[发明专利]一种冻胶复合堵水方法

说明书

本发明属于油气田开发技术领域，具体涉及一种冻胶复合堵水方法。该方法包括以下步骤：S1)管线准备、记录压降；S2)反注弱冻胶，其注入量为注入总量的0.5‑1.2％；S3)反注强冻胶，注入量为注入总量的55‑65％；S4)反注中质油，注入量为注入总量的20‑25％；S5)反注油田水，注入量为注入总量的0.1‑0.5％；S6)再次记录压降。本发明提供的方法利用弱冻胶做一级堵剂封堵远端高含水通道，强冻胶做二级堵剂封堵近井地带控制高含水、增加产油量，并结合中质油形成选择性堵水的段塞组合，降低含水量，以TK111该井为例，含水量从堵水前的99％降低到63％，增加出油。

技术领域

本发明属于油气田开发技术领域，具体涉及一种冻胶复合堵水方法。

背景技术

随着油田碎屑岩油藏开发的推进，油井高含水成为制约油藏开采的重要因素。前期在碎屑岩油藏以近井“浅堵”为主的颗粒、乳状液及其复合堵水等措施在水平井堵水效果逐步变差，油井多轮次堵水后出水复杂，剩余油零散分布，存在堵水有效率低和见效后失效快的问题。

专利CN109138905A报道了用冻胶微球的油井选择性堵水方法，其方法采用丙烯酰胺和丙烯酸单体，添加分散剂和交联剂，在表面活性剂和溶剂混合介质中形成油水混合乳液，单体共聚后，即成微球；选择微球粒径，将微球分散在配置用水中配置成微球工作液，以低速注入，注入完微球工作液后需要注入过顶替液，关井一段时间然后开井，开井后控制油井产液量不高于堵水前。本发明的有益效果是增加油井原油产量，降低油井含水率。但由于不同单井、区块堵水效果差异较大，相同的工艺设计难以适用于不同单井或同一单井的不同段赛，影响堵水效果。

为解决这一问题，专利CN 103498643A公开了一种用于高含水油藏的复合段塞深部堵水方法。该方法是利用不同堵剂特性设计复合段塞，高强度堵剂在近井地带段塞，中等强度堵剂在过渡地带段塞，低强度堵剂设计在远井地带段塞；高强度堵剂采用发泡凝胶类堵剂，中等强度堵剂采用无机铬类冻胶堵剂，低强度堵剂采用酚醛类冻胶堵剂。本发明具有工艺合理、易于施工、堵水有效期长且无毒环保，可实现选择性深部堵水，既可封堵高含水层段又不伤害油层，而且堵水有效期长，有效降低油井产液含水率，保证油田正常生产等优点。

专利CN109184615A则公开了一种砂砾岩油藏油井选择性堵水方法。该堵水方法的操作步骤为：根据生产需求和砂砾岩油藏油井生产特点选取堵水候选井；制备适合砂砾岩油藏的选择性堵水剂；根据油层孔隙和/或裂缝因素设计数学模型计算堵水剂用量；设计五段式堵水剂段塞；根据地层破裂压力，设计堵水最高注入压力值；根据地层渗透率和注入设备性能，设计堵水剂的注入排量；向候选井中注入堵水剂段塞进行施工堵水。该方法能够实现作业安全、笼统注入、增油降水，为青海昆北油田水平井控水稳油提供了有力的技术支撑，为国内砂砾岩油藏水平井的堵水工艺设计提供了范例。

虽然上述两种技术均考虑到不同单井或同一单井的不同段赛的差异，采用进行针对性的堵水方法，但对于西北油田中的油井，该地区油井的埋深可达4200-5100m)、高温井下温度可达90-137℃、地层水总矿化度可达21×10⁴mg/L、钙镁粒子含量可达1.2×10⁴mg/L，远高于上述两种堵水技术对应的油井环境。

上此高温高矿化度的油藏条件下，由于上述方法采用的冻胶是由聚合物与交联剂配成的失去流动性的体系，主要依靠连续相堵剂填充地层孔道来实现，此类堵剂的缺点在于地下交联效果影响因素多，无法适应高温高矿化度的油藏条件。

发明内容

为解决现有技术存在的缺陷，本发明的目的在于提供一种冻胶复合堵水方法，采用分散相的弱冻胶和强冻胶结合堵水，实现冻胶体系流动性好、堵水性能强的堵水效果。

为了实现上述发明目的，本发明提供了如下的技术方案：

一种冻胶复合堵水方法，其具体包括以下步骤：

S1)管线准备、记录压降；