CN109025894A - 一种稠油热采水平井汽窜封堵方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种稠油热采水平井汽窜封堵方法，包括以下步骤：（1）将注汽管柱下入油层部位，采用笼统注入方式，注蒸汽预热地层；（2）注入高粘度冻胶；（3）注入硅盐高温堵剂；（4）重复步骤（2）和（3），直至达到施工设计注入压力要求；（5）注蒸汽加热堵剂，关井闷井3～5d；（6）注蒸汽吞吐开采。本发明的方法，实现了封堵、注汽、开采一体化管柱，施工工艺简单，作业成本低；高、低粘度体系的交替注入，最终形成高驻留、强封堵的工艺方法，有效解决低粘度耐温封堵体系在地层窜流问题，提高了堵剂的驻留性，扩大了耐温堵剂的封堵体积，有效地封堵了注蒸汽汽窜，从而扩大了注蒸汽的加热范围，提高了稠油热采水平井的开发效果。
Description
技术领域
本发明涉及一种稠油热采水平井汽窜封堵方法，属于稠油油藏采油技术领域。
背景技术
春风油田于2010年投入开发，动用面积30.66Km2，动用地质储量4472万吨，油藏温度28℃，该温度下的脱气原油粘度为50000～90000mPa·s，主要采用了蒸汽吞吐技术开发，截止2015年底累计产油314.5万吨。注蒸汽吞吐开发以后，由于储层非均质性强，原油粘度大，注入蒸汽产生严重的热干扰、汽窜现象，主要表现在井间窜、井排窜、井互窜等复杂的汽窜现象，造成了低效注汽、无效注汽，严重影响了蒸汽吞吐的效果，单井周期采油由最高的3000t下降到100～300t。
注蒸汽吞吐开发时，蒸汽的温度最高可达350℃，因此要求封窜堵剂具有良好的耐温性能。现有技术中，耐高温堵剂在高温下性能稳定，但是在该油田油藏温度28℃下难以成胶；而低温下可以成胶的堵剂，又不耐高温，在该区块堵水时不适用。耐高温堵剂粘度低，流动性好，注蒸汽时容易被推进地层深部，无法在封窜目标位置有效滞留，导致施工过程无法按照设计要求完成，不能最大程度地发挥堵剂的封窜作用。因此，亟待研究一种能够在低温地层中成胶稳定、耐高温、滞留性能好的汽窜封堵方法。
发明内容
针对上述现有技术，本发明提供了一种稠油热采水平井汽窜封堵方法，可提高蒸汽吞吐开发效果和采收率。
本发明是通过以下技术方案实现的：
一种稠油热采水平井汽窜封堵方法，包括以下步骤：
(1)将注汽管柱下入油层部位，采用笼统注入方式，注蒸汽预热地层；
进一步地，注入蒸汽量为300～600t；
(2)注入高粘度冻胶以辅助驻留段塞；进一步地，注入量为50～100m3；
(3)注入低粘度的硅盐高温堵剂以封堵段塞；进一步地，注入量为80～200m3；
(4)重复步骤(2)和(3)(即交替注入高粘度冻胶、硅盐高温堵剂)，直至达到施工设计注入压力要求，停止注入；
(5)注蒸汽加热堵剂，促使堵剂固化或成胶，关井闷井3～5d；
进一步地，注入蒸汽量为300～500t；
(6)注蒸汽吞吐开采。
进一步地，所述注蒸汽的注入速度为8～14t/h，干度≥70％。
进一步地，所述高粘度冻胶的注入速度为10～20m3/h。
进一步地，所述硅盐高温堵剂的注入速度为20～30m3/h。
所述高粘度冻胶，由聚合物、复合有机交联剂和水组成(使用时可现场配制)，其中，聚合物占0.4％～0.6％，复合有机交联剂占0.2％～0.4％，余量为水；所述聚合物为部分水解的聚丙烯酰胺(可常规市场购买得到)；所述复合有机交联剂选自乳酸铬、醋酸铬或/和酚醛树脂交联剂(可常规市场购买得到)。
所述硅盐高温堵剂，由以下重量百分数的组分组成：聚硅氧烷4％～15％，氯化钙1％～3.5％，氯化钾或硫酸钠0.5％～1.0％，水80％～90％，pH调节剂(碳酸钠或甜菜碱)(0.1％～0.5％)，调节pH值至4～6。
所述聚硅氧烷是一类以重复的Si-O键为主链，硅原子上直接连接有机基团的聚合物。
本发明的稠油热采水平井汽窜封堵方法，选择初始粘度低、耐温性能好的硅盐高温堵剂体系，体系可耐温350℃，由于该体系粘度低，地层驻留困难，设计了高粘耐温冻胶与硅盐高温堵剂体系交替注入，提高堵剂的驻留性能，扩大封堵体积。由于体系高温成胶、低温不成胶，地层温度为28℃，因此注入封堵体系前后设计了蒸汽段塞，加热堵剂，促使堵剂在低层地层中凝固，增强封堵能力。
本发明的稠油热采水平井汽窜封堵方法，实现了封堵、注汽、开采一体化管柱，施工工艺简单，作业成本低；高、低粘度体系的交替注入，最终形成高驻留、强封堵的工艺方法，有效解决低粘度耐温封堵体系在地层窜流问题，提高了堵剂的驻留性，扩大了耐温堵剂的封堵体积，有效地封堵了注蒸汽汽窜，从而扩大了注蒸汽的加热范围，提高了稠油热采水平井的开发效果。通过在春风油田排某区块开展22口井的水平井汽窜封堵方法施工，平均单井增油802.5t，累计增油17655t。
附图说明
图1：排某-平***井临井汽窜井分布。
图2：排某-平***井堵剂注入地面设备流程图。
图3：排某-平***井封汽窜前后动态生产曲线。
图4：排某-平***井封窜前后邻居动态生产曲线。
具体实施方式
下面结合实施例对本发明作进一步的说明。
下述实施例中所涉及的仪器、试剂、材料等，若无特别说明，均为现有技术中已有的常规仪器、试剂、材料等，可通过正规商业途径获得。下述实施例中所涉及的实验方法，检测方法等，若无特别说明，均为现有技术中已有的常规实验方法，检测方法等。
本发明所用部分水解的聚丙烯酰胺，购自山东宝莫生物化工股份有限公司，商品名称部分水解的聚丙烯酰胺。
本发明所用酚醛树脂交联剂，购自胜利油田胜兴集团有限责任公司，商品名称酚醛树脂交联剂。
本发明所用聚硅氧烷，购自东营市秀杰商贸有限公司，商品名称聚硅氧烷。
实施例1：热采水平井汽窜封堵方法
步骤如下：
(1)将注汽管柱下入油层部位，采用笼统注入方式，注蒸汽预热地层；注入蒸汽量为300～600t；
(2)注入高粘度冻胶以辅助驻留段塞，注入量为50～100m3，注入速度为10～20m3/h；
(3)注入低粘度的硅盐高温堵剂以封堵段塞，注入量为80～200m3，注入速度为20～30m3/h；
(4)重复步骤(2)和(3)(即交替注入高粘度冻胶、硅盐高温堵剂)，直至达到施工设计注入压力要求，停止注入；
(5)注蒸汽加热堵剂，促使堵剂固化或成胶，注入蒸汽量为300～500t，关井闷井3～5d；
(6)注蒸汽吞吐开采。
所述注蒸汽的注入速度为8～14t/h，干度≥70％。
所述高粘度冻胶，由聚合物、复合有机交联剂和水组成，其中，聚合物占0.4％～0.6％，复合有机交联剂占0.2％～0.4％，余量为水；所述聚合物为部分水解的聚丙烯酰胺；所述复合有机交联剂选自乳酸铬、醋酸铬或/和酚醛树脂交联剂。可现场配制。
所述硅盐高温堵剂，由以下重量百分数的组分组成：聚硅氧烷4％～15％，氯化钙1％～3.5％，氯化钾或硫酸钠0.5％～1.0％，水80％～90％，pH调节剂(碳酸钠或甜菜碱)，调节pH值至4～6，用量通常为0.1％～0.5％。现场配制。
上述热采水平井汽窜封堵方法，主要包括3个段塞，第一段塞为蒸汽预热段塞，第二段塞为封堵段塞，第三个段塞为蒸汽加热段塞。其中第二个段塞为高粘度冻胶辅助驻留段塞和低粘度硅盐高温堵剂封堵段塞交替注入。
实例春风油田排某-平***井
油藏概况：新疆准噶尔盆地西缘排某区块地理位置位于新疆维吾尔自治区克拉玛依市境内的前山涝坝镇，东临217国道，距春光油田排2块北偏东17km处。构造位置位于准噶尔盆地西部隆起车排子凸起的东部，区域上属于准噶尔盆地西部隆起的次一级构造单元。自2003年在车排子地区进行重点勘探；2005年部署两口预探井排*井和排**井,分别在白垩系见到很好的油气显示；2009年6月完钻两口评价井排某-平1(导眼)和排某-平2(导眼)，在白垩系下统吐谷鲁群组分别钻遇7.1m和7.9m油层。排某井区白垩系下统吐谷鲁群组排某砂体顶面构造形态整体呈向西北方向超覆，向南东倾没，构造整体比较平缓，构造倾角1-2度，构造顶面埋深-425～-610m，地质储量475×104t。
岩性特征：排*区块排某砂体K1tg储层岩性为棕褐色中、粗砂岩、含砾中、粗砂岩为主、夹薄层灰色灰质粉细砂岩。根据排某－平*井(导眼)取心资料，石英含量75％，长石含量16.8％，方解石含量3.9％，粒度中值在0.029～1.33mm之间，平均粒度中值0.34mm，泥质含量1.36％，分选较好，成岩作用弱，胶结疏松。
物性特征：由于岩性疏松，孔、渗值大，据取芯井资料分析孔隙度平均为35.2％；渗透率平均为9306×10-3μm2，为高孔、高渗储层。吐谷鲁群组砂体粘土矿物含量3～8％,相对含量低。
流体特征：根据排某井、排某-平1、排某－平2三口井吐谷鲁群组试油试采分析，该块白垩系下统吐谷鲁群组油藏28℃时，脱气原油粘度为50000～90000mPa.s，50℃时脱气原油粘度为4000～7000mPa.s。据排601区块排某-平1井的水分析资料，排某区块K1tg地层水氯离子含量21308mg/L，总矿化度：34911mg/L，CaCL2型。
压力温度系统：根据新完钻井排某区块的测试资料，本区的压力系数为0.96，吐谷鲁群组油藏地层压力为4.95MPa，地层温度28℃。
排某-平***井：2011年9月5日筛管完井投产，经历了十三个周期，累产油7701.5t，累产液30204.8t。其基础数据如表1所示。该井开发中目前存在的主要问题是与排某-平***2井、平***4井存在井间热干扰(图1)。通过生产状况分析，在最近的第十三个周期中2015年4月发生井间干扰，干扰对进一步提高采收率产生很大挑战。拟对该井采取化学封堵工艺技术，通过建立化学封堵墙解决汽窜热干扰问题，现场应用达到封窜增产的生产目的。
表1排某-平***井完井基础数据
针对该区块油藏水平井蒸汽吞吐开采时汽窜干扰严重的问题，由于油藏地层非均质性严重、高孔高渗、地层温度低等复杂条件，要求封窜体系耐高温、强度高、有效期长；并且满足能够通过水平井精细滤砂管和热采吞吐生产需要。因此，本设计依据排601区块开发现状资料、单井钻完井资料、单井随钻测井资料、单井生产动态资料、单井堵水地质设计编制，选择适合的封堵技术，确定采用高粘冻胶+高强度硅盐高温堵剂封堵工艺技术。
施工步骤：
1.注汽预热地层：注汽300t预热地层(注入速度为8～14t/h，干度≥70％)。
2.堵水施工管柱：采用注采一体泵管柱进行施工，从油管正向注入堵剂。
3.连接注入流程：地面设备流程图(图2)，连接地面管线，地面管汇试压15MPa，保证管线、闸门等设备不刺不漏。
4.井筒灌满水：打开油套阀门，用400型泵车从油管注清水，套管返液后，关闭套管闸门，并装压力表。
5.注入堵剂：
(1)注入50m3高粘度冻胶，注入速度10～20m3/h。
(2)注入80m3硅盐高温堵剂封，注入速度20～30m3/h。
(3)注入50m3高粘度冻胶，注入速度10～20m3/h。
(4)注入100m3硅盐高温堵剂封，注入速度20～30m3/h。
所述高粘度冻胶，由聚合物、复合有机交联剂和水组成，其中，聚合物占0.40％，复合有机交联剂占0.35％，余量为水；所述聚合物为部分水解的聚丙烯酰胺；所述复合有机交联剂由乳酸铬和酚醛树脂交联剂组成，乳酸铬和酚醛树脂交联剂的质量比为3:1。现场配制。
所述硅盐高温堵剂，由以下重量百分数的组分组成：聚硅氧烷15％，氯化钙3.5％，硫酸钠1.0％，水80％，碳酸钠调整pH值至5。现场配制。
6.堵后注蒸汽及侯凝：注400吨蒸汽后焖井，候凝4天。
7.转注汽生产：关井4天后，按照地质设计转入注蒸汽吞吐生产工序，注入蒸汽1500吨。
应用效果：
(1)排某—平***井2015年10月26日开展了堵水施工，堵水后注汽后焖井，开井日产油峰值20.4t，累计产油967t。堵前周期产油量为150t，相比前一周期，周期增油量817t(图3)。
(2)开井后正常生产时排某—平***2井和排某—平***4井注汽动态上并未表现出与排某—平***井发生蒸汽窜流的现象，说明排某—平***井汽窜封堵效果良好(图4)。
上述虽然结合实施例对本发明的具体实施方式进行了描述，但并非对本发明保护范围的限制，所属领域技术人员应该明白，在本发明的技术方案的基础上，本领域技术人员不需要付出创造性劳动即可做出的各种修改或变形仍在本发明的保护范围以内。
Claims (10)
1.一种稠油热采水平井汽窜封堵方法，其特征在于：包括以下步骤：
(1)将注汽管柱下入油层部位，采用笼统注入方式，注蒸汽预热地层；
(2)注入高粘度冻胶以辅助驻留段塞；
(3)注入低粘度的硅盐高温堵剂以封堵段塞；
(4)重复步骤(2)和(3)，直至达到施工设计注入压力要求，停止注入；
(5)注蒸汽加热堵剂，促使堵剂固化或成胶，关井闷井3～5d；
(6)注蒸汽吞吐开采。
2.根据权利要求1所述的稠油热采水平井汽窜封堵方法，其特征在于：所述步骤(1)中，注入蒸汽量为300～600t。
3.根据权利要求1所述的稠油热采水平井汽窜封堵方法，其特征在于：所述步骤(2)中，高粘度冻胶的注入量为50～100m3；所述步骤(3)中，硅盐高温堵剂的注入量为80～200m3。
4.根据权利要求1所述的稠油热采水平井汽窜封堵方法，其特征在于：所述步骤(5)中，注入蒸汽量为300～500t。
5.根据权利要求1所述的稠油热采水平井汽窜封堵方法，其特征在于：所述注蒸汽的注入速度为8～14t/h，干度≥70％。
6.根据权利要求1所述的稠油热采水平井汽窜封堵方法，其特征在于：所述高粘度冻胶的注入速度为10～20m3/h；所述硅盐高温堵剂的注入速度为20～30m3/h。
7.根据权利要求1所述的稠油热采水平井汽窜封堵方法，其特征在于：所述高粘度冻胶，由聚合物、复合有机交联剂和水组成，其中，聚合物占0.4％～0.6％，复合有机交联剂占0.2％～0.4％，余量为水；所述聚合物为部分水解的聚丙烯酰胺；所述复合有机交联剂选自乳酸铬、醋酸铬或/和酚醛树脂交联剂。
8.根据权利要求1所述的稠油热采水平井汽窜封堵方法，其特征在于：所述硅盐高温堵剂，由以下重量百分数的组分组成：聚硅氧烷4％～15％，氯化钙1％～3.5％，氯化钾或硫酸钠0.5％～1.0％，水80％～90％，pH调节剂碳酸钠或甜菜碱，调节pH值至4～6。
9.根据权利要求1～8中任一项所述的稠油热采水平井汽窜封堵方法，其特征在于：步骤如下：
(1)将注汽管柱下入油层部位，采用笼统注入方式，注蒸汽预热地层，注入蒸汽量为300t；
(2)注入高粘度冻胶以辅助驻留段塞，注入量为50m3，注入速度10～20m3/h；
(3)注入低粘度的硅盐高温堵剂以封堵段塞，注入量为80m3，注入速度20～30m3/h；
(4)再次注入高粘度冻胶，注入量为50m3，注入速度10～20m3/h；再次注入硅盐高温堵剂，注入量为100m3，注入速度20～30m3/h；
(5)注蒸汽加热堵剂，注入蒸汽量为400t；促使堵剂固化或成胶，关井闷井4d；
(6)注蒸汽吞吐开采。
10.根据权利要求9所述的稠油热采水平井汽窜封堵方法，其特征在于：所述高粘度冻胶，由聚合物、复合有机交联剂和水组成，其中，聚合物占0.40％，复合有机交联剂占0.35％，余量为水；所述聚合物为部分水解的聚丙烯酰胺；所述复合有机交联剂由乳酸铬和酚醛树脂交联剂组成，乳酸铬和酚醛树脂交联剂的质量比为3:1；所述硅盐高温堵剂，由以下重量百分数的组分组成：聚硅氧烷15％，氯化钙3.5％，碳酸钠0.5％，硫酸钠1.0％，水80％。
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