一种水平井底水封堵堵剂体系以及底水封堵工艺.pdf

本发明公开了一种水平井底水封堵堵剂体系以及底水封堵工艺，其特征在于：对于常规水平井所述底水封堵剂体系由无机沉淀型体系和聚硅体系或聚合物冻胶体系组成；对于热采水平井，所述底水封堵剂由无机沉淀型体系和N2泡沫体系或温敏凝胶体系组成。所述的水平井底水底水封堵工艺，包括以下步骤：(1)在明确出水点的基础上，使用机械封隔器注入环空化学封隔器，以保证注入的选择性；(2)根据水平井所处油藏的温度、非均质性参数选择堵剂体系；(3)堵剂体系的注入。本发明堵剂体系选择合理、组合得当、可注性强，该工艺技术应用于高含水或特高含水水平井后，可以达到高强度深部封堵的目的，封堵率90％以上，有效的降低水平井含水率，提高油井产能。

1.  一种水平井底水封堵堵剂体系，所述水平井为常规水平井其特征在于：所述堵剂体系包括无机沉淀型体系、聚硅体系和聚合物冻胶体系；
对于常规水平井，依据油藏温度，所述底水封堵剂体系由无机沉淀型体系和聚硅体系或无机沉淀型体系和聚合物冻胶体系组成；且油藏温度大于80℃选择无机沉淀型体系和聚硅体系；
对于常规水平井,分两段塞注入,所述第一段塞为无机沉淀型体系，第二段塞为聚硅体系或聚合物冻胶体系，所述无机沉淀型体系与聚硅体系或聚合物冻胶体系的体积比为1:3-3:1。

2.  如权利要求1所述的水平井底水封堵堵剂体系，其特征在于：所述无机沉淀型体系为浓度5-35wt％的水玻璃溶液；所述聚硅体系为浓度1-5wt％的聚硅高分子材料溶液；
所述聚合物冻胶体系为0.15wt％-1.00wt％的聚丙烯酰胺水溶液。

3.  如权利要求2所述的水平井底水封堵堵剂体系，其特征在于：所述聚硅高分子材料为聚硅酸甲酯。

4.  一种如权利要求1-3之一所述的水平井底水封堵工艺，包括以下步骤：
(1)在明确出水点的基础上，使用机械封隔器卡封在出水点两端后，注入环空化学封隔器，以保证注入的选择性；
(2)根据水平井所处油藏的温度选择堵剂体系：对于常规水平井所述底水封堵剂体系由无机沉淀型体系和聚硅体系或聚合物冻胶体系组成，依据油藏温度进行选择，油藏温度大于80℃选择聚硅体系；
(3)堵剂体系的注入：对于常规水平井，采用柱塞泵分2段塞注入，按照体积比，所述第一段塞为无机沉淀型体系，第二段塞为聚硅体系或聚合物冻胶体系，两个段塞体积为1:3-3:1；先将无机沉淀型体系注入井内，再使用柱塞泵将聚硅体系或聚合物冻胶体系体系注入井内，顶替适量油田水，关井成胶。

5.  如权利要求4所述的水平井底水封堵工艺，所述无机沉淀型体系的制备方法包括以下步骤：
(1)在搅拌池中先放入油田注入水，开启池中搅拌器，搅拌速度为100-200rpm；
(2)加入无机沉淀型体系沿着(1)中搅拌出的漩涡缓慢倒进去；
(3)搅拌30min后将搅拌速度降到50-80rpm，持续搅拌50min后停止搅拌，得无机沉淀型体系,配制成的该体系浓度为5-35wt％。

6.  如权利要求4所述的水平井底水封堵工艺，所述聚硅体系或聚合物冻胶 体系的制备方法包括以下步骤：
(1)在搅拌池中先放入油田注入水，开启池中搅拌器，搅拌速度为1000-2000rpm；
(2)加入聚硅体系或聚合物冻胶体系沿着(1)中搅拌出的漩涡缓慢倒进去；
(3)搅拌直至分散均匀，得聚硅体系或聚合物冻胶体系,配制成的聚硅体系浓度为1-5wt％，聚合物冻胶体系为0.15-1.00wt％。

一种水平井底水封堵堵剂体系以及底水封堵工艺
本申请是申请日为2012年9月18日；申请号为201210347933.9；发明名称为“一种水平井底水封堵堵剂体系以及底水封堵工艺”的发明专利申请的分案申请。
技术领域
本发明涉及一种水平井底水封堵堵剂体系以及底水封堵工艺。
背景技术
水平井增加了井眼在产层中的长度以及产层的泄油面积，可在低压差下开发油藏，提高储层、裂缝钻遇率，有效解决油气田开发过程中的面临各种问题。目前，国内大多数水平井已进入高含水开发期，与常规直井不同，受制于水平井的特殊井身结构、完井方式、出水类型等原因，国内外水平井的堵水工作中还缺乏成熟技术。
发明内容
本发明所要解决的技术问题是提供一种水平井底水封堵堵剂体系以及底水封堵工艺，用于油田常规或热采水平井采油的高含水或特高含水开发阶段。
本发明所要解决的技术问题是通过以下技术方案来实现的：
一种水平井底水封堵堵剂体系，所述水平井包括常规水平井和热采水平井，其特征在于：所述堵剂体系包括无机沉淀型体系、聚硅体系、聚合物冻胶体系、N2泡沫体系及温敏凝胶体系。其中在常规油层中布置了井身轨迹中包含水平方向的井段，通过增大油层泄油面积以提高油井产量的这类井称为常规水平井；在稠油油层中布置了井身轨迹中包含水平方向的井段，通过注蒸汽提高油层温度，降低油层内部原油粘度以有效开采稠油的这类井称为热采水平井。
对于常规水平井，依据油藏温度，所述底水封堵剂体系由无机沉淀型体系和聚硅体系或无机沉淀型体系和聚合物冻胶体系组成；对于热采水平井，依据蒸汽驱或蒸汽吞吐后地层内温度选择，所述底水封堵剂体系由无机沉淀型体系和N₂泡沫体系或无机沉淀型体系和温敏凝胶体系组成；
对于常规水平井,分两段塞注入,所述无机沉淀型体系与聚硅体系或聚合物冻胶体系的体积比为1：3-3：1；对于热采水平井，分两段塞注入，所述无机 沉淀型体系与N₂泡沫体系或温敏凝胶体系的体积比为1：3-3：1。
所述无机沉淀型体系为浓度5-35wt％的水玻璃溶液；所述聚硅体系为浓度1-5wt％的聚硅高分子材料溶液，聚硅高分子材料优选聚硅酸甲酯；
所述聚合物冻胶体系为0.15wt％-1.00wt％的聚丙烯酰胺水溶液；
所述N₂泡沫体系为发泡剂、N₂和蒸汽组成的体系；其中N₂伴注蒸汽，N₂段塞与发泡剂段塞体积比为2:1-1:3，优选段塞体积比例为1:1；所述发泡剂为阴离子型、阳离子型、两性型或非离子型发泡剂，优选采用阴离子型发泡剂；发泡剂浓度为0.1-1.0wt％,优选浓度为0.5wt％；
所述温敏凝胶体系为0.5-15wt％纤维素醚溶液。
所述的纤维素醚为羟丙基纤维素醚或甲基乙基纤维素醚；所述发泡剂为磺酸盐型、羧酸盐型或C2-C4的不饱和烃型；不饱和烃优选乙烯、丙烯；磺酸盐型优选十二烷基磺酸钠、C5-C10的全氟烷基磺酸钠或烷基苯磺酸钠；羧酸盐型优选十二烷基甘油醚羧酸盐、醇醚羧酸盐或聚氧乙烯基羧酸钠。
所述N₂伴注蒸汽与发泡剂采用交替注入或地面混合后注入。
所述的水平井底水封堵工艺，包括以下步骤：
(1)在明确出水点的基础上，使用机械封隔器卡封在出水点两端后，注入环空化学封隔器，以保证注入的选择性；
(2)根据水平井所处油藏的温度选择堵剂体系：对于常规水平井所述底水封堵剂体系由无机沉淀型体系和聚硅体系或聚合物冻胶体系组成，依据油藏温度进行选择，油藏温度大于80℃选择聚硅体系；
对于热采水平井，所述底水封堵剂由无机沉淀型体系和N₂泡沫体系或温敏凝胶体系组成，依据蒸汽驱或蒸汽吞吐后地层内温度选择，该温度小于150℃，选用温敏凝胶体系；
(3)堵剂体系的注入：对于常规水平井，采用柱塞泵分2段塞注入，按照体积比，所述第一段塞为无机沉淀型体系，第二段塞聚硅体系或聚合物冻胶体系，两个段塞体积为1:3-3:1；先将无机沉淀型体系注入井内，再使用柱塞泵将聚硅体系或聚合物冻胶体系体系注入井内，顶替适量油田水,关井成胶；适量油田水根据井筒容积和需进去油层的深度计算确定；
对于热采水平井，采用柱塞泵分2段塞注入，所述第一段塞为无机沉淀型体系，第二段塞为N₂泡沫体系或温敏凝胶体系，段塞体积比为1:3-3:1；使用柱塞泵先将无机沉淀型体系注入井内，再将温敏凝胶体系或N₂泡沫体系注入井内，顶替适量油田水，关井成胶。
所述无机沉淀型体系的制备方法包括以下步骤：
(1)在搅拌池中先放入油田注入水，开启池中搅拌器，搅拌速度为100-200rpm；
(2)加入无机沉淀型体系沿着(1)中搅拌出的漩涡缓慢倒进去；
(3)搅拌30min后将搅拌速度降到50-80rpm，持续搅拌50min后停止搅拌，得无机沉淀型体系,配制成的该体系浓度为5-35wt％。
所述聚硅体系或聚合物冻胶体系的制备方法包括以下步骤：
(1)在搅拌池中先放入油田注入水，开启池中搅拌器，搅拌速度为1000-2000rpm；
(2)加入聚硅体系或聚合物冻胶体系沿着(1)中搅拌出的漩涡缓慢倒进去；
(3)搅拌直至分散均匀，得聚硅体系或聚合物冻胶体系,配制成的聚硅体系浓度为1-5wt％，聚合物冻胶体系为0.15-1.00wt％。
所述温敏凝胶体系的制备方法包括以下步骤：
(1)在搅拌池中先放入油田注入水，开启池中搅拌器，搅拌速度为1000-2000rpm；
(2)加入温敏凝胶体系沿着(1)中搅拌出的漩涡缓慢倒进去；
(3)搅拌直至分散均匀，得温敏凝胶体系,配制成的该体系浓度为0.5-15wt％。
所述N₂泡沫体系的制备方法包括以下步骤：
(1)配制发泡剂溶液，浓度为0.1-1.0wt％；
(2)调整蒸汽、氮气、发泡剂的排量和流程管线；
(3)使用高压锅炉设备、氮气车和小剂量的柱塞泵将调配好的N₂泡沫体系注入井内。
所述蒸汽注入速度120-200t/d，N₂注入速度900-1200Nm³/hr，发泡剂注入速度0.5-2.5L/min。
本发明的有以下有益效果：
本发明堵剂体系选择合理、组合得当、可注性强，具有了“进得去、堵得住、耐冲刷能力强、封堵有效期长”的堵水特性。该工艺技术应用于高含水或特高含水水平井后，可以达到高强度深部封堵的目的，封堵率90％以上，有效的降低水平井含水率，提高油井产能。
附图说明
图1是水平井底水封堵工艺技术示意图
图2是水平井底水封堵工艺现场施工流程示意图
图3是水平井底水封堵工艺N₂泡沫现场施工流程示意图
图中，1.出水点、2.环空化学封隔器、3.机械封隔器、4.泄液孔、5.第二段塞、6.第一段塞、7.水平井、8.无机沉淀型体系搅拌池、9.聚硅体系或聚合物冻胶体系搅拌池、11.氮气车、12.高压锅炉设备、13.小剂量的柱塞泵、14.柱塞泵、21.水层、22.油层、23.防砂筛管、24.注入管
具体实施方式
如图1-3所示，一种水平井底水封堵堵剂体系，所述水平井包括常规水平井和热采水平井，其特征在于：所述堵剂体系包括无机沉淀型体系、聚硅体系、聚合物冻胶体系、N2泡沫体系及温敏凝胶体系。
对于常规水平井，依据油藏温度，所述底水封堵剂体系由无机沉淀型体系和聚硅体系或无机沉淀型体系和聚合物冻胶体系组成；对于热采水平井，依据蒸汽驱或蒸汽吞吐后地层内温度选择，所述底水封堵剂体系由无机沉淀型体系和N₂泡沫体系或无机沉淀型体系和温敏凝胶体系组成；
对于常规水平井,分两段塞注入,所述无机沉淀型体系与聚硅体系或聚合物冻胶体系的体积比为1：3-3：1；对于热采水平井，分两段塞注入，所述无机沉淀型体系与N₂泡沫体系或温敏凝胶体系的体积比为1：3-3：1。
所述无机沉淀型体系为浓度5-35wt％的水玻璃溶液；所述聚硅体系为浓度1-5wt％的聚硅高分子材料溶液，聚硅高分子材料优选聚硅酸甲酯；
所述聚合物冻胶体系为0.15wt％-1.00wt％的聚丙烯酰胺水溶液；
所述N₂泡沫体系为发泡剂、N₂和蒸汽组成的体系；其中N₂伴注蒸汽，N₂段塞与发泡剂段塞体积比为2:1-1:3，优选段塞体积比例为1:1；所述发泡剂为阴离子型、阳离子型、两性型或非离子型发泡剂，优选采用阴离子型发泡剂；发泡剂浓度为0.1-1.0wt％,优选浓度为0.5wt％；
所述温敏凝胶体系为0.5-15wt％纤维素醚溶液。
所述的纤维素醚为羟丙基纤维素醚或甲基乙基纤维素醚；所述发泡剂为磺酸盐型、羧酸盐型或C2-C4的不饱和烃型；不饱和烃优选乙烯、丙烯；磺酸盐型优选十二烷基磺酸钠、C5-C10的全氟烷基磺酸钠或烷基苯磺酸钠；羧酸盐型优选十二烷基甘油醚羧酸盐、醇醚羧酸盐或聚氧乙烯基羧酸钠。
所述N₂伴注蒸汽与发泡剂采用交替注入或地面混合后注入。
所述的水平井底水封堵工艺，包括以下步骤：
(1)在明确出水点的基础上，使用机械封隔器卡封在出水点两端后，注入环空化学封隔器，以保证注入的选择性；
(2)根据水平井所处油藏的温度选择堵剂体系：对于常规水平井所述底水封堵剂体系由无机沉淀型体系和聚硅体系或聚合物冻胶体系组成，依据油藏温度进行选择，油藏温度大于80℃选择聚硅体系；
对于热采水平井，所述底水封堵剂由无机沉淀型体系和N₂泡沫体系或温敏凝胶体系组成，依据蒸汽驱或蒸汽吞吐后地层内温度选择，该温度小于150℃，选用温敏凝胶体系；
(3)堵剂体系的注入：对于常规水平井，采用柱塞泵分2段塞注入，按照体积比，所述第一段塞为无机沉淀型体系，第二段塞聚硅体系或聚合物冻胶体系，两个段塞体积为1:3-3:1；先将无机沉淀型体系注入井内，再使用柱塞泵将聚硅体系或聚合物冻胶体系体系注入井内，顶替适量油田水,关井成胶；适量油田水根据井筒容积和需进去油层的深度计算确定；
对于热采水平井，采用柱塞泵分两段塞注入，所述第一段塞为无机沉淀型体系，第二段塞为N₂泡沫体系或温敏凝胶体系，段塞体积比为1:3-3:1；使用柱塞泵先将无机沉淀型体系注入井内，再将温敏凝胶体系或N₂泡沫体系注入井内，顶替适量油田水，关井成胶。
所述无机沉淀型体系的制备方法包括以下步骤：
(1)在搅拌池中先放入油田注入水，开启池中搅拌器，搅拌速度为100-200rpm；
(2)加入无机沉淀型体系沿着(1)中搅拌出的漩涡缓慢倒进去；
(3)搅拌30min后将搅拌速度降到50-80rpm，持续搅拌50min后停止搅拌，得无机沉淀型体系,配制成的该体系浓度为5-35wt％。
所述聚硅体系或聚合物冻胶体系的制备方法包括以下步骤：
(1)在搅拌池中先放入油田注入水，开启池中搅拌器，搅拌速度为1000-2000rpm；
(2)加入聚硅体系或聚合物冻胶体系沿着(1)中搅拌出的漩涡缓慢倒进去；
(3)搅拌直至分散均匀，得聚硅体系或聚合物冻胶体系,配制成的聚硅体系浓度为1-5wt％，聚合物冻胶体系为0.15-1.00wt％。
所述温敏凝胶体系的制备方法包括以下步骤：
(1)在搅拌池中先放入油田注入水，开启池中搅拌器，搅拌速度为1000-2000rpm；
(2)加入温敏凝胶体系沿着(1)中搅拌出的漩涡缓慢倒进去；
(3)搅拌直至分散均匀，得温敏凝胶体系,配制成的该体系浓度为0.5-15 wt％。
所述N₂泡沫体系的制备方法包括以下步骤：
(1)配制发泡剂溶液，浓度为0.1-1.0wt％；
(2)调整蒸汽、氮气、发泡剂的排量和流程管线；
(3)使用高压锅炉设备、氮气车和小剂量的柱塞泵将调配好的N₂泡沫体系注入井内。
所述蒸汽注入速度120-200t/d，N₂注入速度900-1200Nm³/hr，发泡剂注入速度0.5-2.5L/min。
如图1所示的为水平井底水封堵工艺，选择好堵剂体系按照2个段塞注入，堵剂从注入管进，从泄液孔流出，将堵剂段塞在出水点下方；出水点两侧设置环空化学封隔器和机械封隔器。
实施例1：无机沉淀型体系和聚合物冻胶体系的常规水平井底水封堵工艺
一种水平井底水封堵工艺技术，主要包括2个段塞，第一段塞为无机沉淀型体系和第二段塞为聚合物冻胶体系体积比为1：3。
上述的水平井底水封堵工艺技术，包括以下步骤：
(1)在无机沉淀型体系搅拌池中先放入一定量油田注入水，开启池中搅拌器，搅拌速度为100-200rpm；
(2)加入一定量无机沉淀型体系沿着(1)中搅拌出的漩涡缓慢倒进去；
(3)搅拌30min后将搅拌速度降到50-80rpm，持续搅拌50min后停止搅拌，得5-35wt％无机沉淀型体系；
(4)在另外一个聚合物冻胶体系搅拌池中放入一定量油田注入水，开启池中搅拌器，在高速搅拌情况下，加入一定量的聚合物冻胶体系，直至搅拌分散均匀，得0.15wt％-1.00wt％聚合物冻胶体系；
(5)使用柱塞泵先将(3)中的溶液注入井内，再使用柱塞泵将(4)中搅拌分散均匀的体系注入水平井内，顶替适量油田水，关井成胶。
所述水平井底水封堵工艺技术中无机沉淀型体系浓度为35wt％。
所述水平井底水封堵工艺技术中聚合物冻胶体系浓度为1.00wt％。
上述的水平井底水封堵工艺技术，所述水平井底水封堵工艺适用于常规油藏温度小于80℃的水平井采油的高含水或特高含水开发阶段。
实施例2：无机沉淀型体系和聚硅体系的常规水平井底水封堵工艺
一种水平井底水封堵工艺技术，主要包括2个段塞，第一段塞无机沉淀型体系和第二段塞聚硅体系体积比为2：1。
上述的水平井底水封堵工艺技术，包括以下步骤：
(1)在无机沉淀型体系搅拌池中先放入一定量油田注入水，开启池中搅拌器，搅拌速度为100-200rpm；
(2)加入一定量无机沉淀型体系沿着(1)中搅拌出的漩涡缓慢倒进去；
(3)搅拌30min后将搅拌速度降到50-80rpm，持续搅拌50min后停止搅拌，得5-35wt％无机沉淀型体系；
(4)在另外一个聚硅体系搅拌池中放入一定量油田注入水，开启池中搅拌器，在高速搅拌情况下，加入一定量的聚硅体系，直至搅拌分散均匀，得1-5wt％聚硅体系；
(5)使用柱塞泵先将(3)中的溶液注入井7内，再使用柱塞泵将(4)中搅拌分散均匀的体系注入水平井内，顶替适量油田水，关井成胶。
所述水平井底水封堵工艺技术中无机沉淀型体系浓度为25wt％。
所述水平井底水封堵工艺技术中聚硅体系浓度为5wt％。
所述水平井底水封堵工艺适用于常规油藏温度80℃以上的水平井采油的高含水或特高含水开发阶段。
实施例3：无机沉淀型体系和温敏凝胶体系的热采水平井底水封堵工艺
一种热采水平井底水封堵工艺技术，主要包括2个段塞，第一段塞无机沉淀型体系和第二段塞温敏凝胶体系体积比为3：1。
上述的水平井底水封堵工艺技术，包括以下步骤：
(1)在无机沉淀型体系搅拌池中先放入一定量油田注入水，开启池中搅拌器，搅拌速度为100-200rpm；
(2)加入一定量无机沉淀型体系沿着(1)中搅拌出的漩涡缓慢倒进去；
(3)搅拌30min后将搅拌速度降到50-80rpm，持续搅拌50min后停止搅拌，得5-35wt％无机沉淀型体系；
(4)在另外一个搅拌池中放入一定量油田注入水，开启池中搅拌器，在高速搅拌情况下，加入一定量的温敏凝胶体系，直至搅拌分散均匀，得0.5-15wt％温敏凝胶体系；
(5)使用柱塞泵先将(3)中的溶液注入水平井内，再使用柱塞泵将(4)中搅拌分散均匀的体系注入水平井内，顶替适量油田水，关井成胶。
所述水平井底水封堵工艺技术中无机沉淀型体系浓度为15wt％。
所述水平井底水封堵工艺技术中温敏凝胶体系浓度为10wt％。
所述水平井底水封堵工艺适用于热采水平井采油的高含水或特高含水开发阶段，依据蒸汽驱或蒸汽吞吐后地层内温度选择，该温度小于150℃，选用温敏凝胶体系，用于稠油热采井封堵。
实施例4：无机沉淀型体系和N₂泡沫体系热采水平井底水封堵工艺
一种水平井底水封堵工艺技术，主要包括2个段塞，第一段塞为无机沉淀型体系和第二段塞为N₂泡沫体系体积比为2：1。
上述的水平井底水封堵工艺技术，包括以下步骤：
(1)在无机沉淀型体系搅拌池中先放入一定量油田注入水，开启池中搅拌器，搅拌速度为100-200rpm；
(2)加入一定量无机沉淀型体系沿着(1)中搅拌出的漩涡缓慢倒进去；
(3)搅拌30min后将搅拌速度降到50-80rpm，持续搅拌50min后停止搅拌，得5-35wt％无机沉淀型体系；
(4)配制发泡剂溶液，浓度为0.1-1.0wt％；然后对N₂泡沫体系注入，按图3调整好高压锅炉设备、氮气车、发泡剂的小剂量的柱塞泵的排量和流程管线；
(5)使用柱塞泵先将(3)中的溶液注入水平井内，再使用氮气车、高压锅炉设备、小剂量的柱塞泵将(4)中调配好的N₂泡沫体系注入水平井内，顶替适量油田水，关井成胶。
所述水平井底水封堵工艺技术中无机沉淀型体系浓度为200000mg/L。
所述水平井底水封堵工艺技术中N₂泡沫体系蒸汽注入速度120～200t/d、N₂注入速度900～1200Nm³/h、发泡剂注入速度0.5～2.5L/min。
所述水平井底水封堵工艺适用于热采水平井采油的高含水或特高含水开发阶段，依据蒸汽驱或蒸汽吞吐后地层内温度选择，该温度高于150℃，选用N₂泡沫体系；用于普通稠油或常规稀油油藏封堵。