一种大底水油藏堵疏增效体系及增效方法技术

本发明专利技术公开了一种大底水油藏堵疏增效体系及增效方法，所述堵疏增效体系，按质量分数计，由35

【技术实现步骤摘要】
一种大底水油藏堵疏增效体系及增效方法


[0001]本专利技术属于油藏开发
，特别涉及一种大底水油藏堵疏增效体系及增效方法。

技术介绍

[0002]碎屑岩油藏属于超深(4200
‑
5100m)、高温(105
‑
137℃)、高盐(地层水总矿化度21
‑
24
×
104mg/L)、大底水(水油体积比大于50)油藏，多采用水平井开发。由于储层非均质性强，随着开发的进行，边底水沿高渗段脊进或高渗条带快速窜进，致使水平井高含水，产油量快速下降，严重影响了油藏的开发效果。因此，水平井高含水问题严重影响了碎屑岩油藏的高效开发。开展满足大底水油藏堵水要求的堵水剂的研发十分必要。
[0003]CN105131921A公开了一种抗盐抗高温高强度冻胶堵水剂，以重量份计，含有：磺化改性小分子生物聚合物20～25份，小分子丙烯酰胺和甲基丙烯磺酸钠共聚物2.5～4份，交联剂1.3～3份，以及pH调节剂0.5～1.5份；其中，所述交联剂为酚醛树脂化合物，由酚类化合物与醛类化合物或可以产生醛的化合物制得；磺化改性小分子生物聚合物是植物提取物经亚硫酸钠磺化制成；pH调节剂为氯化铵、甲酸、草酸、柠檬酸中的一种。该专利技术在温度为120℃、盐度为20
×
104mg/l时，成胶强度为4
×
104‑
10
×
104mPa﹒S，成胶时间为4
‑
6小时，适用于底水砂岩油藏水平井。
[0004]李亮等针对塔河高温高盐油藏强非均质性储层提高采收率的需求，公开了冻胶泡沫调驱体系，配方为：0.4％～0.5％HTSP聚合物+0.09％～0.16％REL&MNE交联剂+0.2％～0.3％HTS
‑
1起泡剂，泡沫综合值是普通泡沫的2倍以上。并通过物理模拟实验评价了冻胶泡沫体系的地层适应性和提高采收率性能，实验结果表明，冻胶泡沫对地层有较好的选择适应性，在0.6～3.3μm2范围内，随着渗透率的增加，残余阻力系数增大，剖面改善效果明显。相比于普通泡沫、单纯气驱和水驱，冻胶泡沫技术能有效启动低渗油层，提高采收率幅度达到26.93％，是普通泡沫的2.3倍，是注气调驱的6.2倍，且比普通水驱最终采收率提高14.17％(塔河高温高盐油藏冻胶泡沫调驱技术，石油钻采工艺，2016年3月第38卷第2期，第260
‑
266页)。
[0005]CN110982502A公开了一种含膦酸结构的耐温耐盐冻胶泡沫及其制备方法与应用。所述耐温耐盐冻胶泡沫是向液体凝胶中通入二氧化碳气体制得；所述液相凝胶质量百分比组分为：耐温耐盐聚合物0.3％～0.9％，苯酚或苯二酚0.2％～0.9％，醛类化合物0.2％～0.9％，起泡剂0.2％～0.8％，含膦酸结构的有机物0.3％～0.6％，助剂0.3％～0.7％，余量为水；用于在高温高盐地层条件下选择性堵水。
[0006]近两年碎屑岩油藏冻胶堵水技术成为高含水水平井控水的有效手段，取得了较好的控水增油的效果。但是依旧存在化学堵剂进入地层深度较浅，低渗段潜力释放不足，导致部分剩余油滞留在低渗段地层中，无法启动的问题。

技术实现思路

[0007]为了解决上述技术问题，本专利技术提供了一种大底水油藏堵疏增效体系及增效方法，通过优化堵水剂深部封堵底水通道，二氧化碳疏导体系疏通低渗段难以启动的剩余油，增加了堵水单井增油量和堵水有效率。
[0008]为了实现上述目的，本专利技术提供了如下技术方案：
[0009]一种大底水油藏的堵疏增效体系，按质量分数计，由35
‑
40％弱冻胶、10
‑
20％强冻胶、3
‑
10％二氧化碳和15
‑
35％地层水组成。
[0010]优选地，所述弱冻胶，以质量百分数计，包括：0.15
‑
0.25％HTS、0.02
‑
0.04％交联剂和余量地层水。
[0011]优选地，所述强冻胶，以质量百分数计，包括：0.15
‑
0.25％HTS、0.05
‑
0.08％交联剂和余量地层水。
[0012]其中，
[0013]本专利技术中所述HTS为HTS功能聚合物。
[0014]所述交联剂为酚醛类交联剂，优选为REL&MNE酚醛类交联剂。
[0015]本专利技术还提供了一种大底水油藏的堵疏增效方法，其利用上述大底水油藏堵疏复合增效体系进行堵疏，具体包括以下步骤：
[0016](1)注入前置段塞；
[0017](2)注入二氧化碳段塞；
[0018](3)注入中疏水段塞；
[0019](4)注入弱冻胶段塞；
[0020](5)注入强冻胶段塞；
[0021](6)注入中质油段塞；
[0022](7)注入顶替液段塞。
[0023]优选地，步骤(1)中所述前置段塞中注入中质油；进一步优选地，所述中质油的注入量为主体堵剂体积的3
‑
4％。
[0024]优选地，步骤(2)中所述二氧化碳段塞中注入二氧化碳；进一步优选地，所述二氧化碳的注入量为主体堵剂体积的3
‑
10％。
[0025]优选地，步骤(3)中所述中疏水段塞中注入中质油；进一步优选地，所述中质油的注入量为主体堵剂体积的3
‑
10％。
[0026]优选地，步骤(4)中所述弱冻胶段塞中注入弱冻胶；进一步优选地，所述弱冻胶的注入量为主体堵剂体积的30
‑
40％。
[0027]优选地，步骤(5)中所述强冻胶段塞中注入强冻胶；进一步优选地，所述强冻胶的注入量为主体堵剂体积的10
‑
20％。
[0028]优选地，步骤(6)中所述中质油段塞中注入中质油；进一步优选地，所述中质油的注入量为主体堵剂体积的5
‑
22％。
[0029]优选地，步骤(7)中所述顶替液段塞中注入地层水；进一步优选地，所述地层水的注入量为主体堵剂体积的15
‑
35％。
[0030]与现有技术相比，本专利技术的有益效果为：
[0031]本专利技术针对大底水碎屑岩油藏冻胶堵水存在的堵剂进入地层深度较浅，低渗段潜
力释放不足，导致部分剩余油滞留在低渗段地层中，无法启动的问题，提供了一种大底水油藏堵疏复合增效体系及其增效方法，通过开展碎屑岩水平井堵疏复合技术研究，通过优化高效堵水剂深部封堵底水通道，二氧化碳疏导体系疏通低渗段难以启动的剩余油，增加堵水单井增油量和堵水有效率。工程应用表明：该增效体系和增效方法应用在塔河油田中产油增加效果较好，含水量下降明显。
具体实施方式
[0032]以下将结合具体实施例对本专利技术进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例仅仅是本专利技术一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本发本文档来自技高网...

【技术保护点】

【技术特征摘要】
1.一种大底水油藏的堵疏增效体系，其特征在于，按质量分数计，由35
‑
40％弱冻胶、10
‑
20％强冻胶、3
‑
10％二氧化碳和15
‑
35％地层水组成。2.根据权利要求1所述的堵疏增效体系，其特征在于，所述弱冻胶，以质量百分数计，包括：0.15
‑
0.25％HTS、0.02
‑
0.04％交联剂和余量地层水；所述强冻胶，以质量百分数计，包括：0.15
‑
0.25％HTS、0.05
‑
0.08％交联剂和余量地层水。3.一种大底水油藏的堵疏增效方法，其特征在于，利用权利要求1
‑
2任一项所述的大底水油藏堵疏复合增效体系进行堵疏，具体包括以下步骤：(1)注入前置段塞；(2)注入二氧化碳段塞；(3)注入中疏水段塞；(4)注入弱冻胶段塞；(5)注入强冻胶段塞；(6)注入中质油段塞；(7)注入顶替液段塞。4.根据权利要求3所述的堵疏增效方法，其特征在于，步骤(1)中所述前置段塞中注入中质油；所述中质油的注入量为主体堵剂体...

【专利技术属性】
技术研发人员：赵海洋，马淑芬，任波，李晶辉，易杰，丁保东，李亮，王佳乐，张潇，焦保雷，王建海，伍亚军，
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：