CN113464087B - 一种底水油藏高含水油井选择性堵水方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种底水油藏高含水油井选择性堵水方法，该方法是在井筒中注入氮气压锥后，注入起泡剂、高分子溶液、泡沫稳定剂及交联剂的混合溶液，在地层内形成凝胶泡沫。再通过返排清理高渗层内泡沫，达到暂堵低渗，使后续堵水剂定向进入高渗层的目的。接下来注入堵水剂，堵水剂在产水层内合适位置建立人工隔板，防止底水上窜，抑制底水锥进。最后通过聚合物溶液过顶替，将堵水剂顶替出近井地带一定位置，保证封堵后有一定的产液能力，防止注水井注入压力过高，并延长堵水剂的有效期。在上述步骤的共同作用下，实现定向堵水，解决油井过早见水、见水后产量急剧下降的问题。
Description
技术领域
本发明涉及底水油藏采油工程领域，尤其是一种底水油藏高含水油井选择性堵水方法。
背景技术
具有水体的油气运移成藏后，由于重力分异作用，使得油藏内总是油上水下，而根据油水接触关系可将这类油藏分为边水油藏和底水油藏。与其他类型的油藏相比，边底水油藏的含油面积会与水体直接接触。在油田开发的中前期，边底水会为油藏的开发提供一定的能量，使得油田稳产；但随着生产的继续进行，边底水进一步侵入油层，就会导致油水前缘被突破，地层水舌进或锥进，使油井开始见水，无水采油期缩短、含水上升加快、产油量降低、采出程度降低，从而油藏发效果变差。因而，如何抑制边底水油藏自有水体的侵入和锥进是其开发的重点。
传统堵水方法主要包括机械堵水以及化学堵水。机械堵水可以精确封堵产水层，后续条件允许时解封继续实施采油、洗井等作业，但需要对井下出水点/层有准确的认识，且成本高昂。化学堵水主要是通过向井下注入化学药品，对产水层实施封堵。化学堵水包括选择性堵水和非选择性堵水。非选择性堵水所用的堵水剂对水层和油层均可造成堵塞，而无选择性。施工时，先找出水层位，选择适当的工艺管柱，将油层与水层分开，而后将堵水剂挤入高含水层，达到封堵的目的；油井非选择性堵水主要用于水泥浆、树脂等一次堵死出水层位。而选择性堵水则是利用化学堵水剂大幅度降低水相渗透率，少降或不降低油(气)相渗透率的化学堵水措施称为选择性堵水；机理是堵水剂利用油、水和岩石性质，以及出油、出水层间的差异来达到选择性堵水。
专利CN104629698A公开了一种边底水油藏堵水办法，其采用氮气加强凝胶堵剂对高渗层进行封堵，但若注入压力超过低渗层启动压力，会导致堵剂流入低渗层，对低渗层造成损害。因此，需要发明一种底水油藏高含水油井选择性堵水方法。
发明内容
本发明的目的是针对目前边底水油藏堵水困难，堵水效果差的问题，提供一种底水油藏高含水油井选择性堵水方法。
本发明提供的底水油藏高含水油井选择性堵水方法，其步骤如下：
S1、通过注入井向地层内高速高压注入氮气，下压井底水锥，增加产油层压力，使后续堵水剂优先进入高渗。
S2、下压井底水锥后，向井中注入起泡剂、高分子溶液、泡沫稳定剂与交联剂四种的混合溶液，混合溶液与步骤S1注入的氮气在多孔介质中混合，在地层中形成凝胶泡沫。
所述高分子溶液为质量百分含量0.3％-0.4％的聚丙烯酰胺溶液。所述起泡剂为脂肪醇醚硫酸钠盐。所述泡沫稳定剂为溴化N,N-二甲基二茂铁基十六烷基甲铵盐改性的疏水改性纳米SiO2颗粒。所述交联剂为有机铬与酚醛树脂按照质量比3:5的复合交联剂；复合交联剂与聚丙烯酰胺的交联时间小于由起泡剂与气体所形成泡沫的半衰期。
S3、开井返排，换小油嘴，以低生产压差，开井生产3-8小时，促进泡沫的形成，同时低生产压差使得高渗层泡沫优先返排，同时暂堵低渗层，有利于后续堵水剂优先进入高渗层。
S4、注入堵水剂，堵水剂定向进入产水层，建立人工隔板，实现智能选择性堵水。
所述堵水剂筛选需要同时具备以下条件：
(1)堵水剂是整体固化或胶凝；
(2)堵水剂为分子或离子分散的形式，反应时间长；
(3)近井使用的堵剂必须保证在大生产压差下不产出；
(4)远井使用强度弱的堵剂，近井使用强度高的堵剂。
所述堵水剂用量可按下式计算：
q＝π(2r)2hφ
式中：q-堵水剂的总用量，m3；r-封堵半径，m；φ-油层孔隙度，％；h-隔板厚度，m。
S5、采用聚合物溶液进行过顶替，防止注水井注入压力过高，并延长堵水剂的有效期。
通过以上五个步骤，可实现暂堵保持低渗油层，同时提高堵水剂定向进入高渗产水层能力，在合适位置形成人工隔板，有效堵水。
与现有技术相比，本发明的有益之处在于：
(1)向井下高速高压注入氮气，氮气进入使水锥下压，方便后续堵水剂进入高渗层；
(2)压锥所用氮气成为后续注入泡沫暂堵剂的气源，注入起泡剂后产生的泡沫可以加强压锥效果；通过注入起泡剂溶液及形成泡沫的密度比氮气高，进入产水层后，能进一步强化压锥效果，并且可以暂堵保护油层，保证后续堵水剂准确进入高渗产水层；
(3)在注入的混合溶液中同时含有起泡剂、高分子溶液、泡沫稳定剂与交联剂，生成凝胶泡沫，有效增加了泡沫的稳定性和强度，同时增加其抗油能力。
本发明的其它优点、目标和特征将部分通过下面的说明体现，部分还将通过对本发明的研究和实践而为本领域的技术人员所理解。
附图说明
图1为初始条件水淹下，地层情况示意图。
图2为注氮气压锥后，地层情况示意图。
图3为注起泡剂、高分子溶液、泡沫稳定剂及交联剂的混合溶液后，地层情况示意图。
图4为小油嘴，低生产压差返排时，地层情况示意图。
图5为注入人工隔板后，地层情况示意图。
图中，1-低渗产油层，2-高渗产水层，3-底部水体，4-注入氮气，5-注起泡剂、高分子溶液、泡沫稳定剂及交联剂后产生的凝胶泡沫，6-注堵水剂后生成的人工隔板。
具体实施方式
以下结合附图对本发明的优选实施例进行说明，应当理解，此处所描述的优选实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限定本发明。
实施例1
本发明的底水油藏高含水油井选择性堵水方法，具体如下：
如图1所示，随着长时间注水生产，油井进入高含水阶段，底水侵入严重，产生水锥，下部高渗层发生水淹。
此时，如图2所示，通过油管向井下高速高压注入氮气，此时氮气优先进入高渗层，提高高渗层压力，氮气的进入使得侵入水被向下部驱赶，达到下压水锥的目的，可以为后续堵水剂的进入创造条件。由于氮气在高速高压下被注入地层，低渗层也有部分氮气进入，这部分氮气进一步提高了低渗层本身的层内压力。相对于高渗层来说，单位时间内低渗层压力传导较慢，压力下降速度慢，这就导致了注气后高低渗层的层内压力之差会逐渐增大，这使得后续堵水剂在一定的注入压力下可以定向进入高渗产水层。
随后向井下高速注入混合溶液(起泡剂、高分子溶液、泡沫稳定剂及交联剂的混合溶液)，如图3所示。起泡剂在进入地层后，与上一段塞注入的氮气在多孔介质内混合形成凝胶泡沫，在高渗层内形成泡沫后，由于起泡剂及泡沫自身密度大于氮气，可以进一步强化氮气压锥的效果。同时，由于高渗层形成泡沫，降低了自身渗透率，混合溶液开始进入低渗层，在低渗层内与氮气混合产生泡沫，对低渗层产生了暂堵保护。作为优选的，所述高分子溶液可以为0.3％-0.4％的HPAM溶液。所述起泡剂为脂肪醇醚硫酸钠盐(AES)。所述泡沫稳定剂为使用溴化N,N-二甲基二茂铁基十六烷基甲铵盐(Fc16AB)改性的疏水改性纳米SiO2颗粒。所述交联剂为复合交联体系(有机铬：酚醛树脂＝3:5)。复合交联剂与聚丙烯酰胺的交联时间小于由起泡剂与气体所形成泡沫的半衰期，保证在只有少量泡沫破裂时，交联剂就能与聚丙烯酰胺发生交联反应。
注入一定量混合溶液后，换小油嘴，以低生产压差，开井生产3-8小时，如图4所示。返排时高渗层与低渗层均有产出趋势，地层内流体向井筒方向流动，由于氮气粘度远小于混合溶液及产生的凝胶泡沫，故氮气运移更为容易，返排时氮气从距井筒稍远处运移至井筒附近与起泡剂等溶液进一步充分混合，提高泡沫生成质量，强化暂堵及压锥效果；此外，由于高渗层启动压差小于低渗层，再以低生产压差生产时，高渗层内泡沫会优先返排，高渗层层内压力降低，提高了低渗层和高渗层之间压力的差值，有利于后续堵水剂定向进入高渗层。
如图5所示，在上述步骤后，向地层内注入水堵剂建立人工隔板，堵水剂定向进入产水层，实现智能选择性堵水。所述堵水剂筛选条件如下：
(1)是整体性堵水剂，即堵剂是整体固化或胶凝。
(2)所使用的堵水剂最好为分子或离子分散的形式，反应时间应足够长。
(3)堵水剂应是组合型的，堵剂强度应尽量高。
(4)近井使用的堵水剂必须保证在大生产压差下不产出。
(5)堵水剂的配置和施工应简单易操作，且施工危险性小。
(6)堵水剂的成本低、来源广。
(7)建立隔板的堵剂远井可使用强度弱的堵水剂，近井使用强度高的堵水剂。
所述堵水剂用量可按下式计算：
q＝π(2r)2hφ
式中：q-堵剂的总用量，m3；r-封堵半径，m；φ-油层孔隙度，％；h-隔板厚度，m。
最后，使用聚合物溶液进行过顶替，过顶替也将堵水剂顶替出近井地带一定位置，保证封堵后有一定的产液能力，防止注水井注入压力过高，并延长堵水剂的有效期。
在上述步骤的共同作用下，可实现底水油藏高含水油井智能选择性堵水，解决油井见水后，产量急剧下降的问题。
实施例2
将本发明的堵水方法应用于具体的某个底水油藏高含水油井。具体方法如下：
S1、向井中高速高压注入氮气，使氮气进入高渗产水层，氮气的进入使得侵入水被向下部驱赶，达到下压水锥的目的，为后续作业提供条件。根据凝胶泡沫体系研究，最佳氮气用量为步骤S2中注入的混合溶液体积的两倍，混合溶液的体积计算公式：Q＝πR2hφ，式中R＝10m，h＝2m，φ＝0.3。氮气注入量采用状态方程PV＝nRT换算地面体积，气体注入速度控制在600-900m3/h，气体注入压力高于地层压力。
S2、向井中注入起泡剂、HPAM、交联剂及泡沫稳定剂的混合溶液，其中，起泡剂为脂肪醇醚硫酸钠盐，质量浓度为1％；HPAM质量浓度为0.3％-0.4％；交联剂为复合交联体系(有机铬：酚醛树脂＝3:5)。复合交联剂与聚丙烯酰胺的交联时间小于由起泡剂与气体所形成泡沫的半衰期，保证在只有少量泡沫破裂时，交联剂就能与聚丙烯酰胺发生交联反应，质量浓度为0.1％；泡沫稳定剂为使用溴化N,N-二甲基二茂铁基十六烷基甲铵盐(Fc16AB)改性的疏水改性纳米SiO2颗粒，质量浓度为0.1％。混合溶液注入量以步骤S1中公式计算，注入量约为188.4m3。
S3、混合溶液注入完成后，换小油嘴，以略大于高渗层启动压差的生产压差，开井生产3-8小时，使地层内的氮气与起泡剂充分混合，并排出高渗层内泡沫。
S4、在完成前述步骤后，注入隔板堵水剂，堵水剂采用专利CN104449618B中的耐温耐盐高温自交联就地聚合堵水凝胶。堵水剂用量采用公式q＝π(2r)2hφ计算，其中r＝10m，h＝2m，φ＝0.3，注入量约为753.6m3。由于低渗层被暂堵，堵剂注入地层后，会只进入高渗层，并在高渗层横向延伸，在合适的位置建立人工隔板。该堵剂在岩心中的突破压力梯度大于9MPa/m，封堵率达99％。
S5、使用HPAM聚合物溶液进行过顶替，过顶替液的粘度要大于被顶替液，过顶替也将堵剂顶替出近井地带一定位置，保证封堵后有一定的产液能力，防止注水井注入压力过高，并延长堵水剂的有效期。
采用上述工艺，措施井含水下降18.9％，堵水效果良好。
综上所述，本发明的堵水方法是在井筒中注入氮气压锥后，注入起泡剂、高分子溶液、泡沫稳定剂及交联剂的混合溶液，在地层内形成凝胶泡沫。再通过返排清理高渗层内泡沫，达到暂堵低渗，使后续堵水剂定向进入高渗层的目的。接下来注入堵水剂，堵水剂在产水层内合适位置建立人工隔板，防止底水上窜，抑制底水锥进。最后通过聚合物溶液过顶替，将堵水剂顶替出近井地带一定位置，保证封堵后有一定的产液能力，防止注水井注入压力过高，并延长堵水剂的有效期。
以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。
Claims (7)
1.一种底水油藏高含水油井选择性堵水方法，其特征在于，步骤如下
S1、通过注入井向地层内注入氮气，下压井底水锥；
S2、向井中注入起泡剂、高分子溶液、泡沫稳定剂与交联剂四种的混合溶液，混合溶液与步骤S1注入的氮气在多孔介质中混合，在地层中形成凝胶泡沫；
S3、开井返排，换小油嘴，以低生产压差，开井生产3-8小时，促进泡沫的形成，同时低生产压差使得高渗层泡沫优先返排，暂堵低渗层；
S4、注入堵水剂，堵水剂定向进入产水层，建立人工隔板，实现智能选择性堵水；
S5、进行过顶替，防止注水井注入压力过高，并延长堵水剂的有效期。
2.如权利要求1所述的底水油藏高含水油井选择性堵水方法，其特征在于，所述高分子溶液为质量百分含量0.3％-0.4％的聚丙烯酰胺溶液。
3.如权利要求2所述的底水油藏高含水油井选择性堵水方法，其特征在于，所述起泡剂为脂肪醇醚硫酸钠盐。
4.如权利要求3所述的底水油藏高含水油井选择性堵水方法，其特征在于，所述泡沫稳定剂为溴化N,N-二甲基二茂铁基十六烷基甲铵盐进行疏水改性的纳米SiO2颗粒。
5.如权利要求4所述的底水油藏高含水油井选择性堵水方法，其特征在于，所述交联剂为有机铬与酚醛树脂按照质量比3:5的复合交联剂；复合交联剂与聚丙烯酰胺的交联时间小于由起泡剂与气体所形成泡沫的半衰期。
6.如权利要求1所述的底水油藏高含水油井选择性堵水方法，其特征在于，所述堵水剂用量可按下式计算：
q＝π(2r)2hφ
式中：q-堵水剂的总用量，m3；r-封堵半径，m；φ-油层孔隙度，％；h-隔板厚度，m。
7.如权利要求6所述的底水油藏高含水油井选择性堵水方法，其特征在于，所述堵水剂筛选需要同时具备以下条件：
(1)堵水剂是整体固化或胶凝；
(2)堵水剂为分子或离子分散的形式，反应时间长；
(3)近井使用的堵剂必须保证在大生产压差下不产出；
(4)远井使用强度弱的堵剂，近井使用强度高的堵剂。
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