CN114517657A - 一种用于高温高盐底水油藏的二元复合控水工艺 - Google Patents
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Abstract
本发明涉及油藏开发中的调剖堵水工艺，具体涉及一种用于高温高盐底水油藏的二元复合控水工艺。该工艺包括：依次向地层注入前置保护液体系、弱堵体系、过渡体系、强堵体系和顶替体系；所述弱堵体系按注入的先后顺序包括第一氮气段塞、起泡液体系1段塞和第二氮气段塞；所述过渡体系为起泡液体系2段塞；所述强堵体系为耐高温凝胶段塞；所述顶替体系按注入的先后顺序包括聚合物溶液段塞和清水段塞。该工艺解决了单纯化学堵水技术应用于高温高盐底水油藏时经济适应性和技术适应性差的问题。
Description
技术领域
本发明涉及油藏开发调整中的调剖堵水工艺设计领域，具体涉及一种用于高温高盐底水油藏的二元复合控水工艺。
背景技术
高温高盐底水油藏是指温度为75～130℃、盐含量高的底水油藏，是我国西部油田重要的储量来源。随着底水油藏的开发，采油井高含水问题日益严重，几乎一半的采油井含水已大于80％，严重影响到了油藏的正常开发。以塔河油田碎屑岩油藏为例，探明地质储量为6.788×104吨，而采收率仅30.16％。因此，迫切需要开展调剖/堵水等措施以提高油田开发效益。
目前，底水油藏控水方法主要有：改变油井工作制度、排水控水法、电磁加热法、注气控水法、化学控水法。在开发实践中，化学堵水逐渐成为底水油藏主导堵水工艺。高温高盐底水油藏的地层条件对控水方法提出了新的挑战：耐高温高盐的化学体系成本较高，目前低油价形势限制了化学体系用量，使得化学堵水的经济适应性变差。同时，底水存在不同侵入模式，单个化学体系存在油水同堵的问题，降低了堵水效果和高成本化学体系的利用率，因此单个化学体系的化学堵水存在技术不足。
专利号为ZL201410718031.0，发明名称为底水油藏水平井变参数射孔控水完井方法及装置的专利在水平井控水完井领域，确定使各控水单元同时达到目标极限含水率的各控水单元产液量，明确使射孔密度取整误差达到最小的各控水单元的射孔枪弹组合，从而确定各射孔单元的射孔密度，进行底水油藏水平井变参数射孔控水完井操作。该发明通过底水油藏水平井变参数射孔控水完井技术装置实现了底水油藏水平井控水，存在施工难度大等问题。申请号为201310397664.1，发明名称为一种油井控水用复合堵剂及其制备方法的专利申请公开了一种能用于注水开发老油田的重复压裂、解堵酸化措施的控水暂堵剂，该暂堵剂从含水(20-40％)油井注入，封堵中高含水油井优势水驱通道，实现中高含水油井措施控水的目的；但只使用了单个化学体系，导致该封堵方法存在封堵时间较短，控水能力较为单一，且不适于高温油藏的问题。
综上所述，以变参数射孔控水完井方法为代表的机械堵水方法存在施工难度大的问题，而常规单一的化学堵水方法仅考虑了单一化学剂堵水的情况，存在封堵时间较短，控水能力较为单一，且不适于高温油藏的问题，导致高温高盐底水油藏堵水成为实际生产中一大难题。因此，目前急需开发一种适用于高温高盐底水油藏的控水工艺。
发明内容
针对目前高温高盐底水油藏化学堵水的问题和缺陷，我们设计了一种包含弱堵和强堵体系的二元复合控水工艺，解决了单纯化学堵水技术应用于高温高盐底水油藏时经济适应性和技术适应性差的问题。
本发明提供一种用于高温高盐底水油藏的二元复合控水工艺，其特征在于：依次向地层注入前置保护液体系、弱堵体系、过渡体系、强堵体系和顶替体系；所述弱堵体系按注入的先后顺序包括第一氮气段塞、起泡液体系1段塞和第二氮气段塞；所述过渡体系为起泡液体系2段塞；所述强堵体系为耐高温凝胶段塞；所述顶替体系按注入的先后顺序包括聚合物溶液段塞和清水段塞。
所述前置保护液体系为前置保护液段塞，用于保护油层。在一些实施例中，前置保护液的原料为耐温耐盐聚合物。在一些实施例中，所述前置保护液体系含有浓度为0.25wt％的耐温耐盐聚合物。在一些实施例中，所述耐温耐盐聚合物耐高温：75～130℃；耐高盐：矿化度0～24×104mg/L，钙镁离子含量0～1.0×104mg/L。在一些实施例中，所述前置保护液体系中的耐温耐盐聚合物为聚丙烯酰胺类化合物，例如聚丙烯酰胺。在一些实施例中，所述前置保护液为0.25wt％的聚丙烯酰胺水溶液。
所述弱堵体系包括第一氮气段塞、起泡液体系1段塞和第二氮气段塞。所述第一氮气段塞指在起泡液体系1段塞前注入的氮气段塞，其目的是驱离井筒附近水并在后续回吐时形成泡沫。在一些实施例中，所述起泡液体系1段塞含有浓度为0.50wt％的耐温耐盐聚合物和浓度为1.00wt％的起泡剂。在一些实施例中，所述起泡液体系1耐高温：75～130℃；耐高盐：矿化度0～24×104mg/L，钙镁离子含量0～1.0×104mg/L；浓度为1.0％时，吸附量小于5mg/g(吸附量是指单位耐温耐盐聚合物滞留在岩石表面的量)。所述第二氮气段塞指在起泡液体系1段塞后注入的氮气段塞，其目的是在地层中产生泡沫。在一些实施例中，所述起泡液体系1段塞中的耐温耐盐聚合物为聚丙烯酰胺类化合物，例如聚丙烯酰胺；起泡剂为表面活性剂，例如十二烷基苯磺酸钠。在一些实施例中，所述起泡液体系1段塞为聚丙烯酰胺、十二烷基苯磺酸钠与水混合后形成的水溶液。
所述过渡体系为起泡液体系2段塞。在一些实施例中，起泡液体系2的原料为耐温耐盐聚合物和起泡剂。在一些实施例中，所述起泡液体系2段塞含有浓度为0.10～0.15wt％的耐温耐盐聚合物和浓度为1.00wt％的起泡剂。在一些实施例中，所述起泡液体系2段塞中的耐温耐盐聚合物为聚丙烯酰胺类化合物，例如聚丙烯酰胺；起泡剂为表面活性剂，例如十二烷基苯磺酸钠，或含磺基的甜菜碱。在一些实施例中，所述起泡液体系2段塞为聚丙烯酰胺、十二烷基苯磺酸钠与水混合后形成的水溶液。
所述强堵体系为耐高温凝胶段塞。在一些实施例中，所述耐高温凝胶段塞含有浓度为0.50wt％的耐温耐盐聚合物和浓度为0.65wt％的交联剂。在一些实施例中，所述耐高温凝胶段塞耐高温：75～130℃；耐高盐：矿化度0～24×104mg/L，钙镁离子含量0～1.0×104mg/L；可盐水配液，封堵率>95％；成胶时间可高达几十小时；通过调整配方，强度可介于D～H级别。在一些实施例中，所述耐高温凝胶段塞中的耐温耐盐聚合物为聚丙烯酰胺类化合物，例如聚丙烯酰胺；交联剂为酚醛类化合物，例如酚醛树脂。在一些实施例中，所述耐高温凝胶段塞为聚丙烯酰胺、酚醛树脂与水混合后形成的水溶液。
所述顶替体系包括聚合物溶液段塞和清水段塞，用于正顶替，清除残留堵剂。在一些实施例中，所述聚合物溶液段塞含有浓度为0～0.25wt％的耐温耐盐聚合物。在一些实施例中，所述聚合物溶液段塞中的耐温耐盐聚合物为聚丙烯酰胺类化合物，例如聚丙烯酰胺。在一些实施例中，所述聚合物溶液为0～0.25wt％的聚丙烯酰胺水溶液。
在一些实施例中，所述前置保护液体系的注入量为30～40m3；所述第一氮气段塞的注入量为20000～25000sm3；所述起泡液体系1段塞的注入量为200～250m3；所述第二氮气段塞的注入量为40000～50000sm3；所述起泡液体系2段塞的注入量为50～60m3；所述耐高温凝胶段塞的注入量为200～250m3；所述聚合物溶液段塞的注入量为20～30m3；和/或所述清水段塞的注入量为5～15m3。
综合考虑调剖堵水作用半径、地层存水量、多向封窜水淹面积对堵剂用量需求的影响，可采用基于试井解释的调剖堵水作用半径法的堵剂用量Q1，或基于地层存水量的水驱经验法的堵剂用量Q2。
(1)基于试井的调驱半径法
基于试井解释确定的作用半径，封堵半径控制为内区半径的2/3即可。因此利用调剖堵水作用半径方法计算堵剂用量Q1，计算公式为：
Q1＝3.14β1β2β3r2hφ (公式1)
其中，Q1为利用提供的调剖堵水作用半径方法计算的堵剂用量，m3；β1为封堵半径校正系数，参考值0.45；β2为封堵厚度校正系数，参考值0.5；β3为微观可入孔隙体积分数，参考值0.5；r为试井解释确定的调剖堵水作用半径，m；h为封堵厚度，根据吸水剖面资料中的吸水厚度取值，单层时直接取有效厚度，m；Φ为孔隙度，小数。
(2)基于地层存水量的水驱经验法
根据多个油田调堵案例剖析，基于井组范围内的地层存水量，利用水驱经验方法计算堵剂用量Q2，计算公式为：
Q2＝β(Wi-Wp) (公式2)
其中，Q2为利用提供的水驱经验方法计算的堵剂用量，m3；β为封堵用量系数，0.03～0.05；Wi为累积注水量，m3；Wp为累积产水量，m3。
本发明通过连续向地层注入前置保护液体系、弱堵体系、过渡体系、强堵体系和顶替体系来实现高温高盐底水油藏的二元复合控水。弱堵体系是耐温耐盐氮气泡沫，强堵体系是耐高温凝胶。氮气泡沫体系具有注入选择性，“堵大不堵小”、“堵水不堵油”、“遇水稳定、遇油消泡”；耐高温凝胶能够有效封堵高渗层，启动低渗层，可以强化泡沫封堵作用，从而实现高温高盐底水油藏的高效化学堵水。与现有技术相比，本发明通过在常规凝胶堵水工艺中加入耐温耐盐氮气泡沫体系，先用弱堵体系处理井筒剖面，避免了常规技术对非窜流位置的污染，从而扩大了技术适用情况，并使得后续强堵体系能尽可能多的进入窜流位置，从而提高了强堵体系(凝胶)的利用率。该二元复合控水工艺一方面有效降低了高成本耐温耐盐凝胶体系的用量，提高了堵水经济效益，另一方面可以更适于跟端、趾端出水等不同底水侵入模式，提高凝胶利用率，取得更高的增油效果，解决了现有的单纯凝胶堵水技术应用于高温高盐底水油藏(温度75～130℃、矿化度为0～21×104mg/L)时经济适应性和技术适应性差的问题。
附图说明
为了更清楚地说明本发明的技术方案，下面对说明书附图作简要介绍，需要理解的是，下面描述的附图仅仅是本发明的示范性实施例，不用于限制本发明的范围。
图1是本发明的用于高温高盐底水油藏的二元复合控水工艺的流程示意图。
具体实施方式
下面将结合附图对本发明实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本发明的一部分实施例，而不是全部的实施例，本发明的保护范围不限于此。
聚丙烯酰胺：分子式[CH2CH(CONH2)]n，Cas号9003-05-8，耐温耐盐聚合物。十二烷基苯磺酸钠：分子式C18H29NaO3S，Cas号25155-30-0，阴离子型表面活性剂。酚醛树脂：分子式(C6H6O)n.(CH2O)n，Cas号9003-35-4，交联剂。耐温耐盐聚合物是指在高温高盐环境下性质稳定的聚合物。除非另有定义，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属领域普通技术人员通常理解的含义相同的含义。
下述实施例中，所使用的技术手段，如无特殊说明，均为本领域常规技术手段；所使用的试剂，如无特殊说明，均可通过商业途径获得，或按照常规实验方法配制而得。
本发明的用于高温高盐底水油藏的二元复合控水工艺，其优选方案如表1所示。
表1
sm3是指在对照条件下(20摄氏度，1个标准大气压)的气体体积；药剂浓度(wt％)是指化合物在溶液中的质量百分比浓度。耐温耐盐聚合物为聚丙烯酰胺(分子量300万)；起泡剂为十二烷基苯磺酸钠；交联剂为酚醛树脂。
实施例1
本实施例的油井属于高温高盐底水油藏，井深为4726.59m，油层温度为118.2℃，地层矿化度为21×104mg/L，钙镁离子浓度为2.3×104mg/L，含水82％。我们对该油井进行了二元复合控水，方法为：向地层中连续注入前置保护液体系、弱堵体系、过渡体系、强堵体系和顶替体系。
步骤S11、注入前置保护液体系
向油井中注入30m3的前置保护液。所述前置保护液为质量分数为0.25％的聚丙烯酰胺(分子量为300万)水溶液。
步骤S12、注入弱堵体系
在前置保护液注入完成后，依次注入20000sm3第一氮气段塞、200m3起泡液体系1段塞、40000sm3第二氮气段塞。所述起泡液体系1段塞为耐温耐盐聚合物、起泡剂与水混合而成的水溶液。所述耐温耐盐聚合物为聚丙烯酰胺(分子量300万)，质量分数为0.5％；所述起泡剂为十二烷基苯磺酸钠，质量分数为1％。
步骤S13、注入过渡体系
在弱堵体系注入完成后，注入50m3起泡液体系2段塞。所述起泡液体系2段塞为耐温耐盐聚合物、起泡剂与水混合而成的水溶液。所述耐温耐盐聚合物为聚丙烯酰胺(分子量300万)，质量分数为0.1～0.15％；所述起泡剂为十二烷基苯磺酸钠，质量分数为1％。
步骤S14、注入强堵体系
在过渡体系注入完成后，注入250m3耐高温凝胶段塞。所述耐高温凝胶段塞为耐温耐盐聚合物、交联剂与水混合而成的水溶液。所述耐温耐盐聚合物为聚丙烯酰胺(分子量300万)，质量分数为0.5％；所述交联剂为酚醛树脂，质量分数为0.65％。
步骤S15、注入顶替体系
在强堵体系注入完成后，依次注入20m3的聚合物溶液和15m3的清水。所述聚合物溶液为质量分数为0～0.25％的聚丙烯酰胺(分子量300万)水溶液。
该油井用本实施例的二元复合控水工艺控水后，有效期达65天，累积增油量达到883m3。
实施例2
本实施例的油井属于高温高盐底水油藏，井深为5124.31m，油层温度为122℃，地层矿化度为21×104mg/L，钙镁离子浓度为1.8×104mg/L，含水92％。我们对该油井进行了二元复合控水，方法为：向地层中连续注入前置保护液体系、弱堵体系、过渡体系、强堵体系和顶替体系。
步骤S11、注入前置保护液体系
向油井中注入40m3的前置保护液。所述前置保护液为质量分数为0.25％的聚丙烯酰胺(分子量300万)水溶液。
步骤S12、注入弱堵体系
在前置保护液注入完成后，依次注入25000sm3第一氮气段塞、250m3起泡液体系1段塞、50000sm3第二氮气段塞。所述起泡液体系1段塞为耐温耐盐聚合物、起泡剂与水混而成的水溶液。所述耐温耐盐聚合物为聚丙烯酰胺(分子量300万)，质量分数为0.5％；所述起泡剂为十二烷基苯磺酸钠，质量分数为1％。
步骤S13、注入过渡体系
在弱堵体系注入完成后，注入60m3起泡液体系2段塞。所述起泡液体系2段塞为耐温耐盐聚合物、起泡剂与水混而成的水溶液。所述耐温耐盐聚合物为聚丙烯酰胺(分子量300万)，质量分数为0.1～0.15％；所述起泡剂为十二烷基苯磺酸钠，质量分数为1％。
步骤S14、注入强堵体系
在过渡体系注入完成后，注入200m3耐高温凝胶段塞。所述耐高温凝胶段塞为耐温耐盐聚合物、交联剂与水混合而成的水溶液。所述耐温耐盐聚合物为聚丙烯酰胺(分子量300万)，质量分数为0.5％；所述交联剂为酚醛树脂，质量分数为0.65％。
步骤S15、注入顶替体系
在强堵体系注入完成后，依次注入30m3的聚合物溶液和10m3的清水。所述聚合物溶液为质量分数为0～0.25％的聚丙烯酰胺(分子量300万)水溶液。
该油井用本实施例的二元复合控水工艺控水后，有效期240天，累积增油量达到669m3。
实施例3
本实施例的油井属于高温高盐底水油藏，井深为4531.24m，油层温度为113.3℃，地层矿化度为20×104mg/L，钙镁离子浓度为2.1×104mg/L，含水78％。我们对该油井进行了二元复合控水，方法为：向地层中连续注入前置保护液体系、弱堵体系、过渡体系、强堵体系和顶替体系。
步骤S11、注入前置保护液体系
向油井中注入35m3的前置保护液。所述前置保护液为质量分数为0.25％的聚丙烯酰胺(分子量300万)水溶液。
步骤S12、注入弱堵体系
在前置保护液注入完成后，依次注入22000sm3第一氮气段塞、220m3起泡液体系1段塞、45000sm3第二氮气段塞。所述起泡液体系1段塞为耐温耐盐聚合物、起泡剂与水混合而成的水溶液。所述耐温耐盐聚合物为聚丙烯酰胺(分子量300万)，质量分数为0.5％；所述起泡剂为十二烷基苯磺酸钠，质量分数为1％。
步骤S13、注入过渡体系
在弱堵体系注入完成后，注入55m3起泡液体系2段塞。所述起泡液体系2段塞为耐温耐盐聚合物、起泡剂与水混合而成的水溶液。所述耐温耐盐聚合物为聚丙烯酰胺(分子量300万)，质量分数为0.1～0.15％；所述起泡剂为十二烷基苯磺酸钠，质量分数为1％。
步骤S14、注入强堵体系
在过渡体系注入完成后，注入230m3耐高温凝胶段塞。所述耐高温凝胶段塞为耐温耐盐聚合物、交联剂与水混合而成的水溶液。所述耐温耐盐聚合物为聚丙烯酰胺(分子量300万)，质量分数为0.5％；所述交联剂为酚醛树脂，质量分数为0.65％。
步骤S15、注入顶替体系
在强堵体系注入完成后，依次注入25m3的聚合物溶液和5m3的清水。所述聚合物溶液为质量分数为0～025％的聚丙烯酰胺(分子量300万)水溶液。
该油井用本实施例的二元复合控水工艺控水后，有效期352天，累积增油量达到10176m3。
以上所述的具体实施例，对本发明的目的、技术方案和有益效果进行了进一步详细说明，应理解的是，以上所述仅为本发明的具体实施例而已，并不用于限定本发明的保护范围，凡在本发明的精神和原则之内，所做的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (10)
1.一种用于高温高盐底水油藏的二元复合控水工艺，其特征在于：依次向地层注入前置保护液体系、弱堵体系、过渡体系、强堵体系和顶替体系；
所述弱堵体系按注入的先后顺序包括第一氮气段塞、起泡液体系1段塞和第二氮气段塞；所述过渡体系为起泡液体系2段塞；所述强堵体系为耐高温凝胶段塞；所述顶替体系按注入的先后顺序包括聚合物溶液段塞和清水段塞。
2.根据权利要求1所述的用于高温高盐底水油藏的二元复合控水工艺，其特征在于：所述前置保护液体系含有浓度为0.25wt％的耐温耐盐聚合物。
3.根据权利要求1所述的用于高温高盐底水油藏的二元复合控水工艺，其特征在于：所述起泡液体系1段塞含有浓度为0.50wt％的耐温耐盐聚合物和浓度为1.00wt％的起泡剂。
4.根据权利要求1所述的用于高温高盐底水油藏的二元复合控水工艺，其特征在于：所述起泡液体系2段塞含有浓度为0.10～0.15wt％的耐温耐盐聚合物和浓度为1.00wt％的起泡剂。
5.根据权利要求1所述的用于高温高盐底水油藏的二元复合控水工艺，其特征在于：所述耐高温凝胶段塞含有浓度为0.50wt％的耐温耐盐聚合物和浓度为0.65wt％的交联剂。
6.根据权利要求1所述的用于高温高盐底水油藏的二元复合控水工艺，其特征在于：所述聚合物溶液段塞含有浓度为0～0.25wt％的耐温耐盐聚合物。
7.根据权利要求2-6任一所述的用于高温高盐底水油藏的二元复合控水工艺，其特征在于：所述耐温耐盐聚合物为聚丙烯酰胺。
8.根据权利要求3或4所述的用于高温高盐底水油藏的二元复合控水工艺，其特征在于：所述起泡剂为十二烷基苯磺酸钠。
9.根据权利要求5所述的用于高温高盐底水油藏的二元复合控水工艺，其特征在于：所述交联剂为酚醛树脂。
10.根据权利要求1-9任一所述的用于高温高盐底水油藏的二元复合控水工艺，其特征在于：
所述前置保护液体系的注入量为30～40m3；
所述第一氮气段塞的注入量为20000～25000sm3；
所述起泡液体系1段塞的注入量为200～250m3；
所述第二氮气段塞的注入量为40000～50000sm3；
所述起泡液体系2段塞的注入量为50～60m3；
所述耐高温凝胶段塞的注入量为200～250m3；
所述聚合物溶液段塞的注入量为20～30m3；
和/或所述清水段塞的注入量为5～15m3。
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