CN109138905A - 用冻胶微球的油井选择性堵水方法 - Google Patents
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Abstract
本发明的目的在于提供用冻胶微球的油井选择性堵水方法，采用丙烯酰胺和丙烯酸单体，添加分散剂和交联剂，在表面活性剂和溶剂混合介质中形成油水混合乳液，单体共聚后，即成微球；选择微球粒径，将微球分散在配置用水中配置成微球工作液，以低速注入，注入完微球工作液后需要注入过顶替液，关井一段时间然后开井，开井后控制油井产液量不高于堵水前。本发明的有益效果是增加油井原油产量，降低油井含水率。
Description
技术领域
本发明属于油气田开发技术领域，涉及采用冻胶微球作堵剂，进行油井选择性堵水。
背景技术
油井出水是油田开发过程中不可避免地要遇到的问题，油井出水有许多危害。油井堵水是指从油井控制水的产出，油井堵水剂(简称堵水剂)是指从油井注入地层，控制油井产水的物质。可分为选择性堵水剂和非选择性堵水剂。前者是指那些对油和水或产油层和产水层的封堵有差别的堵水剂，对油井堵水比较重要。目前国内外广泛应用的选择性堵水剂有冻胶和泡沫。冻胶是由聚合物与交联剂配成的失去流动性的体系，主要依靠填充地层孔道来实现，称为连续相堵剂，缺点是地下交联效果影响因素多，无法适应高温高矿化度的油藏条件。泡沫堵水剂受地层压力影响较大，气体体积会随着地层压力变化较大，而泡沫特征值影响封堵能力。同时，注入压力相对于液态堵水剂要高。冻胶微球是颗粒堵剂，依靠在地层的孔喉处架桥、捕集封堵，是一种分散相的堵剂，对渗透率有更高的影响。
发明内容
本发明的目的在于提供用冻胶微球的油井选择性堵水方法，本发明的有益效果是增加油井原油产量，降低油井含水率。
本发明所采用的技术方案如下：
1、用微乳聚合的方法制备冻胶微球：采用丙烯酰胺和丙烯酸单体，添加分散剂和交联剂，在表面活性剂和溶剂混合介质中形成油水混合乳液，单体共聚后，即成冻胶微球。通过不同的搅拌速度、搅拌时间以及不同的乳化剂的量，可以得到粒径大小不同的冻胶微球。如搅拌速度为500rpm，搅拌时间2h，乳化剂的用量0.16％时，微球的初始平均粒径为200nm左右；搅拌速度为175rpm，搅拌时间1h，乳化剂的用量0.08％时，微球的初始粒径1200nm左右。
2、选择性堵水的原理
根据分散体系颗粒粒径小于地层孔喉直径的1/3，这些微球可以自由的通过地层的高渗孔道，进入到地层后膨胀，在油井回采过程中，在地层保存一定时间后的微球，在高渗透孔道入口处架桥产生堵塞(通常叫捕集)，增加高渗层水的阻力，迫使注入水进入含油饱和度较高的地层。见图1.
3、微球的选择
(1)可以采用示踪剂描述结果选择微球粒径，示踪剂优先进入油水井间的优势通道，通过见剂时间可以得到地层的渗透率和孔喉直径，根据微球粒径与地层孔喉直径的匹配关系进行选择；
(2)若没有示踪剂数据，可以通过测井资料提供的原始渗透率和孔隙度，得到地层平均的孔喉直径，进而根据微球粒径与地层孔喉直径的匹配关系进行选择。
4、选择性堵水工艺
(1)工作液的配置。微球浓度为2000～20000mg/L，将其分散在配置用水中即可。
(2)工作液的用量。按照以下工作设计用量:
式中，V1——堵剂用量(m3)；R2——堵剂在高渗透层前沿的半径(m3)；
R1——堵剂在高渗透层后沿的半径(m3)；h——油层厚度(m)；
——油层的孔隙度(％)；α1——纵向系数，高渗透层占油层厚度的百分数(％)，一般为10～20％，通常取15％；β——方向系数，平面非均质性， (％)，一般为70～80％，通常取75％。
(3)注入速度。微球的注入速度以低速慢注为宜，可以参考油井的产液量确定。
(4)过顶替液用量。为保证油井产量，注完微球工作液后需要注入过顶替液，将堵剂顶替出离井眼3m以上的距离，为产液留下通道。过顶替液的粘度必须高于前面被顶替堵剂的粘度，可以选用聚丙烯酰胺溶液，用量按下式计算：
式中，V2——过顶替液的量(m3)；R3——过顶替液处理的半径(m)，一般为3～5m；α2——过顶替液进入的厚度占油层厚度的百分数(％)。——油层的孔隙度 (％)；β——方向系数。
(5)关井时间。应保证在油藏条件下微球得到充分膨胀所需时间。
(6)开井。开井后控制油井产液量不高于堵水前。观察含水率、日产油量、日产液量来评价堵水效果。起选择性堵水的作用，达到油井含水率降低，产油量增加的目的。
5、选择性堵水的物模试验
①按照一定的压实程度填制岩心管模型。岩心称干重m1，抽空饱和地层水，称湿重m2，测孔隙体积(v＝(m2-m1)/p水)，计算孔隙度
②进行水相渗透率测定，待压力稳定后，根据达西定律计算渗透率K1，根据和K1计算出填砂管平均孔喉直径d。
③选择合适的微球配成工作液；
④饱和油，进行水驱至岩心出口含油饱和度95％；
⑤反注微球工作液0.5PV，膨胀5d；
⑥重新正注，观察含水率和产油量的变化，绘制驱油曲线。
附图说明
图1是H12K23井冻胶微球堵水前后采油曲线示意图；
图2是实施聚合微球堵水后日产油及含水率图。
具体实施方式
下面结合具体实施方式对本发明进行详细说明。
本发明在辽河油田金马采油厂的海外河油田进行应用。海外河油田属高孔中高渗透油藏，平均孔隙度28.7％，平均空气渗透率744×10-3μm2，地层温度在 70℃左右，地层水属于NaHCO3型，总矿化度平均2962.1mg/L。在注水开发过程中受储层非均质性影响，生产过程中注水突进严重，造成油井含水上升。由于含油井段长，层数多，单层厚度薄，具有多套油水组合，出水层找不准，卡不住，需要选择性堵水解决油井高含水问题。
1、微球粒径选择
在微球粒径选择过程中，由于海外河地层平均孔喉直径为12～20μm，选择两种粒径微球，一种为纳米级微球，初始粒径0.05～0.5μm，膨胀后微球尺寸为 3～5μm；另一种为微米级微球，初始粒径1.5～3μm，膨胀后微球尺寸为10～ 30μm。筛选原则一是保证冻胶微球能够平稳顺利注入地层；二是保证冻胶微球膨胀后能够实现有效地捕集封堵。
2、微球用量选择
根据地层孔喉直径的分布范围，选用不同型号微球按照先细后粗的原则分段塞式注入。设计用量按照上述公式计算，然后采用过顶替液将堵剂顶替至离井至少3m以远的位置，在近井眼地带留下低流动阻力的产液空间，使油井堵水后能保持高产液量。根据油层厚度，选择冻胶微球用量不同，每米地层用量为10～20m3冻胶微球工作液。
3、施工效果
根据冻胶微球堵水技术选择性好、尺寸小、易注入的特点，主要选择油层厚度小，单层、中低渗透率的高含水井作为目标井。在海外河油田共试验7口井，措施有效率达到100％，累积增油2390t，降水7665m3。平均单井增油341t，降水1095m3，平均生产天数180d，效果见表1。其中有5口井见到了增油降水效果，2口井见到降水效果。
表1：聚合物微球堵水效果统计表
典型井如H12K23井，生产层系d3 1，油层厚2.5m/1层，与注水井H11-22、 H1221连通。措施前日产油0.8t，日产水17.4m3，含水95.7％。按处理半径10m 设计，堵剂250m3，其中12000mg/L的SD-310微球堵水剂150m3，15000mg/L 的SD-320微球堵水剂100m3，过顶替液50m3，注入排量0.1m3/min，不动生产管柱直接在环套反挤，施工压力上升1MPa。实施聚合微球堵水后最高日产油达到18.4t，含水下降到40％，见图2。该井累积生产269d，累积增油1285t。冻胶微球堵水技术在该井成功应用，为海外河油田薄油层堵水提供了有效方法。
本发明将选择性堵水剂冻胶微球工作液，按照选择性的堵水方法注入到出水的油井。该工作液中的微球小于优势通道孔喉直径的1/3，可以优先进入出水通道，微球在地层条件小吸水膨胀。当油井恢复生产时，膨胀后的微球可在优势通道上通过架桥产生堵塞，增加了水流阻力，达到油井含水率降低，产油量增加的目的。
以上所述仅是对本发明的较佳实施方式而已，并非对本发明作任何形式上的限制，凡是依据本发明的技术实质对以上实施方式所做的任何简单修改，等同变化与修饰，均属于本发明技术方案的范围内。
Claims (3)
1.用冻胶微球的油井选择性堵水方法，其特征在于按照以下步骤进行：
步骤1：选择微球粒径；
(1)采用示踪剂描述结果选择微球粒径，示踪剂优先进入油水井间的优势通道，通过见剂时间得到地层的渗透率和孔喉直径，根据微球粒径与地层孔喉直径的匹配关系进行选择；
(2)或通过测井资料提供的原始渗透率和孔隙度，得到地层平均的孔喉直径，进而根据微球粒径与地层孔喉直径的匹配关系进行选择；
步骤2：选择性堵水工艺；
将微球分散在配置用水中配置成微球工作液，以低速注入，注入完微球工作液后需要注入过顶替液，关井一段时间然后开井，开井后控制油井产液量不高于堵水前。
2.按照权利可要求1所述用冻胶微球的油井选择性堵水方法，其特征在于：所述步骤2中微球工作液浓度为2000～20000mg/L。
3.按照权利可要求1所述用冻胶微球的油井选择性堵水方法，其特征在于：所述步骤2中过顶替液注入将堵剂顶替出离井眼3m以上的距离，为产液留下通道，过顶替液的粘度必须高于前面被顶替堵剂的粘度。
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Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
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| GR01 | Patent grant | ||
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| PE01 | Entry into force of the registration of the contract for pledge of patent right |
Denomination of invention: Selective water plugging method for oil wells using gel microspheres Effective date of registration: 20230825 Granted publication date: 20210402 Pledgee: Dongying Hekou District sub branch of China Post Savings Bank Co.,Ltd. Pledgor: SHANDONG SHIDA OILFIELD TECHNICAL SERVICES Co.,Ltd. Registration number: Y2023980053713 |
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| PE01 | Entry into force of the registration of the contract for pledge of patent right | ||
| TR01 | Transfer of patent right |
Effective date of registration: 20240226 Address after: Dawangxi Village, Dawang Town, Guangrao County, Dongying City, Shandong Province 257300 Patentee after: Dongying Jiangyuan Chemical Co.,Ltd. Country or region after: China Address before: 257000 Hekou high tech Pioneer Park, Dongying City, Shandong Province Patentee before: SHANDONG SHIDA OILFIELD TECHNICAL SERVICES Co.,Ltd. Country or region before: China |
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| TR01 | Transfer of patent right |