一种致密油藏水平井防气窜-驱油方法与流程

1.本发明涉及油藏开发技术领域技术领域，具体涉及一种致密油藏水平井防气窜-驱油方法。


背景技术：

2.近年来，非常规油气在我国能源发展中占据重要地位。非常规油气中的致密油藏普遍存在储层物性差、非均质性强、注水困难等问题。除采用注气开发措施外，常需要对储层进行压裂改造，由于储层应力复杂性及压裂缝网展布不确定性，改造过程中出现的压裂裂缝相互连接，形成高渗裂缝通道，导致注采井连通，从而降低油藏采出程度。
3.与常规油藏不同，致密油藏在开发过程中，常采用气驱方式且伴随储层压裂改造措施。一般地，经过压裂改造且发生窜流的油藏中存在以下三类裂缝：一类为连通注采井的主裂缝，该类裂缝的存在极大程度降低了驱油效率，此类裂缝也是封堵措施的主要对象。第二类为压裂过程中未发生窜流的支撑缝，最后一类为主裂缝中的分支微裂缝，后两类裂缝的存在能有效提高波及效率，改两类裂缝在封堵措施中需要保护。
4.由于压裂缝网展布的复杂性，有效封堵连通注采井的裂缝对封堵技术与体系有更高要求。研究表明，常规的水平井压裂后调剖存在以下问题：一方面，传统的单一调剖剂(凝胶颗粒、就地凝胶等)在储层中注入性与深部运移要求中矛盾突出，实现深部调剖难度较大，且传统单一堵剂封堵强度很难达到裂缝封堵要求；另一方面，常规的笼统注入法无法有效规避微裂缝以及未连通的裂缝，措施后导致裂缝均被封死，使得前期改造措施效果不佳；最后，由于压裂裂缝多属于动态裂缝，即随着压力增加裂缝张开，压力减小裂缝闭合，常规堵剂较难达到有效封堵。因此，常规的单一堵剂以及笼统注入方法不适用于水平井压裂后调剖作业。仅依靠对传统的调剖方法的优化和改进很难在矿场试验中取得较好的效果，需有技术思路的创新，从而解决在不伤害微裂缝以及未连通的裂缝的同时能对“气窜”裂缝通道进行有效封堵。


技术实现要素：

5.鉴于此，本发明所要解决的技术问题是提供一种致密油藏水平井防气窜-驱油方法，对具有复杂裂缝体系的致密油藏进行有效封堵和驱替，提高特低渗油藏的采收率。
6.本发明的技术方案是，一种致密油藏水平井防气窜-驱油方法，包括以下步骤：
7.s1：向发生窜流的致密油藏水平井段中注入洗油剂，洗去窜流裂缝表面的残余油；
8.s2：将包括聚合物的暂堵剂注入洗去残余油后的致密油藏水平井段中，对未发生窜流的支撑缝及微裂缝进行暂堵；
9.s3：将包括聚合物的主堵剂注入暂堵后的致密油藏水平井段中，对发生窜流的主裂缝进行封堵；
10.s4：向注入主堵剂之后致密油藏水平井段中注入顶替剂，将井筒中的主堵剂继续顶替进入发生窜流的主裂缝中；
11.s5：停注等待一段时间，直至主堵剂成胶形成有效封堵；
12.s6：待暂堵剂完全解堵后，向水平井中注入驱油剂，对致密油藏孔隙基质中的残余油进行驱替。
13.本发明的一种实施方式在于，所述洗油剂为可将油水界面张力降低至10-3
数量级的表面活性剂溶液。
14.本发明的一种实施方式在于，所述暂堵剂在可在地层条件下自行解堵，其解堵时间为4-10天，解堵率在95％以上。
15.本发明的一种实施方式在于，所述主堵剂中的聚合物上接枝有与地层岩石相反电性的结构基团。
16.本发明的一种实施方式在于，所述主堵剂中聚合物形成的体系为二次凝胶体系。
17.进一步的，所述二次凝胶体系中混有柔性颗粒。
18.本发明的一种实施方式在于，所述顶替液为在地层条件下的最终自行降解率在90％以上的聚合物溶液。
19.本发明的一种实施方式在于，所述停注等待的时间范围为48-72h。
20.本发明的一种实施方式在于，所述驱油剂包括天然气和二氧化碳。
21.本发明的技术效果在于：
22.1、使用可自行解堵的暂堵剂对地层中存在的微裂缝和支撑裂缝进行暂堵，避免主堵剂在封堵时对微裂缝和支撑裂缝造成永久性伤害，保证了在主裂缝封堵完成的情况下，微裂缝和支撑裂缝的产出效果，从而有效提高了低渗油藏的采收率。
23.2、在对主裂缝进行封堵之前使用具有强洗油效果的表面活性剂溶液对主裂缝壁面进行清洗，利用电荷作用加强裂缝壁面与主堵剂间的粘附效果，从而保证能有效封堵气窜通道。
附图说明
24.为了更清楚地说明本发明实施方式的技术方案，下面将对实施方式中所需要使用的附图作简单地介绍。
25.图1为本发明中致密油藏水平井防气窜-驱油方法的具体实施流程图；
26.图2为本发明中致密油藏水平井中的裂缝分布示意图；
27.图3为本发明实施例1中实验过程的动态曲线图；
28.图4为本发明实施例2中实验过程的动态曲线图；
29.图5为本发明实施例3中实验过程的动态曲线图。
具体实施方式
30.下面结合实施例及附图，对本发明作进一步地的详细说明。
31.为使本发明实施方式的目的、技术方案和优点更加清楚，下面将结合本发明实施方式中的附图，对本发明实施方式中的技术方案进行清楚、完整地描述，所描述的实施方式是本发明一部分实施方式，而不是全部的实施方式。基于本发明中的实施方式，本领域普通技术人员在没有作出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施方式，都属于本发明保护的范围。
32.参见图1，一种致密油藏水平井防气窜-驱油方法，具体包括如下步骤：
33.步骤s1：向发生窜流的致密油藏水平井段中注入洗油剂，洗去窜流裂缝表面的残余油。
34.在出现气窜的井筒中，裂缝岩石往往会表面存在一定的残余油，水溶性的凝胶类堵剂在存在有油性物质的情况下，与岩石表面的接触会受到影响，出现如粘附效果变差等问题。而对于气窜油藏，窜通裂缝多为可伸展的动态缝，且封堵对象为气体，堵剂与岩石表面的粘附强度将对裂缝的封堵效果产生较大影响，因此，在封堵前使用洗油剂对裂缝岩石表面进行清洗，可有效提高后续封堵剂的成胶效果。
35.一般地，在裂缝渗透率较大的情况下，降低油水界面张力效果明显的表面活性剂将具有更好的清洗效果；为尽可能地洗去裂缝中的残余油，将裂缝表面的岩石暴露出来，本发明中一些实施方式中选用能够将油水界面张力降低至10-3
数量级的表面活性剂溶液作为洗油剂注入气窜井筒中进行清洗作业，直至洗涤至采出液中的含水率达到95％以上，可认为本步骤中的洗油过程达到要求。
36.步骤s2：向完成洗油过程后的致密油藏的井筒中注入暂堵剂，对未发生窜流的支撑缝及微裂缝进行暂堵。
37.井筒中裂缝的主要结构分布可参见图2，包括主裂缝、未与主裂缝连通的支撑缝及与主裂缝连通的微裂缝，主裂缝是防气窜作业的主要对象，支撑缝与微裂缝是气窜发生后致密油藏的主要产油位置，因此防气窜作业的目的就是在尽可能保证不对支撑缝与微裂缝造成伤害的情况下完全封堵发生气窜的主裂缝；
38.本说明书实施方式中所使用的暂堵剂为凝胶类聚合物，将在对气窜裂缝进行封堵之前先注入暂堵剂对支撑缝与微裂缝进行暂堵，暂堵剂可直接进入微裂缝；暂堵剂的注入量可以通过测井过程中获得的地层中裂缝体积来确定；当注入作业开始时，井筒内部处于承压状态，可使得支撑缝打开与主裂缝连通，允许暂堵剂进入。相应的，需要根据实际工况和地层条件来确定暂堵剂的黏度分布，暂堵剂的黏度不宜过高，其目的一方面是避免影响注入过程，另一方面则是避免较高的黏度妨碍暂堵剂进入微裂缝与支撑缝中，同时，暂堵剂的黏度需要保证可以在地层条件中顺利成胶的最低黏度要求之上，避免暂堵剂在黏度过低的情况下注入时受到剪切影响导致不成胶。
39.此外，本实施例中的暂堵剂还可以自行解堵，并确保解堵率在95％以上；由于后续采油过程时需要保证微裂缝和支撑缝开启，暂堵剂在地层条件下自行破胶后，不能存在明显妨碍渗透的固体残渣，解堵率大于95％可确保暂堵剂不会对微裂缝及支撑缝造成伤害；同时考虑到后续步骤中暂堵剂需要保证针对堵剂完全成胶之前的封堵效果，暂堵剂的完全自行解堵时间控制在4-10天这一范围内。
40.步骤s3：将包括聚合物的主堵剂注入暂堵后得到的致密油藏水平井段中，对发生窜流的主裂缝进行封堵。
41.前述步骤中使用暂堵剂对裂缝体系中的微裂缝和支撑缝进行暂堵之后，地层中的主裂缝成为主要气窜缝，需要使用主堵剂对其进行封堵，其注入量可通过测井步骤获得的窜流裂缝体积进行计算。
42.在本说明书的一些实施方式中，主堵剂中聚合物上接枝有与地层岩石相反电性的结构基团，构成可与地层岩石相互吸附的凝胶体系，这样，在电荷作用的作用下，主堵剂可
与经洗油剂洗出的裸露岩石产生主动吸引作用，由于压裂裂缝为动态裂缝，在堵剂注入完成进行后续驱替时，随着压力的上升裂缝将出现一定程度的扩张，此时主堵剂基于自身弹性和吸附作用将随裂缝的扩张而产生形变，对裂缝进行动态封堵，有效保证主堵剂与裂缝壁面的紧密接触，确保了封堵效果；另外值得注意的是，主堵剂成胶后的突破压力梯度需要高于基质的启动压力梯度，从而保证主堵剂的封堵效果。
43.而在另一些实施方式中，主堵剂中基于聚合物所形成的聚合物体系为二次凝胶体系，这里所述的二次凝胶体系指在地面条件下针对主堵剂中的聚合物预先交联之后，形成具有一定黏度的弱凝胶，将弱凝胶注入地层后再在地层的温度条件下二次交联为强度和韧性满足封堵条件的聚合物体系，这是因为主堵剂在注入过程中的黏度需要控制在一定的范围内，一方面，过低的黏度会影响成胶性能，同时堵剂黏度越低，堵剂的滤失也相应的提高，而当堵剂大量进入基质层后将导致严重的储层伤害，降低储层的渗流能力，因此在此处的堵剂需要确保的最低黏度是能够保证基质伤害率低于5％，另一方面，主堵剂的黏度也不能过高，过高的黏度会导致注入压力过高，提高注入难度和生产成本，所以应当根据实际生产条件中的相关施工成本来控制黏度的上限；因此，具有一定基础黏度的二次凝胶体系则可以有效满足注入过程中对于主堵剂的黏度要求，即主堵剂首先在地面上预先交联获得一定的黏度，同时依然保留有较好的流动性能，在有效降低滤失的同时，还可以很容易快捷地注入指定的气窜主裂缝中，待到进入主裂缝中指定位置后，在地层温度条件的影响下二次凝胶，交联成为具有良好强度和韧性的聚合物凝胶，实现对主裂缝的有效封堵。
44.此外，在本发明更进一步的一些实施方式当中，二次凝胶体系中还可混入部分柔性颗粒，二次凝胶与柔性颗粒共混形成共混体系后，具有更好的悬浮效果，提升了其深部运移能力，当体系进入地层后，其中的颗粒可吸水膨胀稳定卡于裂缝中，二次凝胶充分延伸至颗粒周围的孔隙中，在提高了封堵强度的同时，还有效降低了颗粒周围空隙发生的气窜的可能。
45.步骤s4：向注入主堵剂之后致密油藏水平井段中注入顶替剂，将井筒中的主堵剂继续顶替进入发生窜流的主裂缝中。
46.主堵剂在按照设计量注入地层后，部分主堵剂存在于井筒主体部分，因此需要使用顶替液将主堵剂推入主裂缝中，避免主堵剂滞留在井筒中成胶堵塞井筒，且主堵剂还可间接带动主裂缝中的暂堵剂继续进入与主裂缝相连的微裂缝中，保证微裂缝的暂堵效果；同时，为了不影响后续驱油介质顺利进入井筒，在本发明的一些实施方式中，顶替液采用的是在地层条件下自行降解率90％以上的聚合物溶液，在有效顶替主堵剂的同时，保证顶替液及时有效地降解，其注入量可根据实际井筒体积计算得出，使用聚合物顶替液的原因是如果直接使用较低黏度的聚合物或清水作为顶替液，将会导致位于井筒中的步骤s3中主堵剂聚合物二次凝胶体系浓度被稀释，降低二次成胶时的成胶强度，影响气窜的封堵效果，并加剧二次凝胶体系的滤失，增强基质伤害，因此顶替液需要具有一定黏度；同时顶替液的注入也需要满足实际施工条件，避免高黏度高压力状态引起注入难度和成本陡增，故优选的，顶替液的黏度应超过主堵剂聚合物二次凝胶体系黏度，且超出幅度控制在二次凝胶体系黏度10％以内，确保顶替剂顺利注入和顶替。
47.步骤s5：停注等待一定时间，直至主堵剂成胶形成有效封堵。
48.在步骤s4中顶替液将主堵剂顶替进入主裂缝的指定位置后，为避免在堵剂还未完
全成胶的时候就实施后续步骤，导致气体进入主堵剂的凝胶体系引起体系强度下降，需停注等待主堵剂完全成胶，保证封堵强度，在本发明的一些实施方式中，停注等待的时间范围为48-72h。
49.步骤s6：向水平井中注入驱油剂，对致密油藏孔隙基质中的残余油进行驱替。
50.由于致密油藏具有较低的渗透率，诸如水、表面活性剂、聚合物溶液之类的常规驱油剂往往具有较大的注入难度，因此在本发明的一些实施方式中，采用天然气或二氧化碳等气体作为驱油剂对致密油藏进行驱替，气体良好的流动性保证了注入效果，同时在一定的条件下，气体可与原油发生混相，有助于降低原油黏度，实现混相驱替，极大地提高波及效率及洗油效率，直至驱替至完全气窜为止；
51.值得注意的是，驱油作业需要在暂堵剂完全解堵后进行，避免在受暂堵剂封堵的基质缝隙未完全解堵恢复的状态下驱油，导致作业效果受影响。
52.为便于充分理解本发明中的步骤，下面提供几组实施例用于说明本发明的具体技术效果。
53.以下实施例所模拟气窜主缝及未发生气窜的支撑缝设计方式如图2所示，主裂缝宽度通过金属垫片厚度控制，支撑剂为陶粒，造缝岩心通过热塑管包裹固定。
54.实施例1：
55.实验所用岩心为人造砂砾岩岩心(0.5md)，岩心带正电荷，所用水为某致密油藏地层水，矿化度3
×
104mg/l，所用原油为该油田脱气原油，50℃下黏度4.73mpa.s，油藏温度91℃，主裂缝宽度为1mm，支撑剂为30-50目陶粒，表面活性剂采用烷基醇聚氧乙烯醚磺酸钠，暂堵剂采用海藻酸钠/丙烯酰胺水凝胶，完全破胶时间控制为4天，二次凝胶采用n,n-二甲基-聚酰胺-胺，顶替液采用hpam溶液，气驱介质为co2。通过实验测试，当主堵剂黏度高于230mpa.s时，对基质的伤害率小于5％，考虑暂堵剂及顶替液对主堵剂的稀释作用及成本问题，选择暂堵剂黏度为262mpa.s，主堵剂黏度为252mpa.s，顶替液黏度为265mpa.s。未连通支撑缝及微裂缝总体积为1.25ml，主裂缝的体积为1.07ml，注入段管线内体积为0.5ml。
56.实验流程为：将岩心抽真空饱和水、饱和油后，造缝填砂。注入co2至完全气窜；注表面活性剂溶液至出口端产出液含水95％；注入1.25ml暂堵剂；注入1.07ml的二次凝胶，注入0.5ml的聚合物溶液，停注等待48h；等到暂堵剂完全破胶后进行后续co2驱。气驱-注表面活性剂溶液-注暂堵剂-注聚合物溶液-注二次凝胶-后续co2驱实验动态如图3所示。实验结果显示：气窜发生后，通过暂堵剂及二次凝胶的选择性封堵，后续co2驱有效提高驱油效率21.68％。
57.实施例2：
58.实验所用岩心为人造砂砾岩岩心(0.5md)，岩心带正电荷，所用水为某致密油藏地层水，矿化度3
×
104mg/l，所用原油为该油田脱气原油，50℃下黏度4.73mpa.s，油藏温度91℃，主裂缝宽度为1mm，支撑剂为30-50目陶粒，表面活性剂采用烷基醇聚氧乙烯醚磺酸钠，暂堵剂采用海藻酸钠/丙烯酰胺水凝胶，完全破胶时间控制为4天，二次凝胶采用n,n-二甲基-聚酰胺-胺，顶替液采用hpam溶液，气驱介质为天然气。通过实验测试，当主堵剂黏度高于230mpa.s时，对基质的伤害率小于5％，考虑暂堵剂及顶替液对主堵剂的稀释作用及成本问题，选择暂堵剂黏度为262mpa.s，主堵剂黏度为252mpa.s，顶替液黏度为265mpa.s。未连通支撑缝及微裂缝总体积为1.33ml，主裂缝的体积为1.12ml，注入段管线内体积为0.5ml。
59.实验流程为：将岩心抽真空饱和水、饱和油后，造缝填砂。注入天然气至完全气窜；注表面活性剂溶液至出口端产出液含水95％；注入1.33ml暂堵剂；注入1.12ml的二次凝胶，注入0.5ml的聚合物溶液，停注等待72h；等到暂堵剂完全破胶后进行后续天然气驱。天然气驱-注表面活性剂溶液-注暂堵剂-注聚合物溶液-注二次凝胶-后续天然气驱实验动态如图4所示。实验结果显示：气窜发生后，通过暂堵剂及二次凝胶的选择性封堵，后续天然气驱有效提高驱油效率17.38％
60.实施例3：
61.实验所用岩心为人造砂砾岩岩心(0.5md),所用水为某致密油藏地层水，矿化度3
×
104mg/l，所用原油为该油田脱气原油，50℃下黏度4.73mpa.s，油藏温度91℃，主裂缝宽度为1mm，支撑剂为30-50目陶粒，二次凝胶与柔性颗粒共混体系中，柔性颗粒质量浓度为0.5％，表面活性剂采用烷基醇聚氧乙烯醚磺酸钠，暂堵剂采用海藻酸钠/丙烯酰胺水凝胶，完全破胶时间控制为7天，二次凝胶采用n,n-二甲基-聚酰胺-胺，柔性颗粒为橡胶颗粒，顶替液采用hpam溶液，气驱介质为co2。通过实验测试，当主堵剂黏度高于230mpa.s时，对基质的伤害率小于5％，考虑暂堵剂及顶替液对主堵剂的稀释作用及成本问题，选择暂堵剂黏度为262mpa.s，主堵剂黏度为252mpa.s，顶替液黏度为265mpa.s。未连通支撑缝及微裂缝总体积为1.49ml，主裂缝的体积为1.25ml，注入段管线内体积为0.5ml。
62.实验流程为：将岩心抽真空饱和水、饱和油后，造缝填砂。注入co2至完全气窜；注表面活性剂溶液至出口端产出液含水95％；注入1.49ml暂堵剂；注入1.25ml的二次凝胶 柔性颗粒共混体系，注入0.5ml的聚合物溶液，停注等待72h；等到暂堵剂完全破胶后进行后续co2驱。气驱-注表面活性剂溶液-注暂堵剂-注聚合物溶液-注二次凝胶 柔性颗粒共混体系-后续co2驱实验动态如图5所示。实验结果显示：气窜发生后，通过暂堵剂及二次凝胶的选择性封堵，后续co2驱有效提高驱油效率22.20％。
63.由以上实施例可以看出，向气窜裂缝中注入暂堵剂及主堵剂的二次凝胶或二次凝胶与柔性颗粒混合段塞，能有效封堵气窜通道，改善致密油藏的动态驱替剖面，使得后续驱油介质针对致密基质的残余油及剩余油获得更好的驱替效果，从而大幅提高致密油藏采收率。
64.以上所述，仅为本发明较佳的具体实施方式，但本发明的保护范围并不局限于此，任何熟悉本技术领域的技术人员在本发明实施例揭露的技术范围内，可轻易想到的变化或替换，都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应该以权利要求的保护范围为准。