一种用于高温高盐底水油藏的二元复合控水工艺制造技术

本发明专利技术涉及油藏开发中的调剖堵水工艺，具体涉及一种用于高温高盐底水油藏的二元复合控水工艺。该工艺包括：依次向地层注入前置保护液体系、弱堵体系、过渡体系、强堵体系和顶替体系；所述弱堵体系按注入的先后顺序包括第一氮气段塞、起泡液体系1段塞和第二氮气段塞；所述过渡体系为起泡液体系2段塞；所述强堵体系为耐高温凝胶段塞；所述顶替体系按注入的先后顺序包括聚合物溶液段塞和清水段塞。该工艺解决了单纯化学堵水技术应用于高温高盐底水油藏时经济适应性和技术适应性差的问题。藏时经济适应性和技术适应性差的问题。

【技术实现步骤摘要】
一种用于高温高盐底水油藏的二元复合控水工艺


[0001]本专利技术涉及油藏开发调整中的调剖堵水工艺设计领域，具体涉及一种用于高温高盐底水油藏的二元复合控水工艺。

技术介绍

[0002]高温高盐底水油藏是指温度为75～130℃、盐含量高的底水油藏，是我国西部油田重要的储量来源。随着底水油藏的开发，采油井高含水问题日益严重，几乎一半的采油井含水已大于80％，严重影响到了油藏的正常开发。以塔河油田碎屑岩油藏为例，探明地质储量为6.788
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104吨，而采收率仅30.16％。因此，迫切需要开展调剖/堵水等措施以提高油田开发效益。
[0003]目前，底水油藏控水方法主要有：改变油井工作制度、排水控水法、电磁加热法、注气控水法、化学控水法。在开发实践中，化学堵水逐渐成为底水油藏主导堵水工艺。高温高盐底水油藏的地层条件对控水方法提出了新的挑战：耐高温高盐的化学体系成本较高，目前低油价形势限制了化学体系用量，使得化学堵水的经济适应性变差。同时，底水存在不同侵入模式，单个化学体系存在油水同堵的问题，降低了堵水效果和高成本化学体系的利用率，因此单个化学体系的化学堵水存在技术不足。
[0004]专利号为ZL201410718031.0，专利技术名称为底水油藏水平井变参数射孔控水完井方法及装置的专利在水平井控水完井领域，确定使各控水单元同时达到目标极限含水率的各控水单元产液量，明确使射孔密度取整误差达到最小的各控水单元的射孔枪弹组合，从而确定各射孔单元的射孔密度，进行底水油藏水平井变参数射孔控水完井操作。该专利技术通过底水油藏水平井变参数射孔控水完井技术装置实现了底水油藏水平井控水，存在施工难度大等问题。申请号为201310397664.1，专利技术名称为一种油井控水用复合堵剂及其制备方法的专利申请公开了一种能用于注水开发老油田的重复压裂、解堵酸化措施的控水暂堵剂，该暂堵剂从含水(20
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40％)油井注入，封堵中高含水油井优势水驱通道，实现中高含水油井措施控水的目的；但只使用了单个化学体系，导致该封堵方法存在封堵时间较短，控水能力较为单一，且不适于高温油藏的问题。
[0005]综上所述，以变参数射孔控水完井方法为代表的机械堵水方法存在施工难度大的问题，而常规单一的化学堵水方法仅考虑了单一化学剂堵水的情况，存在封堵时间较短，控水能力较为单一，且不适于高温油藏的问题，导致高温高盐底水油藏堵水成为实际生产中一大难题。因此，目前急需开发一种适用于高温高盐底水油藏的控水工艺。

技术实现思路

[0006]针对目前高温高盐底水油藏化学堵水的问题和缺陷，我们设计了一种包含弱堵和强堵体系的二元复合控水工艺，解决了单纯化学堵水技术应用于高温高盐底水油藏时经济适应性和技术适应性差的问题。
[0007]本专利技术提供一种用于高温高盐底水油藏的二元复合控水工艺，其特征在于：依次
向地层注入前置保护液体系、弱堵体系、过渡体系、强堵体系和顶替体系；所述弱堵体系按注入的先后顺序包括第一氮气段塞、起泡液体系1段塞和第二氮气段塞；所述过渡体系为起泡液体系2段塞；所述强堵体系为耐高温凝胶段塞；所述顶替体系按注入的先后顺序包括聚合物溶液段塞和清水段塞。
[0008]所述前置保护液体系为前置保护液段塞，用于保护油层。在一些实施例中，前置保护液的原料为耐温耐盐聚合物。在一些实施例中，所述前置保护液体系含有浓度为0.25wt％的耐温耐盐聚合物。在一些实施例中，所述耐温耐盐聚合物耐高温：75～130℃；耐高盐：矿化度0～24
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104mg/L，钙镁离子含量0～1.0
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104mg/L。在一些实施例中，所述前置保护液体系中的耐温耐盐聚合物为聚丙烯酰胺类化合物，例如聚丙烯酰胺。在一些实施例中，所述前置保护液为0.25wt％的聚丙烯酰胺水溶液。
[0009]所述弱堵体系包括第一氮气段塞、起泡液体系1段塞和第二氮气段塞。所述第一氮气段塞指在起泡液体系1段塞前注入的氮气段塞，其目的是驱离井筒附近水并在后续回吐时形成泡沫。在一些实施例中，所述起泡液体系1段塞含有浓度为0.50wt％的耐温耐盐聚合物和浓度为1.00wt％的起泡剂。在一些实施例中，所述起泡液体系1耐高温：75～130℃；耐高盐：矿化度0～24
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104mg/L，钙镁离子含量0～1.0
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104mg/L；浓度为1.0％时，吸附量小于5mg/g(吸附量是指单位耐温耐盐聚合物滞留在岩石表面的量)。所述第二氮气段塞指在起泡液体系1段塞后注入的氮气段塞，其目的是在地层中产生泡沫。在一些实施例中，所述起泡液体系1段塞中的耐温耐盐聚合物为聚丙烯酰胺类化合物，例如聚丙烯酰胺；起泡剂为表面活性剂，例如十二烷基苯磺酸钠。在一些实施例中，所述起泡液体系1段塞为聚丙烯酰胺、十二烷基苯磺酸钠与水混合后形成的水溶液。
[0010]所述过渡体系为起泡液体系2段塞。在一些实施例中，起泡液体系2的原料为耐温耐盐聚合物和起泡剂。在一些实施例中，所述起泡液体系2段塞含有浓度为0.10～0.15wt％的耐温耐盐聚合物和浓度为1.00wt％的起泡剂。在一些实施例中，所述起泡液体系2段塞中的耐温耐盐聚合物为聚丙烯酰胺类化合物，例如聚丙烯酰胺；起泡剂为表面活性剂，例如十二烷基苯磺酸钠，或含磺基的甜菜碱。在一些实施例中，所述起泡液体系2段塞为聚丙烯酰胺、十二烷基苯磺酸钠与水混合后形成的水溶液。
[0011]所述强堵体系为耐高温凝胶段塞。在一些实施例中，所述耐高温凝胶段塞含有浓度为0.50wt％的耐温耐盐聚合物和浓度为0.65wt％的交联剂。在一些实施例中，所述耐高温凝胶段塞耐高温：75～130℃；耐高盐：矿化度0～24
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104mg/L，钙镁离子含量0～1.0
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104mg/L；可盐水配液，封堵率>95％；成胶时间可高达几十小时；通过调整配方，强度可介于D～H级别。在一些实施例中，所述耐高温凝胶段塞中的耐温耐盐聚合物为聚丙烯酰胺类化合物，例如聚丙烯酰胺；交联剂为酚醛类化合物，例如酚醛树脂。在一些实施例中，所述耐高温凝胶段塞为聚丙烯酰胺、酚醛树脂与水混合后形成的水溶液。
[0012]所述顶替体系包括聚合物溶液段塞和清水段塞，用于正顶替，清除残留堵剂。在一些实施例中，所述聚合物溶液段塞含有浓度为0～0.25wt％的耐温耐盐聚合物。在一些实施例中，所述聚合物溶液段塞中的耐温耐盐聚合物为聚丙烯酰胺类化合物，例如聚丙烯酰胺。在一些实施例中，所述聚合物溶液为0～0.25wt％的聚丙烯酰胺水溶液。
[0013]在一些实施例中，所述前置保护液体系的注入量为30～40m3；所述第一氮气段塞的注入量为20000～25000sm3；所述起泡液体系1段塞的注入量为200～250m3；所述第二氮气
段塞的注入量为40000～50000sm3；所述起泡液体系2段塞的注入量为50～60m3；所述耐高温凝胶段塞的注入量为200～250m3；所述聚合物溶液段塞的注入量为20～30m3；和/或所述清水段塞本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种用于高温高盐底水油藏的二元复合控水工艺，其特征在于：依次向地层注入前置保护液体系、弱堵体系、过渡体系、强堵体系和顶替体系；所述弱堵体系按注入的先后顺序包括第一氮气段塞、起泡液体系1段塞和第二氮气段塞；所述过渡体系为起泡液体系2段塞；所述强堵体系为耐高温凝胶段塞；所述顶替体系按注入的先后顺序包括聚合物溶液段塞和清水段塞。2.根据权利要求1所述的用于高温高盐底水油藏的二元复合控水工艺，其特征在于：所述前置保护液体系含有浓度为0.25wt％的耐温耐盐聚合物。3.根据权利要求1所述的用于高温高盐底水油藏的二元复合控水工艺，其特征在于：所述起泡液体系1段塞含有浓度为0.50wt％的耐温耐盐聚合物和浓度为1.00wt％的起泡剂。4.根据权利要求1所述的用于高温高盐底水油藏的二元复合控水工艺，其特征在于：所述起泡液体系2段塞含有浓度为0.10～0.15wt％的耐温耐盐聚合物和浓度为1.00wt％的起泡剂。5.根据权利要求1所述的用于高温高盐底水油藏的二元复合控水工艺，其特征在于：所述耐高温凝胶段塞含有浓度为0.50wt％的耐温耐盐聚合物和浓度为0.65wt％的交联剂。6.根据权利要...

【专利技术属性】
技术研发人员：伍亚军，李亮，任波，刘玉国，张潇，刘广燕，郭娜，焦保雷，马淑芬，张园，王建海，马清杰，刘磊，李春磊，陈友猛，
申请(专利权)人：中国石油化工股份有限公司西北油田分公司，
类型：发明
国别省市：