CN105525890B - 用于筛管完井水平井堵水的方法 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种用于筛管完井水平井堵水的方法，该用于筛管完井水平井堵水的方法包括：步骤1，测试水平井吸液段，判断水平井是否应该堵水；步骤2，注入微观油水调控体系，启动难动用剩余油；步骤3，注入堵剂体系，封堵出水井段；步骤4，高压射流配合解堵体系，疏通堵剂污染和低渗段；步骤5，开井恢复生产，微观油水调控体系在解堵井段绕流返排，强化降水增油效果。本发明的用于筛管完井水平井堵水的方法中一体化综合措施的应用达到出水段明确、封堵目的强、堵后液量高以及增油有效期长的目的。

Description

用于筛管完井水平井堵水的方法

技术领域

本发明涉及油气田开发技术领域，具体涉及在油田开发过程中筛管完井水平井堵水的一种方法。

背景技术

油田在长期的开发过程中由于储层非均质性、开采速度过快以及油层压力变化等原因造成注入水或边底水快速推进，使水平井含水速度上升快，容易造成局部水淹或暴性水淹，严重影响水平井开发效果，降低了油田经济采收率。油田要控水稳油，改善水驱开发效果，有效治理水平井的高含水势在必行。

实践证明，影响筛管完井水平井堵水效果差的主要原因是堵后不能保证正常的产液量。具体表现在该类水平井的水淹差异包括出液段段内差异和出液段与不出液段之间的差异，当出液段完全高含水时，仅依靠堵水已经无法挖掘水平段潜力，如何启动不出液段的潜力是保证堵后产液量的前提。此外，传统堵水方法造成了堵剂在筛管与裸眼井壁的环空内残留，也促使了堵后液量低或不出液。

从堵水方法上来看，由于筛管完井水平井的特殊性，机械堵水方法不可行。目前筛管完井的水平井依靠化学堵水方法，主要包括笼统注入方法和ACP定位注入方法，其中笼统注入方法很容易造成堵后液量低或不出液，堵水效果差；ACP定位注入方法能够实现堵剂的定位注入，但是工艺复杂，成本比较高，而且要求的触变性体系还不成熟，应用范围较小，不利于大规模的推广应用。

为了能够提高筛管完井水平井的堵水效果，就必须有一种施工简单、有效的、成功率较高的堵水方法，该方法必须能够有效动用近井地带剩余油、能实现对出水段的强力封堵、疏通不出液层段以及解除近井地带堵剂污染等一系列问题，因此上述方法存在下列不足：①笼统注入方法主要考虑了原始渗透率的高低和避水高度的影响，施工简单，但是堵水效果较差；②ACP定位注入方法需要连续油管的长时间作业，工艺复杂、施工困难，而且要求的触变体系比较苛刻；③上述方法都没考虑到如何疏通低渗透层和筛管与裸眼井壁环空内的污染问题，容易造成堵后液量低或不出液的情况。为此发明了一种新的用于筛管完井水平井堵水的方法，解决了以上技术问题。

发明内容

本发明的目的是提供一种利用“测、调、堵、疏”一体化综合治理措施的用于筛管完井水平井堵水的方法，达到了出水段明确、封堵目的强、堵后液量高以及增油有效期长的目的。

本发明的目的可通过如下技术措施来实现：用于筛管完井水平井堵水的方法，该用于筛管完井水平井堵水的方法包括：步骤1，测试水平井吸液段，判断水平井是否应该堵水；步骤2，注入微观油水调控体系，启动难动用剩余油；步骤3，注入堵剂体系，封堵出水井段；步骤4，高压射流配合解堵体系，疏通堵剂污染和低渗段；步骤5，开井恢复生产，微观油水调控体系在解堵井段绕流返排，强化降水增油效果。

本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：

在步骤1中，利用EP-DSZ示踪仪测试水平井吸液段，判断水平井是否应该堵水、根据吸液段确定出水井段的位置以及计算注入体系的用量。

在步骤2中，注入的微观油水调控体系的计算公式为：

Q＝L(2b₁h-πb₂ ²)Φe (1)

式中，Q为体系用量，m³；L为出水井段长度，m；b₁为体系沿井轴水平径向波及深度，m；b₂为沿井轴水平径向顶替深度，m；h为油层有效厚度，m；Φ为处理层孔隙度，小数；e为用量系数，取0.3-0.5。

在步骤2中，注入的微观油水调控体系的浓度为3000～6000mg/L。

在步骤3中，根据出水层段的长度确定堵剂的注入量，根据油藏温度确定堵剂的浓度或强度，达到强力封堵的目的，堵后候凝3～5天，保证堵剂体系成胶。

在步骤3中，油藏温度低于80℃，堵剂体系选择聚合物铬冻胶，浓度为聚合物3000～5000mg/L+铬交联剂1500～2500mg/L；油藏温度高于80℃，堵剂体系选聚合物酚醛冻胶，聚合物浓度为5000～7500mg/L+酚醛交联剂5000～8000mg/L。

在步骤3中，注入的堵剂体系的计算公式为：

Q＝L(2b₁h-πb₂ ²)Φe (1)

式中，Q为体系用量，m³；L为出水井段长度，m；b₁为体系沿井轴水平径向波及深度，m；b₂为沿井轴水平径向顶替深度，m；h为油层有效厚度，m；Φ为处理层孔隙度，小数；e为用量系数，取0.3-0.5。

在步骤4中，以解堵剂为射流动力液，注入浓度为4～10％，通过高压射流打碎、降解筛管内及筛管与井壁环空内的残留堵剂，并小剂量挤入近井地层，疏通筛管内外及近井地层，保证堵后产液量下降低或不下降。

在步骤4中，解堵体系为能高效降解聚合物铬冻胶或聚合物酚醛冻胶的复合解堵剂。

在步骤4中，复合解堵剂的用量的计算公式为：

Q＝π(r₁ ²+(r₂ ²-r₁ ²)Φ)Le (2)

式中，Q为体系用量，m³；r₁为井眼半径，m；r₂为地层处理半径，m；L为水平段处理长度，m；Φ为处理层孔隙度，小数；e为用量系数，取0.7。

本发明中的用于筛管完井水平井堵水的方法，形成了综合利用“测、调、堵、疏”一体化措施治理筛管完井水平井高含水的方法；提出了筛管完井水平井堵水“堵前预调”和“堵后疏低”的工艺。本发明所采用的堵水方法已在胜坨油田和旅大5-2油田的三口井进行了实施，平均降水12.8％，累计增油达到了2316.8吨，投入产出比达到了1:2.4，取得了良好的增油降水效果和经济效益。这种方法比其他的堵水方法理论性更强、实施效果更准确，因此该方法特别适用于对高含水筛管完井水平井堵水的治理。

附图说明

图1为本发明的用于筛管完井水平井堵水的方法的一具体实施例的流程图；

图2是本发明的筛管完井水平井出水测试结果示意图；

图3是本发明注入微观油水调控体系示意图；

图4是注入堵剂体系示意图；

图5是高压水射流配合解堵剂复合解堵示意图；

图6是“测调堵疏”工艺实施完毕后恢复生产微观油水调控体系绕流示意图。

具体实施方式

为了能更进一步对本发明的目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例，并配合附图所示，作详细说明如下。

在步骤101，测：利用找水仪器测试水平井液剖面，判断水平井是否应该堵水。在一实施例中，测：利用EP-DSZ示踪仪测试水平井吸液段，目的是判断水平井是否应该堵水、根据吸液段确定出水井段的位置以及计算注入体系的用量。

在步骤102，调：笼统注入微观油水调控体系，启动难动用剩余油。在一实施例中，笼统注入微观油水调控体系，进入出水井段，综合措施实施结束后恢复生产，起到绕流洗油的作用。

在步骤103，堵：注入堵剂体系，封堵出水井段。在一实施例中，在“调”的基础上，根据出水层段的长度确定冻胶类堵剂的注入量，根据油藏温度确定堵剂的浓度或强度，达到强力封堵的目的，“堵”后候凝3～5天，保证堵剂体系成胶。“堵”体系为聚合物铬冻胶或聚合物酚醛冻胶。注入聚合物铬冻胶或聚合物酚醛冻胶堵剂后侯凝3～5天，至体系成胶。

在步骤104，疏：高压射流配合解堵体系，疏通堵剂污染和低渗段。在一实施例中，以解堵剂为射流动力液，通过高压射流打碎、降解筛管内及筛管与井壁环空内的残留堵剂，并小剂量挤入近井地层，疏通筛管内外及近井地层，保证堵后产液量下降低或不下降。“疏”体系为能高效降解聚合物铬冻胶或聚合物酚醛冻胶的复合解堵剂。

在步骤105，恢复生产：在“测、调、堵、疏”一体化措施实施后，开井恢复生产，微观油水调控体系在解堵井段绕流返排，强化降水增油效果。

在应用本发明的一具体实施例中，如图2所示，筛管完井水平井1生产后，因地层的渗透率的差异和油水界面的上升，生产油的同时伴产水也被采出，由图示实施例中，上述筛管完井水平井1的出水部位有三段(如箭头所示)，如不针对三段进行封堵，则伴产水会继续渗透至筛管完井水平井1而无法处理，致使伴产水井内聚积，直到完全产水。

如图2至图6所示，图中1为筛管完井水平井；2为油层段；3为底水或次生底水；4为产液段；5为微观油水调控体系；6为堵剂；7为高压水射流配合解堵液。本发明为一种筛管完井水平井堵水的方法，针对筛管完井水平井1进行堵水作业，于筛管外封堵出水部位，解除筛管内以及井壁周围的堵塞，保证堵后的产液量，而且通过前置注入的微观油水调控体系绕流进行洗油，达到增油降水的目的，所述堵水技术包括：

利用EP-DSZ示踪仪测试水平井的吸液段，分析结果如果是全井段水淹则堵水潜力较小，不必实施堵水作业，如果是分井段水淹则堵水潜力较大，可以实施堵水作业。

确定实施堵水作业后首先向出水井段注入微观油水调控体系5，浓度为3000～6000mg/L，起到减小后续堵剂注入阻力和后续水绕流洗油的作用。

然后注入封堵体系，强力封堵出水井段，如果油藏温度低于80℃，选择聚合物铬冻胶，浓度为聚合物3000～5000mg/L+铬交联剂1500～2500mg/L；如果油藏温度高于80℃，选聚合物酚醛冻胶，聚合物浓度为5000～7500mg/L+酚醛交联剂5000～8000mg/L，注完后关井3～5天，至堵剂固化成胶。

接着以复合解堵剂为射流动力液，注入浓度为4～10％，通过高压射流打碎、降解筛管内及筛管与井壁环空内的残留冻胶类堵剂，并小剂量挤入近井地层，疏通井筒及近井地层，最后恢复生产，微观油水调控体系绕流返排，强化降水增油效果。

其中，上述封堵体系6为聚合物冻胶或聚合物酚醛冻胶。

在一较佳实施中，上述微观油水调控体系和堵剂注入时沿井轴径向扩散，因此两种体系用量分别用公式(1)进行计算：

Q＝L(2b₁h-πb₂ ²)Φe (1)

式中，Q为体系用量，m³；L为出水井段长度，m；b₁为体系沿井轴水平径向波及深度，m；b₂为沿井轴水平径向顶替深度，m；h为油层有效厚度，m；Φ为处理层孔隙度，小数；e为用量系数，一般取0.3-0.5。

在一较佳实施中，上述复合解堵剂的用量按公式(2)进行计算：

Q＝π(r₁ ²+(r₂ ²-r₁ ²)Φ)Le (2)

式中，Q为体系用量，m³；r₁为井眼半径，m；r₂为地层处理半径，m；L为水平段处理长度，m；Φ为处理层孔隙度，小数；e为用量系数，取0.7。

Claims (5)

1.用于筛管完井水平井堵水的方法，其特征在于，该用于筛管完井水平井堵水的方法包括：

步骤1，测试水平井吸液段，判断水平井是否应该堵水；

步骤2，注入微观油水调控体系，启动难动用剩余油；

步骤3，注入堵剂体系，封堵出水井段；

步骤4，高压射流配合解堵体系，疏通堵剂污染和低渗段；

步骤5，开井恢复生产，微观油水调控体系在解堵井段绕流返排，强化降水增油效果；

在步骤1中，利用示踪仪测试水平井吸液段，判断水平井是否应该堵水、根据吸液段确定出水井段的位置以及计算注入体系的用量；

在步骤2中，注入的微观油水调控体系的计算公式为：

Q=L（2b₁h-πb₂ ²）Φe （1）

式中，Q为体系用量，m³；L为出水井段长度，m；b₁为体系沿井轴水平径向波及深度，m；b₂为沿井轴水平径向顶替深度，m；h为油层有效厚度，m；Φ为处理层孔隙度，小数；e为用量系数，取0.3-0.5；

在步骤3中，根据出水层段的长度确定堵剂的注入量，根据油藏温度确定堵剂的浓度或强度，达到强力封堵的目的，堵后候凝3-5天，保证堵剂体系成胶；

在步骤4中，以解堵剂为射流动力液，注入浓度为4-10%，通过高压射流打碎、降解筛管内及筛管与井壁环空内的残留堵剂，并小剂量挤入近井地层，疏通筛管内外及近井地层，保证堵后产液量不降低或不下降。

2.根据权利要求1所述的用于筛管完井水平井堵水的方法，其特征在于，在步骤2中，注入的微观油水调控体系的浓度为3000-6000 mg/L。

3.根据权利要求1所述的用于筛管完井水平井堵水的方法，其特征在于，在步骤3中，油藏温度低于80℃，堵剂体系选择聚合物铬冻胶，浓度为聚合物3000-5000 mg/L+铬交联剂1500-2500 mg/L；油藏温度高于80℃，堵剂体系选聚合物酚醛冻胶，聚合物浓度为5000-7500 mg/L+酚醛交联剂5000-8000 mg/L。

4.根据权利要求1所述的用于筛管完井水平井堵水的方法，其特征在于，在步骤4中，解堵体系为能高效降解聚合物铬冻胶或聚合物酚醛冻胶的复合解堵剂。

5.根据权利要求1所述的用于筛管完井水平井堵水的方法，其特征在于，在步骤4中，复合解堵剂的用量的计算公式为：

Q=π（r₁ ²+（r₂ ²-r₁ ²）Φ）Le （2）

式中，Q为体系用量，m³；r₁为井眼半径，m；r₂为地层处理半径，m；L为水平段处理长度，m；Φ为处理层孔隙度，小数；e为用量系数，取0.7。