CN114075941A - 一种延长稀油注水井深部调剖有效期的方法 - Google Patents

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Abstract

本发明提供了一种延长稀油注水井深部调剖有效期的方法，其包括(1)结合注水井的注入情况、吸水剖面、注水井与周边油井是否存在明显的注采对应关系及油井的生产情况，分析判断注水井优势通道类型，所述注水井优势通道类型包括动用不均型和水窜型；(2)对于优势通道类型为动用不均型的注水井，所述方法包括依次向地层中注入前置调剖段塞及后置阻隔段塞，其中，所述前置调剖段塞采用有机凝胶调剖剂，所述后置阻隔段塞采用高粘冻胶型堵剂；对于优势通道类型为水窜型的注水井，所述方法包括于调剖目标层段上下各卡一个封隔器，中间用配注阀连接，封隔器坐封以后，通过配注阀将调剖药剂准确注入目标层位；其中，所述调剖药剂为矿聚物永久性封堵剂。

Description

一种延长稀油注水井深部调剖有效期的方法
技术领域
本发明涉及一种延长稀油注水井深部调剖有效期的方法，属于石油开采技术领域。
背景技术
曙光油田稀油注水开发过程中油藏动用不均、水窜问题日益严重，成为提高采收率的关键制约因素。纵向及平面上受储层强非均质性影响，动用程度存在较大差异，以曙三区为例，纵向砂岩组动用最高78.9％，最低33.8％，平均仅49.42％，平面上各区域水淹程度存在较大差异，剩余油富集区主要集中在动用程度较低的北部及西南边部。油藏动用差异大，水窜问题严重，以二区大凌河为例，水驱见效油井数只占油井总数的60％，且70％以上的油井为单向见效。示踪剂监测显示，注入水推进速度最高31.5m/d，最小8.5m/d，78％的注水井注入水推进速度高于22m/d，注入水推进速度越快，油藏水窜越严重。注水井一旦发生水窜，就会沿着优势通道窜入对应油井，导致油井含水上升，产油量下降，注入水无效循环。深部调剖技术是解决这一问题的有效途径，在抑制注入水水窜、提高油藏动用程度方面发挥着重要作用。但目前采用的堵剂类型仍以单一的冻胶体系为主，施工工艺也是采用笼统挤注的方式，措施平均有效期仅为340天，缺乏针对性及持久性。
为此，亟待研究新的深部调剖方法，满足调剖需求的同时延长措施有效期。
发明内容
为了解决上述的缺点和不足，本发明的目的在于提供一种延长稀油注水井深部调剖有效期的方法。
为了实现以上目的，本发明提供了一种延长稀油注水井深部调剖有效期的方法，其中，所述延长稀油注水井深部调剖有效期的方法包括：
(1)结合注水井的注入情况、吸水剖面、注水井与周边油井是否存在明显的注采对应关系及油井的生产情况，分析判断注水井优势通道类型，所述注水井优势通道类型包括动用不均型和水窜型；
(2)对于优势通道类型为动用不均型的注水井，所述方法包括依次向地层中注入前置调剖段塞及后置阻隔段塞，完成注水井深部调剖；其中，所述前置调剖段塞采用有机凝胶调剖剂，所述后置阻隔段塞采用高粘冻胶型堵剂；
对于优势通道类型为水窜型的注水井，所述方法包括于调剖目标层段上下各卡一个封隔器，中间用配注阀连接，封隔器坐封以后，通过配注阀将调剖药剂准确注入目标层位，完成注水井深部调剖；其中，所述调剖药剂为矿聚物永久性封堵剂。
在以上所述的方法中，优选地，结合注水井的注入情况、吸水剖面、注水井与周边油井是否存在明显的注采对应关系及油井的生产情况，分析判断注水井优势通道类型，包括：
在正常注水情况下，若注水井注水压力高于7MPa低于12MPa，吸水剖面显示存在1-2个高吸水小层，高吸水小层的吸水体积比大于40％小于60％，注水井与周边油井存在明显的注采对应关系，且油井含水率大于80％低于95％，则判断所述注水井优势通道类型为动用不均型；
在正常注水情况下，若注水井注水压力不高于7MPa，吸水剖面显示存在1-2个高吸水小层，比例达到60％以上，注水井与周边油井存在明显的注采对应关系，且油井的含水在95％以上，则判断所述注水井优势通道类型为水窜型。
在以上所述的方法中，高吸水小层的吸水体积比是指高吸水小层的吸水量占所有小层的吸水量的体积百分数；
油井含水率是指油井的产水量与产液量的质量比值。
在以上所述的方法中，所用有机凝胶调剖剂最好为胶体长时间稳定不破胶的有机凝胶调剖剂，优选地，所述有机凝胶调剖剂为在50℃条件下能够稳定300-350天的有机凝胶调剖剂。
在以上所述的方法中，优选地，以制备有机凝胶调剖剂所用的原料总重为100％计，所述有机凝胶调剖剂的原料组成包含0.5-1wt％的聚丙烯酰胺(HPAM)、0.1-0.15wt％的甲醛、0.015-0.02wt％的草酸、0.03wt％的NH4Cl、0.02wt％的间苯二酚以及余量清水。其中，制备所述有机凝胶调剖剂过程中发生了化学反应。
在以上所述的方法中，优选地，所述有机凝胶调剖剂的用量根据如下公式1)计算得到：
Figure BDA0002635547030000031
公式1)中：Q为有机凝胶调剖剂的用量，m3；
n为措施井总小层数；
π为圆周率常数，取值为3.14；
R为封堵半径，取待调剖的注水井距周边生产井井距的1/7-1/5，m；
λ为权重系数；
hi为i层的吸水有效厚度，m；
Φi为i层的平均孔隙度，％；
fn为动用不均连通方向数；
fN为井组对应井数。
其中，公式1)中的权重系数λ可以根据吸水剖面测试结果获取得到。具体实施时，设定最高吸水小层的权重系数为1，其他各层的吸水比例与最高吸水小层的吸水比例的比值即为各层的权重系数。
在以上所述的方法中，优选地，所述有机凝胶调剖剂的施工排量为8-10m3/h，施工压力控制在12-15MPa范围内。在本发明具体实施方式中，若施工压力不符合要求，现场可适当调整有机凝胶调剖剂用量，以使施工压力符合作业要求。
在以上所述的方法中，所用高粘冻胶型堵剂选用不易降解的高粘冻胶型堵剂，优选地，所述高粘冻胶型堵剂的成胶粘度达50-200×104mPa·s，胶体在50℃条件下能够稳定280-330天。
在以上所述的方法中，优选地，以制备高粘冻胶型堵剂所用的原料总重为100％计，所述高粘冻胶型堵剂的原料组成包含8-10wt％的丙烯酰胺(AM)、0.8-3wt％的引发剂、0.8-3wt％的交联剂、0.2-0.3wt％的增稠剂及余量清水。
其中，所述高粘冻胶型堵剂是由8-10wt％的丙烯酰胺(AM)、0.8-3wt％的引发剂、0.8-3wt％的交联剂、0.2-0.3wt％的增稠剂及余量清水混配而成；制备过程中发生了化学反应。
在以上所述的方法中，优选地，所述引发剂为过硫酸盐，包括过硫酸钾、过硫酸钠、过硫酸铵中的一种或多种；
所述交联剂为双丙烯酰胺；
所述增稠剂为聚丙烯酰胺。
在以上所述的方法中，优选地，所述高粘冻胶型堵剂的用量根据如下公式2)计算得到：
Figure BDA0002635547030000041
公式2)中：Q为高粘冻胶型堵剂的用量，m3；
π为圆周率常数，取值为3.14；
R为封堵半径，取2-4m；
hi为i层的油层厚度，单位为m；
Φi为i层的平均孔隙度，％；
n为高吸水小层的数量，取值为1或2。
在本发明具体实施方式中，对于优势通道类型为水窜型的注水井，所述方法包括于调剖目标层段上下各卡一个封隔器，中间用配注阀连接，封隔器坐封以后，通过配注阀将调剖药剂准确注入目标层位；其中，所述调剖药剂为矿聚物永久性封堵剂。此时，该方法可用具有如下具体组成的管柱：Ф73平式油管+Y341-114封隔器+配注阀+Y211-114封隔器+Y341-114封隔器+底部球座+筛管+丝堵，当然现场实施过程中也可根据套管尺寸对封隔器型号及尺寸做适当调整。
在以上所述的方法中，优选地，所述矿聚物永久性封堵剂的固化时间为3h-15d。
在以上所述的方法中，优选地，以制备矿聚物永久性封堵剂所用的原料总重为100％计，所述矿聚物永久性封堵剂的原料组成包含25-35wt％的渗透率调节剂、10-15wt％的增粘剂及余量的水。
其中，所述矿聚物永久性封堵剂是由25-35wt％的渗透率调节剂、10-15wt％的增粘剂及余量的水经聚合固化反应而得。
在以上所述的方法中，优选地，所述渗透率调节剂包括Al2O3·4SiO2、MgO、MnO、FeO中的一种或几种的组合。
在以上所述的方法中，所述增粘剂选自铝硅酸盐增粘剂；优选地，所述增粘剂包括Al2O11Si4、Al2O3·4SiO2·H2O中的一种或两种。
其中，Al2O3·4SiO2、Al2O11Si4、Al2O3·4SiO2·H2O均为常规物质，其均可通过商购获得。
在以上所述的方法中，优选地，所述矿聚物永久性封堵剂的用量根据如下公式3)计算得到：
Figure BDA0002635547030000051
公式3)中：Q为矿聚物永久性封堵剂的用量，m3；
π为圆周率常数，取值为3.14；
R为封堵半径，取3-5m；
hi为i层的油层厚度，单位为m；
Φi为i层的平均孔隙度，％；
n为高吸水小层(水窜小层)的数量，取值为1或2。
在以上所述方法中，因所述矿聚物永久性封堵剂的固化时间在3h-15d范围内可调，进而能够保证施工过程的安全性，且该矿聚物永久性封堵剂由纳米级的粒子(即制备矿聚物永久性封堵剂时所用的渗透率调节剂及增粘剂均为纳米级的粒子)堆积桥联聚合固化而成，在较低温度下固结就能达到致密化，凝固后体积稳定不收缩，能够完全阻挡注入水的侵入。
其中，本发明制备得到的矿聚物永久性封堵剂的固结温度较低，固结温度范围为20-150℃。
本发明所提供的该延长稀油注水井深部调剖有效期的方法首先结合注水井的注入情况、吸水剖面、注水井与周边油井是否存在明显的注采对应关系及油井的生产情况，分析判断注水井优势通道类型，若所述注水井优势通道类型为动用不均型，则采取深调浅堵的技术思路，筛选一种匹配的有机凝胶型堵剂作为主调剖段塞，外加一种高粘冻胶型堵剂作为阻隔段塞，同时，采用分层调剖的施工工艺，两方面双管齐下，提高措施针对性及持久性；若所述注水井优势通道类型为水窜型，则采用选层永久性封堵的技术思路，筛选一种匹配的永久性封堵堵剂，将水窜通道彻底“堵死”，启动中低渗透储层，挖掘剩余油潜力。
具体而言，针对优势通道类型为动用不均型的注水井，采用“深调近堵”的技术思路，优先注入前置调剖段塞，通过大剂量的稳定的调剖剂来扩大调剖半径，有效抑制措施后注入水绕流至原有的优势通道，进而从“量”上延长深部调剖措施的有效期；后续注入阻隔段塞，通过不易降解的高粘堵剂来增加近井地带的封堵强度，提高注水压力，有效启动中低渗透层，同时，提高堵剂的耐冲刷能力，进而从“质”上大大延长深部调剖措施的有效期。
针对优势通道类型为水窜型的注水井，采用“精准施策、永久封堵”的技术思路，在对“水窜”通道充分认识的基础上，通过机械封隔管柱将堵剂输送至目的层位；采用流动性好、固化时间长、封堵性能可靠的永久性堵剂进行封堵，在确保施工过程安全的前提下，将“水窜”通道彻底“堵死”。
综上，本发明所提供的该延长稀油注水井深部调剖有效期的方法设计合理，依据可靠，技术上可行，施工上简单；与原有的单一有机凝胶体系深部调剖方法相比，具有封堵强度高、防窜效果好、措施有效期长等特点，可解决稀油注水开发中后期油藏动用不均或水窜的问题。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现结合以下具体实施例对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
实施例1
本实施例对某油田302511井实施延长稀油注水井深部调剖有效期的方法，其中，所述方法包括以下具体步骤：
注水井优势通道类型判定
在正常注水情况下，注水井注水压力高于7MPa低于12MPa，根据吸水剖面测试结果，吸水剖面显示存在一个高吸水小层，吸水比例为53％，注水井与周边油井注采对应关系好，且油井平均含水为91％，判断所述注水井优势通道类型为动用不均型。
动用不均型注水井深部调剖
对于优势通道类型为动用不均型的注水井，所述方法包括依次向地层中注入前置调剖段塞及后置阻隔段塞，完成注水井深部调剖；其中，所述前置调剖段塞采用有机凝胶调剖剂，所述后置阻隔段塞采用高粘冻胶型堵剂；
以制备有机凝胶调剖剂所用原料的总重量为100％计，所述有机凝胶调剖剂的原料组成包含0.6wt％的聚丙烯酰胺(HPAM)、0.15wt％的甲醛、0.02wt％的草酸、0.03wt％的NH4Cl、0.02wt％的间苯二酚以及余量清水；所述有机凝胶调剖剂的注入量为2200m2，挤注压力13.5MPa；
以制备高粘冻胶型堵剂所用原料的总重量为100％计，所述高粘冻胶型堵剂由8.5wt％的丙烯酰胺(AM)、0.8wt％的引发剂、0.8wt％的交联剂、0.2wt％的增稠剂及余量清水混配而成；其中引发剂为过硫酸盐，可选自过硫酸钾、过硫酸钠、过硫酸铵中的一种或多种，交联剂为双丙烯酰胺，增稠剂为聚丙烯酰胺；
所述高粘冻胶型堵剂的注入量为30m2。
实施调剖后，注水压力由7.1MPa升高至12.5MPa，新增2个吸水层，日产油由2.6t/d升高至5.3t/d，井组含水下降5％，有效期达到365天，对比原单一有机凝胶体系调剖有效期285天，有效期可延长80天，累增油986t。
实施例2
本实施例对某油田26009井实施延长稀油注水井深部调剖有效期的方法，其中，所述方法包括以下具体步骤：
注水井优势通道类型判定
在正常注水情况下，若注水井注水压力不高于7MPa，根据吸水剖面测试结果，吸水剖面显示存在一个高吸水小层，吸水比例为63％，注水井与周边油井注采对应关系好，平均含水为98％，判断所述注水井优势通道类型为水窜型。。
水窜型注水井深部调剖
对于优势通道类型为水窜型的注水井，所述方法包括于调剖目标层段上下各卡一个封隔器，中间用配注阀连接，封隔器坐封以后，通过配注阀将调剖药剂准确注入目标层位，完成注水井深部调剖；
其中，封隔管柱采用Ф73平式油管+Y341-114封隔器+配注阀+Y211-114封隔器+Y341-114封隔器+底部球座+筛管+丝堵；
所述调剖药剂为矿聚物永久性封堵剂，以制备所述矿聚物永久性封堵剂所用原料的总重量为100％计，其是由30wt％的渗透率调节剂、12wt％的增粘剂及余量的水经聚合固化反应而得；其中，以所述渗透率调节剂的总重量为100％计算，其由35wt％的Al2O3·4SiO2、30wt％的MgO及35wt％的FeO组成；以所述增粘剂的总重量为100％计算，其由35wt％的Al2O11Si4及65wt％的Al2O3·4SiO2·H2O组成；所述矿聚物永久性封堵剂的注入量为75方。
实施调剖后，注水压力由6.5MPa升高至13.8MPa，吸水剖面有较大反转，井组日产油由1.4t/d升高至5.6t/d，含水下降3.5％，有效期可达443天，对比原单一有机凝胶体系调剖有效期335天，有效期可延长108天，累增油1861t。
综上，本发明实施例所提供的该延长稀油注水井深部调剖有效期的方法设计合理，依据可靠，技术上可行，施工上简单；与原有的单一有机凝胶体系深部调剖方法相比，具有封堵强度高、防窜效果好、措施有效期长等特点，可解决稀油注水开发中后期油藏动用不均或水窜的问题。
以上所述，仅为本发明的具体实施例，不能以其限定发明实施的范围，所以其等同组件的置换，或依本发明专利保护范围所作的等同变化与修饰，都应仍属于本专利涵盖的范畴。另外，本发明中的技术特征与技术特征之间、技术特征与技术发明之间、技术发明与技术发明之间均可以自由组合使用。

Claims (15)

1.一种延长稀油注水井深部调剖有效期的方法，其特征在于，所述延长稀油注水井深部调剖有效期的方法包括：
(1)结合注水井的注入情况、吸水剖面、注水井与周边油井是否存在明显的注采对应关系及油井的生产情况，分析判断注水井优势通道类型，所述注水井优势通道类型包括动用不均型和水窜型；
(2)对于优势通道类型为动用不均型的注水井，所述方法包括依次向地层中注入前置调剖段塞及后置阻隔段塞，完成注水井深部调剖；其中，所述前置调剖段塞采用有机凝胶调剖剂，所述后置阻隔段塞采用高粘冻胶型堵剂；
对于优势通道类型为水窜型的注水井，所述方法包括于调剖目标层段上下各卡一个封隔器，中间用配注阀连接，封隔器坐封以后，通过配注阀将调剖药剂准确注入目标层位，完成注水井深部调剖；其中，所述调剖药剂为矿聚物永久性封堵剂。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，结合注水井的注入情况、吸水剖面、注水井与周边油井是否存在明显的注采对应关系及油井的生产情况，分析判断注水井优势通道类型，包括：
在正常注水情况下，若注水井注水压力高于7MPa低于12MPa，吸水剖面显示存在1-2个高吸水小层，高吸水小层的吸水体积比大于40％小于60％，注水井与周边油井存在明显的注采对应关系，且油井含水率大于80％低于95％，则判断所述注水井优势通道类型为动用不均型；
在正常注水情况下，若注水井注水压力不高于7MPa，吸水剖面显示存在1-2个高吸水小层，比例达到60％以上，注水井与周边油井存在明显的注采对应关系，且油井的含水在95％以上，则判断所述注水井优势通道类型为水窜型。
3.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述有机凝胶调剖剂在50℃条件下能够稳定300-350天。
4.根据权利要求1或3所述的方法，其特征在于，以制备有机凝胶调剖剂所用的原料总重为100％计，所述有机凝胶调剖剂的原料组成包含0.5-1wt％的聚丙烯酰胺、0.1-0.15wt％的甲醛、0.015-0.02wt％的草酸、0.03wt％的NH4Cl、0.02wt％的间苯二酚以及余量清水。
5.根据权利要求1，3-4任一项所述的方法，其特征在于，所述有机凝胶调剖剂的用量根据如下公式1)计算得到：
Figure FDA0002635547020000021
公式1)中：Q为有机凝胶调剖剂的用量，m3；
n为措施井总小层数；
π为圆周率常数，取值为3.14；
R为封堵半径，取待调剖的注水井距周边生产井井距的1/7-1/5，m；
λ为权重系数；
hi为i层的吸水有效厚度，m；
Φi为i层的平均孔隙度，％；
fn为动用不均连通方向数；
fN为井组对应井数。
6.根据权利要求1或5所述的方法，其特征在于，所述有机凝胶调剖剂的施工排量为8-10m3/h，施工压力控制在12-15MPa范围内。
7.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述高粘冻胶型堵剂的成胶粘度达50-200×104mPa·s，胶体在50℃条件下能够稳定280-330天。
8.根据权利要求1或7所述的方法，其特征在于，以制备高粘冻胶型堵剂所用的原料总重为100％计，所述高粘冻胶型堵剂的原料组成包含8-10wt％的丙烯酰胺、0.8-3wt％的引发剂、0.8-3wt％的交联剂、0.2-0.3wt％的增稠剂及余量清水。
9.根据权利要求8所述的方法，其特征在于，所述引发剂为过硫酸盐，包括过硫酸钾、过硫酸钠、过硫酸铵中的一种或多种；
所述交联剂为双丙烯酰胺；
所述增稠剂为聚丙烯酰胺。
10.根据权利要求1，7-9任一项所述的方法，其特征在于，所述高粘冻胶型堵剂的用量根据如下公式2)计算得到：
Figure FDA0002635547020000022
公式2)中：Q为高粘冻胶型堵剂的用量，m3；
π为圆周率常数，取值为3.14；
R为封堵半径，取2-4m；
hi为i层的油层厚度，单位为m；
Φi为i层的平均孔隙度，％；
n为高吸水小层的数量，取值为1或2。
11.根据权利要求1所述的方法，其特征在于，所述矿聚物永久性封堵剂的固化时间为3h-15d。
12.根据权利要求1或11所述的方法，其特征在于，以制备矿聚物永久性封堵剂所用的原料总重为100％计，所述矿聚物永久性封堵剂的原料组成包含25-35wt％的渗透率调节剂、10-15wt％的增粘剂及余量的水。
13.根据权利要求12所述的方法，其特征在于，所述渗透率调节剂包括Al2O3·4SiO2、MgO、MnO、FeO中的一种或几种的组合。
14.根据权利要求12所述的方法，其特征在于，所述增粘剂包括Al2O11Si4、Al2O3·4SiO2·H2O中的一种或两种。
15.根据权利要求1，11-14任一项所述的方法，其特征在于，所述矿聚物永久性封堵剂的用量根据如下公式3)计算得到：
Figure FDA0002635547020000031
公式3)中：Q为矿聚物永久性封堵剂的用量，m3；
π为圆周率常数，取值为3.14；
R为封堵半径，取3-5m；
hi为i层的油层厚度，单位为m；
Φi为i层的平均孔隙度，％；
n为高吸水小层的数量，取值为1或2。
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