技术领域

本发明属于油田开发的提高石油采收率技术，具体地说，是一种耐高温高盐的凝胶堵水方法。

背景技术

针对高温堵剂的室内研究工作已有报道[1~3]，加拿大的Navratil等人用黑荆树栲胶和磺化栲胶与甲醛以及苯酚等混合制得了可以应用在高温地层封堵的凝胶[1，2]。刘成杰等人利用橡惋栲胶制得了可以用于高温的堵剂[3]。但成功的堵水调剖现场试验未见报道。现有的化学堵水技术用于＞90℃的油藏时将出现化学剂的热稳定性，在笼统注入时不具备选择性封堵能力和凝胶强度不能达到长期高压冲刷所需的强度而出现封堵不住等问题。其原因可能有：油井水层压力高于油层压力，直接注入时堵剂易进入油层，造成堵油不堵水；聚合物类堵剂在温度高于120℃后不能形成稳定的凝胶；颗粒类堵剂易反排；水泥类堵剂难以大剂量注入，在油砂中固化后，因油砂表面油膜的存在水泥与油砂间仍存在缝隙，不能形成稳定封堵。

高温高盐油藏的油井堵水将遇到如下问题，①堵剂在高温高盐环境下必需长期稳定；②油井堵水时出水层压力大于产油层压力，造成注入的堵剂大部分进入油层，造成堵油不堵水或者封堵无效现象；③即使在油井水层形成封堵，封堵层一般为强度较低的材料，无法抵抗高压地层水的长期冲刷，使封堵材料被破坏，而反吐出来。

发明内容

本发明的目的在于提供一种耐高温高盐的凝胶堵水方法，所要解决的技术问题为①堵剂选择性进入水层；②堵剂主剂能耐高温和耐高矿化度、并具有长期热稳定性；③形成的封堵层具有耐高压地层水长期冲刷所需的强度。从而达到降低高温高盐油藏采油后期油井的含水率，增加产油量，降低生产成本的目的。

(注：以下的浓度均为重量百分比。)本发明采用三段塞注入堵水方法，其中第一段塞为根据油藏温度选择的暂堵剂，占注入总量的10～20％。暂堵剂注入后短时间关井候凝，使暂堵剂成胶先暂堵油层，让后续注入的第二段塞(大剂量低粘度堵剂主剂溶胶)选择性进入水层。该段塞的特点为低粘度，易注入、在地层温度下可形成高粘弹性的凝胶，适用的温度范围为90～280℃，占注入总量的70～80％。能形成具有耐高温、热稳定性好的GKJ凝胶，从而获得稳定的封堵屏障。其后的第三段塞为水泥，作为封口剂，提高封堵主段塞的强度，占注入总量的10～20％。

1暂堵剂性能暂堵剂的选择应遵循如下原则：①溶胶即具有较高粘度又不影响注入。根据流体粘度越大，越易进入流动阻力小的渗流通道的原理，暂堵剂将主要进入流出压力低的产油层；而且进入产油层之前不成胶。②进入产油层后尽快成胶；③形成的凝胶具有一定强度，可阻止后续注入的堵剂主段塞进入产油层。④破胶后变为与水的粘度相近的流体，易随油/水相排出。

暂堵剂的主要成份可以是聚丙烯酰胺(简称PAM)、丙烯酰胺共聚物等，其分子量范围：1200万～1800万，水解度范围：0～15％。聚合物的浓度范围：0.3～1.0％。交联剂可为：重铬酸钠(0.05～0.2％)-无水亚硫酸钠(0.15～0.5％)体系或酚醛体系(0.1～0.3％苯酚和0.1～0.3％醛类)。例如：以0.6％聚丙烯酰胺为主剂，加入重铬酸钠(0.1％)-无水亚硫酸钠(0.3％)体系，在30℃、剪切速率5～95s-1下，其溶胶的表观粘度为850~590mPa·s。由室内测定的暂堵剂成胶时间与温度的关系(图1)可知在100℃～126℃下，成胶时间约为30min～10min；如果温度低于60℃，成胶时间＞10h。在油田现场有两种因素将延缓成胶。其一是施工时注入清水洗井试压至50MPa，清水将使井筒和近井区域降温。其二是流动会导致溶胶延迟成胶(室内实验已证明)。为了尽量满足上述使用原则，在配液时将暂堵剂配成不会成胶的A液和B液，然后在井口混合注入。在暂堵剂段塞后接注顶替液，使之全部进入地层并关井候凝约1h。在地层温度作用下暂堵剂可形成G’接近10Pa的水基凝胶(图2)堵塞屏障。后续注入的堵剂进入油层的阻力大大地增加，达到选择性进入水层的目的。根据暂堵剂破胶时间与温度的关系(图1)，暂堵剂约在13～15h后破胶水化。在室内实验中，暂堵剂凝胶破胶水化的产物主要为粘度与水相近的水溶液，其中的聚合物几乎完全降解，将在重新开井后流出。

2堵剂性能堵水主段塞以改性栲胶(简称GKJ)为主剂的交联体系。其中改性栲胶浓度：3～12％；交联剂可为醛类(例如：甲醛、六次甲基四胺(HMTA)等)，浓度范围：0.5～4％；以及酚类(例如：苯酚、间苯二酚和对苯二酚等)，浓度范围：0.2～1％。助剂可为碱或盐类(例如：氢氧化钠、氢氧化钾和原硅酸钠等)，浓度范围：0.3～1.2％；改性栲胶是落叶松栲胶(主要成分是单宁和非单宁)的磺化产物，磺化过程主要在单宁分子中引入磺酸基，从而提高产物的水溶性和耐盐性。GKJ的交联能力取决于所含的单宁分子。单宁主要由多聚原花青定构成，分子内黄烷醇单元的A环C-6或C-8位的亲核中心，在碱的催化下可与甲醛发生反应，形成亚甲基桥连键。黄烷醇单元B环(邻苯二酚型)不及A环活泼，只有在高pH的催化下才参加交联反应[6]。

以10％改性栲胶，3％六次甲基四胺和1％氢氧化钠为堵剂主剂的溶胶在30℃下的表观粘度约为4.7～5.4mPa·s，易于注入。根据成胶时间与温度关系(图1)，在126℃下约2～3h可成胶。在油井中受流动和溶胶升温的影响，实际成胶时间应大于5h。改性栲胶交联体系的成胶时间可由加入助剂(例如：氢氧化钠、氢氧化钾和原硅酸钠等)进行调节[3]，用于堵水的交联体系进入地层后应能尽快成胶，以免被过分冲稀。成胶后堵剂凝胶的弹性模量G’可达10000Pa以上(图2)，形成粘弹性堵塞屏障。该屏障在压强的作用下可略形变，在地层中有类似于软木塞的作用，可有效封堵水流通道。

堵剂主剂凝胶在125℃下老化，弹性模量随时间的变化曲线(图3)说明改性栲胶凝胶的热稳定性高，老化100d后，凝胶的弹性模量和外观形状基本不变。

3封口剂性能封口段塞是以水泥为主剂的体系，其中水泥含量为15～25％，搬土含量2.5～4.7％，缓凝剂0～0.3％。缓凝剂可用盐类(例如：硼酸钠和硅酸钠等)。适用的温度范围为20～300℃。

以20％水泥构成的封口剂水泥浆的其初始表观粘度约为20mPa·s。在100～130℃下，稠化时间为12～20h，固化后水泥的弹性模量G’高达1000000Pa(图2)，形成高强度的封口层，保证封堵层不会被高压流体反推出来。

本发明采用三段塞注入堵水新技术，可大幅度提高高温高盐油藏油井堵水的成功率。

附图说明

图1为注入剂成胶和破胶时间与温度的关系图；图2为注入剂成胶后弹性模量与振荡频率的关系图；图3为老化时间对堵剂主剂强度的影响图；图4为10％GKJ堵剂的岩心封堵试验(125℃)图；

图5为封堵处理前后SH104井的生产曲线图。

具体实施方式

(注：以下的浓度均为重量百分比。)实施例1：室内岩心封堵试验在125℃下，采用改性栲胶堵剂主剂对胶结石英砂无裂缝圆柱岩心和胶结石英砂裂缝方形岩心进行了封堵试验，结果见表1和图4。

无裂缝岩心的水相渗透率(Kw)为1870.95×10-3μm2，堵剂配方为：10％GKJ+3％HMTA+1％NaOH。溶胶注入平衡压力为0.011MPa，阻力系数(Fr)为25。在125℃下恒温5d，用地层水以0.879m/d的达西速度驱替岩心，测得突破压力为0.44MPa/cm，残余阻力系数(Frr1)为24000，岩心几乎被完全封堵，渗透率降至0.08×10-3μm2。继续恒温老化，28d后残余阻力系数(Frr2)为20000，说明堵剂的热稳定性高，封堵层未被破坏。

裂缝岩心的基质渗透率为70×10-3μm2，中间为0.3cm厚粗砂夹层，用地层水饱和裂缝岩心后测定的平均水相渗透率为9230×10-3μm2。堵剂配方为：10％GKJ+3％HMTA+1％NaOH+1％苯酚+0.5％原硅酸钠，加入苯酚和原硅酸钠的目的是提高凝胶强度和调节成胶时间，以便更好地封堵裂缝。溶胶注入平衡压力为0.0047MPa，阻力系数(Fr)为16.2。在125℃下恒温5d后测得突破压力为0.048MPa/cm，残余阻力系数(Frr)为7200，裂缝被有效封堵，平均渗透率降至0.38×10-3μm2，大幅度地降低了裂缝岩心的渗流能力。

表1  在125℃下，GKJ凝胶对胶结石英砂岩心的封堵试验结果Table1  The plugging test results of consolidating quartz sandstone cores with GKJ gel in 125℃

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实施例2石西油田石炭系深井底水封堵现场试验2001年10月27日进行了石西油田石炭系深井底水封堵的现场施工。SH1104井的基本数据见表2，由于已稳产了近3年时间，地下可动油量可能不多。针对该井水淹严重、出水压力大可能造成堵剂主剂不易进入水层的问题，采用暂堵剂-改性栲胶堵剂主段塞-水泥封口段塞的特殊封堵方式。其中，暂堵剂配方为：0.6％聚丙烯酰胺+0.1％重铬酸钠+0.3％无水亚硫酸钠；改性栲胶堵剂配方为：10％GKJ+3％HMTA+1％NaOH；封口段塞为：20％水泥+4％搬土+0.15％硼酸钠。期望能封堵水流通道，延长油井的经济开采期。

表2 SH1104井基本数据Table2  The basic data in well SH1104

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在施工中首先进行套管放压，见液后停止。然后连接好管线，试压50MPa，不刺不漏为合格。注入过程包括：①暂堵剂20m3；②隔离液(清水)15m3；③关井候凝1小时；④改性栲胶堵剂100m3；⑤水泥封口剂13m3；⑥顶替液(清水)20m3(油管注入15m3，套管注入5m3)。注入速度为0.3～0.6m3/min，并保持挤注压力＜52MPa，关井候凝5天后再开井。图5是SH1104井封堵处理前后的生产动态监测结果。在封堵处理后的3个多月中，该井日平均产液降至92t、日平均产油增至13.4t和日平均含水率降至85％。与堵水前相比，日增产原油4～8t，含水率下降6％～10％，但从生产动态曲线看，变化最明显的是日产液量。在油压维持基本不变(19±1MPa)，其降低幅度逐渐增大，从封堵前的105t降至封堵3个月后的81t。并至今仍呈下降趋势，其原因可能是重新开井时将原Φ3.5mm油嘴换成了Φ4.0mm油嘴进行生产，致使初期产液量较大，后来又换回为Φ3.5mm油嘴，使产液量出现逐渐下降的现象。

此次先导性试验的化学剂和配制费用共约12万元。以2001年5～7月份的含水90％，日产液105t，日产油9t为计算基础，封堵有效期约为204d。累计减少产液量3500t，累计原油增量660.4t。不计产液量降低的效益，化学剂投入/净增原油产出＝1/5.5。

由于SH1104井已稳产原油(60t/d)多年，地下可动油量有限，水淹时间又长。堵剂主剂注入量仅100m3，根据堵剂用量(Q)及理论封堵半径(R)关系式：Q＝πR2hΦ(其中h为处理层厚度16m、Φ为平均孔隙度0.1322)，计算R仅为4.12m。此值对于高温底水水锥的SH1104井可能过小，以致于不能完全封堵住水通道。如果施工时适当加大化学剂注入量，可能取得更好的效果。即使如此，三段塞技术对深井高温高压底水的封堵首次取得了突破性进展。