CN115059440B - 一种油田注水井大尺度多维度剖面调整方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种油田注水井大尺度多维度剖面调整方法。所述方法包括如下任一步骤：堵漏：向注水井中注入超高浓度凝胶段塞，然后继续注入顶替液，关井2～6天后恢复注水；近井调剖：向注水井中先后或交替注入高气液比泡沫凝胶段塞和高浓度凝胶段塞，并以高浓度凝胶段塞结束，然后继续注入顶替液，关井3～10天后恢复注水；深部调剖：向注水井中先后或交替注入高气液比泡沫凝胶段塞和低气液比泡沫凝胶段塞，然后注入高浓度凝胶段塞，继续注入顶替液，关井3～10天后恢复注水；调驱：向注水井中先后或交替注入高气液比及低气液比泡沫凝胶段塞和高浓度凝胶段塞，然后注入低浓度和高浓度凝胶段塞，继续注入顶替液。本发明采用一种体系满足多种使用环境，解决注水开发油田非均质矛盾由近及远的各项问题。
Description
技术领域
本发明涉及一种油田注水井大尺度多维度剖面调整方法，属于油田调剖调驱技术领域。
背景技术
储层非均质性是油田开发的主要矛盾之一。油层非均质性使水驱或化学驱波及系数降低，造成注水或注剂无效循环，从而导致最终采收率较不高。目前。大部分油田进入高(特高)含水期或聚合物驱后开发阶段，水窜问题由近及远，水窜程度加重，单一的调堵体系很难满足油田需求；
正在开发油藏特征是不断变化的，向复杂、困难方向变化，任何一种单一技术都难以满足海上油田高效开发的技术要求。当前调堵剂中应用最多的是化学交联凝胶调剖体系，如冻胶、预交联凝胶颗粒及弱凝胶等，其在现场取得了较好的调堵效果，但在更大级差、更高渗透率的非均质油藏条件下，单一的靠传统化学交联凝胶体系还不够，且不具备地层深远部运移封堵的能力，作用半径有限。
泡沫凝胶是一种气体均匀分散在凝胶中的分散体系，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)、起泡剂、稳泡剂等在气体作用下发泡形成的，泡沫凝胶的出现进一步增强的凝胶类调剖堵剂的强度，它是在传统凝胶的基础上伴注气体形成的，凝胶的超强空间网状结构进一步增强了泡沫的液膜厚度和强度，加上泡沫的贾敏效应，使得泡沫凝胶是一种理想的选择性堵水调剖体系。但目前泡沫凝胶中凝胶成分采用的均为化学交联凝胶，在油藏使用尺度和作用维度上主要还是化学交联凝胶的特性，尺度和维度有限。
存在无机类化学交联凝胶成胶快，易封堵在近丼地带，有机类化学交联凝胶成胶慢，地层深部成胶效果下降，成胶后不可逆性导致深入性差，长效稳定性差，易老化脱水破胶，化学交联凝胶强度大，成胶后形成的泡沫凝胶为刚性膜，流动性差，使得泡沫凝胶失去了泡沫运移、破灭、再生的特性等风险。现有技术只能解决注水开发矛盾中的单一问题，面对如今更复杂的油藏条件显得力不从心。
发明内容
本发明的目的是提供一种针对背景技术中存在的问题，采用自交联自适应凝胶为基础研制的泡沫凝胶体系，自交联自适应凝胶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。
由于泡沫体系的封堵性能与气液比有很大关系，本发明可根据油田使用场景和油藏特性，灵活调节气液比形成微泡/泡沫自交联自适应凝胶体系，采用一种体系满足多种使用环境，解决注水开发油田非均质矛盾由近及远的各项问题。
本发明提供的油田注水井大尺度多维度剖面调整方法，包括如下任一步骤：
S1、堵漏：向注水井中注入超高浓度凝胶段塞，然后继续注入顶替液，关井2～6天后恢复注水，通常作用半径0.5～10米；
用于近井地带裂缝型或空洞型大通道堵漏、套管渗漏堵漏及井壁窜槽堵漏等；
S2、近井调剖：向所述注水井中先后或交替注入高气液比泡沫凝胶段塞和高浓度凝胶段塞，并以所述高浓度凝胶段塞结束，然后继续注入所述顶替液，关井3～10天后恢复注水，通常作用半径20米左右或小于井距的1/7；
用于近井地带存在高渗通道注水井的剖面调整，最高渗透率低于100达西的油藏条件；
S3、深部调剖：向所述注水井中先后或交替注入所述高气液比泡沫凝胶段塞和低气液比泡沫凝胶段塞，然后注入所述高浓度凝胶段塞，继续注入所述顶替液，关井3～10天后恢复注水，通常作用半径50米左右或井距的1/7～1/3；
用于油藏深部存在高渗通道注水井的剖面调整，较高渗透率平均值低于50达西或级差小于40的油藏条件；
S4、调驱：向所述注水井中先后或交替注入所述高气液比泡沫凝胶段塞、所述低气液比泡沫凝胶段塞和所述高浓度凝胶段塞，然后注入低浓度凝胶段塞和所述高浓度凝胶段塞，继续注入所述顶替液，通常作用半径100米左右或井距的1/3～1/2；
用于油藏深部存在高渗通道注水井的剖面调整，较高渗透率平均值低于20达西或级差小于20的油藏条件。
上述的多维度剖面调整方法中，注入超高浓度凝胶时的注入压力不超过注水压力的50％；
注入高气液比泡沫凝胶时的注入压力不超过注水压力的20％，日注入量不超过日注水量的60％；
注入低气液比泡沫凝胶时的注入压力不超过注水压力的20％，日注入量不超过日注水量的60％；
注入高浓度凝胶时的注入压力不超过注水压力的20％，日注入量不超过日注水量的60％；
上述的多维度剖面调整方法中，所述超高浓度凝胶段塞、所述高浓度凝胶段塞和所述低浓度凝胶段塞采用的凝胶为自交联自适应凝胶，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％。
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：
式Ⅰ中，x、y、z表示聚合度，x：y：z＝1：0.2～0.4：1～10。
上述的多维度剖面调整方法中，所述超高浓度凝段塞采用的凝胶的质量浓度为1.2～2％；
所述高浓度凝胶段塞采用的凝胶的质量浓度为0.9～1.5％；
所述低浓度凝胶段塞采用的凝胶的质量浓度为0.4～0.9％。
上述的多维度剖面调整方法中，所述高气液比泡沫凝胶段塞和所述低气液比泡沫凝胶段塞采用的泡沫凝胶由所述自交联自适应凝胶、起泡剂和氮气在水中制成；
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0.4～1％；起泡剂0.3～0.8％。
所述高气液比泡沫凝胶段塞采用的泡沫凝胶的气液比为1～5：1～3；
所述低气液比泡沫凝胶段塞采用的泡沫凝胶的气液比为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。
所述起泡剂为阴离子起泡剂、两性起泡剂和非离子起泡剂中至少一种；
所述阴离子起泡剂包括硫酸盐型起泡剂、羧酸盐型起泡剂和磺酸盐型起泡剂；
所述硫酸盐型起泡剂具体可为十二烷基硫酸钠或脂肪醇醚硫酸钠；所述羧酸盐型起泡剂具体可为聚醚羧酸钠或N-酰基氨基羧酸钠；所述磺酸盐型起泡剂具体可为石油磺酸钠或烷基苯基磺酸钠；
所述两性起泡剂包括十六烷基二羟乙基氧化胺、十二烷基羟丙基磷酸酯甜菜碱、十二烷基甜菜碱、十八烷基羟丙基磺基甜菜碱、十八烷基磺酸甜菜碱和椰油酰胺甜菜碱；
所述非离子起泡剂包括烷基糖苷型起泡剂和氟碳型起泡剂；
所述烷基糖苷型起泡剂具体可为APG0810或APG0814，所述氟碳型起泡剂具体可为全氟磺酸钠或全氟羧酸钠。
本发明具有如下有益技术效果：
①相比传统化学交联凝胶，自交联自适应凝胶无需添加交联剂，无成胶过程，保证体系在地层运移中始终是凝胶状态；②调节泡沫凝胶的气液比以适用于不同尺度的油藏条件；③根据需要解决的开发矛盾，采用高/低气液比、高/低自交联自适应凝胶组合段塞注入的方式，具备不同油藏深度剖面调整能力，即多作用维度；④一套体系，组成简单，只需调整浓度和气液比既可达到不同程度的封堵效果，即多作用尺度。
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为本发明采用的高浓度自交联自适应凝胶(质量浓度1.6％)的状态图。
图3为串联的20m填砂管的图片。
图4为实施例3中各个出口取出的泡沫凝胶状态。
图5为实施例3入口端和20m处泡沫凝胶显微镜观察图。
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。
下述实施例采用的自交联自适应凝胶按照下述方法制备：
将一定量的丙烯酰胺、丙烯酸、二十二烷基聚氧乙烯醚甲基丙烯酸酯，NaOH调节pH值至6～7，引发温度30～60℃，反应时间为240min，得到式Ⅰ所示的自交联自适应凝胶(其中，x：y：z＝1：0.2～0.4：1～10)，分子量为300～1200万，水解度为27mol％。
实施例1、超高浓度自交联自适应凝胶状态
烧杯中加入模拟水搅拌，转速400r/min，放入45℃恒温水浴中，加入1.6wt％自交联自适应凝胶，搅拌40min即可，如图2所示。
实施例2、驱替装置评价体系封堵及剖面调整作用
单管填砂管实验模型：渗透率200D、渗透率90D，长度30cm；
双管并联填砂管实验模型：渗透率50D/2D组合、渗透率20D/1D组合，长度100cm；
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；
实验步骤：
a)配制地层水备用；
b)根据设计的渗透率条件，填制渗透率级差的填砂管模型，称取干重；
c)饱和地层水，称取湿重，计算孔隙度；
d)水驱，分别测量高低渗填砂管的水测渗透率；
e)注入一定体积的封堵体系，注入速度3m/d，记录填砂管两端压力变化及分流量变化；
f)将并联填砂管在65℃条件下恒温24h；
g)进行后续水驱，后续水驱速度3m/d，记录填砂管两端压力变化及分流量变化情况。
本发明室内封堵及剖面调整实验数据见表1。
表1体系封堵及剖面调整实验数据
实施例3、长填砂管中体系形态观察
(1)直径3.8cm、长200cm的填砂管(如图3所示)，采用特制填砂装置将直径0.5cm级别的碎石子填入填砂管内压实，填砂完成后，将10根填砂管的首位相连，串联成一根20m的长填砂管，填砂管上分布有测压点/取样点。
(2)将自交联自适应凝胶溶液与氮气并联，控制气液比1:1，同时注入，监测各级测压点压力，每隔固定时间记录各级压力梯度变化情况；
(3)分别从距离入口0、0.66、1.32、10、20m的位置的取样点取样，观察取出泡沫凝胶的泡沫形态，并置于显微镜下，观察泡沫分布情况，测量泡沫尺寸，各个出口取出的泡沫凝胶状态和入口端和20m处泡沫凝胶显微镜观察图如图4和图5所示。
体系：0.6wt％自交联自适应凝胶+0.4wt％脂肪醇醚硫酸钠。
从图4可以看到，20m填砂管各处取样泡沫均很丰富，没有出现发泡性能的衰减现象，证明经过长距离的运移，泡沫凝胶性能依旧稳定，具有较好的深部运移能力。
从图5可以看出，入口处泡沫凝胶中，气泡分布较为均匀，主要气泡直径在90～150μm，其中零星夹杂着大气泡，最大直径为430μm，注入20m处的泡沫凝胶中，气泡均匀且致密，几乎未发现大气泡，气泡尺寸较为接近，均在80～100μm左右，比入口处泡沫更加细腻，说明经过长距离的多孔介质传导，大泡沫逐渐消失，泡沫变得均匀且致密，未出现气液分离和气串现象。
Claims (2)
1.一种油田注水井大尺度多维度剖面调整方法，包括如下任一步骤：
S1、堵漏：向注水井中注入超高浓度凝胶段塞，然后继续注入顶替液，关井2~6天后恢复注水，作用半径为0.5~10米；
S2、近井调剖：向所述注水井中先后或交替注入高气液比泡沫凝胶段塞和高浓度凝胶段塞，并以所述高浓度凝胶段塞结束，然后继续注入所述顶替液，关井3~10天后恢复注水，作用半径20米左右或小于井距的1/7；
用于近井地带存在高渗通道注水井的剖面调整，最高渗透率低于100达西的油藏条件；
S3、深部调剖：向所述注水井中先后或交替注入所述高气液比泡沫凝胶段塞和低气液比泡沫凝胶段塞，然后注入所述高浓度凝胶段塞，继续注入所述顶替液，关井3~10天后恢复注水，作用半径50米左右或井距的1/7~1/3；
用于油藏深部存在高渗通道注水井的剖面调整，较高渗透率平均值低于50达西或级差小于40的油藏条件；
S4、调驱：向所述注水井中先后或交替注入所述高气液比泡沫凝胶段塞、所述低气液比泡沫凝胶段塞和所述高浓度凝胶段塞，然后注入低浓度凝胶段塞和所述高浓度凝胶段塞，继续注入所述顶替液，作用半径100米左右或井距的1/3~1/2；
用于油藏深部存在高渗通道注水井的剖面调整，较高渗透率平均值低于20达西或级差小于20的油藏条件；
注入超高浓度凝胶时的注入压力不超过注水压力的50%；
注入高气液比泡沫凝胶时的注入压力不超过注水压力的20%，日注入量不超过日注水量的60%；
注入低气液比泡沫凝胶时的注入压力不超过注水压力的20%，日注入量不超过日注水量的60%；
注入高浓度凝胶时的注入压力不超过注水压力的20%，日注入量不超过日注水量的60%；
所述超高浓度凝胶段塞、所述高浓度凝胶段塞和所述低浓度凝胶段塞采用的凝胶为自交联自适应凝胶，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%；
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；
所述超高浓度凝胶段塞采用的凝胶的质量浓度为1.2~2%；
所述高浓度凝胶段塞采用的凝胶的质量浓度为0.9~1.5%；
所述低浓度凝胶段塞采用的凝胶的质量浓度为0.4~0.9%；
所述高气液比泡沫凝胶段塞和所述低气液比泡沫凝胶段塞采用的泡沫凝胶由所述自交联自适应凝胶、起泡剂和氮气在水中制成；
所述高气液比泡沫凝胶段塞采用的泡沫凝胶的气液比为1~5：1~3；
所述低气液比泡沫凝胶段塞采用的泡沫凝胶的气液比为1：3~20；
所述气液比指的是根据气体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 0.4~1%；起泡剂 0.3~0.8%。
2.根据权利要求1所述的多维度剖面调整方法，其特征在于：所述起泡剂为阴离子起泡剂、两性起泡剂和非离子起泡剂中至少一种；
所述阴离子起泡剂包括硫酸盐型起泡剂、羧酸盐型起泡剂、磺酸盐型和双子型起泡剂；
所述两性起泡剂包括十六烷基二羟乙基氧化胺、十二烷基羟丙基磷酸酯甜菜碱、十二烷基甜菜碱、十八烷基羟丙基磺基甜菜碱、十八烷基磺酸甜菜碱和椰油酰胺甜菜碱；
所述非离子起泡剂包括烷基糖苷型起泡剂和氟碳型起泡剂。
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