CN109057746B

CN109057746B - 一种筛管水平井的堵水方法

Info

Publication number: CN109057746B
Application number: CN201810860853.0A
Authority: CN
Inventors: 王尧; 李�瑞; 王斯雯; 刘江玲; 马昌明; 王浩; 彭宝亮; 刘如杰; 刘强; 陈小凯; 管紫君; 李俊萍; 郝英敏; 郑猛; 李腾
Original assignee: Petrochina Co Ltd
Current assignee: Petrochina Co Ltd
Priority date: 2018-08-01
Filing date: 2018-08-01
Publication date: 2020-07-10
Anticipated expiration: 2038-08-01
Also published as: CN109057746A

Abstract

本发明提供了一种筛管水平井的堵水方法。该堵水方法包括以下步骤：向水平井中注入氮气，形成段塞一；注入粉体暂堵剂和水基调堵剂，形成段塞二；注入氮气，形成段塞三；注入水基调堵剂，形成段塞四；注入复合耐温堵剂，形成段塞五；顶替聚丙烯酰胺溶液，形成段塞六：候凝，注入蒸汽3500m³‑5000m³，焖井24h；注入液体二氧化碳，形成段塞七，完成对筛管水平井的堵水。本发明的筛管水平井的堵水方法是一种高效的堵水方法，可以实现水平井的深部以及近井地带的分别堵水。

Description

一种筛管水平井的堵水方法

技术领域

本发明涉及一种堵水方法，尤其涉及一种筛管水平井的堵水方法，属于油藏开采技术领域。

背景技术

水平井开采产率高，其收益远大于钻井和完井的费用，在重油和厚油层开采中比直井更有优势。但经过长期的开采和经常实施的压裂、注汽、酸化等增产措施等，以及结构上的原因，水平井在开采过程中更易出现汽窜、水窜。而过多产水，影响产能。水平井出现水突破之后产油便大幅度降低，水处理费用增加，如果没有适当的补救措施，势必过早关闭。

为了恢复这类水平井的正常产能、延长使用寿命，最简单、最经济同时也是最有效的办法就是实施堵水、封窜作业，但目前的堵水工艺的效率低，主要是因为：出水井段难以判断，筛管完井，存在管外连通，无有效机械分段方法；水平段长，一般堵水剂难以有针对性的堵水；原有出水通道被封堵后，水锥绕流造成堵水有效期短。

发明内容

为了解决上述技术问题，本发明的目的在于提供一种堵水效率高的堵水方法。

为了实现上述技术目的，本发明提供了一种筛管水平井的堵水方法，该堵水方法包括以下步骤：

步骤一：向水平井中注入氮气，形成段塞一；

步骤二：注入粉体暂堵剂和水基调堵剂，形成段塞二；

步骤三：注入氮气，形成段塞三；

步骤四：注入水基调堵剂，形成段塞四；

步骤五：注入复合耐温堵剂，形成段塞五；

步骤六：顶替聚丙烯酰胺溶液，形成段塞六：

步骤七：候凝8h-12h，注入蒸汽3500m³-5000m³，焖井24h；

步骤八：注入液体二氧化碳，形成段塞七，完成对筛管水平井的堵水。

本发明的筛管水平井的堵水方法采用段塞式注入，通过调整药剂浓度和段塞用量，控制好反应速度和反应时间，同时配合气体注入，实现水平井的深部以及近井地带的分别堵水。

本发明的筛管水平井的堵水方法采用的复合耐温堵剂，固化时间任意可调，最长可达10天以上，保证了施工的安全性；堵水剂长期耐温达到350℃，抗压强度达到30MPa；采用的粉体暂堵剂具有亲水疏油的效果，对水相的封堵率高，同时不影响水平井出油；采用的水基调堵剂的流动性好，可将粉体暂堵剂运送至地层中，堵塞地层孔吼，一段时间后可自动降解，不伤害油层；通过液态二氧化碳溶于水平段低渗透带的冷油区，改善原油流动性，提高水平井生产效果。

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。

静压是指物体在静止或者匀速直线运动时表面所受的压强。静压加上动压等于全压。

动压，物体在流体中运动时，在正对流体运动的方向的表面，流体完全受阻，此处的流体速度为0，其动能转变为压力能，压力增大，其压力称为全受阻压力(简称全压或总压)，它与未受扰动处的压力(即静压)之差，称为动压。

大气压力是地球表面覆盖有一层厚厚的由空气组成的大气层，在大气层中的物体，都要受到空气分子撞击产生的压力；也可以认为，大气压力是大气层中的物体受大气层自身重力产生的作用于物体上的压力。

候凝，是指注入井内的堵水剂经过一段时间凝固。

在本发明的一具体实施方式中，提供了一种筛管水平井的堵水方法，该堵水方法可以包括以下步骤：

步骤一：向水平井中注入氮气，形成段塞一；

步骤二：注入粉体暂堵剂和水基调堵剂，形成段塞二；

步骤三：注入氮气，形成段塞三；

步骤四：注入水基调堵剂，形成段塞四；

步骤五：注入复合耐温堵剂，形成段塞五；

步骤六：顶替聚丙烯酰胺溶液，形成段塞六：

步骤七：候凝8h-12h，注入蒸汽3500m³-5000m³，焖井24h；

具体地，在进行步骤一之前，可以先进行准备工作。比如，起出原井的生产管柱，冲砂至人工井底；检查套管有无套变，漏失等问题；连接好施工设备与地面注入流程，并在一定压力下对地面连接管汇试压10min，用以验证管线密封情况，不刺不漏为合格；需要说明的是，试压的压力可以根据注入管线的耐压程度进行选择，比如可以在20MPa下进行。

更进一步地，下堵水管柱至储层以上20m，底带空心导锥，测试储层的吸收性，储层的吸收性是指油层对外来流体的吸收能力。测试吸收性是向储层中注入一定量的流体，同时监测注入压力，注入压力越低说明吸收性越好。一般注入压力在地层破裂压力的75％以内。

在本发明的一具体实施方式中，在步骤一中，向水平井中氮气，形成段塞一。注入一定量的氮气的目的是迫使井筒中的水向底部流动同时减缓底水锥进速度。

更进一步地，段塞一的注入量V1根据以下公式确定：

V1＝(P_地下×V_地下×T_地面)/(P_地面×T_地下)；

P_地下为储层的静压，单位为MPa；

T_地面为地面的热力学温度，单位为K；

P_地面为地面的压力，单位为MPa；

T_地下为储层的热力学温度，单位为K；

其中，a为水平井水平段长度的一半，单位为m；

b为水平井水平段中心轴线距储层上下界面的最小距离×(1-1.2)，单位为m；

为地层的孔隙度，％。

具体地，在具体施工作业过程中，可以根据压力变化适当的调整段塞一的注入量。

需要说明的是，P_地面为地面的压力，这里的压力是地面的大气压力。

b为水平井水平段中心轴线距储层上下界面的最小距离×(1-1.2)，其中，按照储层的吸收性从1-1.2的范围内进行取值；比如，当地面泵压为0-10Mpa时，取1.2；当地面泵压为10＜地面泵压≤14Mpa时，取1.1；当地面泵压超过14Mpa时，取1.0。

水平井水平段中心轴线距储层上下界面的最小距离是指水平井水平段的中心轴线距离储层的上、下界面的垂直距离中较小的距离。

在本发明的一具体实施方式中，在步骤二中，注入粉体暂堵剂和水基调堵剂，形成段塞二。注入粉体暂堵剂和水基调堵剂的目的是对储层进行封堵。具体地，粉体暂堵剂和水基调堵剂是同时注入的，粉体暂堵剂的注入量为段塞二注入量的1％-3％。

更进一步地，段塞二的注入量V2根据以下公式确定：

其中，a为水平井水平段长度的一半，单位为m；

b₂为水平井水平段中心轴线距储层上下界面的最小距离×(1/3-1/2)，单位为m；

为地层的孔隙度，％。

b₂为水平井水平段中心轴线距储层上下界面的最小距离×(1/3-1/2)，其中，按照储层的吸收性从1/3-1/2的范围内进行取值；比如，当地面泵压为0-10Mpa时，取1/2；当地面泵压大于10Mpa时，取1/3。

具体地，采用的粉体暂堵剂由质量比为3:1:1的树脂颗粒、竹炭颗粒、柯巴脂颗粒混合而成。将树脂颗粒、竹炭颗粒、柯巴脂颗直接按比例混合，并搅拌均匀即可得到粉体暂堵剂。在具体实施时，粉体暂堵剂的粒径可以通过水平井筛管的孔径即可。更进一步地，粉体暂堵剂的粒径为水平井筛管孔径的1/6-1/3。比如，粉体暂堵剂的粒径可以为水平井筛管孔径的1/6、1/5、1/4、1/3。

具体地，以水基调堵剂各原料的质量百分比之和为100％计，采用的水基调堵剂的原料组成为1.0％-2.5％的聚丙烯酰胺、3.0％-5.0％的腐殖酸钠、0.5％-2％的六亚甲基四胺、0.5％-1.5％的苯酚钠、0.05％-0.5％的冰乙酸、0.05％-0.2％的环己六醇六磷酸酷和余量的水。将上述各原料混合均与既可得到水基调堵剂。

需要说明的是，环己六醇六磷酸酷由瑞丰生物工程有限责任公司生产。

更进一步地，采用的聚丙烯酰胺的水解度为20％，分子量为2000万-2500万。这里的水解度是指水解达到平衡时，已水解的分子数与溶解在溶液中的分子总数之比。

具体地，在具体施工作业过程中，可以根据压力变化适当的调整段塞二的注入量。

在本发明的一具体实施方式中，在步骤三中，注入氮气，形成段塞三。进一步注入氮气的目的是将段塞二推向远井地带。

更进一步地，段塞三的注入量V3根据以下公式确定：

V3＝(P_地下×V′_地下×T_地面)/(P_地面×T_地下)；

P_地下为储层的静压，单位为MPa；

T_地面为地面的热力学温度，单位为K；

P_地面为地面的压力，单位为MPa；

T_地下为储层的热力学温度，单位为K；

其中，a为水平井水平段长度的一半，单位为m；

b₃为水平井水平段中心轴线距储层上下界面的最小距离×(1/5-1/6)，单位为m；

为地层的孔隙度，％。

b₃为水平井水平段中心轴线距储层上下界面的最小距离×(1/5-1/6)，其中，按照储层的吸收性从1/5-1/6的范围内进行取值；比如，当地面泵压为0-10Mpa时，取1/5；当地面泵压大于10Mpa时，取1/6。

具体地，在具体施工作业过程中，可以根据压力变化适当的调整段塞三的注入量。

在本发明的一具体实施方式中，在步骤四中，注入水基调堵剂，形成段塞四，堵塞近井出水地带。

更进一步地，段塞四的注入量V4根据以下公式确定：

其中，a为水平井水平段长度的一半，单位为m；

b₄为水平井水平段中心轴线距储层上下界面的最小距离×1/6，单位为m；

为地层的孔隙度，％。

需要说明的是，水平井水平段中心轴线距储层上下界面的最小距离是指水平井水平段的中心轴线距离储层的上、下界面的垂直距离中较小的距离。

具体地，以水基调堵剂各原料的质量百分比之和为100％计，采用的水基调堵剂的原料组成为1.0％-2.5％的聚丙烯酰胺、3.0％-5.0％的腐殖酸钠、0.5％-2％的六亚甲基四胺、0.5％-1.5％的苯酚钠、0.05％-0.5％的冰乙酸、0.05％-0.2％的环己六醇六磷酸酷和余量的水。更进一步地，采用的聚丙烯酰胺的水解度为20％，分子量为2000万-2500万。

具体地，在具体施工作业过程中，可以根据压力变化适当的调整段塞四的注入量。

在本发明的一具体实施方式中，在步骤五中，注入复合耐温堵剂，形成段塞五，防止堵水剂返吐。

更进一步地，段塞五的注入量V5根据以下公式确定：

其中，a为水平井水平段长度的一半，单位为m；

b₅＝0.5m-1.5m；其中，当0≤地面泵压≤10MPa时，b₅＝1.5；当地面泵压大于10MPa时，b₅＝0.5。

为地层的孔隙度，％。

具体地，以复合耐温堵剂各原料的质量百分比之和为100％计，采用的复合耐温堵剂的原料组成为8％-12％的二水硫酸钙、4％-8％的含水硅酸粉、4％-10％的钠基膨润土，0.5％-2.0％的甘露醇、0.5％-1.2％的低分子量聚丙烯酰胺、0.05％-0.5％的间苯二胺、0.05％-0.5％的氢氧化钠和余量的水。将上述各原料混合均匀，既可得到复合耐温堵剂。

采用的低分子量聚丙烯酰胺的水解度为15％，分子量为250万-500万。

含水的硅酸钠粉是一种粉末状物质，其含水量小于25％，比如含水量可以为20％、15％、10％、5％、1％等。

具体地，在具体施工作业过程中，可以根据压力变化适当的调整段塞五的注入量。

在本发明的一具体实施方式中，在步骤六中，顶替聚丙烯酰胺溶液，形成段塞六，将复合调堵剂全部挤入出水通道，充分发挥封堵性能。

更进一步地，段塞六的注入量V6根据以下公式确定：

其中，a为水平井水平段长度的一半，单位为m；

b₆＝0.5m-1.0m；

为地层的孔隙度，％。

需要说明的是，b₆根据储层的吸收性进行取值，比如，当地面泵压为0-10Mpa时，取1.0；当地面泵压大于10Mpa时，取0.5。

具体地，步骤六中采用的聚丙烯酰胺溶液是聚丙烯酰胺的水溶液，溶液的质量浓度为0.2％-0.5％；比如，质量浓度可以为0.2％、0.3％、0.4％、0.5％；聚丙烯酰胺溶液中采用的聚丙烯酰胺的水解度为20％，分子量为1000万-1500万。

具体地，在具体施工作业过程中，可以根据压力变化适当的调整段塞六的注入量。

在本发明的一具体实施方式中，在步骤七中，候凝8h-12h，加深管柱至油层中部，正反循环洗井100m³，起出管柱，注入蒸汽3500m³-5000m³，焖井24小时，加快复合堵剂的凝固。

需要说明的是，蒸汽的注入量根据油层厚度获得，V蒸汽＝油层厚度×50；要求最低注入量为3500m³，最高不超过5000m³。

在本发明的一具体实施方式中，在步骤八中，注入液体二氧化碳，形成段塞七，以降低原油粘度，提高原油流动性，然后起出堵水管柱，完成对筛管水平井的堵水，下入生产油管，回复生产。

具体地，段塞七的注入量为60t-200t。这里，液体二氧化碳的注入量根据油层厚度获得，用量＝油层厚度×2.0；最低注入量为60t，最高不超过200t。

在具体施工作业过程中，可以根据压力变化适当的调整段塞七的注入量。

实施例1

本实施例对粉体暂堵剂的性能进行评价，采用人造岩心对粉体暂堵剂分别进行水相和油相封堵率实验。

将不同浓度的粉体暂堵剂(粉体暂堵剂和水基调堵剂的混合液中不同百分含量的粉体暂堵剂，采用的粉体暂堵剂由质量比为3:1:1的树脂颗粒、竹炭颗粒、柯巴脂颗粒混合而成，粒径为1mm。采用的水基调堵剂的原料组成为聚丙烯酰胺2.0％、腐殖酸钠4.0％、六亚甲基四胺0.15％、苯酚钠1.0％、冰乙酸0.25％、环己六醇六磷酸酷0.1％、余量的水。聚丙烯酰胺的水解度20％，分子量2000万。)和人造石英砂混合，装入人造岩心中；

向人造岩心的入口处通入50mL的水，30min后，记录出口的水量，计算水相封堵率；

重新将不同浓度的粉体暂堵剂和人造石英砂混合，装入人造岩心中；

向人造岩心的入口处通入50mL的油，30min后，记录出口的油量，计算油相封堵率，结果如表1所示。

表1

岩心尺寸(mm)	浓度(％)	水相封堵率(％)	油相封堵率(％)
				Ф25.2×32.4	1	62.0	6.3
Ф25.2×32.9	1.5	73.4	9.1
				Ф25.2×33.8	2	80.0	10.6
Ф25.2×33.6	2.5	86.3	12.4
				Ф25.6×34.4	3	93.5	16.1

由表1可以看出，相同浓度的粉体暂堵剂，对水相的封堵率远远高于油相，因此该粉体暂堵剂具有亲水疏油的效果。

实施例2

本实施例对水基调堵剂的性能进行了评价，测试不同时间不同浓度水基调堵基的流动性。结果如表2所示。

实验过程：

制备4组不同浓度的水基调堵基，在60℃下不同时间段测试其粘度，单位为mPa·s。

配方1：聚丙烯酰胺(1.0％)、腐殖酸钠(3.0％)、六亚甲基四胺(0.5％)、苯酚钠(0.5％)、冰乙酸(0.05％)、环己六醇六磷酸酷(0.05％)，余量是水。聚丙烯酰胺的水解度20％，分子量2000万。

配方2：聚丙烯酰胺(1.5％)、腐殖酸钠(3.5％)、六亚甲基四胺(1.0％)、苯酚钠(0.8％)、冰乙酸(0.2％)、环己六醇六磷酸酷(0.1％)，余量是水。聚丙烯酰胺的水解度20％，分子量2000万。

配方3：聚丙烯酰胺(2.0％)、腐殖酸钠(4.0％)、六亚甲基四胺(1.5％)、苯酚钠(1.2％)、冰乙酸(0.3％)、环己六醇六磷酸酷(0.15％)，余量是水。聚丙烯酰胺的水解度20％，分子量2000万。

配方4：聚丙烯酰胺(2.5％)、腐殖酸钠(5.0％)、六亚甲基四胺(2.0％)、苯酚钠(1.5％)、冰乙酸(0.5％)、环己六醇六磷酸酷(0.2％)，余量是水。聚丙烯酰胺的水解度20％，分子量2000万。

表2

	30min	2h	6h	24h	2d	5d	10d	20d	40d	60d
											配方1	60	126	849	6133	7534	8856	8873	8963	4102	23
配方2	81	460	7823	8965	11230	12359	15696	14235	5683	54
											配方3	92	2364	9930	12352	13662	18652	18665	20452	8566	63
配方4	103	5630	12696	20336	25001	25611	24556	29663	9688	79

从表2可以看出，水基调堵基的配方的浓度越高，成胶速度越快，成胶粘度也越大；水基调堵剂配置初期，粘度较低，流动性好，能够很好的携带粉体暂堵剂；水基调堵剂60d后基本上都已破胶，具有降解效果，不伤害油层。

实施例3

本实施例提供了对复合耐温堵剂的性能评价试验。

实验过程：

制备两组最低/最高浓度复合耐温堵剂的配方，观察两组配方的固化时间，固化后测试抗压强度；

将两组复合耐温堵剂放入350℃的马弗炉中，放置30d，取出观察其形态，并测试抗压强度。结果如表3所示。

配方1：二水硫酸钙8％，含水硅酸粉4％，钠基膨润土4％，甘露醇0.5％，低分子量聚丙烯酰胺0.5％，间苯二胺0.05％，氢氧化钠0.05％，余量是水，低分子量聚丙烯酰胺的水解度15％，分子量250万。

配方2：二水硫酸钙12％，含水硅酸粉8％，钠基膨润土10％，甘露醇2.0％，低分子量聚丙烯酰胺01.2％，间苯二胺0.5％，氢氧化钠0.5％，余量是水，低分子量聚丙烯酰胺的水解度15％，分子量250万。

表3

由表3可知，该复合耐温堵剂的固化时间可调，最低浓度的固化时间达12天；复合耐温堵水剂在350℃的高温下其性能基本无变化，同时抗压强度都大于30MPa。

实施例4

杜32-兴H451，该井2010年7月28日筛管完井投产，井段长1290-1493.7m，筛管孔径0.4mm，孔隙度12.9％水平井水平段中心轴线距油层上下顶界的最小距离9.2m。该井是一口稠油水平井，地层破裂压力22.1MPa，该井初期日产液52.1t，日产油27.9t，含水47.4％。2015年4月该井含水逐渐上升，日产液63.8t，日产油2.9t，含水95.4％，为改善其生产情况，对其实施了水平井堵水技术。该井测试资料显示该井地层温度65℃，地层静压6.8MPa。

对该井进行堵水后恢复正常生产，日产液53.9t，日产油24.1t，含水55.3％。

具体堵水工艺包括以下步骤：

起出原井生产管柱，冲砂至人工井底；

通井，结果该井无套变漏失等问题；

下堵水管柱至1270m，底带空心导锥，测试油层吸收性，注入压力8.3MPa，吸收性好；管线密封情况，不刺不漏；

段塞Ⅰ：向水平井中注入32.6万标方氮气；

氮气注入量V1根据以下公式计算得出：

V_地下＝4/3×π×{1/2×(1493.7-1290)}×(1.1×9.2)2×0.129≈5630m³；

V1＝(P_地下×V_地下×T_地面)/(P_地面×T_地下)≈32.6×104Nm³；

其中P_地下＝6.8MPa，T_地面＝291K，P_地面＝0.101MPa，T_地下＝338K，V_地下＝5630m³；

段塞Ⅱ：注入23.2t粉体暂堵剂和1160m³水基调堵剂；

段塞Ⅱ根据以下公式计算得出：

其中a＝101.8m，b₂＝1/2×9.2＝4.6m；

粉体暂堵剂注入浓度2％，由13.92t高吸水树脂颗粒，4.64t竹炭颗粒和4.64t混合组成，粒径选择0.1mm。

水基调堵剂由聚丙烯酰胺2.0％、腐殖酸钠4.0％、六亚甲基四胺0.15％、苯酚钠1.0％、冰乙酸0.25％、环己六醇六磷酸酷0.1％，聚丙烯酰胺的水解度20％，分子量2000万。

段塞Ⅲ：注入6900Nm³氮气，

氮气注入量V3根据以下公式计算得出：

其中b₃＝1/6×9.2≈1.5m；

V3＝(P_地下×V3′×T_地面)/(P_地面×T_地下)≈6900Nm³；

段塞Ⅳ：补注120m³的水基调堵剂；

水基调堵剂的原料组成为聚丙烯酰胺2.0％、腐殖酸钠4.0％、六亚甲基四胺0.15％、苯酚钠1.0％、冰乙酸0.25％、环己六醇六磷酸酷0.1％、余量的水。聚丙烯酰胺的水解度20％，分子量2000万。

所述段塞Ⅳ的注入量根据以下公式计算得出：

其中b₄＝1/6×9.2≈1.5m；

段塞Ⅴ：注55m³复合耐温堵剂，防止堵水剂返吐；

其中b₅＝1.0m

复合耐温堵剂由二水硫酸钙10％，含水硅酸粉5％，钠基膨润土5％，甘露醇1.5％，低分子量聚丙烯酰胺1.0％，间苯二胺0.2％，氢氧化钠0.1％，余量的水组成，低分子量聚丙烯酰胺水解度15％，分子量250万。

段塞Ⅵ：顶替55m³聚丙烯酰胺溶液(浓度0.3％)，聚丙烯酰胺采用水解度20％，分子量1000万。

段塞Ⅳ的注入量根据以下公式计算得出：

其中b₆＝1.0m；

候凝6h，加深管柱至1390m，正反循环洗井100m³水，起出堵水管柱；注入蒸汽5000m³，焖井24小时；

段塞Ⅶ：注入150t的液体二氧化碳，起出堵水管柱，下入生产油管，恢复生产。

实施例5

杜32-兴H452，该井2009年6月筛管完井投产，井段长1270-1350m，筛管孔径0.4mm，孔隙度13.4％水平井水平段中心轴线距油层上下顶界的最小距离5.9m。该井是一口稠油水平井，地层破裂压力21.5MPa，该井初期日产液39.3t，日产油16.8t，含水57.2％。2015年4月该井含水逐渐上升，日产液42.5t，日产油1.3t，含水97％，为改善其生产情况，对其实施了水平井堵水技术。该井测试资料显示该井地层温度60℃，地层静压12.3MPa。

对该井进行堵水恢复正常生产，日产液31.0t，日产油12.5t，含水59.7％。

堵水方法具体包括以下步骤：

起出原井生产管柱，冲砂至人工井底；

通井，结果该井无套变漏失等问题；

下堵水管柱至1250m，底带空心导锥，测试油层吸收性，注入压力15.6MPa，吸收性一般；管线密封情况，不刺不漏；

段塞Ⅰ：向水平井中注入16.6万标方氮气；

氮气注入量V1根据以下公式计算得出：

其中a＝1350-1270＝80m，b＝1.0×5.9＝5.9m，

V1＝(P_地下×V_地下×T_地面)/(P_地面×T_地下)≈16.6×104Nm³；

其中P_地下＝12.3MPa，T_地面＝291K，P_地面＝0.101MPa，T_地下＝333K，V_地下＝1560m³；

段塞Ⅱ：注入1.8t粉体暂堵剂和180m³水基调堵剂；

段塞Ⅱ根据以下公式计算得出：

其中a＝80m，b₂＝1/3×5.9≈2.0m

所粉体暂堵剂的注入浓度1％，由1.08t高吸水树脂颗粒，0.36t竹炭颗粒和0.36t混合组成，粒径选择0.1mm；

采用的水基调堵剂由聚丙烯酰胺1.5％、腐殖酸钠3.5％、六亚甲基四胺0.1％、苯酚钠0.8％、冰乙酸0.2％、环己六醇六磷酸酷0.08％混合而成，其中聚丙烯酰胺的水解度20％，分子量2000万。

段塞Ⅲ：注入4790Nm³氮气，氮气注入量V3根据以下公式计算得出：

其中b₃＝1/6×5.9≈1.0m；

V3＝(P_地下×V3′×T_地面)/(P_地面×T_地下)≈4790Nm³；

段塞Ⅳ：补注45m³的水基调堵剂；

采用的水基调堵剂由聚丙烯酰胺1.5％、腐殖酸钠3.5％、六亚甲基四胺0.1％、苯酚钠0.8％、冰乙酸0.2％、环己六醇六磷酸酷0.08％混合而成，其中，聚丙烯酰胺的水解度20％，分子量2000万。

段塞Ⅳ的注入量根据以下公式计算得出：

其中b₄＝1/6×5.9≈1.0m；

段塞Ⅴ：注30m³复合耐温堵剂，防止堵水剂返吐；

其中b₅＝0.8m；

采用的复合耐温堵剂由二水硫酸钙8％，含水硅酸粉4％，钠基膨润土4％，甘露醇1.2％，低分子量聚丙烯酰胺0.8％，间苯二胺0.15％，氢氧化钠0.1％，余量的水制备而成，低分子量聚丙烯酰胺的水解度15％，分子量250万。

段塞Ⅵ：顶替30m³聚丙烯酰胺溶液(浓度0.2％)，聚丙烯酰胺的水解度20％，分子量1000万。

段塞Ⅳ根据以下公式计算得出：

其中b₆＝0.8m；

候凝6h，加深管柱至1310m，正反循环洗井100m³水，起出堵水管柱；注入蒸汽4000m³，焖井24小时；

段塞Ⅶ：注入80t的液体二氧化碳；起出堵水管柱，下入生产油管，恢复生产。

以上实施例说明，本发明的筛管水平井的堵水方法是一种高效的堵水方法，可以实现水平井的深部以及近井地带的分别堵水。

Claims

1.一种筛管水平井的堵水方法，其特征在于，该堵水方法包括以下步骤：

步骤一：向水平井中注入氮气，形成段塞一；

步骤二：注入粉体暂堵剂和水基调堵剂，形成段塞二；所述粉体暂堵剂由质量比为3:1:1的树脂颗粒、竹炭颗粒、柯巴脂颗粒混合而成；以所述水基调堵剂各原料的质量百分比之和为100％计，所述水基调堵剂的原料组成为1.0％-2.5％的聚丙烯酰胺、3.0％-5.0％的腐殖酸钠、0.5％-2％的六亚甲基四胺、0.5％-1.5％的苯酚钠、0.05％-0.5％的冰乙酸、0.05％-0.2％的环己六醇六磷酸酷和余量的水；

步骤三：注入氮气，形成段塞三；

步骤四：注入水基调堵剂，形成段塞四；

步骤五：注入复合耐温堵剂，形成段塞五；以所述复合耐温堵剂各原料的质量百分比之和为100％计，所述复合耐温堵剂的原料组成为8％-12％的二水硫酸钙、4％-8％的含水硅酸粉、4％-10％的钠基膨润土，0.5％-2.0％的甘露醇、0.5％-1.2％的低分子量聚丙烯酰胺、0.05％-0.5％的间苯二胺、0.05％-0.5％的氢氧化钠和余量的水；

步骤六：顶替聚丙烯酰胺溶液，形成段塞六：

步骤七：候凝8h-12h，注入蒸汽3500m³-5000m³，焖井24h；

2.根据权利要求1所述的堵水方法，其特征在于，所述段塞一的注入量V1根据以下公式确定：

V1＝(P_地下×V_地下×T_地面)/(P_地面×T_地下)；

P_地下为储层的静压，单位为MPa；

T_地面为地面的热力学温度，单位为K；

P_地面为地面的压力，单位为MPa；

T_地下为储层的热力学温度，单位为K；