2)将混合液放入温度为30℃、50℃、70℃、90℃、100℃和150℃的干燥箱里24小时，测其析出凝胶的质量，如图1所示。
25.可以看出胶凝主剂和胶凝剂浓度均3％时凝胶质量最大，而且随着温度升高，凝胶质量基本保持不变，说明本发明提供的功能无机复合凝胶具有很好的耐温性能。
26.实施例2
27.(1)配制水基液浓度为1％、2％和3％的硅铝酸盐聚合物的水基液各300ml，配制水基液浓度为1％、2％和3％的硝酸铵(胶凝剂)的水基液各300ml，然后等比例、等浓度混合形成混合液。
28.(2)将混合液放入温度为30℃、50℃、70℃、90℃、100℃和150℃的干燥箱里24小时，测其析出凝胶的质量，如图2所示。
29.可以看出胶凝主剂和胶凝剂浓度均3％时凝胶质量最大，而且随着温度升高，凝胶质量基本保持不变，说明本发明提供的功能无机复合凝胶具有很好的耐温性能。
30.实施例3
31.(1)首先配制好浓度为1％、2％和3％的硅铝酸盐聚合物(凝胶主剂)水基溶液各300ml；其次配制好浓度为1％、2％和3％的氯化铵(胶凝剂)水基溶液各300ml；最后各取50ml的凝胶主剂水基液与50ml等浓度的胶凝剂水基液进行混合，形成不同组分浓度的混合液各100ml，静置24小时。
32.(2)配制矿化度分别为150000mg/l、200000mg/l、250000mg/l、300000mg/l和350000mg/l的水溶液各500ml；
33.(3)取5组100ml的混合液分别与100ml矿化度为15
×
104mg/l、20
×
104mg/l、25
×
104mg/l、30
×
104mg/l和35
×
104mg/l的水溶液进行混合，12小时之后，对新的混合液进行过滤，测量最终析出复合凝胶的质量，如图3所示。
34.可以看出胶凝主剂和胶凝剂浓度均3％时凝胶质量最大，而且随着矿化度的升高，凝胶质量基本保持不变，说明本发明提供的功能无机复合凝胶具有很好的耐盐性能。
35.实施例4
36.(1)首先配制好浓度为1％、2％和3％的硅铝酸盐聚合物(凝胶主剂)水基溶液各300ml；其次配制好浓度为1％、2％和3％的硝酸铵(胶凝剂)水基溶液各300ml；最后各取50ml的凝胶主剂水基液与50ml等浓度的胶凝剂水基液进行混合，形成不同组分浓度的混合液各100ml，静置24小时。
37.(2)配制矿化度分别为150000mg/l、200000mg/l、250000mg/l、300000mg/l和350000mg/l的水溶液各500ml；
38.(3)取5组100ml的混合液分别与100ml矿化度为15
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104mg/l、20
×
104mg/l、25
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104mg/l、30
×
104mg/l和35
×
104mg/l的水溶液进行混合，12小时之后，对新的混合液进行过滤，测量最终析出复合凝胶的质量，如图2所示。
39.可以看出胶凝主剂和胶凝剂浓度均3％时凝胶质量最大，而且随着矿化度的升高，凝胶质量基本保持不变，说明本发明提供的功能无机复合凝胶具有很好的耐盐性能。
40.实施例5
41.(1)配制水基液浓度为2％的硅铝酸盐聚合物(凝胶主剂)水基液50ml以及水基液浓度为2％的氯化铵(胶凝剂)水基液50ml，然后混合形成混合液待用。
42.(2)在室温下，向4块人造岩心中注入煤油，分别测定人造岩心在封堵前的油相渗透率k1，记录下数据；接着分别向4块人造岩心中注入1.0pv的多功能无机复合凝胶体系将煤油驱替出去，并放入70℃的多功能无机复合凝胶体系中养护成胶；等到多功能无机复合凝胶体系成胶后，分别将4块人造岩心取出，向岩心中反向注入煤油驱替2.0h，然后测定人造岩心的恢复后的渗透率；最后通过计算得到4块人造岩心渗透率的恢复值，结果如图5所示，可以看出本发明提供的多功能无机复合凝胶具有很好的油水选择性，油相解堵率可以达到93％以上。
43.以上所述仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明揭露的技术范围内，可轻易想到的变化等都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求书的保护范围为准。