CN114961631A - 一种冻胶复合堵水方法 - Google Patents
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Abstract
本发明属于油气田开发技术领域，具体涉及一种冻胶复合堵水方法。该方法包括以下步骤：S1)管线准备、记录压降；S2)反注弱冻胶，其注入量为注入总量的0.5‑1.2％；S3)反注强冻胶，注入量为注入总量的55‑65％；S4)反注中质油，注入量为注入总量的20‑25％；S5)反注油田水，注入量为注入总量的0.1‑0.5％；S6)再次记录压降。本发明提供的方法利用弱冻胶做一级堵剂封堵远端高含水通道，强冻胶做二级堵剂封堵近井地带控制高含水、增加产油量，并结合中质油形成选择性堵水的段塞组合，降低含水量，以TK111该井为例，含水量从堵水前的99％降低到63％，增加出油。
Description
技术领域
本发明属于油气田开发技术领域，具体涉及一种冻胶复合堵水方法。
背景技术
随着油田碎屑岩油藏开发的推进，油井高含水成为制约油藏开采的重要因素。前期在碎屑岩油藏以近井“浅堵”为主的颗粒、乳状液及其复合堵水等措施在水平井堵水效果逐步变差，油井多轮次堵水后出水复杂，剩余油零散分布，存在堵水有效率低和见效后失效快的问题。
专利CN109138905A报道了用冻胶微球的油井选择性堵水方法，其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。但由于不同单井、区块堵水效果差异较大，相同的工艺设计难以适用于不同单井或同一单井的不同段赛，影响堵水效果。
为解决这一问题，专利CN 103498643A公开了一种用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法。该方法是利用不同堵剂特性设计复合段塞，高强度堵剂在近井地带段塞，中等强度堵剂在过渡地带段塞，低强度堵剂设计在远井地带段塞；高强度堵剂采用发泡凝胶类堵剂，中等强度堵剂采用无机铬类冻胶堵剂，低强度堵剂采用酚醛类冻胶堵剂。本发明具有工艺合理、易于施工、堵水有效期长且无毒环保，可实现选择性深部堵水，既可封堵高含水层段又不伤害油层，而且堵水有效期长，有效降低油井产液含水率，保证油田正常生产等优点。
专利CN109184615A则公开了一种砂砾岩油藏油井选择性堵水方法。该堵水方法的操作步骤为：根据生产需求和砂砾岩油藏油井生产特点选取堵水候选井；制备适合砂砾岩油藏的选择性堵水剂；根据油层孔隙和/或裂缝因素设计数学模型计算堵水剂用量；设计五段式堵水剂段塞；根据地层破裂压力，设计堵水最高注入压力值；根据地层渗透率和注入设备性能，设计堵水剂的注入排量；向候选井中注入堵水剂段塞进行施工堵水。该方法能够实现作业安全、笼统注入、增油降水，为青海昆北油田水平井控水稳油提供了有力的技术支撑，为国内砂砾岩油藏水平井的堵水工艺设计提供了范例。
虽然上述两种技术均考虑到不同单井或同一单井的不同段赛的差异，采用进行针对性的堵水方法，但对于西北油田中的油井，该地区油井的埋深可达4200-5100m)、高温井下温度可达90-137℃、地层水总矿化度可达21×104mg/L、钙镁粒子含量可达1.2×104mg/L，远高于上述两种堵水技术对应的油井环境。
上此高温高矿化度的油藏条件下，由于上述方法采用的冻胶是由聚合物与交联剂配成的失去流动性的体系，主要依靠连续相堵剂填充地层孔道来实现，此类堵剂的缺点在于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。
发明内容
为解决现有技术存在的缺陷，本发明的目的在于提供一种冻胶复合堵水方法，采用分散相的弱冻胶和强冻胶结合堵水，实现冻胶体系流动性好、堵水性能强的堵水效果。
为了实现上述发明目的，本发明提供了如下的技术方案：
一种冻胶复合堵水方法，其具体包括以下步骤：
S1)管线准备、记录压降；
S2)反注弱冻胶，其注入量为注入总量的0.5-1.2％；
S3)反注强冻胶，注入量为注入总量的55-65％；
S4)反注中质油，注入量为注入总量的20-25％；
S5)反注油田水，注入量为注入总量的0.1-0.5％；
S6)再次记录压降。
优选地，其中所述弱冻胶由如下成分组成：质量浓度为0.3％的聚合物聚丙烯酰胺、质量浓度为0.4％交联剂苯酚和质量浓度为0.4％交联剂甲醛的水溶液；其中所述聚丙烯酰胺，分子量500-600万，离子度：20-30％，固含量：>90％。
优选地，所述强冻胶由如下成分组成：质量浓度为0.6％的聚合物聚丙烯酰胺、质量浓度为0.4％交联剂苯酚和质量浓度为0.4％交联剂甲醛的水溶液；其中所述聚丙烯酰胺，分子量500-600万，离子度：20-30％，固含量：>90％。
优选地，本发明所述油田水、地层水的来源均为塔河油田水，本领域普通技术人员可根据常规方法获得。如油田水的获得方法为，油井生产出的油水混合物分离取水相即得。油田水的作用是隔离，防止前后段塞接触后产生反应引起不利影响。
本发明还提供了一种用于水平井的冻胶复合堵水方法，其具体包括以下步骤：
A1)管线准备、记录压降；
A2)反挤表面活性剂，注入量为注入总量的25-30％；
A3)反挤中质油，注入量为注入总量的1.5-2％；
A4)反挤弱冻胶，注入量为注入总量的25-30％；
A5)反挤强冻胶，注入量为注入总量的10-15％；
A6)反挤中质油，注入量为注入总量的8-12％；
A7)反挤胍胶液，注入量为注入总量的0.5-1％，所述胍胶液的浓度为0.3％-0.7％；所述胍胶液的溶剂为地层水；
A8)反挤地层水，注入量为注入总量的15-20％；
A9)再次记录压降。
优选地，所述表面活性剂为烷基苯磺酸盐、烷基磺酸盐、石油磺酸盐和石油羧酸盐中的一种或多种。
优选地，表面活性剂的浓度为0.2％-0.6％。
本发明还公开了一种用于微球冻胶复合堵水方法，其具体包括以下步骤：
B1)管线准备、记录压降；
B2)反循环弱冻胶，注入量为注入总量的3-8％；
B3)依次反挤不同粒度的无机颗粒微球；所述无机颗粒微球的粒径逐渐增加，每次反挤的无机微球颗粒粒度不同，其粒度从100目到1000目不等；其注入量为注入总量的45-50％；
B4)反注油田水，注入量为注入总量的2-5％；
B5)反挤强冻胶，注入量为注入总量的6-10％；
B6)反注顶替液，注入量为注入总量的30-35％；其中，顶替液的成分为地层水。
B7)再次记录压降。
其中，无机颗粒微球可以为碳酸钙微球、二氧化硅微球、石墨微球、硅藻土微球以及其他无机微球中的任一种。
与现有技术相比，本发明的有益效果是：
(1)本发明提供了本发明公开一种冻胶复合堵水方法，利用弱冻胶做一级堵剂封堵远端高含水通道，强冻胶做二级堵剂封堵近井地带控制高含水、增加产油量，并结合中质油形成选择性堵水的段塞组合，降低含水量(以TK111该井为例，含水量从堵水前的99％降低到63％)，增加出油。
(2)本发明还公开了一种用于水平井的冻胶复合堵水方法，适用于超深大底水油藏水平井堵水，其利用弱冻胶和强冻胶形成阶梯式逐级深部堵水的基础上再加入表面活性剂复合堵水技术，针对水平段局部分散剩余油，利用冻胶封堵底水油藏水平井高渗段，利用表面活性剂超低界面活性、润湿反转特性，有效动用段内剩余油。实现冻胶复合增效，提高冻胶堵水效果。
(3)本发明还公开了一种用于微球冻胶复合堵水方法，其在利用弱冻胶和强冻胶形成阶梯式逐级深部堵水的基础上再加入具有强度增强性能和膨胀性能的无机微球颗粒，提高封堵效果，增加出油。
附图说明
图1为TK108H井实施该堵水方法的施工工艺图；
图2为TK111H井实施该堵水方法的施工工艺图；
图3为TK928H井实施微球冻胶复合堵水方法的施工工艺图。
具体实施方式
以下结合附图对本发明的优选实施例进行说明，应当理解，此处所描述的优选实施例仅用于说明和解释本发明，并不用于限定本发明。本发明如下各实施例是基于西北油田中的油井进行研究，该地区油井的埋深可达4200-5100m、高温井下温度可达90-137℃、地层水总矿化度可达21×104mg/L、钙镁粒子含量可达1.2×104mg/L，属于高温高矿化度油藏。本发明各实施例中，所述弱冻胶的组成为：质量浓度为0.3％聚合物+0.4％交联剂A+0.4％交联剂B的水溶液
强冻胶为：0.6％聚合物+0.4％交联剂A+0.4％交联剂B；
中质油为：油田自产油；
所述聚合物为聚丙烯酰胺(分子量：500-600万，离子度：20-30％，固含量：>90％)，交联剂为工业级，A苯酚和B甲醛。
实施例1
一种冻胶复合堵水方法，如图1所示，塔河油田TK108井堵水施工工艺图，其具体包括以下步骤：
S1)管线准备、记录压降：连接地面管线，对挤注地面管线按规范试压合格；现场搅拌罐备满液再开始施工；用油田水反测吸水，排量100-200L/min，油压0MPa，套压0-4Mpa；记录压降，油压0MPa，套压4-0Mpa；
S2)反注弱冻胶342m3：油压维持在在0-25MPa，套压0-23MPa，排量300-200L/min；
S3)反注强冻胶124m3：油压25-27MPa，套压23-24MPa，排量200-150L/min；
S4)反注中质油85.5m3：油压27-33MPa，套压24-31.5MPa，排量150-50L/min；
S5)反注油田水：油压31.5MPa，套压31MPa，排量50L/min；
S6)再次记录压降：关井120小时，期间密切关注并记录井口压力变化情况。
该堵水方法实施后，该油井采油日增量11.5t；从2017年5月1日运行至2017年12月31日累增量895.8t。
实施例2
一种用于水平井的冻胶复合堵水方法，如图2所示，为TK111H井实施该堵水方法的施工工艺图，其具体包括以下步骤：
A1)套管阀门，反注表面活性剂测吸水，分别用0.2、0.3、0.4m3/min的排量测吸水，各测30分钟，共反注表面活性剂27m3，油压升至14MPa,套压升至14MPa，记压降，油压降至11.5MPa,套压降至1MPa。
A2)反挤表面活性剂319m3；油压升至24MPa,套压升至22MPa,排量0.2m3/min；
A3)反挤中质油20m3；油压24MPa,套压升至23MPa,排量0.2m3/min
A4)反挤弱冻胶300m3；油压升至30MPa,套压降至22MPa,排量0.2m3/min
A5)反挤强冻胶120m3；油压30MPa,套压22MPa,排量0.2m3/min
A6)反挤中质油101m3；油压降至26MPa,套压升至26MPa,排量0.2m3/min
A7)反挤胍胶液5.4m3；油压升至27MPa,套压升至28MPa,排量0.18m3/min
A8)反挤地层水171m3；油压升至28MPa,套压降至24MPa,排量0.15m3/min
A9)再次记录压降；
本实施例中步骤A2)所采用的表面活性剂为浓度为0.5％的烷基苯磺酸钠溶液。胍胶液为市售的胍胶液，胍胶液的溶剂为地层水，浓度为0.7％，其具体可以采用瓜尔胶、羟丙基瓜尔胶等，此处采用羟丙基瓜尔胶。
该堵水方法实施后，该油井累计增油4269吨。累计时间从2016.10.20至2017.8.31，共计312天。
实施例3
一种用于微球冻胶复合堵水方法，如图3所示，为塔河油田TK928H井堵水施工工艺图，其具体包括以下步骤：
B1)管线准备、记录压降；连接地面管线，对挤注地面管线按规范试压合格，打开套管、油管阀门，使用13m3油田水灌满井筒，油压升至2MPa，套压升至1MPa，排量升至0.15m3/min；关闭油管阀门，反注油田水12m3测吸水：排量依次为0.1/0.2/0.3m3/min，各泵注20min，油压升至15.5MPa，套压升至14.5MPa；停泵记压降，油压降至13MPa,套压降至4MPa。
B2)反循环弱冻胶20m3；油压降至2MPa,套压降至2.5MPa，排量升至0.3m3/min；
B3)依次反挤的1000目碳酸钙50m3、600目碳酸钙59.5m3、300目碳酸钙60m3、100目碳酸钙51m3；再反挤1000目碳酸钙19.3m3；
B4)反注油田水10.5m3；油压18.5MPa,套压19.5MPa，排量0.15m3/min；
B5)反挤强冻胶40m3；油压降至17MPa,套压降至18MPa，排量升至0.2m3/min；
B6)反注顶替液160.5m3；油压升至24.5MPa,套压降至16.5MPa，排量降至0.15m3/min；
B7)再次记录压降。
该堵水方法实施后，该油井累计增油1628吨。累计时间从2017年1月7日至2017年12月31日。
最后应说明的是：以上仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，对于本领域的技术人员来说，其依然可以对前述各实施例所记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
Claims (8)
1.一种冻胶复合堵水方法，其特征在于，包括以下步骤：
S1)管线准备、记录压降；
S2)反注弱冻胶，其注入量为注入总量的0.5-1.2％；
S3)反注强冻胶，注入量为注入总量的55-65％；
S4)反注中质油，注入量为注入总量的20-25％；
S5)反注油田水，注入量为注入总量的0.1-0.5％；
S6)再次记录压降。
2.根据权利要求1所述的冻胶复合堵水方法，其特征在于，所述弱冻胶由如下成分组成：质量浓度为0.3％的聚合物聚丙烯酰胺、质量浓度为0.4％交联剂苯酚和质量浓度为0.4％交联剂甲醛的水溶液。
3.根据权利要求1所述的冻胶复合堵水方法，其特征在于，所述强冻胶由如下成分组成：质量浓度为0.6％的聚合物聚丙烯酰胺、质量浓度为0.4％交联剂苯酚和质量浓度为0.4％交联剂甲醛的水溶液。
4.根据权利要求2或3所述的冻胶复合堵水方法，其特征在于，所述聚丙烯酰胺，分子量500-600万，离子度：20-30％，固含量：>90％。
5.一种用于水平井的冻胶复合堵水方法，其特征在于，包括以下步骤：
A1)管线准备、记录压降；
A2)反挤表面活性剂，注入量为注入总量的25-30％，施工阶段均为溶液，其中表面活性剂的浓度范围为0.2％-0.6％；
A3)反挤中质油，注入量为注入总量的1.5-2％；
A4)反挤弱冻胶，注入量为注入总量的25-30％；
A5)反挤强冻胶，注入量为注入总量的10-15％；
A6)反挤中质油，注入量为注入总量的8-12％；
A7)反挤胍胶液，注入量为注入总量的0.5-1％，所述胍胶液的浓度为0.3％-0.7％；所述胍胶液的溶剂为地层水；
A8)反挤地层水，注入量为注入总量的15-20％；
A9)再次记录压降。
6.根据权利要求5所述的用于水平井的冻胶复合堵水方法，其特征在于，所述表面活性剂为烷基苯磺酸盐、烷基磺酸盐、石油磺酸盐和石油羧酸盐中的一种或多种。
7.一种用于微球冻胶复合堵水方法，其特征在于，包括以下步骤：
B1)管线准备、记录压降；
B2)反循环弱冻胶，注入量为注入总量的3-8％；
B3)依次反挤不同粒度的无机颗粒微球；所述无机颗粒微球的粒径逐渐增加，每次反挤的无机微球颗粒粒度不同，其粒度从100目到1000目不等；其总体注入量为45-50％；
B4)反注油田水，注入量为注入总量的2-5％；
B5)反挤强冻胶，注入量为注入总量的6-10％；
B6)反注顶替液，注入量为注入总量的30-35％；
B7)再次记录压降。
8.根据权利要求7所述的用于微球冻胶复合堵水方法，其特征在于，无机颗粒微球为碳酸钙微球、二氧化硅微球、石墨微球或硅藻土微球。
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