CN115059430A - 一种边底水油藏油井选择性压锥堵水方法 - Google Patents

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Abstract

本发明公开了一种边底水油藏油井选择性压锥堵水方法。所述方法包括如下步骤：向油井注入底水压锥体系，注入量为总注入体系的1/5～2/5；底水压锥体系为气体或自生气体系；向油井继续注入堵水体系，注入量为注入体系的2/5～4/5；堵水体系包括高气液比和低气液比的泡沫凝胶、高浓度的凝胶；凝胶为自交联自适应凝胶的水溶液；泡沫凝胶由自交联自适应凝胶、起泡剂与氮气或自生气体系制成；向油井继续注入封隔体系；封隔体系为高强度多重网络凝胶；向油井继续注入顶替体系后进行关井闷井。本发明结合泡沫体系和封隔体系的优点，采用泡沫自交联自适应凝胶新体系，并根据气液比对泡沫凝胶强度的影响设计了压锥堵水体系的注入方法，减少后续注入液对泡沫凝胶体系的干扰。

Description

一种边底水油藏油井选择性压锥堵水方法
技术领域
本发明涉及一种边底水油藏油井选择性压锥堵水方法，属于油藏堵水技术领域。
背景技术
在油田开发前期，天然边底水会为油井的开发提供一定的供液能量，但边底水油藏具有含水上升特别快的特点，开发后期普遍含水率高达90％以上，不仅产油量降低，且增加了油田产液的处理负担。为了达到增油控水的目的，需要控制边底水锥进。
氮气泡沫作为一种选择性封堵剂，具有独特的性能：氮气不溶于水，微溶于油，压缩系数高，进入地层后，能及时补充地层能量，增加地层压力；氮气泡沬在地层中稳定性较高，流动阻力比水高得多可用于控制底水锥进，封堵水窜通道。在底水锥进严重的生产井中，采用高压注入氮气和发泡剂溶液，造成近井地带压力上升，将水锥压至一定位置，氮气和发泡剂溶液在井筒周围的高含水区域形成一定范围的氮气泡沫富集带。使氮气泡沫抑制水锥的再次锥进，在近井地带形成原油富集区，达到控水增油的目的。
为了增加泡沫的堵水强度，研究形成了泡沫凝胶堵水体系，所用凝胶一般是由高分子聚合物溶液、交联剂(有机酚醛类、无机铬、硼等)、稳泡剂、固体颗粒等形成的化学交联凝胶。目前的泡沫凝胶均采用化学交联凝胶，如中国专利申请(CN113464087A)提供的是一种以有机铬与酚醛树脂复合的交联剂与聚丙烯酰胺交联形成的化学交联凝胶，并加入了改性纳米SiO2颗粒稳泡，中国专利申请(CN104847302A)提供的是一种以聚丙烯酰胺、橡胶颗粒、栲胶和树脂粉煤灰配置的加强型泡沫凝胶体系。
以上泡沫凝胶中凝胶成分采用的均为化学交联凝胶，在泡沫特性的保留上有功能缺失。另外，对泡沫的气液比没有控制，体系的强度调整灵活性不强。因此，需要探索一种新的压锥堵水技术体系和方法。
发明内容
本发明针对背景技术中存在的问题，提供一种泡沫凝胶类边底水油藏压锥堵水方法，本发明结合泡沫体系和封隔体系的优点，采用泡沫自交联自适应凝胶新体系，并根据气液比对泡沫凝胶强度的影响设计了压锥堵水体系的注入方法，设计了高强度的多重网络凝胶封隔体系，减少后续注入液对泡沫凝胶体系的干扰，从而最大化体系的压锥堵水强度并进一步细化了堵水措施的实施方法。
本发明所提供的边底水油藏油井压锥堵水方法，包括如下步骤：
S1、向油井注入底水压锥体系，注入量为总注入体系的1/5～2/5；所述底水压锥体系为气体或自生气体系；
S2、向所述油井继续注入堵水体系，注入量为注入体系的2/5～4/5；所述堵水体系包括高气液比的泡沫凝胶、低气液比的泡沫凝胶和高浓度的凝胶；
所述凝胶为自交联自适应凝胶的水溶液；
所述泡沫凝胶由所述自交联自适应凝胶、起泡剂与氮气或所述自生气体系制成；
所述自交联自适应凝胶以分子间作用力形成交联点，所述分子间作用力包括氢键、配位键和物理缠结，无需添加交联剂，其示意图如图1所示；
所述自交联自适应凝胶的分子量为300～1200万，水解度为20～27mol％；
S3、向所述油井继续注入封隔体系，注入量为注入体系的1/10-1/5；所述封隔体系为高强度多重网络凝胶；
S4、向所述油井继续注入顶替体系后进行关井闷井，注入量为注入体系的1/10-1/5；所述顶替体系为油田生产污水或自生气体系。
本发明方法中，所述气体为氮气；
所述自生气体系包括自生气药剂，或自生气药剂和催化剂的混合物；
所述自生气药剂为NH4Cl和NaNO2；
所述催化剂为草酸、乙酸、磷酸二氢钠、盐酸和酸酐中至少一种；
NH4Cl质量分数为1.0wt％～35.0wt％，NaNO2 1.0wt％～45.0wt％，催化剂0wt％～0.8wt％。
上述的方法中，所述自交联自适应凝胶由丙烯酰胺、丙烯酸和疏水单体聚合得到；
所述疏水单体为(4-丙烯酰胺基)苯基十四烷基二甲基溴化铵、十八烷基烯丙基氯化铵和二十二烷基聚氧乙烯醚甲基丙烯酸酯中的一种或多种组合；
所述丙烯酰胺、所述丙烯酸与所述疏水单体的摩尔比为1：0.1～0.6：0.11～9.96；
优选地，所述自交联自适应凝胶的结构式如式Ⅰ所示：
Figure BDA0003737109520000031
式Ⅰ中，x、y、z表示聚合度，x：y：z＝1：0.2～0.4：1～10。
具体地，所述泡沫凝胶中，以水的量为100％计，其余组分的含量如下：
自交联自适应凝胶0.4～0.8％；起泡剂0.3～0.8％；
所述高气液比的泡沫凝胶的气液体积比为1～5：1～3；
所述低气液比的泡沫凝胶的气液体积比为1：3～20；
所述气液体积比是根据气体PVT公式计算为地层压力、温度条件下的气液比；
所述高浓度的凝胶中所述自交联自适应凝胶的质量浓度为0.8～1.5％。
上述的方法中，所述高强度多重网络凝胶由下述质量百分比的组分制成：
0.3～0.5％羧甲基化聚多糖、0.01％引发剂、0.3～0.5％单体1、3～5％单体2、1.5～1.7％交联剂、0.01％阻聚剂；
具体地，所述羧甲基化聚多糖为羧甲基淀粉钠；
所述引发剂为偶氮二异丙基脒唑啉盐酸盐或偶氮二异丁脒盐酸盐；
所述单体1和所述单体2均选自丙烯酰胺、丙烯酸、甲基丙烯酸甲酯和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸；
所述交联剂为四烯丙基氯化铵或N’N-亚甲基双丙烯酰胺；
所述阻聚剂为对苯二酚或铁氰化钾。
具体地，所述高强度多重网络凝胶按照下述方法制备：
向所述羧甲基化聚多糖的水溶液中加入所述单体1、所述单体2、所述交联剂、所述引发剂和所述阻聚剂，搅拌侯置于恒温箱中，在50～70℃条件下反应12～24小时即得。
本发明方法适用于油井的地层温度为45℃～100℃，注入压力低于30MPa。
本发明具有如下有益技术效果：
①采用自交联自适应凝胶，相对于化学交联凝胶，自交联自适应凝胶主要依靠氢键、分子间作用力、配位键、物理缠结和疏水缔合等作用形成交联点，依靠自交联作用形成具有一定强度的空间网状结构，因为其交联方式的特殊性，自交联自适应凝胶同时还能具有良好的回复性和愈合性能，该凝胶组分单一，不需要添加交联剂和助交联剂即有凝胶的特性；②高浓度的自交联自适应凝胶具有人工隔板的作用；③根据气液比对泡沫凝胶强度的影响，设计了压锥堵水体系的注入方法，以最大化体系的封堵强度；④研制了高强度的多重网络凝胶封隔体系，能够抑制产出并减少后续注入液对泡沫凝胶体系的干扰；⑤明确了堵水的具体实施方法。
附图说明
图1为本发明采用的自交联自适应凝胶的交联示意图。
图2是本发明实施例4中岩心堵水实验曲线。
图3是本发明实施例4中堵水实验后岩心图片。
图4是本发明实施例5中油井压锥堵水生产曲线。
具体实施方式
下述实施例中所使用的实验方法如无特殊说明，均为常规方法。
下述实施例中所用的材料、试剂等，如无特殊说明，均可从商业途径得到。
实施例1、高强度多重网络凝胶封隔体系的制备
在83.9g模拟地层水中加入5g羧甲基化聚多糖、5g丙烯酰胺、0.5g甲基丙烯酸甲酯搅拌均匀，使其充分溶解，同时加入1g 1％偶氮二异丁脒盐酸盐母液、1.6gN，N-亚甲基双丙烯酰胺交联剂、1g 1％对苯二酚阻聚剂母液，搅拌均匀，即得到本发明的成胶液。
该成胶液在65℃下成胶时间为16h，获得的冻胶强度为0.076MPa，65℃下老化180天没有破胶脱水现象。
实施例2、高强度多重网络凝胶封隔体系的耐冲刷性实验
以实施例1获得的封隔材料为研究对象，考察本发明所提供的封隔材料的封堵能力。具体实验过程如下：
实验步骤：①以70～120目的混合石英砂填充填砂管；②将填砂管饱和模拟地层水(黏度1mPa·s，矿化度9374.13mg/L)，测量孔隙度；③一次水驱(注入速度为1ml/min)，记录当填砂管尾端稳定出液时的压力值，并计算堵剂注入前的水相渗透率；④向填砂管注入0.8PV的成胶时间为16h的封隔材料母液，在120℃条件下放置16h等待其完全成胶；⑤再次水驱(注入速度为1ml/min)，同时记录突破压力及注水体积100PV后最终稳定压力值，并计算此时的水相渗透率、堵水率、突破压力梯度与残余阻力系数。
实验结果如下表1所示，可以看出，高强度多重网络凝胶具有很强的封堵能力。
表1高强度多重网络凝胶封隔体系耐冲刷性实验结果
Figure BDA0003737109520000051
实施例3、泡沫凝胶体系的封堵能力及耐冲刷性耐冲刷性实验
实验模型：单根填砂管渗透率10000mD左右。
实验用水：模拟地层矿化水，矿化度9374.13mg/L。
实验用油：海上某油田原油与航空煤油按体积比7:2混合配制，粘度为70mpa.s。
驱替实验步骤：
向填制好的填砂管中注入一定体积的泡沫自交联自适应凝胶体系(“0.4％自交联自适应凝胶(式Ⅰ)+0.4％起泡剂(脂肪醇醚硫酸钠)+自生气体系”和“0.4％自交联自适应凝胶(式Ⅰ)+0.4％起泡剂(脂肪醇醚硫酸钠)+氮气装置”)，注入速度3m/d，记录填砂管两端压力变化及流量变化；进行后续水驱，后续水驱速度3m/d，注水体积100PV。实验数据见表2，可以看出，不管是哪种形式形成的泡沫自交联自适应凝胶体系，在后续注入100PV水冲刷后，封堵率仍为90％以上，封堵率保留率近95％，说明泡沫体系具有很强的抗冲刷性。
泡沫自交联自适应凝胶体系的制备过程：烧杯中加入模拟水搅拌，转速400r/min，加入0.4wt％自交联自适应凝胶，搅拌40min，加入0.4wt％脂肪醇醚硫酸钠。
表2泡沫凝胶体系耐冲刷性实验结果
Figure BDA0003737109520000052
实施例4、岩心堵水实验
实验条件：温度68℃，模拟油粘度153.3cP，岩心参数高渗5000mD，低渗200mD、尺寸4.44cm×4.44cm×30cm，实验用水为油田产出水。
实验步骤：
(1)岩心饱和水：抽真空，以自吸方式饱和地层水13h，得到孔隙体积，再驱替模拟地层水，测定非均质模型饱和水时的稳定压力；
(2)岩心饱和油：向岩心中注入模拟油，注入至不出水为止，并在68℃恒温箱中老化12h；
(3)水驱：以0.5mL/min的流速水驱，间隔一定时间记录非均质模型的出油量、出水量及压力，直至综合含水率达到98％停泵；
(4)注入堵水体系：从产出端注入高气液比泡沫凝胶堵水体系0.2PV(0.5％凝胶、0.5％起泡剂(脂肪醇醚硫酸钠)、气液1：1)，继续注入低气液比泡沫凝胶堵水体系0.2PV(0.5％凝胶、0.5％起泡剂、气液1：10)，再继续注入0.1PV1％凝胶，68℃保温箱中老化12h；
(5)后续水驱：继续从注入端水驱，直至综合含水率达到98％停泵，并计算堵后岩心渗透率与残余阻力系数。
见图2、图3及表3，堵水后，可以看出，岩心水相渗透率明显降低，泡沫凝胶材料表现出良好的封堵性能，其突破压力梯度为3.38MPa/m，堵水率89.74％，残余阻力系数为5.01。
表3水驱实验结果
突破压力梯度/MPa/m 堵前压力/MPa 堵后压力/MPa 堵前渗透率/mD 堵后渗透率/mD
3.38 0.08 0.401 31.3 3.21
水驱采收率/％ 最终采收率/％ 采收率增幅/％ 残余阻力系数 堵水率/％
21.14 48.45 27.31 5.01 89.74
实施例5、油田现场实施方法及压锥堵水效果
使用本发明中的体系在海上油田开展了一口水平井压锥堵水实施，其注入工艺和步骤如下：
第一阶段：向油井注入底水压锥体系500m3/d，注入2天，体系配方：0.03％催化剂(乙酸)+35％亚硝酸钠+27％氯化铵；
第二阶段：向油井继续注入高气液比泡沫凝胶堵水体系，气液比1:1，注入量300m3/d，注入3天，体系配方：0.6％凝胶(式Ⅰ)+0.03％催化剂(乙酸)+0.6％起泡剂+17.5％亚硝酸钠+13.5％氯化铵。
第三阶段：向油井继续注入低气液比泡沫凝胶堵水体系，气液比1:10，注入量300m3/d，注入3天，体系配方：0.8％凝胶(式Ⅰ)+0.4％催化剂(乙酸)+0.6％起泡剂(脂肪醇醚硫酸钠)+1.7％亚硝酸钠+1.3％％氯化铵；
第四阶段：向油井继续注入高浓度凝胶堵水体系，注入量300m3/d，注入1天，体系配方：1.2％凝胶(式Ⅰ)；
第五阶段：向油井继续注入高强度多重网络凝胶封隔体系(实施例1)，注入量300m3/d，注入8h；
第五阶段：向油井继续注入顶替体系(生产水)，注入量300m3/d，注入1天，关井2天；
第六阶段：开井恢复生产。
具体生产曲线见图4，可以看出，压锥堵水作业后，单井日产油量由堵水作业前37.7m3/d提高到200m3/d；单井含水率由堵水作业前98％降低到最低的45％左右，降水增油效果显著，堵水作业净增油超过5900m3。

Claims (8)

1.一种边底水油藏油井压锥堵水方法，包括如下步骤：
S1、向油井注入底水压锥体系，注入量为总注入体系的1/5～2/5；所述底水压锥体系为气体或自生气体系，所述气体量是根据气体PVT公式计算为地层压力、温度条件下的体积；
S2、向所述油井继续注入堵水体系，注入量为注入体系的2/5～4/5；所述堵水体系包括高气液比的泡沫凝胶、低气液比的泡沫凝胶和高浓度的凝胶；
所述凝胶为自交联自适应凝胶的水溶液；
所述泡沫凝胶由所述自交联自适应凝胶、起泡剂与氮气或所述自生气体系制成；
所述自交联自适应凝胶以分子间作用力形成交联点，所述分子间作用力包括氢键、配位键和物理缠结；
所述自交联自适应凝胶的分子量为300～1200万，水解度为20～27mol％；
S3、向所述油井继续注入封隔体系，注入量为注入体系的1/10-1/5；所述封隔体系为高强度多重网络凝胶；
S4、向所述油井继续注入顶替体系后进行关井闷井，注入量为注入体系的1/10-1/5；所述顶替体系为油田生产污水或自生气体系。
2.根据权利要求1所述的方法，其特征在于：所述气体为氮气；
所述自生气体系包括自生气药剂，或自生气药剂和催化剂的混合物；
所述自生气药剂为NH4Cl和NaNO2；
所述催化剂为草酸、乙酸、磷酸二氢钠、盐酸和酸酐中至少一种；
NH4Cl质量分数为1.0wt％～35.0wt％，NaNO2 1.0wt％～45.0wt％，催化剂0wt％～0.8wt％。
3.根据权利要求1或2所述的方法，其特征在于：所述自交联自适应凝胶由丙烯酰胺、丙烯酸和疏水单体聚合得到；
所述疏水单体为(4-丙烯酰胺基)苯基十四烷基二甲基溴化铵、十八烷基烯丙基氯化铵和二十二烷基聚氧乙烯醚甲基丙烯酸酯中的一种或多种组合。
4.根据权利要求1-3中任一项所述的方法，其特征在于：所述泡沫凝胶中，以水的量为100％计，其余组分的含量如下：
自交联自适应凝胶0.4～0.8％；起泡剂0.3～0.8％；
所述高气液比的泡沫凝胶的气液体积比为1～5：1～3；
所述低气液比的泡沫凝胶的气液体积比为1：3～20；
所述气液体积比是根据气体PVT公式计算为地层压力、温度条件下的气液比；
所述高浓度的凝胶中所述自交联自适应凝胶的质量浓度为0.8～1.5％。
5.根据权利要求1-4中任一项所述的方法，其特征在于：所述高强度多重网络凝胶由下述质量百分比的组分制成：
0.3～0.5％羧甲基化聚多糖、0.01％引发剂、0.3～0.5％单体1、3～5％单体2、1.5～1.7％交联剂、0.01％阻聚剂。
6.根据权利要求5所述的方法，其特征在于：所述羧甲基化聚多糖为羧甲基淀粉钠；
所述引发剂为偶氮二异丙基脒唑啉盐酸盐、偶氮二异丁脒盐酸盐或过硫酸铵；
所述单体1和所述单体2均选自丙烯酰胺、丙烯酸、甲基丙烯酸甲酯和2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸；
所述交联剂为四烯丙基氯化铵或N’N-亚甲基双丙烯酰胺；
所述阻聚剂为对苯二酚或铁氰化钾。
7.根据权利要求5或6所述的方法，其特征在于：所述高强度多重网络凝胶按照下述方法制备：
向所述羧甲基化聚多糖的水溶液中加入所述单体1、所述单体2、所述交联剂、所述引发剂和所述阻聚剂，搅拌侯置于恒温箱中，在50～70℃条件下反应12～24小时即得。
8.根据权利要求5或6所述的方法，其特征在于：所述油井的地层温度为45℃～100℃，注入压力低于30MPa。
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