[发明专利]一种耐高温高盐的调堵体系及利用调堵体系调堵的方法

说明书

技术领域

本发明涉及一种采油用调堵体系，尤其涉及一种耐高温高盐的调堵体系以及应用该体系进行调堵的方法。

背景技术

中原油田油层的非均质性严重，渗透率非均质变异系数V_k在0.65～0.82之间。注水开发过程中，大量的注入水沿高渗透层或通道流动，油井见水快、含水率上升快；部分中低渗透率层位吸水量较低、甚至尚未启动，从而导致油田总体开发效果不理想。改善注入井吸水剖面或油井产液剖面，是进一步提高油层纵向波及效率、提高开发效果的重要技术和措施。

我国从50年代开始研究和应用调堵技术来改善注入井吸水剖面或油井产液剖面，至今大体经历了三个发展阶段，分别是：（1）机械卡堵水为主的阶段(50年代至70年代)；（2）油田化学堵水阶段(80年代初期开始)；（3）注水井调剖及油田区块整体调堵综合冶理阶段(80年代中期开始)。自1979年至1996年，在某油田共进行了2万多井次现场试验及实际应用。结果表明，调堵技术可以改善开发效果，达到明显增油、降水的效果。

目前，油田广泛应用的是聚合物凝胶调堵，尽管聚合物凝胶体系具有很高的视粘度及强度，可以有效地封堵高渗水层。但是，在高温和/或高盐油层条件下，由于聚合物分子的卷曲和收缩，不仅使得聚合物的用量大幅度增加，还由于凝胶体系固有的收缩特性及脱水性质，使得成胶后的聚合物调堵体系强度不高、有效时间不长。这是高温高盐油田聚合物凝胶调堵技术尚未大规模推广应用的主要因素。例如中原油层温度在70℃～90℃之间、地层水矿化度在150000mg/L～300000mg/L之间时，特别是Ca²⁺、Mg²⁺离子含量高，Ca²⁺+Mg²⁺离子浓度≥10000mg/L，就属于典型的高温高盐油藏。在此油藏中，即使采用疏水缔合聚合物以及有机交联体系，虽然在一定程度上缓解了聚合物交联体系的收缩、脱水以及老化问题，但仍然无法根本解决，从而导致聚合物调堵体系的强度减弱、胶体长期稳定性差，增油降水效果不理想。

微球颗粒是目前油田调堵技术发展的新动向。根据在华北油田的实际应用及室内实验结果来看，存在的主要问题有：（1）微球颗粒仍然是聚合物合成、制造的调堵剂，在油层条件下，仍然存在长期老化、颗粒软化以及封堵强度变差的特性，其长期有效性仍然不理想。（2）微球颗粒调堵的主要机理，是微球颗粒在孔喉中运移时，因颗粒的“搭桥”作用而产生封堵作用。根据“搭桥”机理，当颗粒的直径大小，在喉道直径的1/8～1/3的范围内，颗粒才能够在孔隙喉道中，理想地产生“搭桥”封堵作用。当颗粒直径≥喉道直径的1/3时，颗粒无法进入喉道；而当颗粒直径≤喉道直径的1/8时，颗粒进入喉道以后，无法“搭桥”而产生封堵作用。因此，准确确定微球颗粒的平均直径和直径分布，以及与油层实际孔喉大小（直径）及分布的匹配关系，是决定微球颗粒调堵效果及成功与否的关键。而事实上，这很难做到。

因此，采用抗高温高盐且长期稳定性理想的新型调堵体系，是油田调堵发展的趋势和发展方向。

发明内容

针对以上不足，本发明的目的是提供一种耐高温高盐的新型调堵体系，该调堵体系能克服现有调堵技术的不足，在高温高盐的条件下具有良好稳定的调堵效果。

本发明的另一目的是提供应用该体系进行调堵的方法。

一种耐高温高盐的调堵体系，由A溶液和B溶液组成：

A溶液：包含有钛离子和钾离子的溶液；

B溶液：包含有硫离子的溶液。

优选的，上述A溶液还包括氯离子或溴离子，上述B溶液还包括钠离子或钾离子，A、B溶液都是透明溶液。

一种利用上述调堵体系进行堵水的方法，向油井的微孔中交替注入A溶液和B溶液，形成钛盐晶须。在一定压力和温度（30℃～600℃）下的油层岩石孔隙介质的微孔中，A-B溶液在油层条件下的反应与常温常压下的无“晶种”或无“模”存在情况下的反应不同，即，组分A和B在油层温度及压力条件下反应，以微孔为“模”和“晶种”逐渐形成钛盐晶须。

优选的，所述A、B溶液的加入总量为0.0005PV～3PV （Pore Volume. 孔隙体积倍数），其中，A、B溶液的加入体积比例优选为1:4。

在该方法中，A、B溶液交替加入的顺序并不限制，但是在一个优选的实施例中，采取先B后A，交替加入的方式。