專利名稱：一種耐高溫高鹽的凝膠堵水方法
技術(shù)領(lǐng)域：
本發(fā)明屬于油田開發(fā)的提高石油采收率技術(shù)，具體地說，是一種耐高溫高鹽的凝膠堵水方法。
背景技術(shù)：
針對(duì)高溫堵劑的室內(nèi)研究工作已有報(bào)道[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制得了可以應(yīng)用在高溫地層封堵的凝膠[1，2]。劉成杰等人利用橡惋栲膠制得了可以用于高溫的堵劑[3]。但成功的堵水調(diào)剖現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)未見報(bào)道?，F(xiàn)有的化學(xué)堵水技術(shù)用于＞90℃的油藏時(shí)將出現(xiàn)化學(xué)劑的熱穩(wěn)定性，在籠統(tǒng)注入時(shí)不具備選擇性封堵能力和凝膠強(qiáng)度不能達(dá)到長期高壓沖刷所需的強(qiáng)度而出現(xiàn)封堵不住等問題。其原因可能有油井水層壓力高于油層壓力，直接注入時(shí)堵劑易進(jìn)入油層，造成堵油不堵水；聚合物類堵劑在溫度高于120℃后不能形成穩(wěn)定的凝膠；顆粒類堵劑易反排；水泥類堵劑難以大劑量注入，在油砂中固化后，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(wěn)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(huán)境下必需長期穩(wěn)定；②油井堵水時(shí)出水層壓力大于產(chǎn)油層壓力，造成注入的堵劑大部分進(jìn)入油層，造成堵油不堵水或者封堵無效現(xiàn)象；③即使在油井水層形成封堵，封堵層一般為強(qiáng)度較低的材料，無法抵抗高壓地層水的長期沖刷，使封堵材料被破壞，而反吐出來。

發(fā)明內(nèi)容
本發(fā)明的目的在于提供一種耐高溫高鹽的凝膠堵水方法，所要解決的技術(shù)問題為①堵劑選擇性進(jìn)入水層；②堵劑主劑能耐高溫和耐高礦化度、并具有長期熱穩(wěn)定性；③形成的封堵層具有耐高壓地層水長期沖刷所需的強(qiáng)度。從而達(dá)到降低高溫高鹽油藏采油后期油井的含水率，增加產(chǎn)油量，降低生產(chǎn)成本的目的。
(注以下的濃度均為重量百分比。)本發(fā)明采用三段塞注入堵水方法，其中第一段塞為根據(jù)油藏溫度選擇的暫堵劑，占注入總量的10～20％。暫堵劑注入后短時(shí)間關(guān)井候凝，使暫堵劑成膠先暫堵油層，讓后續(xù)注入的第二段塞(大劑量低粘度堵劑主劑溶膠)選擇性進(jìn)入水層。該段塞的特點(diǎn)為低粘度，易注入、在地層溫度下可形成高粘彈性的凝膠，適用的溫度范圍為90～280℃，占注入總量的70～80％。能形成具有耐高溫、熱穩(wěn)定性好的GKJ凝膠，從而獲得穩(wěn)定的封堵屏障。其后的第三段塞為水泥，作為封口劑，提高封堵主段塞的強(qiáng)度，占注入總量的10～20％。
1暫堵劑性能暫堵劑的選擇應(yīng)遵循如下原則①溶膠即具有較高粘度又不影響注入。根據(jù)流體粘度越大，越易進(jìn)入流動(dòng)阻力小的滲流通道的原理，暫堵劑將主要進(jìn)入流出壓力低的產(chǎn)油層；而且進(jìn)入產(chǎn)油層之前不成膠。②進(jìn)入產(chǎn)油層后盡快成膠；③形成的凝膠具有一定強(qiáng)度，可阻止后續(xù)注入的堵劑主段塞進(jìn)入產(chǎn)油層。④破膠后變?yōu)榕c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酰胺(簡稱PAM)、丙烯酰胺共聚物等，其分子量范圍1200萬～1800萬，水解度范圍0～15％。聚合物的濃度范圍0.3～1.0％。交聯(lián)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％聚丙烯酰胺為主劑，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(nèi)測(cè)定的暫堵劑成膠時(shí)間與溫度的關(guān)系(圖1)可知在100℃～126℃下，成膠時(shí)間約為30min～10min；如果溫度低于60℃，成膠時(shí)間＞10h。在油田現(xiàn)場(chǎng)有兩種因素將延緩成膠。其一是施工時(shí)注入清水洗井試壓至50MPa，清水將使井筒和近井區(qū)域降溫。其二是流動(dòng)會(huì)導(dǎo)致溶膠延遲成膠(室內(nèi)實(shí)驗(yàn)已證明)。為了盡量滿足上述使用原則，在配液時(shí)將暫堵劑配成不會(huì)成膠的A液和B液，然后在井口混合注入。在暫堵劑段塞后接注頂替液，使之全部進(jìn)入地層并關(guān)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。后續(xù)注入的堵劑進(jìn)入油層的阻力大大地增加，達(dá)到選擇性進(jìn)入水層的目的。根據(jù)暫堵劑破膠時(shí)間與溫度的關(guān)系(圖1)，暫堵劑約在13～15h后破膠水化。在室內(nèi)實(shí)驗(yàn)中，暫堵劑凝膠破膠水化的產(chǎn)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，將在重新開井后流出。
2堵劑性能堵水主段塞以改性栲膠(簡稱GKJ)為主劑的交聯(lián)體系。其中改性栲膠濃度3～12％；交聯(lián)劑可為醛類(例如甲醛、六次甲基四胺(HMTA)等)，濃度范圍0.5～4％；以及酚類(例如苯酚、間苯二酚和對(duì)苯二酚等)，濃度范圍0.2～1％。助劑可為堿或鹽類(例如氫氧化鈉、氫氧化鉀和原硅酸鈉等)，濃度范圍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(chǎn)物，磺化過程主要在單寧分子中引入磺酸基，從而提高產(chǎn)物的水溶性和耐鹽性。GKJ的交聯(lián)能力取決于所含的單寧分子。單寧主要由多聚原花青定構(gòu)成，分子內(nèi)黃烷醇單元的A環(huán)C-6或C-8位的親核中心，在堿的催化下可與甲醛發(fā)生反應(yīng)，形成亞甲基橋連鍵。黃烷醇單元B環(huán)(鄰苯二酚型)不及A環(huán)活潑，只有在高pH的催化下才參加交聯(lián)反應(yīng)[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，易于注入。根據(jù)成膠時(shí)間與溫度關(guān)系(圖1)，在126℃下約2～3h可成膠。在油井中受流動(dòng)和溶膠升溫的影響，實(shí)際成膠時(shí)間應(yīng)大于5h。改性栲膠交聯(lián)體系的成膠時(shí)間可由加入助劑(例如氫氧化鈉、氫氧化鉀和原硅酸鈉等)進(jìn)行調(diào)節(jié)[3]，用于堵水的交聯(lián)體系進(jìn)入地層后應(yīng)能盡快成膠，以免被過分沖稀。成膠后堵劑凝膠的彈性模量G’可達(dá)10000Pa以上(圖2)，形成粘彈性堵塞屏障。該屏障在壓強(qiáng)的作用下可略形變，在地層中有類似于軟木塞的作用，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(shí)間的變化曲線(圖3)說明改性栲膠凝膠的熱穩(wěn)定性高，老化100d后，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(例如硼酸鈉和硅酸鈉等)。適用的溫度范圍為20～300℃。
以20％水泥構(gòu)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(shí)間為12～20h，固化后水泥的彈性模量G’高達(dá)1000000Pa(圖2)，形成高強(qiáng)度的封口層，保證封堵層不會(huì)被高壓流體反推出來。
本發(fā)明采用三段塞注入堵水新技術(shù)，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(shí)間與溫度的關(guān)系圖；圖2為注入劑成膠后彈性模量與振蕩頻率的關(guān)系圖；圖3為老化時(shí)間對(duì)堵劑主劑強(qiáng)度的影響圖；圖4為10％GKJ堵劑的巖心封堵試驗(yàn)(125℃)圖；
圖5為封堵處理前后SH104井的生產(chǎn)曲線圖。
具體實(shí)施例方式
(注以下的濃度均為重量百分比。)實(shí)施例1室內(nèi)巖心封堵試驗(yàn)在125℃下，采用改性栲膠堵劑主劑對(duì)膠結(jié)石英砂無裂縫圓柱巖心和膠結(jié)石英砂裂縫方形巖心進(jìn)行了封堵試驗(yàn)，結(jié)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，阻力系數(shù)(Fr)為25。在125℃下恒溫5d，用地層水以0.879m/d的達(dá)西速度驅(qū)替巖心，測(cè)得突破壓力為0.44MPa/cm，殘余阻力系數(shù)(Frr1)為24000，巖心幾乎被完全封堵，滲透率降至0.08×10-3μm2。繼續(xù)恒溫老化，28d后殘余阻力系數(shù)(Frr2)為20000，說明堵劑的熱穩(wěn)定性高，封堵層未被破壞。
裂縫巖心的基質(zhì)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后測(cè)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％原硅酸鈉，加入苯酚和原硅酸鈉的目的是提高凝膠強(qiáng)度和調(diào)節(jié)成膠時(shí)間，以便更好地封堵裂縫。溶膠注入平衡壓力為0.0047MPa，阻力系數(shù)(Fr)為16.2。在125℃下恒溫5d后測(cè)得突破壓力為0.048MPa/cm，殘余阻力系數(shù)(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(duì)膠結(jié)石英砂巖心的封堵試驗(yàn)結(jié)果Table1 The plugging test results of consolidating quartz sandstone cores with GKJ gel in 125℃

實(shí)施例2石西油田石炭系深井底水封堵現(xiàn)場(chǎng)試驗(yàn)2001年10月27日進(jìn)行了石西油田石炭系深井底水封堵的現(xiàn)場(chǎng)施工。SH1104井的基本數(shù)據(jù)見表2，由于已穩(wěn)產(chǎn)了近3年時(shí)間，地下可動(dòng)油量可能不多。針對(duì)該井水淹嚴(yán)重、出水壓力大可能造成堵劑主劑不易進(jìn)入水層的問題，采用暫堵劑-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％聚丙烯酰胺+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(jīng)濟(jì)開采期。
表2 SH1104井基本數(shù)據(jù)Table2 The basic data in well SH1104

在施工中首先進(jìn)行套管放壓，見液后停止。然后連接好管線，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(guān)井候凝1小時(shí)；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，并保持?jǐn)D注壓力＜52MPa，關(guān)井候凝5天后再開井。圖5是SH1104井封堵處理前后的生產(chǎn)動(dòng)態(tài)監(jiān)測(cè)結(jié)果。在封堵處理后的3個(gè)多月中，該井日平均產(chǎn)液降至92t、日平均產(chǎn)油增至13.4t和日平均含水率降至85％。與堵水前相比，日增產(chǎn)原油4～8t，含水率下降6％～10％，但從生產(chǎn)動(dòng)態(tài)曲線看，變化最明顯的是日產(chǎn)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(gè)月后的81t。并至今仍呈下降趨勢(shì)，其原因可能是重新開井時(shí)將原Φ3.5mm油嘴換成了Φ4.0mm油嘴進(jìn)行生產(chǎn)，致使初期產(chǎn)液量較大，后來又換回為Φ3.5mm油嘴，使產(chǎn)液量出現(xiàn)逐漸下降的現(xiàn)象。
此次先導(dǎo)性試驗(yàn)的化學(xué)劑和配制費(fèi)用共約12萬元。以2001年5～7月份的含水90％，日產(chǎn)液105t，日產(chǎn)油9t為計(jì)算基礎(chǔ)，封堵有效期約為204d。累計(jì)減少產(chǎn)液量3500t，累計(jì)原油增量660.4t。不計(jì)產(chǎn)液量降低的效益，化學(xué)劑投入/凈增原油產(chǎn)出＝1/5.5。
由于SH1104井已穩(wěn)產(chǎn)原油(60t/d)多年，地下可動(dòng)油量有限，水淹時(shí)間又長。堵劑主劑注入量僅100m3，根據(jù)堵劑用量(Q)及理論封堵半徑(R)關(guān)系式Q＝πR2hΦ(其中h為處理層厚度16m、Φ為平均孔隙度0.1322)，計(jì)算R僅為4.12m。此值對(duì)于高溫底水水錐的SH1104井可能過小，以致于不能完全封堵住水通道。如果施工時(shí)適當(dāng)加大化學(xué)劑注入量，可能取得更好的效果。即使如此，三段塞技術(shù)對(duì)深井高溫高壓底水的封堵首次取得了突破性進(jìn)展。
權(quán)利要求
1.一種耐高溫高鹽的凝膠堵水方法，其特征在于采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，占注入總量的10～20％；暫堵劑注入0.5～1.5小時(shí)后關(guān)井候凝，致使暫堵劑成膠先暫堵油層；②后續(xù)注入的第二段塞，即大劑量低粘度堵劑主劑溶膠進(jìn)入水層，該段塞的特點(diǎn)為低粘度，易注入、在地層溫度下可形成高粘彈性的凝膠，適用的溫度范圍為90～280℃，占注入總量的70～80％；③其后的第三段塞為水泥，作為封口劑，提高封堵主段塞的強(qiáng)度，占注入總量的10～20％。
2.根據(jù)權(quán)利要求1所述的一種耐高溫高鹽的凝膠堵水方法，其特征在于堵水主段塞是以改性栲膠GKJ為主劑的交聯(lián)體系，其中改性栲膠濃度3～12％；交聯(lián)劑為醛類濃度范圍0.5～4％；或者是酚類，濃度范圍0.2～1％，助劑為堿或鹽類，濃度范圍0.3～1.2％；改性栲膠是落葉松栲膠的磺化產(chǎn)物，磺化過程在單寧分子中引入磺酸基。
3.根據(jù)權(quán)利要求1所述的一種耐高溫高鹽的凝膠堵水方法，其特征在于暫堵劑是聚丙烯酰胺PAM、丙烯酰胺共聚物，其分子量范圍1200萬～1800萬，水解度范圍0～15％，聚合物的濃度范圍0.3～1.0％；交聯(lián)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(jù)權(quán)利要求1所述的一種耐高溫高鹽的凝膠堵水方法，其特征在于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，其適用的溫度范圍為20～300℃。
5.根據(jù)權(quán)利要求2所述的一種耐高溫高鹽的凝膠堵水方法，其特征在于交聯(lián)劑的醛類是甲醛、六次甲基四胺(HMTA)，；酚類是苯酚、間苯二酚或?qū)Ρ蕉印?br> 6.根據(jù)權(quán)利要求2所述的一種耐高溫高鹽的凝膠堵水方法，其特征在于助劑是氫氧化鈉、氫氧化鉀或原硅酸鈉。
7.根據(jù)權(quán)利要求2所述的一種耐高溫高鹽的凝膠堵水方法，其特征在于改性栲膠是落葉松栲膠，成分是單寧和非單寧的磺化產(chǎn)物。
8.根據(jù)權(quán)利要求4所述的一種耐高溫高鹽的凝膠堵水方法，其特征在于所述緩凝劑的鹽類是硼酸鈉或硅酸鈉。
全文摘要
一種用于油田開發(fā)的提高石油采收率的一種耐高溫高鹽的凝膠堵水方法，采用三段塞注入堵水方法，第一段塞加入暫堵劑，占注入總量的10～20％；暫堵劑注入0.5～1.5小時(shí)后關(guān)井候凝，致使暫堵劑成膠先暫堵油層；后續(xù)注入的第二段塞，該段塞的特點(diǎn)為低粘度，易注入、在地層溫度下可形成高粘彈性的凝膠，適用的溫度范圍為90～280℃，占注入總量的70～80％；的第三段塞為水泥，作為封口劑，提高封堵主段塞的強(qiáng)度，占注入總量的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(hào)E21B33/13GK1888374SQ200510080029
公開日2007年1月3日 申請(qǐng)日期2005年6月28日 優(yōu)先權(quán)日2005年6月28日
發(fā)明者朱懷江, 劉玉章, 熊春明 申請(qǐng)人:中國石油天然氣股份有限公司