CN103498643B - 一种用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及一种用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法。本发明属于油田开发技术领域。一种用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法，其特点是：复合段塞深部堵水方法是利用不同堵剂特性设计复合段塞，高强度堵剂在近井地带段塞，中等强度堵剂在过渡地带段塞，低强度堵剂设计在远井地带段塞；高强度堵剂采用发泡凝胶类堵剂，中等强度堵剂采用无机铬类冻胶堵剂，低强度堵剂采用酚醛类冻胶堵剂。本发明具有工艺合理、易于施工、堵水有效期长且无毒环保，可实现选择性深部堵水，既可封堵高含水层段又不伤害油层，而且堵水有效期长，有效降低油井产液含水率，保证油田正常生产等优点。
Description
技术领域
本发明属于油田开发技术领域，特别是涉及一种用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法。
背景技术
目前，随着油田开发进入中后期，油井出水日益严重，目前油井的平均含水已达到80%以上，油井大量出水后，不仅增加联合站的污水处理量和处理费用，加重地面管线的腐蚀结垢，而且油井出水还会导致地层能量下降，地层大量出砂等问题。油井含水上升是造成油井乃至油田产量下降和递减速度加快的主要原因，油井出水越多，所造成的危害就越大。因此如何对出水层进行有效的封堵，控制油井含水率上升，保持油田稳产和增产，成为高含水油藏开发过程中必须面临的问题。
油田现在最常用的是化学堵水方法，主要是指采取配套工艺措施向储层注入化学堵剂封堵高渗透层或高产水层，实现油井产液控水的目的。化学堵水技术具有堵剂来源广泛、施工工艺简单、堵水成功率相对较高等优点，但常规化学冻胶堵剂易受储层矿化度、温度、压力、剪切等多种因素的影响，导致冻胶的成胶时间、强度不易控制，耐冲刷性差，从而造成堵水有效时间短；另外常规堵水工艺设计往往与堵剂性能不配套，如堵剂放置距离、施工压力、泵注速率等工艺措施设计不合理，导致冻胶伤害油层或水在地层很快绕流，造成堵水有效期短或成功率低，增产效果差。因此，现有的油田现场堵水作业存在着堵剂污染、易堵易开、有效期短、增产效果差等技术问题。
发明内容
本发明为解决公知技术中存在的技术问题而提供一种用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法。
本发明的目的是提供一种具有工艺合理、易于施工、堵水有效期长且无毒环保，可实现选择性深部堵水，既可封堵高含水层段又不伤害油层，而且堵水有效期长，有效降低油井产液含水率，保证油田正常生产等特点的用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法。
本发明用于高含水油藏的复合段塞深部堵水设计如下：
（1）复合段塞设计：根据不同堵剂特性，合理组合堵剂，设计多配方复合段塞，高强度堵剂设计在近井地带，低强度堵剂设计在远井地带，过渡地带设计中等强度的堵剂段塞，从而合理的组合配置不同特性的堵剂。
酚醛类冻胶堵剂是由乳液聚合物与预聚型酚醛树脂交联得到的，具有成胶时间长，成胶强度较弱、弹性好、耐剪切等特性，设计用于远井地带堵剂段塞。
无机铬类冻胶堵剂是由耐剪切乳液聚合物与无机铬交联剂得到的，具有成胶时间长短可控，成胶强度可调、稳定性好等特性，根据工艺需求，可设计为成胶时间适中、强度较高的过渡地带堵剂段塞。
发泡凝胶类堵剂是一种由聚氨酯类聚合物为基材加以改性的双组份高聚物，具有胶凝时间短、强度高、耐压耐水冲刷性强、无渗透性等特点，设计用于近井地带大孔道堵剂段塞，起到强封口作用。
（2）选择性泵入工艺设计：根据储层物性，设计合理的选择性泵入工艺，使堵剂能有效的进入高含水层，避免污染油层，以发挥复合段塞的封堵作用，提高堵水的成功率。
对于层间非均质明显的储层，利用地层渗透率差异进行选择性注入；油井产出水是沿高渗透层突入油层，由于高渗层是低流动阻力层，所以注入油井的堵剂优先进入高渗透层，一般即高含水层，产生选择性注入。
利用相渗透率差异进行选择性注入；水基堵剂优先进入含水饱和度高的地层，从而产生选择性注入；
利用低注入速度进行选择性注入；低注入速度必然产生低注入压力，这时注入堵剂会优选进入流动阻力最小的高渗透层达到选择性堵水的目的。
（3）深部封窜工艺设计：堵水有效期短往往是由于堵剂被绕流，很快又形成新的优势水流通道导致的，而堵剂的被绕流时间受堵剂放置距离的影响，因此合理的设计堵剂的放置方法及位置，就能延长堵剂的被绕流时间，延长堵剂的有效期。
实验室设计岩心驱替模拟驱替实验，得到堵剂用量与封堵效果或采收率的关系；
堵剂放置的距离越远，越能控制边底水或注入水的绕流，越能延长堵水有效期；
结合考虑经济效益，合理设计最佳的堵水半径，并计算分段塞堵剂用量；
为避免堵剂在射孔处封堵造成储层伤害，设计过顶替液将堵剂顶替到地层，过顶替液的粘度高于堵剂的最后段塞堵剂的粘度。
堵水作业结束后，根据堵剂特性设计合理的关井时间和开井生产制度。在堵水开井后生产初期降低生产压差或放小油嘴开采，随着时间逐渐放大生产压差到正常水平。
本发明用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法所采取的技术方案是：
一种用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法，其特点是：复合段塞深部堵水方法是利用不同堵剂特性进行复合段塞，高强度堵剂在近井地带段塞，中等强度堵剂在过渡地带段塞，低强度堵剂设计在远井地带段塞；高强度堵剂采用发泡凝胶类堵剂，中等强度堵剂采用无机铬类冻胶堵剂，低强度堵剂采用酚醛类冻胶堵剂。
本发明用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法还可以采用如下技术方案：
所述的用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法，其特点是：复合段塞深部堵水方法是利用不同堵剂特性进行复合段塞，高强度堵剂在近井地带段塞，中等强度堵剂在过渡地带段塞，低强度堵剂设计在远井地带段塞；高强度堵剂采用发泡凝胶类堵剂，中等强度堵剂采用无机铬类冻胶堵剂，低强度堵剂采用酚醛类冻胶堵剂。
所述的用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法，其特点是：酚醛类冻胶堵剂是由乳液聚合物与预聚型酚醛树脂交联得到的；制备过程是采用浓度为1.0-3.0%的水包水聚丙烯酰胺乳液，搅拌溶解；然后加入浓度为0.5-1.0%的预聚型酚醛树脂，最后加入0.01-0.05%硫代硫酸钠稳定剂_，搅拌均匀即得酚醛树脂冻胶。
所述的用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法，其特点是：无机铬类冻胶堵剂是由耐剪切乳液聚合物与无机铬交联剂得到的；制备过程是采用浓度为1.5-2.0%的油包水聚丙烯酰胺乳液，再加入浓度为0.02-0.1%OP10表面活性剂，搅拌溶解；然后加入浓度为0.05-0.2%重铬酸钾+0.3-0.8%硫脲交联剂，全部溶解到聚合物溶液中；最后加入0.1-0.25%木质素磺酸钙+0.01-0.05%硫代硫酸钠稳定剂；搅拌均匀即得硫脲铬冻胶堵剂。
所述的用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法，其特点是：发泡凝胶类堵剂是由聚氨酯类聚合物为基材加以改性的双组份高聚物，制备过程是采用浓度为0.5-2%水包水聚丙烯酰胺乳液，搅拌溶解；再加入浓度为2.0-5.0%聚氨酯预聚体，混合均匀，即得发泡凝胶堵剂。
所述的用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法，其特点是：根据储层物性采取选择性泵入工艺，使堵剂能有效地进入高含水层，避免污染油层，对于层间非均质的储层，利用地层渗透率差异进行选择性注入，使堵剂优先进入高渗透层。
所述的用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法，其特点是：根据储层物性采取选择性泵入工艺，利用相渗透率差异进行选择性注入，水基堵剂优先进入含水饱和度高的地层，从而产生选择性注入。
所述的用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法，其特点是：根据储层物性采取选择性泵入工艺，利用低注入速度进行选择性注入，低注入速度产生低注入压力，注入堵剂会优选进入流动阻力最小的高渗透层进行选择性堵水。
所述的用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法，其特点是：复合段塞时，深部封窜工艺采用最佳的堵水半径，并计算得到分段塞堵剂用量。
所述的用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法，其特点是：堵水半径根据油藏特性与储采动态设计。
所述的用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法，其特点是：复合段塞时，为避免堵剂在射孔处封堵造成储层伤害，使用过顶替液将堵剂顶替到地层，过顶替液的粘度高于堵剂的最后段塞堵剂的粘度。
本发明具有的优点和积极效果是：
一种用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法由于采用了本发明全新的技术方案，与现有技术相比，本发明根据高含水油田的油藏特性和井况动态，制定复合段塞堵剂和深部封窜工艺。按照堵剂性能分段塞设计，定向研制不同类型、不同成胶时间、不同强度的各段塞堵剂配方，并制定相应的配套工艺方案，以用于封堵距离储层射孔不同位置的水流优势通道，实现油井产液控水的目的。
本发明堵水技术与常规化学冻胶堵水相比，其堵剂性能优良、工艺设计合理、易于施工、堵水有效期长且无毒环保。利用该技术可实现选择性深部堵水，一方面可封堵高含水层段而不伤害油层；另外通过深部封窜工艺设计，延长堵水有效期，从而有效的降低油井产液含水率，保证油田正常生产。
具体实施方式
为能进一步了解本发明的发明内容、特点及功效，兹例举以下实施例，并详细说明如下：
实施例1
一种用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法，其特点是利用不同堵剂特性进行复合段塞，高强度堵剂在近井地带段塞，中等强度堵剂在过渡地带段塞，低强度堵剂设计在远井地带段塞；高强度堵剂采用发泡凝胶类堵剂，中等强度堵剂采用无机铬类冻胶堵剂，低强度堵剂采用酚醛类冻胶堵剂。
酚醛类冻胶堵剂是由乳液聚合物与预聚型酚醛树脂交联得到的；制备过程是采用浓度为1-3%的水包水聚丙烯酰胺乳液，搅拌溶解；然后加入浓度为0.5-1.0%的预聚型酚醛树脂，最后加入0.01-0.05%硫代硫酸钠稳定剂，搅拌均匀即得酚醛树脂冻胶。
无机铬类冻胶堵剂是由耐剪切乳液聚合物与无机铬交联剂得到的；制备过程是采用浓度为1.5-2.0%的油包水聚丙烯酰胺乳液，再加入浓度为0.02-0.1%OP10表面活性剂，搅拌溶解；然后加入浓度为0.05-0.2%重铬酸钾+0.3-0.8%硫脲交联剂，全部溶解到聚合物溶液中；最后加入0.1-0.25%木质素磺酸钙+0.01-0.05%硫代硫酸钠稳定剂；搅拌均匀即得硫脲铬冻胶堵剂。
发泡凝胶类堵剂是由聚氨酯类聚合物为基材加以改性的双组份高聚物，制备过程是采用浓度为0.5-2%水包水聚丙烯酰胺乳液，搅拌溶解；再加入浓度为2.0-5.0%聚氨酯预聚体，混合均匀，即得发泡凝胶堵剂。
本实施例进行复合段塞时，根据储层物性采取选择性泵入工艺，使堵剂能有效地进入高含水层，避免污染油层，对于层间非均质的储层，利用地层渗透率差异进行选择性注入，使堵剂优先进入高渗透层。根据储层物性采取选择性泵入工艺，利用相渗透率差异进行选择性注入，水基堵剂优先进入含水饱和度高的地层，从而产生选择性注入。根据储层物性采取选择性泵入工艺，利用低注入速度进行选择性注入，低注入速度产生低注入压力，注入堵剂会优选进入流动阻力最小的高渗透层进行选择性堵水。复合段塞时，深部封窜工艺采用最佳的堵水半径，并计算得到分段塞堵剂用量。堵水半径根据油藏特性与储采动态设计。为避免堵剂在射孔处封堵造成储层伤害，使用过顶替液将堵剂顶替到地层，过顶替液的粘度高于堵剂的最后段塞堵剂的粘度。
实施例2
一种用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法，其堵水技术的复合段塞具体实施过程如下：
前置段塞：选择酚醛类冻胶堵剂；采用浓度为2.0%的水包水乳液，搅拌充分溶解；然后加入浓度为1.0%的预聚型酚醛树脂，最后加入0.1%，搅拌均匀即得酚醛树脂冻胶。该冻胶堵剂采用耐剪切水包水聚丙烯酰胺乳液，抗剪切性强；成胶时间为120h，成胶强度D（凝胶代码），弹性好；耐温70-120℃，80℃老化稳定180天无破胶现象。
过渡段塞：选择无机铬类冻胶堵剂；采用浓度为1.5-2.0%的油包水聚丙烯酰胺乳液，再加入浓度为0.05%OP10表面活性剂，搅拌溶解；然后加入浓度为0.1%重铬酸钾+0.45%硫脲交联剂，全部溶解到聚合物溶液中；最后加入0.13%木质素磺酸钙+0.1%稳定剂；搅拌均匀即得硫脲铬冻胶堵剂。该堵剂采用油包水聚丙烯酰胺乳液，耐剪切；成胶时间72h左右，成胶强度E→F（凝胶代码）；耐温40-90℃，60℃老化270天，80℃老化稳定150天无破胶现象，稳定性强。
近井段塞：选择发泡凝胶类堵剂；采用浓度为1.0%水包水聚丙烯酰胺乳液，搅拌充分溶解；再加入浓度为3%改性聚氨酯预聚体，混合均匀，即得发泡凝胶堵剂。该堵剂胶凝时间3-8h，强度高G（凝胶代码，）无弹性、无渗透性；耐温45-120℃，耐压40MPa，耐水浸泡大于180天稳定，无油水选择性，需注入工艺配合以避免伤害油层。
实施例3
一种用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法，其冻胶堵剂的封堵能力，采用填砂管岩心对其进行评价，测定无机铬类冻胶堵剂的性能。
堵剂配方为1.8%油包水乳液聚丙烯酰胺+0.05%OP-10+0.1%K2Cr2O7+0.50%硫脲+_0.13%木质素磺酸钙+0.1%硫代硫酸钠稳定剂。
实验过程为：选择三支并联填砂管（φ38*500mm），分别设计为高、中、低渗透率，水驱至压力稳定测其封堵前渗透率kwo；然后配制上述配方冻胶，注入0.4PV，然后注入0.1PV水进行过顶替，接着将填砂管在80℃恒温箱稳定3天，待堵剂完全成胶后再次水驱至压力稳定，测岩心封堵后渗透率kw1，并计算封堵率。实验结果见表1。
表1冻胶堵剂封堵率实验结果
| 岩心 | 初始渗透率(μm2) | 堵后渗透率(μm2) | 封堵率(%) |
| 高渗层 | 5.917 | 0.246 | 95.8 |
| 中渗层 | 2.889 | 0.573 | 80.2 |
| 低渗层 | 0.580 | 0.580 | 0.00 |
结果显示冻胶堵剂具有对高渗透层具有很强的封堵能力，且优先封堵高渗透层，能够保证现场施工有效封堵高含水层或高渗透层，达到降水稳油的目的。
实施例4
一种用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法，在海上油田的堵水具体实施方式如下：
某海上油田为天然边底水驱动油藏，其A07井投产5年含水率上升到100%，累计采油时间短，采出程度低，油层厚度14.8m，还具有丰富的剩余可采储量。A07井地层孔隙度29-30%，静态渗透率597-2537mD，含油饱和度65%左右，原油密度0.9682g/cm3，地面原油粘度1158mPa.s。该井实施过堵水作业，施工结束后含水率降低到83%，然后稳产50天，含水率急剧上升至98%。
结合该井的油藏特性和井况动态，分析之前堵水作业失效的主要原因可能在于堵水工艺设计的封堵半径设计过小，造成堵剂被绕流；或堵剂耐压耐冲刷能力较弱，造成堵剂失效等。因此基于上述判断，对该井进行复合段塞深部堵水，制定三段塞深部选择性封堵的总体方案，然后按照堵水施工原则设计先后分次序分段塞注入堵剂及其用量，该井采用的段塞注入量、成胶时间如下表所示。
表2堵水作业施工次序表
按照表2设计方案，堵剂用量820m3；利用储层渗透率差异和低排量注入将堵剂选择性泵入到高渗透层，实现选择性封堵。按注入参数分布注入堵水剂后，侯凝7天后降低生产压差或放小油嘴开采，随着时间逐渐放大生产压差到正常水平。
本实施例具有本发明所述的工艺合理、易于施工、堵水有效期长且无毒环保，可实现选择性深部堵水，既可封堵高含水层段又不伤害油层，而且堵水有效期长，有效降低油井产液含水率，保证油田正常生产等积极效果。
Claims (2)
1.一种用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法，其特征是：复合段塞深部堵水方法是利用不同堵剂特性进行复合段塞，高强度堵剂在近井地带段塞，中等强度堵剂在过渡地带段塞，低强度堵剂设计在远井地带段塞；高强度堵剂采用发泡凝胶类堵剂，中等强度堵剂采用无机铬类冻胶堵剂，低强度堵剂采用酚醛类冻胶堵剂；
无机铬类冻胶堵剂是由耐剪切乳液聚合物与无机铬交联剂得到的；制备过程是采用浓度为1.5-2.0％的油包水聚丙烯酰胺乳液，再加入浓度为0.02-0.1％OP10表面活性剂，搅拌溶解；然后加入浓度为0.05-0.2％重铬酸钾+0.3-0.8％硫脲交联剂，全部溶解到聚合物溶液中；最后加入0.1-0.25％木质素磺酸钙+0.01-0.05％硫代硫酸钠稳定剂；搅拌均匀即得硫脲铬冻胶堵剂。
2.根据权利要求1所述的用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法，其特征是：发泡凝胶类堵剂是由聚氨酯类聚合物为基材加以改性的双组份高聚物，制备过程是采用浓度为0.5-2％水包水聚丙烯酰胺乳液，搅拌溶解；再加入浓度为2.0-5.0％聚氨酯预聚体，混合均匀，即得发泡凝胶堵剂。
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2013
- 2013-10-23 CN CN201310502966.0A patent/CN103498643B/zh active Active
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