CN109233768A - 一种非常规油气藏油井的堵水方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种非常规油气藏油井的堵水方法。该方法采用多段塞组合方式，各段塞采用不同浓度的非交联凝胶聚合物的水溶液作为堵剂。本发明的堵水方法只使用一种非交联凝胶堵剂，相比于现有技术需要采用多种药剂组合的方式，能够有效节约成本，便于控制，而且能够同时实现“调”、“堵”、“驱”的多功能。

Description

一种非常规油气藏油井的堵水方法

技术领域

本发明涉及油气田开发技术领域，具体涉及一种非常规油气藏油井的堵水方法。

背景技术

世界的油气资源分为两大部分，分别是常规型油气资源与非常规型油气资源。两种资源储量比例大约为2:8，常规油气资源，如：构造、岩性和地层油气藏，其勘探与开发随时间推移，开发难度也随之在不断的增加。因此世界将关注的焦点逐渐转移到非常规油气资源，甚至非常规油气资源已被视为是接替常规油气资源的新型资源。根据油气资源勘探与开发的历史来看，现如今已悄然进入常规油气与非常规油气同步勘探开发的新油气时代。而且非常规油气勘探开发的增长趋势与常规油气勘探开发逐渐消减的趋势日益明显。

国内常规油气藏开采都是已开发几十年的老油田，后期开发难度大，综合含水高，剩余油含量少。因此，不管是满足人民日益增长的油气消费需求，还是保障石油做为国家政治经济安全的能源战略物资，进行非常规油气资源的勘探与开发已然是迫在眉睫。

我国油田普遍采用注水开发方式，地质复杂，在开发中后期因地层非均质性造成的层间、层内矛盾突出，导致油井见水产能降低，注水井水驱动用储能降低，注采调控困难。对此，油田通过注入化学堵剂，封堵高渗带，改变水驱方向，提高水驱波及体积与驱油效率，提高油藏开发水平。

国内外堵水研究和应用已有近六十年的历史，随着理论认识不断加深，调堵剂种类越来越多。油田通过注入化学堵剂，封堵高渗带，改变水驱方向，提高水驱波及体积与驱油效率，提高油藏开发水平。而现在油井堵水，尤其是在特种油藏井，往往会出现如下问题：1、堵后有效时间短，原因是封堵半径小，工艺上用大剂量注入方式，过顶替方式；2、堵后不见效，产能低下，原因是堵剂性能不行，堵不住井，或者堵死井，解决方法优质堵剂非交联凝胶，到目前为止，上述问题一直没能寻找到有效的解决方法。

而现在油井堵水，尤其是在非常规油藏井，往往会出现如下问题：堵剂性能不佳导致堵后有效时间短，堵后不见效，产能低下；近井地带剩余油较少、工艺不合理(只注重封堵功能没有注重其他功能如驱油功能)；特殊油藏特殊地质条件如底水油层，底水油藏活跃要求堵剂封堵性能更强；水平井要求堵剂具有更好选择封堵能力，更强触变性，减少重力作业带来负面影响；砾岩油层要求堵剂具有良好的选择封堵能力，良好注入性；低渗透裂缝性油气藏要求堵剂选择封堵能力强，只封堵大裂缝不堵小裂缝。

发明内容

本发明的目的是提供一种非常规油气藏油井的堵水方法。

本发明要求保护不同浓度的非交联凝胶的水溶液在非常规油气藏油井堵水中的应用。

上述应用中，所述非交联凝胶选自非离子型水溶性改性聚丙烯酰胺、阴离子型水溶性改性聚丙烯酰胺、阳离子型改性聚丙烯酰胺和两性离子型水溶性改性聚丙烯酰胺中的至少一种；

所述非离子型水溶性改性聚丙烯酰胺的分子结构中包含丙烯酰胺单体单元和至少一种非离子型不饱和单体单元；所述非离子型不饱和单体单元由N-乙烯基吡咯烷酮、马来酸酐、乙烯基乙醚、N-烷基取代丙烯酰胺、丙烯酸烷基酯与甲基丙烯酸烷基酯中的至少一种形成；所述N-烷基取代丙烯酰胺、丙烯酸烷基酯与甲基丙烯酸烷基酯中烷基的碳原子数各自独立地为5-20；

所述阴离子型水溶性改性聚丙烯酰胺的分子结构中包含丙烯酰胺单体单元和至少一种阴离子型不饱和单体单元；其中，所述阴离子型不饱和单体为丙烯酸盐、甲基丙烯酸盐、烷基链碳原子个数为4-20的丙烯酰胺烷基磺酸、丙烯酰胺烷基磺酸盐、苯乙烯磺酸盐与2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐中的至少一种；

所述阳离子型改性聚丙烯酰胺的分子结构中包含丙烯酰胺单体单元和至少一种阳离子型不饱和单体单元；所述阳离子型不饱和单体单元由丙烯酰氧烷基季铵盐、二烯丙基季铵盐、烯丙基季铵盐、丙烯酰胺烷基季铵盐、乙烯基咪唑双季铵盐、杂环季铵盐中的至少一种形成；所述丙烯酰胺烷基季铵盐的长链烷基的碳原子数为5-20；

所述两性离子型水溶性改性聚丙烯酰胺的分子结构中包含丙烯酰胺单体单元和至少一种阴离子型不饱和单体单元和至少一种阳离子型不饱和单体单元：其中，所述阳离子型不饱和单体为丙烯酰胺烷基季铵盐、二烯丙基季铵盐、烯丙基季铵盐、丙烯酰胺烷基季铵盐、乙烯基咪唑双季铵盐与杂环季铵盐中的至少一种；

所述非交联凝胶更具体可为四川光亚聚合物化工有限公司生产的光亚智能凝胶干粉，产品编号ZND-5；

所述非常规油气藏油井为低渗透裂缝性油气藏、底水油气藏、砾石岩油气藏或水平井。

所述非交联凝胶的水溶液的浓度为500～10000mg/L；

所述不同浓度为3000～10000mg/L、500～3000mg/L和8000～10000mg/L。

本发明提供的非常规油气藏油井堵水的方法，包括：

1)封堵段塞：向所述非常规油气藏油井内注入浓度为3000～10000mg/L的非交联凝胶的水溶液进行深部封堵；

2)调驱段塞：向所述非常规油气藏油井内注入浓度为500～3000mg/L的非交联凝胶的水溶液进行深部调驱；

3)封口段塞：向所述非常规油气藏油井内注入浓度为8000～10000mg/L的非交联凝胶的水溶液进行封口；

4)向所述非常规油气藏油井内泵入清水过顶替，完成所述堵水。

上述方法中，所述非常规油气藏油井为低渗透裂缝性油气藏油井、底水油气藏油井、砾石岩油气藏油井或水平井。

所述非交联凝胶选自非离子型水溶性改性聚丙烯酰胺、阴离子型水溶性改性聚丙烯酰胺、阳离子型改性聚丙烯酰胺和两性离子型水溶性改性聚丙烯酰胺中的至少一种；

所述非离子型水溶性改性聚丙烯酰胺的分子结构中包含丙烯酰胺单体单元和至少一种非离子型不饱和单体单元；所述非离子型不饱和单体单元由N-乙烯基吡咯烷酮、马来酸酐、乙烯基乙醚、N-烷基取代丙烯酰胺、丙烯酸烷基酯与甲基丙烯酸烷基酯中的至少一种形成；所述N-烷基取代丙烯酰胺、丙烯酸烷基酯与甲基丙烯酸烷基酯中烷基的碳原子数各自独立地为5-20；

所述阴离子型水溶性改性聚丙烯酰胺的分子结构中包含丙烯酰胺单体单元和至少一种阴离子型不饱和单体单元；其中，所述阴离子型不饱和单体为丙烯酸盐、甲基丙烯酸盐、烷基链碳原子个数为4-20的丙烯酰胺烷基磺酸、丙烯酰胺烷基磺酸盐、苯乙烯磺酸盐与2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐中的至少一种；

所述阳离子型改性聚丙烯酰胺的分子结构中包含丙烯酰胺单体单元和至少一种阳离子型不饱和单体单元；所述阳离子型不饱和单体单元由丙烯酰氧烷基季铵盐、二烯丙基季铵盐、烯丙基季铵盐、丙烯酰胺烷基季铵盐、乙烯基咪唑双季铵盐、杂环季铵盐中的至少一种形成；所述丙烯酰胺烷基季铵盐的长链烷基的碳原子数为5-20；

所述两性离子型水溶性改性聚丙烯酰胺的分子结构中包含丙烯酰胺单体单元和至少一种阴离子型不饱和单体单元和至少一种阳离子型不饱和单体单元：其中，所述阳离子型不饱和单体为丙烯酰胺烷基季铵盐、二烯丙基季铵盐、烯丙基季铵盐、丙烯酰胺烷基季铵盐、乙烯基咪唑双季铵盐与杂环季铵盐中的至少一种；

所述非交联凝胶更具体可为四川光亚聚合物化工有限公司生产的光亚智能凝胶干粉，产品编号ZND-5；

具体的，所述非常规油气藏油井为低渗透裂缝性油气藏油井时，步骤1)所述非交联凝胶的水溶液的浓度为5000～10000mg/L；

步骤2)所述非交联凝胶的水溶液的浓度为500～1000mg/L；具体为800mg/L；

步骤3)所述非交联凝胶的水溶液的浓度为8000～10000mg/L；

所述方法还包括：在所述步骤1)非交联凝胶的水溶液中加入屏蔽剂；对于低渗透裂缝性油藏，高浓度的屏蔽剂能够降低非交联凝胶粘度，具有良好的注入性，随着非交联凝胶注入地层深部，溶液不断运移，屏蔽剂吸附，而低浓度的屏蔽剂能够使非交联凝胶粘度增大，起到封堵作用。

所述屏蔽剂具体选自多元醇型非离子表面活性剂、烷醇酰胺型非离子表面活性剂、季铵盐阳离子表面活性剂和甜菜碱型两性离子型表面活性剂中至少一种；

所述屏蔽剂的用量为所述非交联凝胶的水溶液质量的0.1～1％；具体为0.8％。

所述非常规油气藏油井为底水油气藏油井时，步骤1)所述非交联凝胶的水溶液的浓度为3000～5000mg/L；

步骤2)所述非交联凝胶的水溶液的浓度为2000～3000mg/L；

步骤3)所述非交联凝胶的水溶液的浓度为8000～10000mg/L。

所述非常规油气藏油井为砾石岩油气藏油井时，步骤1)所述非交联凝胶的水溶液的浓度为5000～8000mg/L；

步骤2)所述非交联凝胶的水溶液的浓度为800～2000mg/L；

步骤3)所述非交联凝胶的水溶液的浓度为8000～10000mg/L。

所述非常规油气藏油井为水平井时，步骤1)所述非交联凝胶的水溶液的浓度为8000～10000mg/L；

步骤2)所述非交联凝胶的水溶液的浓度为2000～3000mg/L；

步骤3)所述非交联凝胶的水溶液的浓度为8000～10000mg/L。

步骤1)-步骤3)所用非交联凝胶的水溶液为由同一种非交联凝胶加水配置而成；

所述方法还包括：在所述步骤1)之前，将所述非交联凝胶的水溶液进行静置熟化；

所述静置熟化的时间为4～8h。

更具体的，针对低渗透裂缝性油气藏油井进行堵水，步骤S1、通过配液罐配制浓度8000～10000mg/L的非交联凝胶水溶液，且在该凝胶水溶液中加入屏蔽剂，配置成堵剂，将堵剂在储液罐熟化4h，通过注入泵从井口泵入井内；步骤S2、通过配液罐配制浓度500～1000mg/L的非交联凝胶水溶液作为堵剂，将堵剂在储液罐熟化4h，通过注入泵从井口泵入井内；步骤S3、通过配液罐配制浓度8000～10000mg/L的非交联凝胶水溶液作为堵剂，将堵剂在储液罐熟化4h，通过注入泵从井口泵入井内；步骤S4、向井内泵入清水过顶替，即完成堵水工作。

上述配置的非交联凝胶水溶液堵剂具有低分子量，加入屏蔽剂后，粘度进一步减少，保证注入性，解决低渗透裂缝性油气藏注入问题。超强选择性封堵能力，堵裂缝通道减少二次污染。步骤S1中高浓度堵剂抗地层干扰(剪切、吸附滞留、色谱分离)能力强，能到达指定地层深部，实现深部封堵地层内部大裂缝通道。步骤S2中的低浓度堵剂体系具有超强滞留吸附能力，对微裂缝通道形成渗流阻力，实现深部剖面改善，同时控制了注入成本，又能扩大封堵半径。通过段塞组合实现深部封堵、深部调驱，加之超级过顶替方式，解决了近井地带容易被堵死导致产能下降的问题，把近井地带裂缝放开减少生产井产能降低。

针对底水油气藏油井进行堵水，步骤S1、通过配液罐配制浓度3000～5000mg/L的非交联凝胶水溶液作为堵剂，将堵剂在储液罐熟化4h，通过注入泵从井口泵入井内；步骤S2、通过配液罐配制浓度2000～3000mg/L的非交联凝胶水溶液作为堵剂，将堵剂在储液罐熟化4h，通过注入泵从井口泵入井内；步骤S3、通过配液罐配制浓度8000～10000mg/L的非交联凝胶水溶液作为堵剂，将堵剂在储液罐熟化4h，通过注入泵从井口泵入井内；步骤S4、向井内泵入清水过顶替，即完成堵水工作。进一步优选的是，步骤S1、S2和S3中使用的非交联凝胶水溶液是由同一种非交联凝胶聚合物配置而成。

底水锥进的过程是：当射开底水油层时，随着油井以一定产量进行生产，井底就会形成一个压降漏斗。油层底部的水由于井筒压力下降产生一个向上的力，上升到一定高度。若油水界面处水的重力与水的上升动力相平衡，则水锥高度得以维持。由于压降与离井筒的距离成反比，故油水界面的高度沿着井筒外径方向降低，形成一锥形体形状水体。该非交联凝胶水溶液堵剂具有较强的封堵性能，抗地层稀释能力强、抗剪切能力强、抗干扰能力强、良好的排水性，注入堵剂时可以制造一个人口夹层抑制底水锥进。底水油藏能量比较大，需要大剂量注入堵剂，活塞推进，能形成很好人工夹层，人工夹层半径越大，压锥高度越大，效果越好。根据压降漏斗压力梯度分布，越远离井底，压力梯度越小，可以通过段塞组合工艺技术，段塞强度从低到高，该堵剂不需要特别高的浓度只要能实现大剂量注入即可达到预期目的。

针对砾石岩油气藏油井进行堵水，步骤S1、通过配液罐配制浓度5000～8000mg/L的非交联凝胶水溶液作为堵剂，将堵剂在储液罐熟化4h，通过注入泵从井口泵入井内；步骤S2、通过配液罐配制浓度1000～2000mg/L的非交联凝胶水溶液作为堵剂，将堵剂在储液罐熟化4h，通过注入泵从井口泵入井内；步骤S3、通过配液罐配制浓度8000～10000mg/L的非交联凝胶水溶液作为堵剂，将堵剂在储液罐熟化4h，通过注入泵从井口泵入井内；步骤S4、向井内泵入清水过顶替，即完成堵水工作。

砾岩油气藏特性物性差、孔隙结构复杂、吼道半径均值小、次生孔隙发育，开发过程很容易出现微裂缝窜流通道。油井水流优势通道很容易出现，含水上升快，需要油井堵水。该堵剂低分子量使其具有良好注入性，解决砾岩油气藏注入问题；具有良好的选择封堵能力，能够封堵微裂缝水流优势通道。低浓度体系具有超强滞留吸附能力，对微裂缝通道形成渗流阻力，实现深部剖面改善，同时控制了注入成本，又能扩大封堵半径；高浓度堵剂抗地层干扰(剪切、吸附滞留、色谱分离)能力强，能到达指定地层深部，实现深部封堵地层内部大裂缝通道。工艺上通过段塞组合实现深部封堵、深部调驱，加之超级过顶替方式工艺解决近井地带容易被堵死，导致产能下降，把近井地带裂缝放开减少生产井产能降低。

针对水平井油井进行堵水，步骤S1、通过配液罐配制浓度8000～10000mg/L的非交联凝胶水溶液作为堵剂，将堵剂在储液罐熟化4h，通过注入泵从井口泵入井内；步骤S2、通过配液罐配制浓度2000～3000mg/L的非交联凝胶水溶液作为堵剂，将堵剂在储液罐熟化4h，通过注入泵从井口泵入井内；步骤S3、通过配液罐配制浓度8000～10000mg/L的非交联凝胶水溶液作为堵剂，将堵剂在储液罐熟化4h，通过注入泵从井口泵入井内；步骤S4、向井内泵入清水过顶替，即完成堵水工作。

该堵剂具有良好的选择封堵能力，能根据相渗透率差异来选择水流优势通道，对地层二次伤害低；触变性强，抗干扰能力强、抗水侵稀释能力强，减少重力作业带来负面影响。水平井堵水采用传统堵水方式，小计量堵剂不适合水平井，水平井井段长，计量太小有效期太短，必须大剂量注入保证封堵性能，该堵剂本身就是高浓度聚合物，大剂量注入地层冲刷稀释后具有驱油的效果。工艺上通过段塞组合实现深部封堵、深部调驱，加之超级过顶替方式工艺解决近井地带容易被堵死导致产能下降。

本发明的有益之处在于：

1)本发明堵水方法只需要使用一种非交联凝胶聚合物，将其调配成不同浓度以针对不同阶段的使用，相比于现有技术需要采用多种药剂组合的方式，能够有效地节约成本，并且便于控制。该非交联凝胶聚合物在水溶液中可通过分子间的相互作用形成非交联物理凝胶，与常规化学交联凝胶相比，克服了在底层中不成胶或成胶困难的难题，减少了对环境的污染。非交联凝胶水溶液堵剂具有优异性能，选择封堵能力强，二次污染小，针对一些特殊油层具有特殊性能，例如：低分子量保证良好注入性，抗地层稀释能力强、抗剪切能力强、抗干扰能力强、良好触变性保证不会重力沉降。

2)本发明的堵水方法适用于不同种类的非常规油藏油井的堵水需求，采用合理段塞组合工艺实现“堵、调、驱”，“堵”地层深部大裂缝、“调”调整吸水剖面扩大波及效率、“驱”驱替残余油提高采收率，并采用超级过顶替实现地层低伤害。段塞组合工艺不仅引入封堵工艺，还引入驱油工艺，原因是堵剂无需化学交联，高浓度下可以在后续水驱不断稀释下成为低浓度驱替剂，低浓度具有很强滞留吸附能力能实现剖面改善，加之注入大剂量、大半径，实现“调”、“堵”、“驱”的多功能结合技术。

具体实施方式

下面结合具体实施例对本发明作进一步阐述，但本发明并不限于以下实施例。所述方法如无特别说明均为常规方法。所述原材料如无特别说明均能从公开商业途径获得。下述实施例所用非交联凝胶为四川光亚聚合物化工有限公司生产的光亚智能凝胶干粉，产品编号ZND-5。

实施例1、

某井三开井，属于水平井，井深2434m，水平裸眼段520m，油藏温度65℃，注入水矿化度为4550mg/L，Ca²⁺、Mg²⁺含量3043mg/L，地层微裂缝，钻井显示少量漏失，2008年压裂改造后，初期日产油15t，含水3.56％，2012年6月含水由30％上涨至70％，2013年2月高含水92％，分析认为压裂人造裂缝沟通天然裂缝，注水开放冲刷，导致注入水含水沿着裂缝优势窜入油井。

分别配置10000mg/L、3000mg/L的非交联凝胶水溶液，并在储液罐中熟化4h，待用。在模拟现场配液条件下，采用水平井模型，室内采用4段塞组合方式：(1)封堵段塞，注入0.05PV10000mg/L非交联凝胶水溶液；(2)调驱段塞，注入0.2PV3000mg/L非交联凝胶水溶液；(3)封口段塞，注入0.02PV10000mg/L非交联凝胶水溶液；(4)最后用0.01PV清水过顶替。施工后水平井含水由98％下降至34％，非交联凝胶在填砂管模型1.45D/15D渗透率下，10000mg/L非交联凝胶具有超大突破压力2.1Mpa/m和0.34Mpa/m，封堵率98.3％；室内老化稳定性180天粘度保留率91.03％；多孔介质中耐冲刷性大于30PV；0.2PV低浓度3000mg/L非交联凝胶水溶液能实现高驱油，在均质填砂模型中能提高采收率12％。室内实验表明，4段塞组合非交联凝胶水平井堵水方式具有较好效果。

现场施工采用4段塞组合方式：总注入量10200m³，其中封堵段塞注入10000mg/L非交联凝胶水溶液1000m³；调驱段塞注入8200m³的3000mg/L非交联凝胶水溶液实现深调和深驱，封口段塞注入500m³的10000mg/L非交联凝胶水溶液封口；最后注入500m³清水过顶替。整个施工过程从2013年03月12日至2013年05月18日进行封堵，为期66天。施工初期初始泵压9.9MPa，到施工结束时压力为13.5MPa，施工排量5～7m³/h，施工结束后，截止到2014年12月31日，含水由98％下降至44％，日平均5.5吨，累计增油1341吨。

实施例2

某井三开井，属于底水油气藏，井深4354m，油藏温度85℃，注入水矿化度为12589mg/L，Ca²⁺、Mg²⁺含量356mg/L，底水油藏，2004年投产，初期日产油28t，无含水，2014年～2016月含水年增长率28.72％，2016年9月含水99％，2014年～2016关井4次压锥无效，2次常规油井堵水有效不到2月，本井原始地层压力48.2MPa，2016测的静压45.6MPa，分析认为本井底水能量活跃，剩余油潜力巨大，由于底水锥进导致本井高含水。

分别配置10000mg/L、3000mg/L的非交联凝胶水溶液，并在储液罐中熟化4h，待用。在模拟现场配液条件下，采用底水模型，室内采用4段塞组合方式：(1)封堵段塞，注入0.05PV10000mg/L非交联凝胶水溶液；(2)调驱段塞，注入0.2PV3000mg/L非交联凝胶水溶液；(3)封口段塞，注入0.02PV10000mg/L非交联凝胶水溶液；(4)注入0.01PV清水过顶替。施工后底水油藏含水由99％下降至34％。非交联凝胶在填砂管模型1.45D/15D渗透率下，10000mg/L非交联凝胶溶液具有超大突破压力2.1Mpa/m和0.34Mpa/m，封堵率98.3％。室内老化稳定性180天粘度保留率91.03％。多孔介质中耐冲刷性大于30PV；0.2PV低浓度3000mg/L能实现高驱油，在均质填砂模型中能提高采收率12％。室内实验表明，4段塞组合非交联凝胶底水堵水方式具有较好效果。

2016年10月进行现场施工封堵，为期22天。施工初期初始泵压18.3MPa，到施工结束时压力为21.9MPa，施工排量4～5m³/h，施工结束后，注入非交联凝胶溶液2360m³。现场采用4段塞组合方式，其中封堵段塞注入12000mg/L非交联凝胶溶液500m³，实现无渗透隔板。调驱段塞注入1600m³的3500mg/L非交联凝胶扩大压锥高度和半径。封口段塞注入160m³的10000mg/L非交联凝胶溶液封口，最后采用100m³清水过顶替。施工结束后该井含水由98％下降至62％，日平均4.5吨，截至现今累计增油1081吨。

实施例3

某井二开井，属于低渗透裂缝性油气藏，井深2214m，油藏温度65℃，注入水矿化度为9873mg/L，Ca²⁺、Mg²⁺含量349mg/L，低渗透裂缝油藏，2006年投产，初期日产油4.6t，无含水，2010年～2014月含水年增长率6.72％，2015年9月含水突然由56％上涨至100％。氯根离子显示本井来水为注入水，在长期注水开放下，注入水沿着微裂缝突进至本井，形成优势水流通道，导致油井暴性水淹。

分别配置5000mg/L、800mg/L、8000mg/L的非交联凝胶水溶液，加入屏蔽剂甜菜碱，用量为非交联凝胶水溶液质量的0.8％，并在储液罐中熟化4h，待用。2014年10月进行油井深部封堵，为期18天。施工初期初始泵压12.3MPa，到施工结束时压力为16.2MPa，施工排量4m³/h。施工结束后，注入非交联凝胶溶液1680m³。现场采用4段塞组合方式，其中封堵段塞注入5000mg/L非交联凝胶溶液480m³，实现深部封堵大裂缝通道；调驱段塞注入1000m³的800mg/L非交联凝胶溶液实现深部调驱。封口段塞注入100m³的8000mg/L非交联凝胶溶液封口，最后采用100m³清水过顶替。施工结束后该井含水由100％下降至45％，日平均1.85吨，截至现今累计增油1988吨。

实施例4

某区块二开井，属于砾石岩油气藏，井深1414m，油藏温度45℃，注入水矿化度为10256mg/L，Ca²⁺、Mg²⁺含量189mg/L，砾岩油藏。1998年投产，2008年全区注水开发，2008～2013月含水年增长率7.72％，2014年9月含水突然由66％上涨至100％，日产液由8m³上涨13.2m³。分析认为在长期注水开发下，间隙冲刷形成裂缝通道，注入水突进导致油井暴性水淹。区块整体表现见水后含水上升快、产液产油指数下降快、水驱效率低等。

分别配置5000mg/L、800mg/L、8000mg/L的非交联凝胶水溶液，并在储液罐中熟化4h，待用。2014年10月进行油井深部封堵，为期25天。施工初期初始泵压8.6MPa，到施工结束时压力为12MPa，施工排量2～3m³/h。施工结束后，注入非交联凝胶溶液1580m³。现场采用4段塞组合方式，其中，封堵段塞注入5000mg/L非交联凝胶溶液380m³，实现深部封堵大裂缝通道，调驱段塞注入900m³的800mg/L非交联凝胶溶液实现深部调驱，封口段塞注入200m³的8000mg/L非交联凝胶溶液封口，最后采用100m³清水过顶替。施工结束后该井含水由100％下降至52％，液量由13.2m³下降至10m³，日平均3.85吨，截至现今累计增油4012吨。

综上所述，本发明的堵水方法适用于不同种类的非常规油藏需求，采用合理段塞组合工艺实现“堵、调、驱”，“堵”地层深部大裂缝、“调”调整吸水剖面扩大波及效率、“驱”驱替残余油提高采收率，并采用超级过顶替实现地层低伤害。该堵水方法只需要使用一种非交联凝胶堵剂，非交联凝胶水溶液堵剂具有优异性能，选择封堵能力强，二次污染小，针对一些特殊油层具有特殊性能，将交联凝胶堵剂调配成不同浓度以针对不同阶段的使用，相比于现有技术需要采用多种药剂组合的方式，能够有效地节约成本，并且便于控制。

以上所述，仅是本发明的较佳实施例而已，并非对本发明作任何形式上的限制，虽然本发明已以较佳实施例揭露如上，然而并非用以限定本发明，任何熟悉本专业的技术人员，在不脱离本发明技术方案范围内，当可利用上述揭示的技术内容作出些许更动或修饰为等同变化的等效实施例，但凡是未脱离本发明技术方案的内容，依据本发明的技术实质对以上实施例所作的任何简单修改、等同变化与修饰，均仍属于本发明技术方案的范围内。

Claims (10)

1.不同浓度的非交联凝胶的水溶液在非常规油气藏油井堵水中的应用。

2.根据权利要求1所述的应用，其特征在于：所述非交联凝胶选自非离子型水溶性改性聚丙烯酰胺、阴离子型水溶性改性聚丙烯酰胺、阳离子型改性聚丙烯酰胺和两性离子型水溶性改性聚丙烯酰胺中的至少一种；

所述非离子型水溶性改性聚丙烯酰胺的分子结构中包含丙烯酰胺单体单元和至少一种非离子型不饱和单体单元；所述非离子型不饱和单体单元由N-乙烯基吡咯烷酮、马来酸酐、乙烯基乙醚、N-烷基取代丙烯酰胺、丙烯酸烷基酯与甲基丙烯酸烷基酯中的至少一种形成；所述N-烷基取代丙烯酰胺、丙烯酸烷基酯与甲基丙烯酸烷基酯中烷基的碳原子数各自独立地为5-20；

所述阴离子型水溶性改性聚丙烯酰胺的分子结构中包含丙烯酰胺单体单元和至少一种阴离子型不饱和单体单元；其中，所述阴离子型不饱和单体为丙烯酸盐、甲基丙烯酸盐、烷基链碳原子个数为4-20的丙烯酰胺烷基磺酸、丙烯酰胺烷基磺酸盐、苯乙烯磺酸盐与2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐中的至少一种；

所述阳离子型改性聚丙烯酰胺的分子结构中包含丙烯酰胺单体单元和至少一种阳离子型不饱和单体单元；所述阳离子型不饱和单体单元由丙烯酰氧烷基季铵盐、二烯丙基季铵盐、烯丙基季铵盐、丙烯酰胺烷基季铵盐、乙烯基咪唑双季铵盐、杂环季铵盐中的至少一种形成；所述丙烯酰胺烷基季铵盐的长链烷基的碳原子数为5-20；

所述两性离子型水溶性改性聚丙烯酰胺的分子结构中包含丙烯酰胺单体单元和至少一种阴离子型不饱和单体单元和至少一种阳离子型不饱和单体单元：其中，所述阳离子型不饱和单体为丙烯酰胺烷基季铵盐、二烯丙基季铵盐、烯丙基季铵盐、丙烯酰胺烷基季铵盐、乙烯基咪唑双季铵盐与杂环季铵盐中的至少一种；

所述非常规油气藏油井为低渗透裂缝性油气藏、底水油气藏、砾石岩油气藏或水平井。

3.根据权利要求1或2所述的应用，其特征在于：所述非交联凝胶的水溶液的浓度为500～10000mg/L；

所述不同浓度为3000～10000mg/L、500～3000mg/L和8000～10000mg/L。

4.一种非常规油气藏油井堵水的方法，包括：

1)封堵段塞：向所述非常规油气藏油井内注入浓度为3000～10000mg/L的非交联凝胶的水溶液进行深部封堵；

2)调驱段塞：向所述非常规油气藏油井内注入浓度为500～3000mg/L的非交联凝胶的水溶液进行深部调驱；

3)封口段塞：向所述非常规油气藏油井内注入浓度为8000～10000mg/L的非交联凝胶的水溶液进行封口；

4)向所述非常规油气藏油井内泵入清水过顶替，完成所述堵水。

5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于：所述非常规油气藏油井为低渗透裂缝性油气藏油井、底水油气藏油井、砾石岩油气藏油井或水平井；

所述非交联凝胶选自非离子型水溶性改性聚丙烯酰胺、阴离子型水溶性改性聚丙烯酰胺、阳离子型改性聚丙烯酰胺和两性离子型水溶性改性聚丙烯酰胺中的至少一种；

所述非离子型水溶性改性聚丙烯酰胺的分子结构中包含丙烯酰胺单体单元和至少一种非离子型不饱和单体单元；所述非离子型不饱和单体单元由N-乙烯基吡咯烷酮、马来酸酐、乙烯基乙醚、N-烷基取代丙烯酰胺、丙烯酸烷基酯与甲基丙烯酸烷基酯中的至少一种形成；所述N-烷基取代丙烯酰胺、丙烯酸烷基酯与甲基丙烯酸烷基酯中烷基的碳原子数各自独立地为5-20；

所述阴离子型水溶性改性聚丙烯酰胺的分子结构中包含丙烯酰胺单体单元和至少一种阴离子型不饱和单体单元；其中，所述阴离子型不饱和单体为丙烯酸盐、甲基丙烯酸盐、烷基链碳原子个数为4-20的丙烯酰胺烷基磺酸、丙烯酰胺烷基磺酸盐、苯乙烯磺酸盐与2-丙烯酰胺-2-甲基丙磺酸盐中的至少一种；

所述阳离子型改性聚丙烯酰胺的分子结构中包含丙烯酰胺单体单元和至少一种阳离子型不饱和单体单元；所述阳离子型不饱和单体单元由丙烯酰氧烷基季铵盐、二烯丙基季铵盐、烯丙基季铵盐、丙烯酰胺烷基季铵盐、乙烯基咪唑双季铵盐、杂环季铵盐中的至少一种形成；所述丙烯酰胺烷基季铵盐的长链烷基的碳原子数为5-20；

所述两性离子型水溶性改性聚丙烯酰胺的分子结构中包含丙烯酰胺单体单元和至少一种阴离子型不饱和单体单元和至少一种阳离子型不饱和单体单元：其中，所述阳离子型不饱和单体为丙烯酰胺烷基季铵盐、二烯丙基季铵盐、烯丙基季铵盐、丙烯酰胺烷基季铵盐、乙烯基咪唑双季铵盐与杂环季铵盐中的至少一种。

6.根据权利要求4或5所述的方法，其特征在于：所述非常规油气藏油井为低渗透裂缝性油气藏油井时，步骤1)所述非交联凝胶的水溶液的浓度为5000～10000mg/L；

步骤2)所述非交联凝胶的水溶液的浓度为500～1000mg/L；

步骤3)所述非交联凝胶的水溶液的浓度为8000～10000mg/L；

所述方法还包括：在所述步骤1)非交联凝胶的水溶液中加入屏蔽剂；

所述屏蔽剂具体选自多元醇型非离子表面活性剂、烷醇酰胺型非离子表面活性剂、季铵盐阳离子表面活性剂和甜菜碱型两性离子型表面活性剂中至少一种；

所述屏蔽剂的用量为所述非交联凝胶的水溶液质量的0.1～1％；具体为0.8％。

7.根据权利要求4-6中任一所述的方法，其特征在于：所述非常规油气藏油井为底水油气藏油井时，步骤1)所述非交联凝胶的水溶液的浓度为3000～5000mg/L；

步骤2)所述非交联凝胶的水溶液的浓度为2000～3000mg/L；

步骤3)所述非交联凝胶的水溶液的浓度为8000～10000mg/L。

8.根据权利要求4-7中任一所述的方法，其特征在于：所述非常规油气藏油井为砾石岩油气藏油井时，步骤1)所述非交联凝胶的水溶液的浓度为5000～8000mg/L；

步骤2)所述非交联凝胶的水溶液的浓度为800～2000mg/L；

步骤3)所述非交联凝胶的水溶液的浓度为8000～10000mg/L。

9.根据权利要求4-8中任一所述的方法，其特征在于：所述非常规油气藏油井为水平井时，步骤1)所述非交联凝胶的水溶液的浓度为8000～10000mg/L；

步骤2)所述非交联凝胶的水溶液的浓度为2000～3000mg/L；

步骤3)所述非交联凝胶的水溶液的浓度为8000～10000mg/L。

10.根据权利要求4-9中任一所述的方法，其特征在于：步骤1)-步骤3)所用非交联凝胶的水溶液为由同一种非交联凝胶加水配置而成；

所述方法还包括：在所述步骤1)之前，将所述非交联凝胶的水溶液进行静置熟化；

所述静置熟化的时间为4～8h。