CN110552675A - 一种非裂缝型见水油井重复改造方法 - Google Patents
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Abstract
本发明提供了一种非裂缝型见水油井重复改造方法，是将控堵水技术和缝端暂堵转向压裂等技术集成的一项新技术，重点设计优化控堵水工艺，通过“暂堵+交联凝胶堵水剂+多规格固结砂组合”的多段塞堵水工艺，分别对出水高渗层段基质孔喉和微裂缝及人工裂缝深部进行封堵，达到控降水的目的，同时通过暂堵压裂，增加裂缝改造体积，提高裂缝复杂程度，动用未出水层剩余油，达到提单产的目的，该工艺施工过程操作性强，施工风险小、周期短，解决了特低渗透油藏孔隙型见水和孔隙—裂缝型见水油井同层高效开发的难题。
Description
技术领域
本发明属于油田勘探开发井下作业技术领域，具体涉及一种非裂缝型见水油井重复改造方法，适用于开发中后期的特低渗透油藏孔隙型见水，或重复改造措施后存在含水上升可能油井。
背景技术
长庆油田特低渗透油藏开发模式以注水开发为主，随着开发进程的推进，部分油藏已步入开发中后期，受储层非均质性强、天然裂缝发育等因素影响，平面剩余油分布情况复杂，油井表现为不同程度的含水上升，中高含水油井逐年增多，见水类型以孔隙型见水、孔隙-裂缝型见水、裂缝型见水为主。
近年来通过油藏注采调整、水井调驱调剖、油井控堵水技术等措施取得了一定的效果，但对于孔隙型见水和孔隙-裂缝型见水油井，采用改变相渗压裂液、覆膜砂等控水技术，措施后控水效果和有效期难以保证；而“多段塞凝胶+固结类封堵剂”的原层段堵水压裂技术，“堵水”施工工序复杂、施工风险高、作业周期较长，“先堵后压”工艺重新压开老缝和“先压后堵”工艺把老缝封堵死的现象出现，措施有效率低（<60%），有效期短，效果不理想。因此，如何实现孔隙型和孔隙-裂缝型中高含水油井控降含水，提高单井产量，简化施工工序，缩减作业周期的目标，探索一种新型非裂缝型见水油井重复改造方法意义重大。
发明内容
本发明的目的在于提供一种非裂缝型见水油井重复改造方法，解决目前采用改变相渗压裂液等控水技术措施效果和有效期难以保证，而“多段塞凝胶+固结类封堵剂”原层段堵水压裂技术施工工序复杂、施工风险高、作业周期较长的问题。实现孔隙型和孔隙-裂缝型中高含水油井控降含水，提高单井产量的目的。
为此，本发明提供的技术方案如下：
一种非裂缝型见水油井重复改造方法，包括以下步骤：
步骤1）注入暂堵剂；
步骤2）注入胍胶基液；
步骤3）停泵，放喷；
步骤4）注入交联凝胶堵水剂；
步骤5）用胍胶交联液，先后携带40-70目和70-100目固结砂至裂缝中；
步骤6）关井候凝固结；
步骤7）进行暂堵转向压裂施工。
步骤1）注入的暂堵剂为固态暂堵剂，其加入量100-200kg。
步骤2）胍胶基液的注入量为10-20 m3，施工排量为1.0-2.0m3/min。
步骤3）放喷量为3-5 m3。
步骤4）中交联凝胶堵水剂为PEG凝胶，质量浓度为0.3-0.5%，注入量为300-500m3，注入排量为小于0.5m3/min，注入压力小于初次压裂裂缝的延伸压力。
步骤2）中胍胶基液的质量浓度和步骤5）中胍胶交联液中的胍胶基液的质量浓度均为0.3-0.4%。
步骤5）中采用油管注入时，注入排量为1.0-6.0 m3/min，采用套管注入时，注入排量为1.0-8.0 m3/min。
步骤5）中40-70目和70-100目固结砂体积比为1：2，40-70目固结砂用量为3-5m3。
步骤6）中关井候凝时间大于4h。
步骤7）中暂堵转向压裂的暂堵时机为前置液阶段。
本发明的有益效果是：
与现有技术相比，本发明提供的这种非裂缝型见水油井重复改造方法，是将控堵水技术和缝端暂堵转向压裂等技术集成的一项新技术，通过重点设计优化“暂堵+交联凝胶堵水剂+多规格固结砂组合”多段塞堵水工艺，达到控降水的目的，同时配合暂堵转向压裂，增加裂缝改造体积，提高裂缝复杂程度，动用未出水层剩余油，达到提单产的目的，解决目前控水技术措施效果和有效期难以保证，而“多段塞凝胶+固结类封堵剂”原层段堵水压裂技术施工工序复杂、施工风险高、作业周期较长的问题。
现场试验1口井，措施后含水率平均下降10%，单井日增油达到1.2t以上，有效地挖潜了剩余油，实现了控水增油的目的，单井开发效果好转。同时该工艺过程简单易行，作业周期短，施工风险低，能大幅度提高油田生产效益，解决了特低渗透油藏孔隙型见水油井同层高效开发的难题。
为让本发明的上述内容能更明显易懂，下文特举优选实施例，并结合附图，作详细说明如下。
附图说明
图1是孔隙型见水油井重复改造方法的平面示意图。
具体实施方式
以下由特定的具体实施例说明本发明的实施方式，本领域技术人员可由本说明书所揭示的内容轻易地了解本发明的其他优点及功效。
现参考附图介绍本发明的示例性实施方式，然而，本发明可以用许多不同的形式来实施，并且不局限于此处描述的实施例，提供这些实施例是为了详尽地且完全地公开本发明，并且向所属技术领域的技术人员充分传达本发明的范围。对于表示在附图中的示例性实施方式中的术语并不是对本发明的限定。
除非另有说明，此处使用的术语（包括科技术语）对所属技术领域的技术人员具有通常的理解含义。另外，可以理解的是，以通常使用的词典限定的术语，应当被理解为与其相关领域的语境具有一致的含义，而不应该被理解为理想化的或过于正式的意义。
实施例1：
为了解决目前现有控水技术措施效果和有效期难以保证，“多段塞凝胶+固结类封堵剂”层段堵水压裂技术施工工序复杂、施工风险高、作业周期较长的问题。本实施例提供了一种非裂缝型见水油井重复改造方法，包括以下步骤：
步骤1）注入暂堵剂；
步骤2）注入胍胶基液；
步骤3）停泵，放喷；
步骤4）注入交联凝胶堵水剂；
步骤5）用胍胶交联液，先后携带40-70目和70-100目固结砂至裂缝中；
步骤6）关井候凝固结；
步骤7）进行暂堵转向压裂施工。
本发明提供的这种非裂缝型见水油井重复改造方法，是一种将控堵水技术和缝端暂堵转向压裂等技术集成的一项新技术。本发明通过重点设计优化“暂堵+交联凝胶堵水剂+多规格固结砂组合”多段塞堵水工艺，达到控降水的目的，同时配合暂堵转向压裂，增加裂缝改造体积，提高裂缝复杂程度，动用未出水层剩余油，达到提单产的目的，解决目前控水技术措施效果和有效期难以保证，而“多段塞凝胶+固结类封堵剂”原层段堵水压裂技术施工工序复杂、施工风险高、作业周期较长的问题。
实施例2：
本实施例提供了一种非裂缝型见水油井重复改造方法，包括以下步骤：
步骤1）使用胍胶基液携带暂堵剂进入初次裂缝内，并在裂缝内形成桥堵，限制后期注入液体进入高渗层段；
暂堵剂的作用实现限流，防止交联凝胶堵水剂之前液体在出水高渗透通道滤失。
步骤2）注入胍胶基液，并在桥堵段塞前段裂缝壁面上快速形成滤饼，确保后期交联凝胶堵水剂不会进入裂缝周围低压储层中，使其直接进入出水高渗层段；
步骤3）停泵，采用油管进行放喷，利用储层压力的反向作用力将桥堵段塞带出或减弱桥堵段塞限流能力，保证后期交联凝胶堵水剂进入出水高渗层段；
步骤4）注入大剂量交联凝胶堵水剂，对出水高渗层段孔喉和微裂缝进行深部封堵，封堵原水驱优势通道；
步骤5）采用胍胶交联液，大排量先后携带40-70目和70-100目固结砂至裂缝远端，堆积架桥成砂塞，并固结降低砂塞渗透率，防止后期采油过程中膨胀后的交联凝胶堵水剂反吐回油井中；
步骤6）关井候凝固结，使交联凝胶堵水剂充分膨胀，同时两类规格固结砂固结，确保封堵效果。
步骤7）进行暂堵转向压裂施工，增加裂缝改造体积，提高裂缝复杂程度，动用未出水层剩余油，提高单井产量。
其中，胍胶交联液是在胍胶基液中加入交联剂
本发明原理：
本发明是根据单井采出程度、储层压力保持水平、注入液体性质、储层物性、微裂缝发育情况等，重点开展压前暂堵剂用量、堵水剂用量等堵水工艺参数优化，由地面泵注设备注入一定量的暂堵剂，在初次人工裂缝中快速堆积形成桥堵，限制后期液体进入出水高渗层段，并通过高粘液体在裂缝壁面上快速形成滤饼，防止后期交联凝胶堵水剂进入裂缝周围低压而非出水区，通过停泵放喷解除或减弱桥堵段塞限流能力，然后向目的层注入交联凝胶堵水剂（如图1中快速补充液体后裂缝周围的低压区变为高压区）。
其中，交联凝胶堵水剂是由丙烯酰胺、膨润土、交联剂、引发剂、添加剂和水按一定比例在水中进行溶液交联聚合而成（专利号：103184040B）；使其运移至出水高渗层段基质孔喉和微裂缝中，深部封堵原水驱优势通道（如图1中堵水区域面积所示）。
再次大排量先后注入40-70目和70-100目固结砂至裂缝远端，架桥并固结成砂塞，降低砂塞渗透率，防止后期采油过程中膨胀后的交联凝胶堵水剂反吐回油井中（如图1中固结砂区域所示），实现控降含水的目的。同时配合开展暂堵转向压裂，增加裂缝改造体积，提高裂缝复杂程度（如图1中主裂缝与微裂缝组成的区域所示），动用未出水层剩余油（如图1中由压前水驱前缘改善为压裂后水驱前缘），提高单井产量。
实施例3：
本实施例提供了一种非裂缝型见水油井重复改造方法，包括以下步骤：
步骤1）注入暂堵剂；
步骤2）注入胍胶基液；
步骤3）停泵，放喷；
步骤4）注入交联凝胶堵水剂；
步骤5）用胍胶交联液，先后携带40-70目和70-100目固结砂至裂缝中；
步骤6）关井候凝固结；
步骤7）进行暂堵转向压裂施工。
步骤1）注入的暂堵剂为固态暂堵剂，其加入量100-200kg。
步骤2）胍胶基液的注入量为10-20 m3，施工排量为1.0-2.0m3/min。
步骤3）放喷量为3-5 m3。
步骤4）中交联凝胶堵水剂为PEG凝胶，质量浓度为0.3-0.5%，注入量为300-500m3，注入排量为小于0.5m3/min，注入压力小于初次压裂裂缝的延伸压力。
步骤2）中胍胶基液的质量浓度和步骤5）中胍胶交联液中的胍胶基液的质量浓度均为0.3-0.4%。
步骤5）中采用油管注入时，注入排量为1.0-6.0 m3/min，采用套管注入时，注入排量为1.0-8.0 m3/min。
步骤5）中40-70目和70-100目固结砂体积比为1：2，40-70目固结砂用量为3-5m3。
步骤6）中关井候凝时间大于4h。
步骤7）中暂堵转向压裂的暂堵时机为前置液阶段。
实施例4：
在实施例3的基础上，使用本发明的孔隙型见水油井重复改造方法进行现场试验，具体压裂过程如下步骤：
1)以2.0 m3/min的施工排量，使用10m3胍胶基液携带150kg水溶性暂堵剂，提高施工压力1-2MPa，限制随后液体进入高渗层段；
2) 以2.0m3/min的施工排量注入胍胶基液10m3，在桥堵段塞前段裂缝壁面上快速形成滤饼，确保后期交联凝胶堵水剂不会进入裂缝周围低压储层中，可以直接进入出水高渗层段；；
3）停泵，采用油管进入放喷5m3注入液体，利用储层压力的反向作用力将桥堵段塞带出或减弱桥堵段塞限流能力，保证后期交联凝胶堵水剂进入出水高渗层段；
4) 以0.5m3/min的施工排量注入浓度为0.3%的凝胶堵水剂400m3，对出水高渗层段孔喉和微裂缝进行深部封堵，封堵原水驱优势通道；
5)采用0.3%胍胶交联液，以3.0m3/min排量油管注入，先后携带40-70目4 m3和70-100目8m3固结砂至裂缝远端，堆积架桥成砂塞，并固结降低砂塞渗透率，防止后期采油过程中膨胀后的交联凝胶堵水剂反吐回油井中；
6) 关井候凝固结4小时，使交联凝胶堵水剂充分膨胀，同时两类规格固结砂固结，确保封堵效果。
7) 进行暂堵转向压裂施工，暂堵时机第一级为前置液注入5m3后，施工排量4.0m3/min，增加裂缝改造体积，提高裂缝复杂程度，动用未出水层剩余油，提高单井产量。
现场试验后，含水率平均下降10%，单井日增油达到1.2t以上，有效地挖潜了剩余油，实现了控水增油的目的，单井开发效果好转。同时该工艺过程简单易行，作业周期短，施工风险低，能大幅度提高油田生产效益。
综上所述，本发明提供的这种非裂缝型见水油井重复改造方法，是将控堵水技术和缝端暂堵转向压裂等技术集成的一项新技术，适用于开发中后期的低渗透油藏重复改造措施后存在含水上升可能，或注入水指状突进的中高含水油井，本发明重点设计优化控堵水工艺，通过“暂堵+交联凝胶堵水剂+多规格固结砂组合”多段塞堵水工艺，分别对出水高渗层段基质孔喉和微裂缝及人工裂缝深部进行封堵，达到控降水的目的，同时通过暂堵压裂，增加裂缝改造体积，提高裂缝复杂程度，动用未出水层剩余油，达到提单产的目的。本领域的普通技术人员可以理解，上述各实施方式是实现本发明的具体实施例，而在实际应用中，可以在形式上和细节上对其作各种改变，而不偏离本发明的精神和范围。
Claims (10)
1.一种非裂缝型见水油井重复改造方法，其特征在于：包括以下步骤：
步骤1）注入暂堵剂；
步骤2）注入胍胶基液；
步骤3）停泵，放喷；
步骤4）注入交联凝胶堵水剂；
步骤5）用胍胶交联液，先后携带40-70目和70-100目固结砂至裂缝中；
步骤6）关井候凝固结；
步骤7）进行暂堵转向压裂施工。
2.根据权利要求1所述的一种非裂缝型见水油井重复改造方法，其特征在于：步骤1）注入的暂堵剂为固态暂堵剂，其加入量100-200kg。
3.根据权利要求1所述的一种非裂缝型见水油井重复改造方法，其特征在于：步骤2）胍胶基液的注入量为10-20 m3，施工排量为1.0-2.0m3/min。
4.根据权利要求1所述的一种非裂缝型见水油井重复改造方法，其特征在于：步骤3）放喷量为3-5 m3。
5.根据权利要求1所述的一种非裂缝型见水油井重复改造方法，其特征在于：步骤4）中交联凝胶堵水剂为PEG凝胶，质量浓度为0.3-0.5%，注入量为300-500m3，注入排量为小于0.5m3/min，注入压力小于初次压裂裂缝的延伸压力。
6.根据权利要求1所述的一种非裂缝型见水油井重复改造方法，其特征在于：步骤2）中胍胶基液的质量浓度和步骤5）中胍胶交联液中的胍胶基液的质量浓度均为0.3-0.4%。
7.根据权利要求1所述的一种非裂缝型见水油井重复改造方法，其特征在于：步骤5）中采用油管注入时，注入排量为1.0-6.0 m3/min，采用套管注入时，注入排量为1.0-8.0 m3/min。
8.根据权利要求1所述的一种非裂缝型见水油井重复改造方法，其特征在于：步骤5）中40-70目和70-100目固结砂体积比为1：2，40-70目固结砂用量为3-5m3。
9.根据权利要求1所述的一种非裂缝型见水油井重复改造方法，其特征在于：步骤6）中关井候凝时间大于4h。
10.根据权利要求1所述的一种非裂缝型见水油井重复改造方法，其特征在于：步骤7）中暂堵转向压裂的暂堵时机为前置液阶段。
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2019
- 2019-08-26 CN CN201910789102.9A patent/CN110552675A/zh active Pending
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