阅读说明：本技术 一种稠油水平井用耐高温堵剂及堵水方法 (High-temperature-resistant plugging agent for thick oil horizontal well and water plugging method ) 是由 刘江玲 黄腾 门琦淏 黄小雷 李尚莹 于 2019-11-28 设计创作，主要内容包括：本发明提供了一种稠油水平井用耐高温堵剂及堵水方法。该耐高温堵剂包括水玻璃、尿素、填充剂,其中,所述水玻璃和尿素的体积比为1:2-2.2,所述填充剂占水玻璃和尿素总重量的20-25％。所述耐高温堵剂在井筒中的残留堵剂能够通过冲洗作业处理掉,有效保证施工的安全性,简化了施工过程。本发明还提供了一种稠油水平井堵水方法,该方法以上述耐高温堵剂作为近井段塞,以氮气泡沫凝胶堵剂作为远井段塞,利用两种堵剂间的协同配合保障水平井的堵水效果,与其他耐高温堵剂的堵水方法相比,本发明提供的耐高温堵剂及堵水方法具有材料来源广泛、施工安全简单、堵水效果好、应用前景广阔的特点。(The invention provides a high-temperature-resistant plugging agent for a thick oil horizontal well and a water plugging method. The high-temperature-resistant plugging agent comprises water glass, urea and a filling agent, wherein the volume ratio of the water glass to the urea is 1: (2-2.2), and the filling agent accounts for 20% -25% of the total weight of the water glass and the urea. The residual plugging agent of the high-temperature-resistant plugging agent in a shaft can be removed through flushing operation, the construction safety is effectively guaranteed, and the construction process is simplified. The invention further provides the water plugging method for the thick oil horizontal well. According to the method, the high-temperature-resistant plugging agent serves as a near-well slug, a nitrogen foam gel plugging agent serves as a far-well slug, and the water plugging effect of the horizontal well is guaranteed through cooperation of the two plugging agents. Compared with water plugging methods of other high-temperature-resistant plugging agents, the high-temperature-resistant plugging agent and the water plugging method have the advantages that the material source is wide, construction is safe and simple, the water plugging effect is good, and the application prospect is wide.)

一种稠油水平井用耐高温堵剂及堵水方法

技术领域

本发明涉及石油开采技术领域，尤其涉及一种稠油水平井用耐高温堵剂及堵水方法。

背景技术

水平井主要以稠油井间加密及老区低品位储量二次评价、分层开发、二次开发为主，具有地质条件复杂、油藏类型多，应用类型广泛等特点。但随着采出程度的提高，地层压力的下降，边底水侵问题逐渐加剧，产出液高含水甚至水淹的现象比较普遍，而且水淹问题逐步向同层位邻井扩展，导致周边直井或水平井区域出水。水平井出现水突破之后油井产油大幅度降低，水处理费用增加，如果没有适当的补救措施，势必过早关井，出现产能的浪费。水平井堵水技术成为治理这一问题的首选措施。

目前采用的耐高温堵剂一般为树脂粉煤灰堵剂或双激发无机凝胶堵剂，固化或成胶时间较短，后续需钻磨处理井筒内残留堵剂，施工工序繁杂，且套坏井或大修后小套管井无法实施该项措施。为此，研究一种水平井专用的耐高温堵剂，满足于稠油水平井堵水需求具有重要意义。

发明内容

为了解决上述问题，本发明的目的在于提供一种稠油水平井用耐高温堵剂及堵水方法。该耐高温堵剂及堵水方法具有原料来源广泛、施工安全简单、堵水效果好、应用前景广阔等特点。

为了达到上述目的，本发明提供了一种稠油水平井用耐高温堵剂，其包括水玻璃、尿素和填充剂，其中，所述水玻璃和所述尿素的体积比为1:2-2.2，所述填充剂占水玻璃和尿素总重量的20-25％。

在上述耐高温堵剂中，优选地，所述水玻璃的模数为3-3.5。

在上述耐高温堵剂中，优选地，所述填充剂包括膨润土粉。

在上述耐高温堵剂中，优选地，所述水玻璃、尿素和填充剂经过成胶固化反应形成所述耐高温堵剂，所述成胶固化反应的反应温度大于80℃。

在上述耐高温堵剂中，优选地，所述耐高温堵剂的固化时间大于48小时。

本发明还提供了一种稠油水平井堵水方法，该方法以上述耐高温堵剂作为近井段塞，以氮气泡沫凝胶堵剂作为远井段塞。

在本发明的具体实施方案中，所述远井段塞为先注入段塞，所述近井段塞为后注入段塞。

在上述方法中，优选地，所述氮气泡沫凝胶堵剂包含体积比为50-60:1的氮气和泡沫凝胶堵剂。其中，所述氮气为在标准大气压条件下的氮气；

以泡沫凝胶堵剂的总重为100％计，所述泡沫凝胶堵剂包含：部分水解聚丙烯酰胺0.8-1％，甲醛1.3-1.5％，对苯二酚0.4-0.6％，AE9901(主要成分为聚氧丙烯聚氧乙烯嵌段聚醚的非离子型表面活性剂)0.6-0.8％，石油磺酸盐1.2-1.4％，余量为水。

在上述泡沫凝胶堵剂中，优选地，所述部分水解聚丙烯酰胺的水解程度是10-35％，所述部分水解聚丙烯酰胺的分子量为800-2500。

在上述方法中，优选地，注入所述氮气泡沫凝胶堵剂时的施工压力为17-20MPa，顶替质量浓度为0.5％的聚丙烯酰胺溶液。更优选地，所述泡沫凝胶堵剂和所述氮气的注入量分别依据施工压力调整，具体调整方式为，若注入压力低于17MPa，则相应地，增加泡沫凝胶堵剂和氮气的注入量；反之，若注入压力高于20MPa，则相应地，减少泡沫凝胶堵剂和氮气的注入量，所述泡沫凝胶堵剂的注入量为1000-1500方，所述氮气的注入量为6-9万标方。

在上述方法中，优选地，所述耐高温堵剂的注入量按照圆柱体体积法进行计算，计算公式为：Q＝πR²hФ，其中，Q为耐高温堵剂注入量，单位是方；π为圆周率，取3.14；R为处理半径，单位是m；h为水平井井段长度，单位是m；Ф为油层孔隙度，单位是％。更优选地，所述处理半径为0.6-0.8m。

在上述方法中，优选地，所述耐高温堵剂的注入量为100-150方。

本发明的有益效果在于：

1.本发明提供的稠油水平井堵水方法以氮气泡沫凝胶堵剂作为远井段塞，起到调堵出水通道的作用；以耐高温堵剂为近井段塞，隔离后续注入蒸汽，保护远井段塞的同时提高堵剂的封堵强度，保障水平井堵水效果。

2.本发明提供的耐高温堵剂能够在施工结束后通过冲洗作业处理掉其在井筒内的残余堵剂，提高封堵强度的同时免去钻磨工序，大大降低措施风险，简化了施工过程。

3.与其他耐高温堵剂的堵水方法相比，本发明提供的耐高温堵剂及堵水方法具有材料来源广泛、施工安全简单、堵水效果好、应用前景广阔的特点。

具体实施方式

为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。

实施例1

本实施例提供了一种稠油水平井堵水方法，具体包括：

对某油田杜32-兴H357井(20℃时原油密度为1.01g/cm³，50℃地面脱气原油粘度为96210mPa.s，凝固点为23℃，含蜡量为4.9％，胶质+沥青质含量为49.04％。按稠油分类标准，该块属于超稠油)堵水施工，先利用堵水管以17MPa的施工压力向油层中注入泡沫凝胶堵剂1200方，氮气6万标方；再根据0.6m的处理半径设计注入量，以13MPa的施工压力注入耐高温堵剂100方。

以泡沫凝胶堵剂为100％计，上述泡沫凝胶堵剂的具体组成为：部分水解聚丙烯酰胺0.8％，甲醛1.3％，对苯二酚0.5％，AE9901 0.6％，石油磺酸盐1.2％，余量为水，其中，部分水解聚丙烯酰胺的水解程度为10-35％、分子量为800-2500。

上述耐高温堵剂是通过将体积比为1：2的水玻璃(模数为3.2)和尿素、以及重量为水玻璃和尿素总重量20％的膨润土粉混合，经过80℃以上、70h小时的固化反应得到的。

该井措施前日产液22.3吨，日产油0吨，含水99％；实施堵水措施后，日产液21.5吨，日产油10.3吨，含水降至52.1％，生产259天，对比增油2667.7吨。

实施例2

本实施例提供了一种稠油水平井堵水方法，具体包括：

对某油田杜813-兴平2井(20℃时原油密度为1.0098g/cm³，50℃地面脱气原油粘度为108880mPa.s，凝固点为26.1℃，含蜡量为2.3％，胶质+沥青质含量为51％。按稠油分类标准，该块属于超稠油)堵水施工，先利用堵水管以18MPa的施工压力向油层中注入泡沫凝胶堵剂1500方，氮气9万标方；再根据0.76m的处理半径设计注入量，以14MPa的施工压力注入耐高温堵剂150方。

以泡沫凝胶堵剂总重为100％计，上述泡沫凝胶堵剂的具体组成为：部分水解聚丙烯酰胺1％，甲醛1.5％，对苯二酚0.6％，AE9901 0.8％，石油磺酸盐1.4％，余量为水，其中，部分水解聚丙烯酰胺的水解程度为10-35％、分子量为800-2500。

上述耐高温堵剂是通过将体积比为1：2的水玻璃(模数为3.1)和尿素、以及重量为水玻璃和尿素总重量23％的膨润土粉混合，经过80以上、72h的固化反应得到的。

该井措施前日产液23.6吨，日产油2.4吨，含水90％；实施堵水措施后，日产液20.7吨，日产油9.6吨，含水降至53.6％，生产532天，对比增油3830.4吨。

实施例1和实施例2说明，采用本发明提供的耐高温堵剂以及稠油水平井堵水方法，可以提高封堵强度，有效地对稠油井进行调堵，简化施工过程，大幅度增加稠油井产油量。