CN108533238A - 一种封堵聚驱后优势渗流通道的方法 - Google Patents
一种封堵聚驱后优势渗流通道的方法 Download PDFInfo
- Publication number
- CN108533238A CN108533238A CN201810345789.2A CN201810345789A CN108533238A CN 108533238 A CN108533238 A CN 108533238A CN 201810345789 A CN201810345789 A CN 201810345789A CN 108533238 A CN108533238 A CN 108533238A
- Authority
- CN
- China
- Prior art keywords
- profile control
- well
- injection
- low
- individual
- Prior art date
- Legal status (The legal status is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the status listed.)
- Granted
Links
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
- E21B43/16—Enhanced recovery methods for obtaining hydrocarbons
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/5083—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds obtained by reactions only involving carbon-to-carbon unsaturated bonds
-
- C—CHEMISTRY; METALLURGY
- C09—DYES; PAINTS; POLISHES; NATURAL RESINS; ADHESIVES; COMPOSITIONS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR; APPLICATIONS OF MATERIALS NOT OTHERWISE PROVIDED FOR
- C09K—MATERIALS FOR MISCELLANEOUS APPLICATIONS, NOT PROVIDED FOR ELSEWHERE
- C09K8/00—Compositions for drilling of boreholes or wells; Compositions for treating boreholes or wells, e.g. for completion or for remedial operations
- C09K8/50—Compositions for plastering borehole walls, i.e. compositions for temporary consolidation of borehole walls
- C09K8/504—Compositions based on water or polar solvents
- C09K8/506—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds
- C09K8/508—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds
- C09K8/512—Compositions based on water or polar solvents containing organic compounds macromolecular compounds containing cross-linking agents
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH DRILLING; MINING
- E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B33/00—Sealing or packing boreholes or wells
- E21B33/10—Sealing or packing boreholes or wells in the borehole
- E21B33/13—Methods or devices for cementing, for plugging holes, crevices, or the like
Abstract
本发明涉及油田化学领域,属于针对油田的一种封堵聚驱后优势渗流通道的方法。本发明有效解决了现有封堵方法封堵优势渗流通道的同时对中低渗透层的伤害,而且解决了聚驱后难以深部定点封堵的问题。首先制备低初粘可控凝胶调堵剂,将制备好的调堵剂分为四个段塞注入地层,利用低初粘可控凝胶调堵剂本身的自然选择功能以达到调堵剂选择性地进入要求封堵的高渗透层段,使调堵剂不进入或少进入不需要封堵的中低渗透地层,实现定位定点调堵。本发明具有只封堵优势渗流通道,减少调剖段塞数,简化了调剖施工流程等优点。
Description
技术领域
本发明涉及油田化学领域,属于针对油田的一种封堵聚驱后优势渗流通道的方法。
背景技术
目前常用的封堵方法是靠选择性注入工艺,在一定的注入压力条件下,向地层中注入常规凝胶调堵剂或者颗粒类调堵剂,对优势渗流通道进行封堵。该方法无法对聚驱后优势渗流通道进行封堵、调堵剂进入高渗透层的同时也污染中低渗透层;同时该方法无法实现油层深部的定点调堵,而且在油田现场进行封堵时,所采用的调剖段塞数较多,需要频繁调整段塞组合以达到封堵效果,操作复杂。
发明内容
本发明的目的是提供可以只封堵优势渗流通道、不伤害中低渗透层,而且可实现聚驱后深部定点封堵的一种封堵聚驱后优势渗流通道的方法。
一种封堵聚驱后优势渗流通道的方法,其特征在于:所述的方法包括以下步骤:
a、筛选调剖井:分析油田区块的开发简况和油层动用情况,优选聚驱后注入能力高、动用状况不均衡、注入压力低、井下管柱状况良好,无套损、近3年内周围无新钻井的注入井;
b、制备低初粘可控凝胶调堵剂,该调堵剂按重量百分比由下列成分组成:0.05%的聚丙烯酰胺、0.2%的Cr3+交联剂、0.01%的水杨酸、0.05%的氯化镁、0.05%的尿素和0.02%的亚硫酸钠;
c、调整剖面半径为50~70m,计算低初粘可控凝胶调堵剂体系的单井注入量V=H×π×R2×Ф ;
其中:V—低初粘可控凝胶调堵剂注入量,m3
H—砂岩厚度,m
R—调剖半径,m
Ф—单井层段的孔隙度,%
d、注入井进行调前示踪剂测试;
e、对调剖井进行第一段塞注入,采用浓度为1000-1500mg/L的低初粘可控凝胶调堵剂,调剖剂量占单井注入量的22-25%,整个注入过程压力升高幅度控制在0.5-1MPa,施工周期为20-30天,低初粘可控凝胶调堵剂可进入油层深部对高渗层封堵;
f、对调剖井进行第二段塞注入,采用浓度为500-1000mg/L的低初粘可控凝胶,调剖剂量占单井注入量的47-50%,整个注入过程压力升高幅度控制在0.5-1MPa,施工周期为50-60天 ,进入地层深部进行调整剖面;
g、对调剖井进行第三段塞注入,采用浓度为1000-1500mg/L的低初粘可控凝胶封堵近井地带的大孔道、高渗透层,调剖剂量占单井注入量的22-25%,整个注入过程压力升高幅度控制在0.5-1MPa,施工周期为30-40天;
h、调剖井关井候凝15天后,对调剖井进行封口段塞注入,采用浓度为3500-4000mg/L的低初粘可控凝胶,调剖剂量占单井注入量的3-5%,施工周期为10天;
j、关井候凝5天后转正常注水。
本发明与现有方法相比有如下优点:
1)、本发明只封堵优势渗流通道,注入调堵剂只进入高渗透层,不进入、伤害中低渗透层;
2)、本发明可实现聚驱后深部定点封堵;
3)、本发明注入单一调堵剂体系,减少了调剖段塞数,简化了调剖施工流程。
具体实施方式:下面结合实施例对本发明作进一步详细描述:
实施例1
a、筛选调剖井1;
b、制备低初粘可控凝胶调堵剂,该调堵剂按重量百分比由下列成分组成:0.05%的聚丙烯酰胺、0.2%的Cr3+交联剂、0.01%的水杨酸、0.05%的氯化镁、0.05%的尿素和0.02%的亚硫酸钠;
c、调整剖面半径R为55m,砂岩厚度H为3.6m,单井层段的孔隙度Ф为27%,计算低初粘可控凝胶调堵剂体系的单井注入量V=H×π×R2×Ф=3.6×3.14×552×0.27= 9232m3;
d、注入井进行调前示踪剂测试;
e、对调剖井进行第一段塞注入,采用浓度为1000mg/L的低初粘可控凝胶调堵剂,调剖剂量占单井注入量的22%,为2031m3,整个注入过程压力升高幅度为0.6MPa,施工周期为20天,低初粘可控凝胶调堵剂可进入油层深部对高渗层封堵;
f、对调剖井进行第二段塞注入,采用浓度为500mg/L的低初粘可控凝胶,调剖剂量占单井注入量的48%,为4431m3,整个注入过程压力升高幅度为0.5MPa,施工周期为50天 ,进入地层深部进行调整剖面;
g、对调剖井进行第三段塞注入,采用浓度为1000mg/L的低初粘可控凝胶封堵近井地带的大孔道、高渗透层,调剖剂量占单井注入量的25%,为2308m3,整个注入过程压力升高幅度为0.7MPa,施工周期为30天;
h、调剖井关井候凝15天后,对调剖井进行封口段塞注入,采用浓度为3500mg/L的低初粘可控凝胶,调剖剂量占单井注入量的5%,为462m3,施工周期为10天;
j、关井候凝5天后转正常注水。
现场试验注入压力由9.6MPa平稳上升至11.6MPa,升高了2MPa;
高渗层吸液比例由70.1%降到32.1%,现场试验效果较好。
实施例2
a、筛选调剖井2;
b、制备低初粘可控凝胶调堵剂,该调堵剂按重量百分比由下列成分组成:0.05%的聚丙烯酰胺、0.2%的Cr3+交联剂、0.01%的水杨酸、0.05%的氯化镁、0.05%的尿素和0.02%的亚硫酸钠;
c、调整剖面半径R为55m,砂岩厚度H为2.8m,单井层段的孔隙度Ф为27%,计算低初粘可控凝胶调堵剂体系的单井注入量V=H×π×R2×Ф=2.8×3.14×552×0.27= 7180m3;
d、注入井进行调前示踪剂测试;
e、对调剖井进行第一段塞注入,采用浓度为1500mg/L的低初粘可控凝胶调堵剂,调剖剂量占单井注入量的25%,为1795m3,整个注入过程压力升高幅度为0.5MPa,施工周期为24天,低初粘可控凝胶调堵剂可进入油层深部对高渗层封堵;
f、对调剖井进行第二段塞注入,采用浓度为1000mg/L的低初粘可控凝胶,调剖剂量占单井注入量的50%,为3590m3,整个注入过程压力升高幅度为0.6MPa,施工周期为55天 ,进入地层深部进行调整剖面;
g、对调剖井进行第三段塞注入,采用浓度为1500mg/L的低初粘可控凝胶封堵近井地带的大孔道、高渗透层,调剖剂量占单井注入量的22%,为1579m3,整个注入过程压力升高幅度为0.7MPa,施工周期为33天;
h、调剖井关井候凝15天后,对调剖井进行封口段塞注入,采用浓度为4000mg/L的低初粘可控凝胶,调剖剂量占单井注入量的5%,为216m3,施工周期为10天;
j、关井候凝5天后转正常注水。
现场试验注入压力由7.2MPa上升至9.8MPa,升高了2.6MPa;
高渗层吸液比例由69.5%降到30.7%,现场试验效果较好。
实施例3
a、筛选调剖井3;
b、制备低初粘可控凝胶调堵剂,该调堵剂按重量百分比由下列成分组成:0.05%的聚丙烯酰胺、0.2%的Cr3+交联剂、0.01%的水杨酸、0.05%的氯化镁、0.05%的尿素和0.02%的亚硫酸钠;
c、调整剖面半径R为60m,砂岩厚度H为2.6m,单井层段的孔隙度Ф为27%,计算低初粘可控凝胶调堵剂体系的单井注入量V=H×π×R2×Ф=2.6×3.14×602×0.27=7935m3;
d、注入井进行调前示踪剂测试;
e、对调剖井进行第一段塞注入,采用浓度为1300mg/L的低初粘可控凝胶调堵剂,调剖剂量占单井注入量的23%,为1825m3,整个注入过程压力升高幅度为0.7MPa,施工周期为28天,低初粘可控凝胶调堵剂可进入油层深部对高渗层封堵;
f、对调剖井进行第二段塞注入,采用浓度为800mg/L的低初粘可控凝胶,调剖剂量占单井注入量的49%,为3888m3,整个注入过程压力升高幅度为0.6MPa,施工周期为60天 ,进入地层深部进行调整剖面;
g、对调剖井进行第三段塞注入,采用浓度为1200mg/L的低初粘可控凝胶封堵近井地带的大孔道、高渗透层,调剖剂量占单井注入量的24%,为1904m3,整个注入过程压力升高幅度为0.7MPa,施工周期为40天;
h、调剖井关井候凝15天后,对调剖井进行封口段塞注入,采用浓度为3700mg/L的低初粘可控凝胶,调剖剂量占单井注入量的4%,为318m3,施工周期为10天;
现场试验注入压力由6.4MPa上升至10.2MPa,升高了3.8MPa;
高渗层吸液比例由71.5%降到33%,现场试验效果较好。
Claims (1)
1.一种封堵聚驱后优势渗流通道的方法,其特征在于:所述的方法包括以下步骤:
筛选调剖井:分析油田区块的开发简况和油层动用情况,优选聚驱后注入能力高、动用状况不均衡、注入压力低、井下管柱状况良好,无套损、近3年内周围无新钻井的注入井;
制备低初粘可控凝胶调堵剂,该调堵剂按重量百分比由下列成分组成:0.05%的聚丙烯酰胺、0.2%的Cr3+交联剂、0.01%的水杨酸、0.05%的氯化镁、0.05%的尿素和0.02%的亚硫酸钠;
c、调整剖面半径为50~70m,计算低初粘可控凝胶调堵剂体系的单井注入量V=H×π×R2×Ф ;
其中:V—低初粘可控凝胶调堵剂注入量,m3
H—砂岩厚度,m
R—调剖半径,m
Ф—单井层段的孔隙度,%
d、注入井进行调前示踪剂测试;
e、对调剖井进行第一段塞注入,采用浓度为1000-1500mg/L的低初粘可控凝胶调堵剂,调剖剂量占单井注入量的22-25%,整个注入过程压力升高幅度控制在0.5-1MPa,施工周期为20-30天,低初粘可控凝胶调堵剂可进入油层深部对高渗层封堵;
f、对调剖井进行第二段塞注入,采用浓度为500-1000mg/L的低初粘可控凝胶,调剖剂量占单井注入量的47-50%,整个注入过程压力升高幅度控制在0.5-1MPa,施工周期为50-60天 ,进入地层深部进行调整剖面;
g、对调剖井进行第三段塞注入,采用浓度为1000-1500mg/L的低初粘可控凝胶封堵近井地带的大孔道、高渗透层,调剖剂量占单井注入量的22-25%,整个注入过程压力升高幅度控制在0.5-1MPa,施工周期为30-40天;
h、调剖井关井候凝15天后,对调剖井进行封口段塞注入,采用浓度为3500-4000mg/L的低初粘可控凝胶,调剖剂量占单井注入量的3-5%,施工周期为10天;
j、关井候凝5天后转正常注水。
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201810345789.2A CN108533238B (zh) | 2018-04-18 | 2018-04-18 | 一种封堵聚驱后优势渗流通道的方法 |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
CN201810345789.2A CN108533238B (zh) | 2018-04-18 | 2018-04-18 | 一种封堵聚驱后优势渗流通道的方法 |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
CN108533238A true CN108533238A (zh) | 2018-09-14 |
CN108533238B CN108533238B (zh) | 2020-04-24 |
Family
ID=63481295
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
CN201810345789.2A Active CN108533238B (zh) | 2018-04-18 | 2018-04-18 | 一种封堵聚驱后优势渗流通道的方法 |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
CN (1) | CN108533238B (zh) |
Cited By (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN109611051A (zh) * | 2018-10-31 | 2019-04-12 | 东北石油大学 | 一种优势渗流通道的压裂封堵方法 |
CN110259410A (zh) * | 2019-06-28 | 2019-09-20 | 山东德仕石油装备有限公司 | 一种高含水油井不动管柱实现堵水的方法 |
CN111577231A (zh) * | 2020-05-14 | 2020-08-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种通过反向调驱提高水淹油井堵水效果的方法 |
CN112983369A (zh) * | 2019-12-12 | 2021-06-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种蒸汽吞吐超稠油井三段塞高温调剖方法 |
CN114075941A (zh) * | 2020-08-17 | 2022-02-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种延长稀油注水井深部调剖有效期的方法 |
Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4788228A (en) * | 1986-12-24 | 1988-11-29 | American Cyanamid Company | High temperature profile modification agents and methods for using same |
CN102116143A (zh) * | 2010-12-30 | 2011-07-06 | 佘跃惠 | 聚合物驱后油藏本源微生物采油方法 |
CN102358835A (zh) * | 2011-09-02 | 2012-02-22 | 北京世通华奥油田化学技术有限公司 | 用于油田的交联剂制备方法 |
US20140352967A1 (en) * | 2006-11-28 | 2014-12-04 | Spi Technologies, Llc | Multi-component aqueous gel solution for control of delayed gelation timing and for resulting gel properties |
CN105670593A (zh) * | 2016-01-27 | 2016-06-15 | 东北石油大学 | 一种新的Cr3+聚合物凝胶及其与水交替注入调驱方法 |
CN106285589A (zh) * | 2016-08-16 | 2017-01-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高三元复合驱采收率的方法 |
CN106761548A (zh) * | 2016-12-30 | 2017-05-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种利用压裂将封堵剂注入厚油层封堵强水洗条的方法 |
CN107254301A (zh) * | 2017-08-06 | 2017-10-17 | 大庆东油睿佳石油科技有限公司 | 一种高渗孔道型油藏铬铝离子复配调剖剂及其使用方法 |
-
2018
- 2018-04-18 CN CN201810345789.2A patent/CN108533238B/zh active Active
Patent Citations (8)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
US4788228A (en) * | 1986-12-24 | 1988-11-29 | American Cyanamid Company | High temperature profile modification agents and methods for using same |
US20140352967A1 (en) * | 2006-11-28 | 2014-12-04 | Spi Technologies, Llc | Multi-component aqueous gel solution for control of delayed gelation timing and for resulting gel properties |
CN102116143A (zh) * | 2010-12-30 | 2011-07-06 | 佘跃惠 | 聚合物驱后油藏本源微生物采油方法 |
CN102358835A (zh) * | 2011-09-02 | 2012-02-22 | 北京世通华奥油田化学技术有限公司 | 用于油田的交联剂制备方法 |
CN105670593A (zh) * | 2016-01-27 | 2016-06-15 | 东北石油大学 | 一种新的Cr3+聚合物凝胶及其与水交替注入调驱方法 |
CN106285589A (zh) * | 2016-08-16 | 2017-01-04 | 中国石油化工股份有限公司 | 一种提高三元复合驱采收率的方法 |
CN106761548A (zh) * | 2016-12-30 | 2017-05-31 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种利用压裂将封堵剂注入厚油层封堵强水洗条的方法 |
CN107254301A (zh) * | 2017-08-06 | 2017-10-17 | 大庆东油睿佳石油科技有限公司 | 一种高渗孔道型油藏铬铝离子复配调剖剂及其使用方法 |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
方庆等: "萨北PI组聚驱深度调剖影响参数敏感性分析", 《大庆石油学院学报》 * |
Cited By (6)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN109611051A (zh) * | 2018-10-31 | 2019-04-12 | 东北石油大学 | 一种优势渗流通道的压裂封堵方法 |
CN110259410A (zh) * | 2019-06-28 | 2019-09-20 | 山东德仕石油装备有限公司 | 一种高含水油井不动管柱实现堵水的方法 |
CN112983369A (zh) * | 2019-12-12 | 2021-06-18 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种蒸汽吞吐超稠油井三段塞高温调剖方法 |
CN111577231A (zh) * | 2020-05-14 | 2020-08-25 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种通过反向调驱提高水淹油井堵水效果的方法 |
CN114075941A (zh) * | 2020-08-17 | 2022-02-22 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种延长稀油注水井深部调剖有效期的方法 |
CN114075941B (zh) * | 2020-08-17 | 2023-06-30 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种延长稀油注水井深部调剖有效期的方法 |
Also Published As
Publication number | Publication date |
---|---|
CN108533238B (zh) | 2020-04-24 |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN108533238A (zh) | 一种封堵聚驱后优势渗流通道的方法 | |
CN107387053B (zh) | 一种大通道主裂缝与复杂缝网协同压裂的方法 | |
CA1237654A (en) | Hydraulic fracturing method | |
CA1152888A (en) | Sand control method employing special hydraulic fracturing technique | |
CN105298438B (zh) | 多轮次聚合物凝胶深部精细调剖方法 | |
US5425421A (en) | Method for sealing unwanted fractures in fluid-producing earth formations | |
EA016864B1 (ru) | Способ гидравлического разрыва горизонтальных скважин для повышения добычи углеводородов | |
RU2016118283A (ru) | Способ уплотнения твердых материалов во время подземных операций по обработке | |
US20020070020A1 (en) | Completing wells in unconsolidated formations | |
RU2539469C1 (ru) | Способ многократного гидравлического разрыва пласта в горизонтальном стволе скважины | |
CN103087699A (zh) | 缝洞型油藏携砂调剖剂组合物及调剖方法 | |
CN106194105A (zh) | 堵剂深部投放调剖方法 | |
CN111577198A (zh) | 一种利用地层预交联凝胶堵水剂控水增油的堵压一体化重复改造方法 | |
CA1064818A (en) | Miscible drive in heterogeneous reservoirs | |
ES8203456A1 (es) | Procedimiento para fracturar hidraulicamente una formacion geologica segun una direccion determinada | |
RU2644807C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта | |
RU2571964C1 (ru) | Способ гидравлического разрыва пласта в скважине | |
US10513915B2 (en) | Consolidated material to equalize fluid flow into a wellbore | |
CN106014401A (zh) | 一种模拟油井压裂裂缝延伸和压裂液滤失过程的实验方法 | |
CN109852362A (zh) | 一种聚驱后非均质油藏优势通道控制的双段塞调驱剂及其注入方法 | |
US3490527A (en) | Imbibition waterflooding process | |
US11732179B2 (en) | Proppant-fiber schedule for far field diversion | |
CN106368646B (zh) | 一种用于低孔低渗油藏的选择性堵水工艺 | |
RU2010955C1 (ru) | Способ разработки неоднородного нефтяного пласта | |
RU2286447C2 (ru) | Способ изоляции водопритоков в горизонтальном стволе добывающих скважин |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
PB01 | Publication | ||
PB01 | Publication | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
SE01 | Entry into force of request for substantive examination | ||
GR01 | Patent grant | ||
GR01 | Patent grant |