一種耐高溫高鹽的凝膠堵水方法
2024-03-26 21:56:05 6
專利名稱：一種耐高溫高鹽的凝膠堵水方法
技術領域：
本發明屬於油田開發的提高石油採收率技術，具體地說，是一種耐高溫高鹽的凝膠堵水方法。
背景技術：
針對高溫堵劑的室內研究工作已有報導[1~3]，加拿大的Navratil等人用黑荊樹栲膠和磺化栲膠與甲醛以及苯酚等混合製得了可以應用在高溫地層封堵的凝膠[1，2]。劉成傑等人利用橡惋栲膠製得了可以用於高溫的堵劑[3]。但成功的堵水調剖現場試驗未見報導。現有的化學堵水技術用於＞90℃的油藏時將出現化學劑的熱穩定性，在籠統注入時不具備選擇性封堵能力和凝膠強度不能達到長期高壓衝刷所需的強度而出現封堵不住等問題。其原因可能有油井水層壓力高於油層壓力，直接注入時堵劑易進入油層，造成堵油不堵水；聚合物類堵劑在溫度高於120℃後不能形成穩定的凝膠；顆粒類堵劑易反排；水泥類堵劑難以大劑量注入，在油砂中固化後，因油砂表面油膜的存在水泥與油砂間仍存在縫隙，不能形成穩定封堵。
高溫高鹽油藏的油井堵水將遇到如下問題，①堵劑在高溫高鹽環境下必需長期穩定；②油井堵水時出水層壓力大於產油層壓力，造成注入的堵劑大部分進入油層，造成堵油不堵水或者封堵無效現象；③即使在油井水層形成封堵，封堵層一般為強度較低的材料，無法抵抗高壓地層水的長期衝刷，使封堵材料被破壞，而反吐出來。
發明內容
本發明的目的在於提供一種耐高溫高鹽的凝膠堵水方法，所要解決的技術問題為①堵劑選擇性進入水層；②堵劑主劑能耐高溫和耐高礦化度、並具有長期熱穩定性；③形成的封堵層具有耐高壓地層水長期衝刷所需的強度。從而達到降低高溫高鹽油藏採油後期油井的含水率，增加產油量，降低生產成本的目的。
(注以下的濃度均為重量百分比。)本發明採用三段塞注入堵水方法，其中第一段塞為根據油藏溫度選擇的暫堵劑，佔注入總量的10～20％。暫堵劑注入後短時間關井候凝，使暫堵劑成膠先暫堵油層，讓後續注入的第二段塞(大劑量低粘度堵劑主劑溶膠)選擇性進入水層。該段塞的特點為低粘度，易注入、在地層溫度下可形成高粘彈性的凝膠，適用的溫度範圍為90～280℃，佔注入總量的70～80％。能形成具有耐高溫、熱穩定性好的GKJ凝膠，從而獲得穩定的封堵屏障。其後的第三段塞為水泥，作為封口劑，提高封堵主段塞的強度，佔注入總量的10～20％。
1暫堵劑性能暫堵劑的選擇應遵循如下原則①溶膠即具有較高粘度又不影響注入。根據流體粘度越大，越易進入流動阻力小的滲流通道的原理，暫堵劑將主要進入流出壓力低的產油層；而且進入產油層之前不成膠。②進入產油層後儘快成膠；③形成的凝膠具有一定強度，可阻止後續注入的堵劑主段塞進入產油層。④破膠後變為與水的粘度相近的流體，易隨油/水相排出。
暫堵劑的主要成份可以是聚丙烯醯胺(簡稱PAM)、丙烯醯胺共聚物等，其分子量範圍1200萬～1800萬，水解度範圍0～15％。聚合物的濃度範圍0.3～1.0％。交聯劑可為重鉻酸鈉(0.05～0.2％)-無水亞硫酸鈉(0.15～0.5％)體系或酚醛體系(0.1～0.3％苯酚和0.1～0.3％醛類)。例如以0.6％聚丙烯醯胺為主劑，加入重鉻酸鈉(0.1％)-無水亞硫酸鈉(0.3％)體系，在30℃、剪切速率5～95s-1下，其溶膠的表觀粘度為850~590mPa·s。由室內測定的暫堵劑成膠時間與溫度的關係(圖1)可知在100℃～126℃下，成膠時間約為30min～10min；如果溫度低於60℃，成膠時間＞10h。在油田現場有兩種因素將延緩成膠。其一是施工時注入清水洗井試壓至50MPa，清水將使井筒和近井區域降溫。其二是流動會導致溶膠延遲成膠(室內實驗已證明)。為了儘量滿足上述使用原則，在配液時將暫堵劑配成不會成膠的A液和B液，然後在井口混合注入。在暫堵劑段塞後接注頂替液，使之全部進入地層並關井候凝約1h。在地層溫度作用下暫堵劑可形成G』接近10Pa的水基凝膠(圖2)堵塞屏障。後續注入的堵劑進入油層的阻力大大地增加，達到選擇性進入水層的目的。根據暫堵劑破膠時間與溫度的關係(圖1)，暫堵劑約在13～15h後破膠水化。在室內實驗中，暫堵劑凝膠破膠水化的產物主要為粘度與水相近的水溶液，其中的聚合物幾乎完全降解，將在重新開井後流出。
2堵劑性能堵水主段塞以改性栲膠(簡稱GKJ)為主劑的交聯體系。其中改性栲膠濃度3～12％；交聯劑可為醛類(例如甲醛、六次甲基四胺(HMTA)等)，濃度範圍0.5～4％；以及酚類(例如苯酚、間苯二酚和對苯二酚等)，濃度範圍0.2～1％。助劑可為鹼或鹽類(例如氫氧化鈉、氫氧化鉀和原矽酸鈉等)，濃度範圍0.3～1.2％；改性栲膠是落葉松栲膠(主要成分是單寧和非單寧)的磺化產物，磺化過程主要在單寧分子中引入磺酸基，從而提高產物的水溶性和耐鹽性。GKJ的交聯能力取決於所含的單寧分子。單寧主要由多聚原花青定構成，分子內黃烷醇單元的A環C-6或C-8位的親核中心，在鹼的催化下可與甲醛發生反應，形成亞甲基橋連鍵。黃烷醇單元B環(鄰苯二酚型)不及A環活潑，只有在高pH的催化下才參加交聯反應[6]。
以10％改性栲膠，3％六次甲基四胺和1％氫氧化鈉為堵劑主劑的溶膠在30℃下的表觀粘度約為4.7～5.4mPa·s，易於注入。根據成膠時間與溫度關係(圖1)，在126℃下約2～3h可成膠。在油井中受流動和溶膠升溫的影響，實際成膠時間應大於5h。改性栲膠交聯體系的成膠時間可由加入助劑(例如氫氧化鈉、氫氧化鉀和原矽酸鈉等)進行調節[3]，用於堵水的交聯體系進入地層後應能儘快成膠，以免被過分衝稀。成膠後堵劑凝膠的彈性模量G』可達10000Pa以上(圖2)，形成粘彈性堵塞屏障。該屏障在壓強的作用下可略形變，在地層中有類似於軟木塞的作用，可有效封堵水流通道。
堵劑主劑凝膠在125℃下老化，彈性模量隨時間的變化曲線(圖3)說明改性栲膠凝膠的熱穩定性高，老化100d後，凝膠的彈性模量和外觀形狀基本不變。
3封口劑性能封口段塞是以水泥為主劑的體系，其中水泥含量為15～25％，搬土含量2.5～4.7％，緩凝劑0～0.3％。緩凝劑可用鹽類(例如硼酸鈉和矽酸鈉等)。適用的溫度範圍為20～300℃。
以20％水泥構成的封口劑水泥漿的其初始表觀粘度約為20mPa·s。在100～130℃下，稠化時間為12～20h，固化後水泥的彈性模量G』高達1000000Pa(圖2)，形成高強度的封口層，保證封堵層不會被高壓流體反推出來。
本發明採用三段塞注入堵水新技術，可大幅度提高高溫高鹽油藏油井堵水的成功率。
圖1為注入劑成膠和破膠時間與溫度的關係圖；圖2為注入劑成膠後彈性模量與振蕩頻率的關係圖；圖3為老化時間對堵劑主劑強度的影響圖；圖4為10％GKJ堵劑的巖心封堵試驗(125℃)圖；
圖5為封堵處理前後SH104井的生產曲線圖。
具體實施例方式
(注以下的濃度均為重量百分比。)實施例1室內巖心封堵試驗在125℃下，採用改性栲膠堵劑主劑對膠結石英砂無裂縫圓柱巖心和膠結石英砂裂縫方形巖心進行了封堵試驗，結果見表1和圖4。
無裂縫巖心的水相滲透率(Kw)為1870.95×10-3μm2，堵劑配方為10％GKJ+3％HMTA+1％NaOH。溶膠注入平衡壓力為0.011MPa，阻力係數(Fr)為25。在125℃下恆溫5d，用地層水以0.879m/d的達西速度驅替巖心，測得突破壓力為0.44MPa/cm，殘餘阻力係數(Frr1)為24000，巖心幾乎被完全封堵，滲透率降至0.08×10-3μm2。繼續恆溫老化，28d後殘餘阻力係數(Frr2)為20000，說明堵劑的熱穩定性高，封堵層未被破壞。
裂縫巖心的基質滲透率為70×10-3μm2，中間為0.3cm厚粗砂夾層，用地層水飽和裂縫巖心後測定的平均水相滲透率為9230×10-3μm2。堵劑配方為10％GKJ+3％HMTA+1％NaOH+1％苯酚+0.5％原矽酸鈉，加入苯酚和原矽酸鈉的目的是提高凝膠強度和調節成膠時間，以便更好地封堵裂縫。溶膠注入平衡壓力為0.0047MPa，阻力係數(Fr)為16.2。在125℃下恆溫5d後測得突破壓力為0.048MPa/cm，殘餘阻力係數(Frr)為7200，裂縫被有效封堵，平均滲透率降至0.38×10-3μm2，大幅度地降低了裂縫巖心的滲流能力。
表1 在125℃下，GKJ凝膠對膠結石英砂巖心的封堵試驗結果Table1 The plugging test results of consolidating quartz sandstone cores with GKJ gel in 125℃
實施例2石西油田石炭系深井底水封堵現場試驗2001年10月27日進行了石西油田石炭系深井底水封堵的現場施工。SH1104井的基本數據見表2，由於已穩產了近3年時間，地下可動油量可能不多。針對該井水淹嚴重、出水壓力大可能造成堵劑主劑不易進入水層的問題，採用暫堵劑-改性栲膠堵劑主段塞-水泥封口段塞的特殊封堵方式。其中，暫堵劑配方為0.6％聚丙烯醯胺+0.1％重鉻酸鈉+0.3％無水亞硫酸鈉；改性栲膠堵劑配方為10％GKJ+3％HMTA+1％NaOH；封口段塞為20％水泥+4％搬土+0.15％硼酸鈉。期望能封堵水流通道，延長油井的經濟開採期。
表2 SH1104井基本數據Table2 The basic data in well SH1104
在施工中首先進行套管放壓，見液後停止。然後連接好管線，試壓50MPa，不刺不漏為合格。注入過程包括①暫堵劑20m3；②隔離液(清水)15m3；③關井候凝1小時；④改性栲膠堵劑100m3；⑤水泥封口劑13m3；⑥頂替液(清水)20m3(油管注入15m3，套管注入5m3)。注入速度為0.3～0.6m3/min，並保持擠注壓力＜52MPa，關井候凝5天後再開井。圖5是SH1104井封堵處理前後的生產動態監測結果。在封堵處理後的3個多月中，該井日平均產液降至92t、日平均產油增至13.4t和日平均含水率降至85％。與堵水前相比，日增產原油4～8t，含水率下降6％～10％，但從生產動態曲線看，變化最明顯的是日產液量。在油壓維持基本不變(19±1MPa)，其降低幅度逐漸增大，從封堵前的105t降至封堵3個月後的81t。並至今仍呈下降趨勢，其原因可能是重新開井時將原Φ3.5mm油嘴換成了Φ4.0mm油嘴進行生產，致使初期產液量較大，後來又換回為Φ3.5mm油嘴，使產液量出現逐漸下降的現象。
此次先導性試驗的化學劑和配製費用共約12萬元。以2001年5～7月份的含水90％，日產液105t，日產油9t為計算基礎，封堵有效期約為204d。累計減少產液量3500t，累計原油增量660.4t。不計產液量降低的效益，化學劑投入/淨增原油產出＝1/5.5。
由於SH1104井已穩產原油(60t/d)多年，地下可動油量有限，水淹時間又長。堵劑主劑注入量僅100m3，根據堵劑用量(Q)及理論封堵半徑(R)關係式Q＝πR2hΦ(其中h為處理層厚度16m、Φ為平均孔隙度0.1322)，計算R僅為4.12m。此值對於高溫底水水錐的SH1104井可能過小，以致於不能完全封堵住水通道。如果施工時適當加大化學劑注入量，可能取得更好的效果。即使如此，三段塞技術對深井高溫高壓底水的封堵首次取得了突破性進展。
權利要求
1.一種耐高溫高鹽的凝膠堵水方法，其特徵在於採用三段塞注入堵水方法，具體步驟為①第一段塞加入暫堵劑，佔注入總量的10～20％；暫堵劑注入0.5～1.5小時後關井候凝，致使暫堵劑成膠先暫堵油層；②後續注入的第二段塞，即大劑量低粘度堵劑主劑溶膠進入水層，該段塞的特點為低粘度，易注入、在地層溫度下可形成高粘彈性的凝膠，適用的溫度範圍為90～280℃，佔注入總量的70～80％；③其後的第三段塞為水泥，作為封口劑，提高封堵主段塞的強度，佔注入總量的10～20％。
2.根據權利要求1所述的一種耐高溫高鹽的凝膠堵水方法，其特徵在於堵水主段塞是以改性栲膠GKJ為主劑的交聯體系，其中改性栲膠濃度3～12％；交聯劑為醛類濃度範圍0.5～4％；或者是酚類，濃度範圍0.2～1％，助劑為鹼或鹽類，濃度範圍0.3～1.2％；改性栲膠是落葉松栲膠的磺化產物，磺化過程在單寧分子中引入磺酸基。
3.根據權利要求1所述的一種耐高溫高鹽的凝膠堵水方法，其特徵在於暫堵劑是聚丙烯醯胺PAM、丙烯醯胺共聚物，其分子量範圍1200萬～1800萬，水解度範圍0～15％，聚合物的濃度範圍0.3～1.0％；交聯劑為重鉻酸鈉(0.05～0.2％)-無水亞硫酸鈉(0.15～0.5％)體系或酚醛體系(0.1～0.3％苯酚和0.1～0.3％醛類)。
4.根據權利要求1所述的一種耐高溫高鹽的凝膠堵水方法，其特徵在於封口段塞是以水泥為主劑的體系，其中水泥含量為15～25％，搬土含量2.5～4.7％，緩凝劑0～0.3％。緩凝劑用鹽類，其適用的溫度範圍為20～300℃。
5.根據權利要求2所述的一種耐高溫高鹽的凝膠堵水方法，其特徵在於交聯劑的醛類是甲醛、六次甲基四胺(HMTA)，；酚類是苯酚、間苯二酚或對苯二酚。
6.根據權利要求2所述的一種耐高溫高鹽的凝膠堵水方法，其特徵在於助劑是氫氧化鈉、氫氧化鉀或原矽酸鈉。
7.根據權利要求2所述的一種耐高溫高鹽的凝膠堵水方法，其特徵在於改性栲膠是落葉松栲膠，成分是單寧和非單寧的磺化產物。
8.根據權利要求4所述的一種耐高溫高鹽的凝膠堵水方法，其特徵在於所述緩凝劑的鹽類是硼酸鈉或矽酸鈉。
全文摘要
一種用於油田開發的提高石油採收率的一種耐高溫高鹽的凝膠堵水方法，採用三段塞注入堵水方法，第一段塞加入暫堵劑，佔注入總量的10～20％；暫堵劑注入0.5～1.5小時後關井候凝，致使暫堵劑成膠先暫堵油層；後續注入的第二段塞，該段塞的特點為低粘度，易注入、在地層溫度下可形成高粘彈性的凝膠，適用的溫度範圍為90～280℃，佔注入總量的70～80％；的第三段塞為水泥，作為封口劑，提高封堵主段塞的強度，佔注入總量的10～20％，可大幅度提高高溫高鹽油藏油井堵水的成功率。
文檔編號E21B33/13GK1888374SQ200510080029
公開日2007年1月3日 申請日期2005年6月28日 優先權日2005年6月28日
發明者朱懷江, 劉玉章, 熊春明 申請人:中國石油天然氣股份有限公司