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1、10申请公布号CN102199418A43申请公布日20110928CN102199418ACN102199418A21申请号201110067872622申请日20110311C09K8/40200601E21B43/3220060171申请人中国石油大学华东地址257061山东省东营市东营区北二路271号72发明人戴彩丽由庆王苹何龙赵福麟54发明名称缝洞型碳酸盐岩油藏控制底水锥进的无机固化体系及其注入方法57摘要本发明提供了缝洞型碳酸盐岩油藏控制底水锥进的无机固化体系及其注入方法，无机固化体系由超细水泥、密度调整剂、增强剂、悬浮分散剂、骨架桥接剂、减阻剂和缓凝剂组成，其密度为106109G。
2、/CM3，在130下的初凝时间为510H，抗压强度为1040MPA。注入方法为首先配制并向地层注入密度相对较大的无机固化体系，然后配制并注入密度相对较小的无机固化体系，最后注入过顶替液。由于所注入的无机固化体系的密度处于油层油密度和地层盐水密度之间，所以它必将定位于油层之下，地层盐水层之上，因此在油水界面附近可固化形成隔板，有效改变底水绕流方向，进而控制底水锥进，提高底水驱油效率，改善缝洞型底水油藏的开发效果。51INTCL19中华人民共和国国家知识产权局12发明专利申请权利要求书1页说明书3页CN102199422A1/1页21一种缝洞型碳酸盐岩油藏控制底水锥进的无机固化体系，其特征是，由超。
3、细水泥、密度调整剂、增强剂、悬浮分散剂、骨架桥接剂、减阻剂和缓凝剂组成，其中超细水泥的粒径为10100M、密度为2832G/CM3，使用质量分数为2426；密度调整剂为空心玻璃微球，其粒径为20200M、密度为0608G/CM3，使用质量分数为1719；增强剂为微细二氧化硅，其密度为2628G/CM3，粒径为015020M，使用质量分数为13；悬浮分散剂为高分子聚合物如聚丙烯酰胺等，使用质量分数为0205；骨架桥接剂为碳纤维，其长度为005010MM，密度为145155G/CM3，使用质量分数为002；减阻剂为来自羟基羧酸盐、烯类单体低聚物和磺化醛酮类缩聚物的一种或几种，使用质量分数为0103。
4、；缓凝剂为来自硼酸盐、膦酸盐、羧酸盐和木质素磺酸盐的一种或几种，使用质量分数为002；其余为水；以上各组分质量分数之和为100。2依据权利要求1所述的缝洞型碳酸盐岩油藏控制底水锥进的无机固化体系的注入方法，其特征是首先注入密度相对较大的无机固化体系，然后注入密度相对较小的无机固化体系，最后注入过顶替液，具体步骤如下配制并注入密度密度为108G/CM3110G/CM3的无机固化体系，注入量为每1米厚度油层610M3；配制并注入密度为106G/CM3108G/CM3的无机固化体系，注入量为每1米厚度油层35M3；注入质量分数为0406的HPAM水溶液作为过顶替液，注入量为每1米厚度油层13M3；上。
5、述体系的注入速度为24M3H1，注入压力不超过地层破裂压力的80，注入压力与初始进入地层压力之差不超过50MPA。权利要求书CN102199418ACN102199422A1/3页3缝洞型碳酸盐岩油藏控制底水锥进的无机固化体系及其注入方法技术领域0001本发明涉及一种油田化学用剂及其注入方法，尤其是针对高温高盐缝洞型碳酸盐岩油藏控制底水锥进的化学体系及其注入方法。背景技术0002目前许多缝洞型底水油藏大部分采用水平井的开发方式来抑制底水锥进。但由于采油速度过快，或者开发时间较长，造成地层的能量不足，引起底水向油井射孔部位推进，形成底水锥进。当底水突破时，油井的含水率上升，底水从高渗井段产出并抑。
6、制低渗井段产液，进而导致大量剩余油富集在低渗段而难以采出。0003一般控制底水锥进的方法是在油水界面附近建立底水隔板，基本方法是在油水界面上以05M20M的间隔密集射孔，用封隔器将油套环空隔开，通过油管向密集射孔段挤入隔板液体系如凝胶、冻胶、固相颗粒、气体等，可建立35M的隔板，对底水锥进有较好的控制作用。但对于高温高盐缝洞型碳酸盐岩油藏来说，要选取合适的隔板液和找准射孔段、坐准封隔器就有相当大的难度，因此，用常规的通过射孔建立底水隔板的方法和隔板液难以适应。0004所以针对高温高盐缝洞底水油藏特点，提供一种超低密度无机固化体系不仅能满足高温高盐的要求，同时可调整自身密度，利用重力分异作用在油。
7、水界面上形成有效封堵，进而提高底水波及体积，提高原油采收率。发明内容0005本发明的目的是要提供一种缝洞型碳酸盐岩油藏控制底水锥进的无机固化体系及其注入方法，利用注入化学剂与地层水、原油密度差产生重力分异作用，在油水界面上建立起控制底水锥进的隔板，有效改变底水绕流方向，从而控制底水锥进，提高底水驱油效率，改善缝洞型底水油藏的开发效果。0006本发明的目的按以下方案实现所说的缝洞型碳酸盐岩油藏控制底水锥进的无机固化体系由超细水泥、密度调整剂、增强剂、悬浮分散剂、骨架桥接剂、减阻剂和缓凝剂组成，其中超细水泥的粒径为10100M、密度为2832G/CM3，使用质量分数为2427；密度调整剂为空心玻璃。
8、微球，其粒径为20200M，密度为0608G/CM3，使用质量分数为1720；增强剂为微细二氧化硅，其密度约为2628G/CM3、粒径为015020M，使用质量分数为14；悬浮分散剂为来自聚丙烯酰胺等高分子聚合物，使用质量分数为0206；骨架桥接剂为碳纤维，其长度为005010MM、密度为145155G/CM3，使用质量分数为003；减阻剂为来自羟基羧酸盐、烯类单体低聚物和磺化醛酮类缩聚物的一种或几种，使用质量分数为0106；缓凝剂为来自硼酸盐、膦酸盐、羧酸盐和木质素磺酸盐的一种或几种，使用质量分数为002；其余为水，以上各组分质量分数之和为100。由上述组分组成的无机固化体系的密度为1061。
9、10G/CM3，在说明书CN102199418ACN102199422A2/3页4130下的初凝时间为510H，抗压强度为1040MPA。0007根据上述组分所组成的无机固化体系的注入方法是首先配制并注入密度为108G/CM3110G/CM3的无机固化体系，注入量为每1米厚度油层610M3，然后配制并注入密度为106G/CM3108G/CM3的无机固化体系，注入量为每1米厚度油层35M3，最后注入质量分数为0406的HPAM水溶液作为过顶替液，注入量为每1米厚度油层13M3。上述体系分别配成水溶液，通过筛滤器过滤由调剖泵依次注入相应的井中。注入速度为24M3H1，注入压力不超过地层破裂压力的8。
10、0，注入压力与初始进入地层压力之差不超过50MPA。0008本发明的有益效果是由于地层水矿化度达到20104MG/L，密度为114G/CM3，而地下原油密度为085G/CM3，注入的无机固化体系的密度为106110G/CM3，处于地下原油密度和地层高矿化度盐水密度之间，所以它必将定位于油层之下，高矿化度盐水层之上，因此在油水界面附近无机固化体系可固化形成隔板，有效改变底水绕流方向，进而控制底水锥进。具体实施方式0009下面将结合实施例进一步说明本发明。0010实施例1无机固化体系的组成为超细水泥2546粒径为10100M、密度为2832G/CM3，密度调整剂1994，增强剂297，悬浮分散剂0。
11、51，减阻剂038，缓凝剂013，骨架桥接剂021，其余为水，各组分之和为100，搅拌均匀形成密度为1061G/CM3的体系，在130下该体系的初凝时间为55H、抗压强度15MPA。0011实施例2无机固化体系的组成为超细水泥2647粒径为10100M、密度为2832G/CM3，密度调整剂1764，增强剂221，悬浮分散剂053，减阻剂040，缓凝剂013，骨架桥接剂022，其余为水，各组分之和为100，搅拌均匀形成密度为1078G/CM3的体系，在130下该体系的初凝时间为70H、抗压强度22MPA。0012实施例3无机固化体系的组成为超细水泥2781粒径为10100M、密度为2832G/C。
12、M3，密度调整剂1712，增强剂300，悬浮分散剂051，减阻剂039，缓凝剂013，骨架桥接剂021，其余为水，各组分之和为100，搅拌均匀形成密度为1100G/CM3的体系，在130下该体系的初凝时间为60H、抗压强度30MPA。0013现场应用情况0014现有A试验井，其基本情况见表1，工作液情况见表2。0015表1试验井基本情况0016情况A井投产日期1999年4月采油层位02YJ；C1K油层井段/M52505540说明书CN102199418ACN102199422A3/3页5射孔井段/M52605540油藏类型缝洞型碳酸盐岩地层温度/1300017表2A试验井工作液应用情况13000180019试验结果表明，A井施工前含水率平均为992，最高达到999，施工后最低为880，并且稳定在916左右，产油量由施工前平均311TD1增加到370TD1，有效期长达10个月，增产油量达17533T，效果明显。说明书CN102199418A。