一种边底水油藏油井选择性压锥堵水方法技术

本发明专利技术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。本发明专利技术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。少后续注入液对泡沫凝胶体系的干扰。

【技术实现步骤摘要】
一种边底水油藏油井选择性压锥堵水方法


[0001]本专利技术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


技术介绍

[0002]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。
[0003]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。
[0004]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。
[0005]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。

技术实现思路

[0006]本专利技术针对
技术介绍
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，本专利技术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。
[0007]本专利技术所提供的边底水油藏油井压锥堵水方法，包括如下步骤：
[0008]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；
[0009]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；
[0010]所述凝胶为自交联自适应凝胶的水溶液；
[0011]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；
[0012]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；
[0013]所述自交联自适应凝胶的分子量为300～1200万，水解度为20～27mol％；
[0014]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；
[0015]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。
[0016]本专利技术方法中，所述气体为氮气；
[0017]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；
[0018]所述自生气药剂为NH4Cl和NaNO2；
[0019]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；
[0020]NH4Cl质量分数为1.0wt％～35.0wt％，NaNO
2 1.0wt％～45.0wt％，催化剂0wt％～0.8wt％。
[0021]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；
[0022]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；
[0023]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；
[0024]优选地，所述自交联自适应凝胶的结构式如式Ⅰ所示：
[0025][0026]式Ⅰ中，x、y、z表示聚合度，x：y：z＝1：0.2～0.4：1～10。
[0027]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：
[0028]自交联自适应凝胶0.4～0.8％；起泡剂0.3～0.8％；
[0029]所述高气液比的泡沫凝胶的气液体积比为1～5：1～3；
[0030]所述低气液比的泡沫凝胶的气液体积比为1：3～20；
[0031]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；
[0032]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％。
[0033]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：
[0034]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；
[0035]具体地，所述羧甲基化聚多糖为羧甲基淀粉钠；
[0036]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；
[0037]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；
[0038]所述交联剂为四烯丙基氯化铵或N
’
N
‑
亚甲基双丙烯酰胺；
[0039]所述阻聚剂为对苯二酚或铁氰化钾。
[0040]具体地，所述高强度多重网络凝胶按照下述方法制备：
[0041]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。
[0042]本专利技术方法适用于油井的地层温度为45℃～100℃，注入压力低于30MPa。
[0043]本专利技术具有如下有益技术效果：
[0044]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本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
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％，NaNO
2 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...

【专利技术属性】
技术研发人员：胡科，张健，李先杰，鲜若琨，管错，梁守成，李鹏，靖波，赵文森，
申请(专利权)人：中海石油中国有限公司北京研究中心，
类型：发明
国别省市：