一种封堵聚驱后优势渗流通道的方法技术

本发明专利技术涉及油田化学领域，属于针对油田的一种封堵聚驱后优势渗流通道的方法。本发明专利技术有效解决了现有封堵方法封堵优势渗流通道的同时对中低渗透层的伤害，而且解决了聚驱后难以深部定点封堵的问题。首先制备低初粘可控凝胶调堵剂，将制备好的调堵剂分为四个段塞注入地层，利用低初粘可控凝胶调堵剂本身的自然选择功能以达到调堵剂选择性地进入要求封堵的高渗透层段，使调堵剂不进入或少进入不需要封堵的中低渗透地层，实现定位定点调堵。本发明专利技术具有只封堵优势渗流通道，减少调剖段塞数，简化了调剖施工流程等优点。

A method for plugging the dominant seepage channel after polymer flooding

The invention relates to the field of oilfield chemistry, and belongs to a method for sealing the dominant seepage channel after polymer flooding in an oilfield. The invention effectively solves the damage of the existing plugging method to the medium-low permeability layer while plugging the dominant seepage channel, and solves the problem of difficult deep fixed-point plugging after polymer flooding. First, the low initial viscosity controllable gel plugging agent is prepared, and the prepared plugging agent is divided into four slugs into the formation. The natural selection function of the low initial viscosity controllable gel plugging agent itself is adopted to achieve the selective entry of the plugging agent into the high permeability section required for plugging, so that the plugging agent does not enter or enter the medium low permeability without plugging. Stratigraphic location to achieve fixed point plugging. The invention has the advantages of blocking only the dominant seepage channel, reducing the number of profile control slugs, simplifying the profile control construction process, etc.

【技术实现步骤摘要】
一种封堵聚驱后优势渗流通道的方法
本专利技术涉及油田化学领域，属于针对油田的一种封堵聚驱后优势渗流通道的方法。
技术介绍
目前常用的封堵方法是靠选择性注入工艺，在一定的注入压力条件下，向地层中注入常规凝胶调堵剂或者颗粒类调堵剂，对优势渗流通道进行封堵。该方法无法对聚驱后优势渗流通道进行封堵、调堵剂进入高渗透层的同时也污染中低渗透层；同时该方法无法实现油层深部的定点调堵，而且在油田现场进行封堵时，所采用的调剖段塞数较多，需要频繁调整段塞组合以达到封堵效果，操作复杂。
技术实现思路
本专利技术的目的是提供可以只封堵优势渗流通道、不伤害中低渗透层，而且可实现聚驱后深部定点封堵的一种封堵聚驱后优势渗流通道的方法。一种封堵聚驱后优势渗流通道的方法，其特征在于：所述的方法包括以下步骤：a、筛选调剖井：分析油田区块的开发简况和油层动用情况，优选聚驱后注入能力高、动用状况不均衡、注入压力低、井下管柱状况良好，无套损、近3年内周围无新钻井的注入井；b、制备低初粘可控凝胶调堵剂，该调堵剂按重量百分比由下列成分组成：0.05%的聚丙烯酰胺、0.2%的Cr3+交联剂、0.01%的水杨酸、0.05%的氯化镁、0.05%的尿素和0.02%的亚硫酸钠；c、调整剖面半径为50~70m，计算低初粘可控凝胶调堵剂体系的单井注入量V=H×π×R2×Ф；其中：V—低初粘可控凝胶调堵剂注入量，m3H—砂岩厚度，mR—调剖半径，mФ—单井层段的孔隙度，％d、注入井进行调前示踪剂测试；e、对调剖井进行第一段塞注入，采用浓度为1000-1500mg/L的低初粘可控凝胶调堵剂，调剖剂量占单井注入量的22-25%，整个注入过程压力升高幅度控制在0.5-1MPa，施工周期为20-30天，低初粘可控凝胶调堵剂可进入油层深部对高渗层封堵;f、对调剖井进行第二段塞注入，采用浓度为500-1000mg/L的低初粘可控凝胶，调剖剂量占单井注入量的47-50%，整个注入过程压力升高幅度控制在0.5-1MPa，施工周期为50-60天，进入地层深部进行调整剖面;g、对调剖井进行第三段塞注入，采用浓度为1000-1500mg/L的低初粘可控凝胶封堵近井地带的大孔道、高渗透层，调剖剂量占单井注入量的22-25%，整个注入过程压力升高幅度控制在0.5-1MPa，施工周期为30-40天；h、调剖井关井候凝15天后，对调剖井进行封口段塞注入，采用浓度为3500-4000mg/L的低初粘可控凝胶，调剖剂量占单井注入量的3-5%，施工周期为10天；j、关井候凝5天后转正常注水。本专利技术与现有方法相比有如下优点：1）、本专利技术只封堵优势渗流通道，注入调堵剂只进入高渗透层，不进入、伤害中低渗透层；2）、本专利技术可实现聚驱后深部定点封堵；3）、本专利技术注入单一调堵剂体系，减少了调剖段塞数，简化了调剖施工流程。具体实施方式：下面结合实施例对本专利技术作进一步详细描述：实施例1a、筛选调剖井1；b、制备低初粘可控凝胶调堵剂，该调堵剂按重量百分比由下列成分组成：0.05%的聚丙烯酰胺、0.2%的Cr3+交联剂、0.01%的水杨酸、0.05%的氯化镁、0.05%的尿素和0.02%的亚硫酸钠；c、调整剖面半径R为55m，砂岩厚度H为3.6m,单井层段的孔隙度Ф为27％,计算低初粘可控凝胶调堵剂体系的单井注入量V=H×π×R2×Ф=3.6×3.14×552×0.27=9232m3；d、注入井进行调前示踪剂测试；e、对调剖井进行第一段塞注入，采用浓度为1000mg/L的低初粘可控凝胶调堵剂，调剖剂量占单井注入量的22%，为2031m3，整个注入过程压力升高幅度为0.6MPa，施工周期为20天，低初粘可控凝胶调堵剂可进入油层深部对高渗层封堵;f、对调剖井进行第二段塞注入，采用浓度为500mg/L的低初粘可控凝胶，调剖剂量占单井注入量的48%，为4431m3，整个注入过程压力升高幅度为0.5MPa，施工周期为50天，进入地层深部进行调整剖面;g、对调剖井进行第三段塞注入，采用浓度为1000mg/L的低初粘可控凝胶封堵近井地带的大孔道、高渗透层，调剖剂量占单井注入量的25%，为2308m3，整个注入过程压力升高幅度为0.7MPa，施工周期为30天；h、调剖井关井候凝15天后，对调剖井进行封口段塞注入，采用浓度为3500mg/L的低初粘可控凝胶，调剖剂量占单井注入量的5%，为462m3，施工周期为10天；j、关井候凝5天后转正常注水。现场试验注入压力由9.6MPa平稳上升至11.6MPa，升高了2MPa；高渗层吸液比例由70.1%降到32.1%，现场试验效果较好。实施例2a、筛选调剖井2；b、制备低初粘可控凝胶调堵剂，该调堵剂按重量百分比由下列成分组成：0.05%的聚丙烯酰胺、0.2%的Cr3+交联剂、0.01%的水杨酸、0.05%的氯化镁、0.05%的尿素和0.02%的亚硫酸钠；c、调整剖面半径R为55m，砂岩厚度H为2.8m,单井层段的孔隙度Ф为27％,计算低初粘可控凝胶调堵剂体系的单井注入量V=H×π×R2×Ф=2.8×3.14×552×0.27=7180m3；d、注入井进行调前示踪剂测试；e、对调剖井进行第一段塞注入，采用浓度为1500mg/L的低初粘可控凝胶调堵剂，调剖剂量占单井注入量的25%，为1795m3，整个注入过程压力升高幅度为0.5MPa，施工周期为24天，低初粘可控凝胶调堵剂可进入油层深部对高渗层封堵;f、对调剖井进行第二段塞注入，采用浓度为1000mg/L的低初粘可控凝胶，调剖剂量占单井注入量的50%，为3590m3，整个注入过程压力升高幅度为0.6MPa，施工周期为55天，进入地层深部进行调整剖面;g、对调剖井进行第三段塞注入，采用浓度为1500mg/L的低初粘可控凝胶封堵近井地带的大孔道、高渗透层，调剖剂量占单井注入量的22%，为1579m3，整个注入过程压力升高幅度为0.7MPa，施工周期为33天；h、调剖井关井候凝15天后，对调剖井进行封口段塞注入，采用浓度为4000mg/L的低初粘可控凝胶，调剖剂量占单井注入量的5%，为216m3，施工周期为10天；j、关井候凝5天后转正常注水。现场试验注入压力由7.2MPa上升至9.8MPa，升高了2.6MPa；高渗层吸液比例由69.5%降到30.7%，现场试验效果较好。实施例3a、筛选调剖井3；b、制备低初粘可控凝胶调堵剂，该调堵剂按重量百分比由下列成分组成：0.05%的聚丙烯酰胺、0.2%的Cr3+交联剂、0.01%的水杨酸、0.05%的氯化镁、0.05%的尿素和0.02%的亚硫酸钠；c、调整剖面半径R为60m，砂岩厚度H为2.6m,单井层段的孔隙度Ф为27％,计算低初粘可控凝胶调堵剂体系的单井注入量V=H×π×R2×Ф=2.6×3.14×602×0.27=7935m3；d、注入井进行调前示踪剂测试；e、对调剖井进行第一段塞注入，采用浓度为1300mg/L的低初粘可控凝胶调堵剂，调剖剂量占单井注入量的23%，为1825m3，整个注入过程压力升高幅度为0.7MPa，施工周期为28天，低初粘可控凝胶调堵剂可进入油层深部对高渗层封堵;f、对调剖井进行第二段塞注入，采用浓度为800mg/L的低初粘可控凝胶，调剖剂量占单井注入量的49%，为3888m3，整个本文档来自技高网...

【技术保护点】
1.一种封堵聚驱后优势渗流通道的方法，其特征在于：所述的方法包括以下步骤：筛选调剖井：分析油田区块的开发简况和油层动用情况，优选聚驱后注入能力高、动用状况不均衡、注入压力低、井下管柱状况良好，无套损、近3年内周围无新钻井的注入井；制备低初粘可控凝胶调堵剂，该调堵剂按重量百分比由下列成分组成：0.05%的聚丙烯酰胺、0.2%的Cr3+交联剂、0.01%的水杨酸、0.05%的氯化镁、0.05%的尿素和0.02%的亚硫酸钠；c、调整剖面半径为50~70m，计算低初粘可控凝胶调堵剂体系的单井注入量V=H×π×R2×Ф ；其中：V—低初粘可控凝胶调堵剂注入量，m3     H—砂岩厚度，m     R—调剖半径，m     Ф—单井层段的孔隙度，％d、注入井进行调前示踪剂测试；e、对调剖井进行第一段塞注入，采用浓度为1000‑1500mg/L的低初粘可控凝胶调堵剂，调剖剂量占单井注入量的22‑25%，整个注入过程压力升高幅度控制在0.5‑1MPa，施工周期为20‑30天，低初粘可控凝胶调堵剂可进入油层深部对高渗层封堵;f、对调剖井进行第二段塞注入，采用浓度为500‑1000mg/L的低初粘可控凝胶，调剖剂量占单井注入量的47‑50%，整个注入过程压力升高幅度控制在0.5‑1MPa，施工周期为50‑60天 ，进入地层深部进行调整剖面;g、对调剖井进行第三段塞注入，采用浓度为1000‑1500mg/L的低初粘可控凝胶封堵近井地带的大孔道、高渗透层，调剖剂量占单井注入量的22‑25%，整个注入过程压力升高幅度控制在0.5‑1MPa，施工周期为30‑40天；h、调剖井关井候凝15天后，对调剖井进行封口段塞注入，采用浓度为3500‑4000mg/L的低初粘可控凝胶，调剖剂量占单井注入量的3‑5%，施工周期为10天；j、关井候凝5天后转正常注水。...

【技术特征摘要】
1.一种封堵聚驱后优势渗流通道的方法，其特征在于：所述的方法包括以下步骤：筛选调剖井：分析油田区块的开发简况和油层动用情况，优选聚驱后注入能力高、动用状况不均衡、注入压力低、井下管柱状况良好，无套损、近3年内周围无新钻井的注入井；制备低初粘可控凝胶调堵剂，该调堵剂按重量百分比由下列成分组成：0.05%的聚丙烯酰胺、0.2%的Cr3+交联剂、0.01%的水杨酸、0.05%的氯化镁、0.05%的尿素和0.02%的亚硫酸钠；c、调整剖面半径为50~70m，计算低初粘可控凝胶调堵剂体系的单井注入量V=H×π×R2×Ф；其中：V—低初粘可控凝胶调堵剂注入量，m3H—砂岩厚度，mR—调剖半径，mФ—单井层段的孔隙度，％d、注入井进行调前示踪剂测试；e、对调剖井进行第一段塞注入，采用浓度为1000-1500mg/L的低初粘可控凝胶调堵剂，调剖剂量占单井注入量的2...

【专利技术属性】
技术研发人员：程杰成，周万富，周泉，吕杭，韩培慧，王鑫，刘向斌，曹瑞波，孙刚，王庆国，高淑玲，王力，李萍，
申请(专利权)人：中国石油天然气股份有限公司，大庆油田有限责任公司，
类型：发明
国别省市：北京,11