CN104109514B - 一种用于永久性封堵多层低压大孔道油层的封堵剂体系及工艺技术 - Google Patents

一种用于永久性封堵多层低压大孔道油层的封堵剂体系及工艺技术 Download PDF

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    • E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
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Abstract

本发明公开了一种用于永久性封堵多层低压大孔道油层的封堵剂体系及工艺技术，属于油田开采技术领域。本发明采用预封堵剂和封堵剂相结合的封堵体系，预封堵剂用于预封堵目的层，改善油层纵向上的吸液剖面，封堵平面上的高渗透带，保证后期的封堵剂能均匀进入各个油层，封堵剂与促凝剂相配合，挤入油层后迅速稠化，在井筒周围快速堆积、驻留，固化后对油层产生有效封堵。本发明采用“预封堵‑促凝剂促凝‑封堵剂笼统封堵”的工艺技术，解决了多层低压大孔道油层封堵成功率低的技术难题，一次施工即可成功，与分段封堵相比，可以有效减少封堵次数，大幅度降低施工成本。

Description

一种用于永久性封堵多层低压大孔道油层的封堵剂体系及工艺技术
技术领域
本发明具体涉及一种用于永久性封堵多层低压大孔道油层的封堵剂体系及工艺技术，属于油田开采技术领域。
背景技术
油田进入开发后期，由于受注入水长期冲刷和油层改造等措施的影响，油层中部分胶结物和岩石骨架被溶解，填隙物被冲刷带走，使孔隙特征朝着大孔隙、粗吼道、高分选的方向变化，最终导致油层中大孔道的形成。当一套层系开采多个油层时，由于地层的严重亏空及层间差异的加剧，会导致多层低压大孔道油层的形成。
在油田开发过程中，由于层系调整，往往需要对多层低压大孔道油层进行永久性封堵。然而，此类油层的特点及封堵难点如下：一是层段多、跨度大，层间差异大，二是高孔高渗、大孔道发育且多级分布，三是亏空严重。
目前，采用常规方法对此类油层进行封堵，多次封堵才能成功(平均5次，最多7次)，施工周期长(167天)，施工成本高(100万元)，无法满足油田开发的需要。
发明内容
本发明的目的是提供一种用于永久性封堵多层低压大孔道油层的封堵剂体系。
同时，本发明还提供一种用于永久性封堵多层低压大孔道油层的工艺技术。
为了实现以上目的，本发明所采用的技术方案是：
一种用于永久性封堵多层低压大孔道油层的封堵剂体系，包括以下各组分：
预封堵剂：所述的预封堵剂采用下述配方一或配方二，以质量百分比计，
配方一：
第一段塞：10～20％含油污泥+1.5～2.5％生石灰+0.1～0.2％聚氨酯树脂+余量清水，
第二段塞：0.2～0.4％聚丙烯酰胺+0.02～0.04％交联剂+余量清水，
所述的第一段塞与第二段塞的质量比为(0.8～1.2):(1.2～0.8)；
配方二：
第一段塞：0.2～0.4％聚丙烯酰胺+0.02～0.04％交联剂+余量清水，
第二段塞：0.2～0.4％聚丙烯酰胺+0.02～0.04％交联剂+1～1.5％预凝胶颗粒+余量清水，
所述的第一段塞与第二段塞的质量比为(0.8～1.2):(1.2～0.8)；
促凝剂：所述的促凝剂为氯化钙溶液，氯化钙溶液的比重为1.29～1.31；
封堵剂：所述的封堵剂为油井水泥或YH-02堵剂，油井水泥的比重为1.80～1.90，YH-02堵剂的比重为1.55～1.60；
所述的预封堵剂、促凝剂、封堵剂的体积比为(25～100):(1～4):(1～4)。
所述的含油污泥为在油田生产过程中与原油同时从油层中采出的污泥。
所述聚氨酯树脂为水性聚氨酯树脂，分子量为103～104，为市售商品。
所述的聚丙烯酰胺的分子量为1×106～15×106，为市售商品。
所述的交联剂为有机铬交联剂(如乙酸铬等)和/或有机醛交联剂(如酚醛树脂等)。有机铬交联剂如乙酸铬主要用于低温油藏(40～60℃)，有机醛交联剂如酚醛树脂主要用于高温油藏(75～90℃)。当有机铬交联剂和有机醛交联剂按一定比例复配时(如1:1)，可用于中低温油藏(65～75℃)。上述两组分均为市售商品。
所述的预凝胶颗粒为干燥的固体聚合物凝胶物质，有时也被称作“干凝胶”，是利用交联剂、支撑剂、聚合物单体及引发剂，经历复杂的化学反应，再经烘干、造粒、筛分等步骤加工而成的颗粒型凝胶，粒度可采用100～200目，为市售商品。预凝胶颗粒的成分包括2-丙烯酰胺基2-甲基丙磺酸(AMPS)，含Si-Si和Si-C键的无机物以及有机硅类偶联剂。
所述的油井水泥为G级中抗型。
所述的YH-02堵剂由YH-02干粉、缓蚀剂、水按照质量比为1400:1000:7组成。缓蚀剂为磺化丹宁。
预封堵剂的用量采用如下公式(1)计算：
式中：Q预—预封堵剂总用量，m3；
R—预封堵半径，m，根据油层亏空的情况通常取5～10m；
n—预封堵层数；
hi—第i层砂厚；
—第i层孔隙度。
促凝剂的用量采用如下公式(2)计算：
式中：R1—促凝剂的处理半径；
m—促凝剂的处理层数；
ha—第a层油层砂厚；
—第a层孔隙度。
封堵剂的用量采用如下公式(3)计算：
式中：Q剂—封堵剂总用量，m3；
R2—封堵半径，m，通常取1～2m；
z—封堵层数；
hb—第b层砂厚；
—第b层孔隙度。
一种永久性封堵多层低压大孔道油层的工艺技术，包括以下步骤：
(1)置入预封堵管柱及封隔器并打压坐封；
(2)向井筒内注入预封堵剂；
(3)过顶替清水，将井筒内的预封堵剂完全挤入油层中，关井2～3天；
(4)取出预封堵管柱，置入光油管冲洗至井底并循环干净：
(5)置入封堵管柱及封隔器并打压坐封；
(6)将促凝剂挤入井筒内；
(7)向井筒内注入隔离清水，将促凝剂与封堵剂隔离开，防止后注入的封堵剂提前稠化；
(8)将封堵剂挤入井筒内；
(9)顶替清水并关井扩压30min；
(10)上提封堵管柱300m，关井候凝3～5天，取出封堵管柱即可。
步骤(1)、(5)中的封隔器为Y341-114或Y341-148多功能封隔器。
步骤(2)的目的为对封堵目的层进行预封堵，预封堵既能改善油层纵向上吸液剖面，又能封堵平面上高渗透带，保证后期的封堵剂能均匀进入各个油层。
步骤(3)的目的为将井筒内的预封堵剂完全挤入油层，同时消除预封堵剂对封堵剂和地层之间胶结面的影响。
步骤(6)的目的是为之后挤入的封堵剂在近井地带快速稠化及提高早期强度做准备；
步骤(7)的目的为保证封堵剂不会在井筒内与促凝剂作用而提前稠化。
步骤(8)的目的为当封堵剂与之前挤入的促凝剂在油层作用后迅速稠化，在井筒周围快速堆积、驻留，固化后即能对油层产生有效封堵。
所述步骤(2)中预封堵剂的注入排量为5～8m3/h，该排量为调剖泵的正常排量，对于配方一，在施工泵压小于地层破裂压力的情况下，以尽量大的排量注入，可保证预封堵剂均匀进入地层大孔道；对于配方二，以小排量注入，可避免聚丙烯酰胺受剪切后粘度降低。
所述步骤(3)中顶替清水的用量采用如下公式(4)计算：
Q顶替＝Q油管+Q套管+Q油层 (4)
式中：Q顶替—顶替清水总量，m3；
Q油管—预封堵油管内容积，m3；
Q套管—油管尾部至油层中部间套管容积，m3；
Q油层—顶替至油层清水量，m3，
R3—指过顶替清水至油层的半径，R3通常取1～2m；
X—封堵层数；
hc—第c层油层砂厚；
—第c层孔隙度。
此处R如果取固定值2，是指要把预封堵剂顶替至井筒周围2m以外，为后期封堵预留空间。
所述步骤(6)中促凝剂的注入排量为0.18～0.22m3/min，该排量为700型水泥车的最低排量，在此排量下挤入预封堵剂，可最低限度的保证成胶后的预封堵体系不会被突破。
所述步骤(7)中隔离清水的注入排量为0.18～0.22m3/min，该排量为700型水泥车的最低排量，在此排量下挤入隔离清水，可最低限度的保证成胶后的预封堵体系不会被突破；隔离清水的用量通常为5m3。
所述步骤(8)中封堵剂的注入排量为0.18～0.22m3/min，该排量为700型水泥车的最低排量，挤入封堵剂时，若封堵剂配制的不均匀，排量越大，水泥车越容易发生故障，因此需要用小排量稳定注入；使用连续注灰车进行封堵时可根据设备排量注入。
所述步骤(9)中顶替清水的注入排量＝油管内容积+油管下端面至预留灰面间套管内容积(预留灰面通常在距封堵层上部30m处；扩压至放压时井口无溢流即可。顶替清水的注入排量为5～8m3/h，该排量为调剖泵的正常排量，以该排量注入，可避免聚丙烯酰胺受剪切后粘度降低。
本发明的有益效果：
本发明采用预封堵剂和封堵剂相结合的封堵体系，用于永久性封堵多层低压大孔道油层。预封堵剂用于预封堵目的层，不但可以改善油层纵向上的吸液剖面，封堵平面上的高渗透带，还能保证后期的封堵剂能均匀进入各个油层；封堵剂与促凝剂相配合，挤入油层后即可迅速稠化，在井筒周围快速堆积、驻留，固化后即能对油层产生有效封堵。
本发明采用“预封堵-促凝剂促凝-封堵剂笼统封堵”的工艺技术，解决了多层低压大孔道油层封堵成功率低的技术难题，一次施工即可成功，与分段封堵相比，可有效减少封堵次数，大幅度降低施工成本。技术效果主要体现在以下两方面：(1)现场试验10口井，封堵成功率从以往的45％提高到100％，目的层最大跨度72m，8个层段，砂厚26.8m，压力保持水平仅67％，一次封堵成功；(2)多层段封堵井的施工周期从以往的169天缩短至63天，单井封堵次数从5次(最多7次)减少至1次，单井封堵直接成本从100万元降低至40万元，10口井共节约成本600万元。
具体实施方式
下面结合具体实施例对本发明作进一步详细说明，但不构成对本发明的任何限制。
实施例1：双406井封堵
一、基本概况：该井要求封堵1615.0-1687.0m井段(8个层段)，跨度72m，5MPa泵压下吸水量0.8m3/min，地层压力10.73MPa，总压降5.26MPa，压力保持水平67.0％，物性资料详见下表1。
表1双406井封堵目的层物性资料
二、实施情况：
1、预封堵剂配方见下表2：
表2预封堵段塞配方及用量明细表
2、促凝剂及隔离清水用量：
比重1.3的氯化钙溶液30m3，隔离清水5m3；
3、封堵剂及顶替清水用量：
比重1.8～1.9的G级中抗油井水泥浆60m3(封堵半径1.9m)，顶替清水10m3。
具体步骤如下：
(1)置入预封堵管柱及封隔器并打压坐封；
(2)按以上配方和用量向井筒内注入预封堵剂对封堵目的层进行预封堵，第一段塞结束时，施工压力从5MPa上升至13MPa；第二段塞结束时，施工压力上升至11.7MPa，顶替清水结束时，施工压力上升至13MPa，说明预封堵剂已对油层大孔道形成良好的封堵作用；
(3)过顶替清水，将井筒内的预封堵剂完全挤入油层中，关井2天；
(4)取出预封堵管柱，置入光油管冲洗至井底并循环干净，即将井筒残留的预封堵剂完全冲洗干净；
(5)置入封堵管柱及封隔器并打压坐封；
(6)将促凝剂挤入井筒内；
(7)向井筒内注入隔离清水，将促凝剂与封堵剂隔离开，防止后注入的封堵剂提前稠化；
(8)将封堵剂挤入井筒内；
(9)顶替清水并关井扩压30min，施工压力从初期的7MPa上升至20.5MPa，停泵后压力稳定在20.5MPa不下降，说明水泥浆已在近井地带有效驻留，对地层产生了良好的封堵作用；
(10)上提封堵管柱300m，关井候凝3天，取出封堵管柱，钻塞至1689m后对本次封堵段试压15MPa，30min压力不降，封堵成功。
实施例2：下新T4-2122封堵
一、基本概况：该井要求封堵942.2-959.6m井段(5个层段)，地层压力8.39MPa，在10MPa的泵压下，吸水量460L/min，物性资料见下表3：
表3下新T4-2122井封堵目的层物性资料
二、实施情况：
1、预封堵剂配方见下表4：
表4预封堵段塞配方及用量明细表
2、促凝剂及隔离清水用量：
比重1.3的氯化钙溶液30m3，隔离清水5m3；
3、封堵剂及顶替清水用量：
比重1.55～1.6的YH-02封窜堵漏剂30m3(封堵半径2m)，顶替清水15.9m3，YH-02封窜堵漏剂配方如下表5。
表5YH-02封窜堵漏剂配方
组分 每立方米组分(公斤) 用量30方(公斤)
YH-02干粉 832 24960
清水 695 2085
缓凝剂(磺化丹宁) 2.496 7488
具体步骤如下：
(1)置入预封堵管柱及封隔器并打压坐封；
(2)按以上配方和用量向井筒内注入预封堵剂对封堵目的层进行预封堵，第二段塞结束时，施工压力上升至10MPa，说明预封堵剂已对油层大孔道形成良好的封堵作用；
(3)过顶替清水，将井筒内的预封堵剂完全挤入油层中，关井2天；
(4)取出预封堵管柱，置入光油管冲洗至井底并循环干净：
(5)置入封堵管柱及封隔器并打压坐封；
(6)将促凝剂挤入井筒内；
(7)向井筒内注入隔离清水，将促凝剂与封堵剂隔离开，防止后注入的封堵剂提前稠化；
(8)将封堵剂挤入井筒内；
(9)顶替清水并关井扩压30min，施工压力从初期的4MPa上升至12MPa，停泵后压力稳定在10MPa不降，说明封窜堵漏剂已在近井地带有效驻留，对地层产生了良好的封堵作用；
(10)上提封堵管柱300m，关井候凝5天，取出封堵管柱，钻塞至井底后对本次封堵段试压10MPa，30min压力不降，封堵成功。
实施例3：下T3-212封堵
一、基本概况：
该井由于H2Ⅰ33-4.5.6层存在大孔道，导致其与西南部相距101m的下T4-2114井和西北部相距56m的下T4-2116井汽窜，为了保证下T4-2114和下T4-2116两口井的注汽效果，要求封堵下T3-212H2Ⅰ33-4.5.6层。前期试挤，最高压力4.5MPa，吸水520L/min，物性资料见下表6：
表6下T3-212井封堵目的层物性资料
二、实施情况：
1、预封堵剂配方见下表7：
表7预封堵段塞配方及用量明细表
2、促凝剂及隔离清水：
比重1.3的氯化钙溶液20m3，隔离清水5m3；
3、封堵剂及顶替清水：
比重1.55～1.6的YH-02封窜堵漏剂15m3(封堵半径1.8m)，顶替清水4.7m3，YH-02封窜堵漏剂配方如下表8。
表8YH-02封窜堵漏剂配方
组分 每立方米组分(公斤) 用量15方(公斤)
YH-02干粉 832 12480
清水 695 10425
缓凝剂 2.496 37.44
具体步骤如下：
(1)置入预封堵管柱及封隔器并打压坐封；
(2)按以上配方和用量向井筒内注入预封堵剂对封堵目的层进行预封堵，第一段塞结束时，施工压力从4MPa上升至9.4MPa，第二段塞结束时，施工压力上升至10.5MPa，说明预封堵剂已对油层大孔道形成良好的封堵作用；
(3)过顶替清水，将井筒内的预封堵剂完全挤入油层中，关井2天；
(4)取出预封堵管柱，置入光油管冲洗至井底并循环干净：
(5)置入封堵管柱及封隔器并打压坐封；
(6)将促凝剂挤入井筒内；
(7)向井筒内注入隔离清水，将促凝剂与封堵剂隔离开，防止后注入的封堵剂提前稠化；
(8)将封堵剂挤入井筒内；
(9)顶替清水并关井扩压30min，施工压力从初期的8MPa上升至15MPa,停泵后压力稳定在14MPa不降，说明封窜堵漏剂已在近井地带有效驻留，对地层产生了良好的封堵作用；
(10)上提封堵管柱300m，关井候凝5天，取出封堵管柱，钻塞后对本次封堵段试压10MPa，30min压力不降，封堵成功，下T4-2114和下T4-2116注汽时，再未发生汽窜。
实施例4：下浅19封堵
一、基本概况：
由于动态调整需要，该井要求永久性封堵H2Ⅱ11-1321-4.5，地层压力8.96MPa，在4MPa的泵压下，吸水量700L/min，物性资料见下表9：
表9下浅19井封堵目的层物性资料
二、实施情况：
1、预封堵剂配方见下表10：
表10预封堵段塞配方及用量明细表
2、促凝剂及隔离清水用量：
比重1.3的氯化钙溶液30m3，隔离清水5m3；
3、封堵剂及顶替清水用量：
比重1.8～1.9的G级中抗油井水泥浆60m3(封堵半径1.5m)，顶替清水7m3。
具体步骤如下：
(1)置入预封堵管柱及封隔器并打压坐封；
(2)按以上配方和用量向井筒内注入预封堵剂对封堵目的层进行预封堵，第二段塞结束时，施工压力上升至10MPa，说明预封堵剂已对油层大孔道形成良好的封堵作用；
(3)过顶替清水，将井筒内的预封堵剂完全挤入油层中，关井2天；
(4)起出预封堵管柱，置入光油管冲洗至井底并循环干净：
(5)置入封堵管柱及封隔器并打压坐封；
(6)将促凝剂挤入井筒内；
(7)向井筒内注入隔离清水，将促凝剂与封堵剂隔离开，防止后注入的封堵剂提前稠化；
(8)将封堵剂挤入井筒内；
(9)顶替清水并关井扩压30min，施工压力从初期的4MPa上升至12MPa，停泵后压力稳定在10MPa不降，说明堵剂已在近井地带有效驻留，对地层产生了良好的封堵作用；
(10)上提封堵管柱100m，关井候凝5天，起出封堵管柱，钻塞至井底后对本次封堵段试压10MPa，30min压力不降，封堵成功。
实施例5：下T4-2140井封堵
一、基本概况：
该井原封堵层H2Ⅰ24-5层(940.0-948.0m)失效，要求重新进行封堵。在4MPa的泵压下对H2Ⅰ24-5层(940.0-948.0m)进行试挤，吸水量475L/min，停泵后压力即降为0，物性资料见下表11：
表11下T4-2140井封堵目的层物性资料
封堵层位 射孔井段(m) 砂厚(m) 孔隙度(％) 渗透率(um2)
H二Ⅰ24-5 940.0-948.0 8.8 19.86 0.166
二、实施情况：
1、预封堵剂配方见下表12：
表12预封堵段塞配方及用量明细表
2、促凝剂及隔离清水用量：
比重1.3的氯化钙溶液22m3，隔离清水5m3；
3、封堵剂及顶替清水用量：
比重1.55～1.6的YH-02封窜堵漏剂22m3(封堵半径2m)，顶替清水18m3，YH-02封窜堵漏剂配方如下表13。
表13YH-02封窜堵漏剂配方
组分 每立方米组分(公斤) 用量22方(公斤)
YH-02干粉 832 18304
清水 695 15290
缓凝剂(磺化丹宁) 2.496 54.912
具体步骤如下：
(1)空井筒，按以上配方和用量向井筒内注入预封堵剂对封堵目的层进行预封堵，第二段塞结束时，施工压力上升至8MPa，说明预封堵剂已对油层大孔道形成良好的封堵作用；
(2)过顶替清水，将井筒内的预封堵剂完全挤入油层中，关井2天；
(3)起出预封堵管柱，置入光油管冲洗至井底并循环干净：
(4)置入封堵管柱及封隔器并打压坐封；
(5)将促凝剂挤入井筒内；
(6)向井筒内注入隔离清水，将促凝剂与封堵剂隔离开，防止后注入的封堵剂提前稠化；
(7)将封堵剂挤入井筒内；
(8)顶替清水并关井扩压30min，施工压力从初期的5MPa上升至14MPa，停泵后压力稳定在12MPa不降，说明堵剂已在近井地带有效驻留，对地层产生了良好的封堵作用；
(9)关井候凝5天，起出封堵管柱，钻塞至井底后对本次封堵段试压10MPa，30min压力不降，封堵成功。
上述实施例1～5采用的聚丙烯酰胺购自郑州正力聚合物科技有限公司，交联剂、预凝胶颗粒、氯化钙购自河南油田飞亚化工厂，油井水泥购自葛洲坝集团水泥厂，YH-02封堵剂购自濮阳汇通石油科技有限公司，聚氨酯树脂购自河南油田飞亚化工厂。

Claims (9)

1.一种用于永久性封堵多层低压大孔道油层的封堵剂体系，其特征在于：包括以下各组分：
预封堵剂：所述的预封堵剂采用下述配方一或配方二，以质量百分比计，
配方一：
第一段塞：10～20%含油污泥、1.5～2.5%生石灰、0.1～0.2%聚氨酯树脂，余量为清水，
第二段塞：0.2～0.4%聚丙烯酰胺、0.02～0.04%交联剂，余量为清水，
所述的第一段塞与第二段塞的质量比为（0.8～1.2）:（1.2～0.8）；
配方二：
第一段塞：0.2～0.4%聚丙烯酰胺、0.02～0.04%交联剂，余量为清水，
第二段塞：0.2～0.4%聚丙烯酰胺、0.02～0.04%交联剂、1～1.5%预凝胶颗粒，余量为清水，
所述的第一段塞与第二段塞的质量比为（0.8～1.2）:（1.2～0.8）；
促凝剂：所述的促凝剂为氯化钙溶液，比重为1.29～1.31；
封堵剂：所述的封堵剂为油井水泥或YH-02堵剂，油井水泥的比重为1.80～1.90，YH-02堵剂的比重为1.55～1.60；
所述的预凝胶颗粒的成分包括2-丙烯酰胺基2-甲基丙磺酸，含Si-Si和Si-C键的无机物以及有机硅类偶联剂。
2.根据权利要求1所述的用于永久性封堵多层低压大孔道油层的封堵剂体系，其特征在于：所述的预封堵剂、促凝剂、封堵剂的体积比为（25～100）:（1～4）:（1～4）。
3.根据权利要求1所述的用于永久性封堵多层低压大孔道油层的封堵剂体系，其特征在于：所述的交联剂为有机铬交联剂和/或有机醛交联剂。
4.一种采用如权利要求1所述封堵剂体系永久性封堵多层低压大孔道油层的工艺技术，其特征在于：包括以下步骤：
（1）置入预封堵管柱及封隔器并打压坐封；
（2）向井筒内注入预封堵剂；
（3）过顶替清水，将井筒内的预封堵剂完全挤入油层中，关井2～3天；
（4）取出预封堵管柱，置入光油管冲洗至井底并循环干净：
（5）置入封堵管柱及封隔器并打压坐封；
（6）将促凝剂挤入井筒内；
（7）向井筒内注入隔离清水；
（8）将封堵剂挤入井筒内；
（9）顶替清水并关井扩压；
（10）上提封堵管柱，关井3～5天，取出封堵管柱即可。
5.根据权利要求4所述的永久性封堵多层低压大孔道油层的工艺技术，其特征在于：所述步骤（2）中预封堵剂的注入排量为5～8m3/h。
6.根据权利要求4所述的永久性封堵多层低压大孔道油层的工艺技术，其特征在于：所述步骤（6）中促凝剂的注入排量为0.18～0.22m3/min。
7.根据权利要求4所述的永久性封堵多层低压大孔道油层的工艺技术，其特征在于：所述步骤（7）中隔离清水的注入排量为0.18～0.22m3/min，隔离清水的用量为5 m3。
8.根据权利要求4所述的永久性封堵多层低压大孔道油层的工艺技术，其特征在于：所述步骤（8）中封堵剂的注入排量为0.18～0.22 m3/min。
9.根据权利要求4所述的永久性封堵多层低压大孔道油层的工艺技术，其特征在于： 所述步骤（9）中顶替清水的注入排量为5～8m3/h。
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