CN113494263B - 致密油藏油井水窜裂缝封堵方法、体积计算方法及装置 - Google Patents

Abstract

本发明提供一种致密油藏油井水窜裂缝封堵方法、体积计算方法及装置，属于油气田开发领域。封堵方法包括：井组注水采油过程中将首先水窜的油井方向确定为主水窜裂缝方向，根据主水窜裂缝方向油井的动态响应参数确定主水窜裂缝类型；根据第一设定注水排量和主水窜裂缝方向油井的见剂时间确定主水窜裂缝空间体积；关闭主水窜裂缝方向油井，开启非主水窜裂缝方向油井，开启注水井，引导保护液进入非主水窜裂缝方向；关闭非主水窜裂缝方向油井，开启主水窜裂缝方向油井，开启注水井，引导主堵剂进入主水窜裂缝方向油井的裂缝空间；关闭井组所有油井和注水井，等待主堵剂凝成胶。本发明既能实现主水窜裂缝的深部封堵，又不会影响需要保护的储层。

Description

致密油藏油井水窜裂缝封堵方法、体积计算方法及装置

技术领域

本发明涉及致密油藏油井水窜裂缝封堵方法、体积计算方法及装置，属于油气田开发技术领域。

背景技术

致密油藏具有储层孔喉细小、渗透率低的特点，进行致密油藏开发时，注水启动压力梯度高，注水十分困难。近年来，为了提高致密油藏的储量动用程度和采收率，将水平井钻井及压裂技术用于致密油藏开发，水平井投产初期能获得较高的产量，但由于天然能量的下降导致产量快速递减，而后转为注水开发，将水平井弹性开发井网调整为平注平采(即水平井注水，对应水平井采油)增能开发井网。

裂缝性致密砂岩油藏由于天然裂缝发育或人工压裂缝的存在，其注采井间驱替压力梯度大大降低，但是由于裂缝的发育程度及尺度差异大，裂缝间以及裂缝与孔隙储层间的渗流差异极大，注水采油过程中易发生裂缝水窜，导致注水利用率低、水驱波及程度低，油藏采收率低。为此需要探索开展笼统注水水平井水窜裂缝深部封堵技术，封堵高渗流裂缝，改变注水流向或改变水平井吸水层段，提高注入压力，扩大孔隙储层水驱波及体积，以改善油藏水驱效果，提高采收率。

目前，注水井调剖封窜主要针对以孔隙结构为主的高渗流通道(条带)进行单层(段)封堵，调整层间或平面矛盾，应用比较广泛的传统调剖封窜段塞设计大致有三类：一是按照直井调剖封窜方法设计调剖半径，根据半径计算圆饼状储层空间的孔隙体积确定段塞的用量；二是在一注一采井组中注水单向突进，按照条带状水淹水窜模式，计算长方体内砂岩储层孔隙体积确定段塞的用量；三是根据注采对应区裂缝长度、高度、开度和密度计算裂缝孔隙空间，用来测算段塞用量。

但是，前两种方法分别适用于圆饼状和条带状水淹水窜模式，不适合裂缝性水窜模式，若利用这两种方法进行裂缝性致密油藏水窜裂缝封堵的段塞设计，会导致段塞用量过大，成本增加；第三种方法虽然适用于裂缝性水窜模式，但是裂缝参数很难获取，且计算过程复杂，矿场操作中适用性不强。另外，在传统调剖封窜过程中，都是简单关闭或开启周围油井，往往导致对需要保护的储层也进行了封堵，储层伤害程度高，而且，还会导致堵剂不能到达预设位置，封堵效果不理想。

发明内容

本发明的目的是提供一种致密油藏油井水窜裂缝封堵方法，用以解决目前进行裂缝性致密油藏水窜裂缝封堵时储层伤害程度高的问题；本发明还提供一种致密油藏油井水窜裂缝空间体积计算方法及装置，用以解决目前计算致密油藏油井水窜裂缝空间体积较为复杂的问题。

为实现上述目的，本发明提供了一种致密油藏油井水窜裂缝封堵方法，该方法包括以下步骤：

(1)在井组注水采油过程中，将首先水窜的油井方向确定为主水窜裂缝方向，并根据主水窜裂缝方向油井的动态响应参数确定主水窜裂缝类型，所述动态响应参数包括注水油压、视吸水指数、注水水驱前沿推进速度和油井产出水氯离子含量；

(2)按照第一设定注水排量向注水井稳定注入含示踪剂的水，同时监测主水窜裂缝方向油井的见剂时间，根据所述第一设定注水排量和所述见剂时间确定主水窜裂缝空间体积；

(3)关闭主水窜裂缝方向油井，开启非主水窜裂缝方向油井，同时开启注水井，按照第二设定注水排量向注水井注入含保护液的水，并在第一设定注入压力下引导保护液进入非主水窜裂缝方向；所述保护液的用量根据所述主水窜裂缝空间体积确定；

(4)关闭非主水窜裂缝方向油井，开启主水窜裂缝方向油井，同时开启注水井，按照第三设定注水排量向注水井注入含主堵剂的水，并在第二设定注入压力下引导主堵剂进入主水窜裂缝方向油井的裂缝空间；所述主堵剂的类型根据所述主水窜裂缝类型确定，所述主堵剂的用量根据所述主水窜裂缝空间体积确定；

(5)关闭井组所有油井和注水井，等待主堵剂凝成胶。

该致密油藏油井水窜裂缝封堵方法的有益效果是：进行水窜裂缝封堵时，先确定主水窜裂缝方向，然后通过有目的地开、关油井和注水井，实现对注入保护液和主堵剂流向的控制，先利用保护液对非主水窜裂缝方向油井的储层进行保护，使其免受堵剂的伤害，再利用主堵剂对主水窜裂缝方向油井的裂缝空间进行封堵。因此，本发明既能实现主水窜裂缝的深部封堵，又不会对需要保护的储层造成影响，解决了目前进行裂缝性致密油藏水窜裂缝封堵时储层伤害程度高的问题。另外，该方法按照第一设定注水排量下向注水井稳定注入含示踪剂的水，含示踪剂的水会进入主水窜裂缝方向油井的水窜裂缝中，那么主水窜裂缝方向油井的见剂时间就能反映出该油井水窜裂缝的大小，由此根据第一设定注水排量和主水窜裂缝方向油井的见剂时间就能较为准确地确定主水窜裂缝空间体积，计算方法简单、实用，能够满足现场施工的需要。

进一步地，在上述致密油藏油井水窜裂缝封堵方法中，所述第一设定注水排量、第二设定注水排量和第三设定注水排量大小相等。

在施工过程中，使确定主水窜裂缝空间体积、注入保护液和注入主堵剂的注水排量相等，能够准确地将主堵剂送到预定封堵位置，封堵效果好。

为了取得更好的封堵效果，进一步地，在上述致密油藏油井水窜裂缝封堵方法中，步骤(4)中注入主堵剂之前还注入前置保护液，注入主堵剂之后还注入封口剂及顶替液。

进一步地，在上述致密油藏油井水窜裂缝封堵方法中，所述前置保护液的用量为所述主水窜裂缝空间体积的20％～30％；所述主堵剂的用量为所述主水窜裂缝空间体积的20％～30％；所述封口剂及顶替液的总用量为所述主水窜裂缝空间体积的40％～60％。

进一步地，在上述致密油藏油井水窜裂缝封堵方法中，封堵过程分多轮次进行，随着封堵次数的增加，主堵剂的位置越来越远离主水窜裂缝方向油井。。

进一步地，在上述致密油藏油井水窜裂缝封堵方法中，所述保护液的用量大于或等于所述主水窜裂缝空间体积。

进一步地，在上述致密油藏油井水窜裂缝封堵方法中，所述第一设定注入压力和所述第二设定注入压力均不超过地层原破裂压力的80％。

本发明还提供了一种致密油藏油井水窜裂缝空间体积计算方法，该方法包括以下步骤：

按照设定注水排量向注水井稳定注入含示踪剂的水；

记录注水井对应油井的见剂时间；

根据所述设定注水排量和油井的见剂时间确定油井的水窜裂缝空间体积。

本发明还提供了一种致密油藏油井水窜裂缝空间体积计算装置，该装置包括处理器和存储器，所述处理器执行由所述存储器存储的计算机程序，以实现上述的致密油藏油井水窜裂缝空间体积计算方法。

该致密油藏油井水窜裂缝空间体积计算方法及装置的有益效果是：在设定注水排量下向注水井稳定注入含示踪剂的水，含示踪剂的水会进入油井的水窜裂缝中，若油井的水窜裂缝大，那么油井的见剂时间会很长；反之，若油井的水窜裂缝小，那么油井的见剂时间会很短。由此，利用设定注水排量和油井的见剂时间来计算油井的水窜裂缝空间体积，能够较为正确地反映油井水窜裂缝的大小，而且计算方法简单、实用，能够满足现场施工的需要。

附图说明

图1是本发明的封堵方法实施例1中的致密油藏油井水窜裂缝封堵方法流程图；

图2是本发明的封堵方法实施例1中的引堵段塞各部分的位置关系示意图；

图3是本发明的空间体积计算方法实施例中的致密油藏油井水窜裂缝空间体积计算方法流程图；

图4是本发明的空间体积计算装置实施例中的致密油藏油井水窜裂缝空间体积计算装置结构图。

具体实施方式

封堵方法实施例1

本实施例的致密油藏油井水窜裂缝封堵方法如图1所示，该方法包括以下步骤：

(1)在井组注水采油过程中，将首先水窜的油井方向确定为主水窜裂缝方向，并根据主水窜裂缝方向油井的动态响应参数确定主水窜裂缝类型，动态响应参数包括注水油压、视吸水指数、注水水驱前沿推进速度和油井产出水氯离子含量。

主水窜裂缝类型分为强水窜、中等水窜和弱水窜三种类型。在注入水氯离子含量小于1000mg/L且地层水氯离子含量约为2.5×10⁴mg/L的情况下，根据上述动态响应参数确定主水窜裂缝类型的依据见表1：

表1主水窜裂缝类型确定依据表

需要注意的是，表1中的确定依据不是固定不变的，而是需要根据实际情况进行调整的，例如不同的油藏，或者同一油藏但注入水氯离子含量发生变化时，表1中的确定依据均需要调整。

(2)按照第一设定注水排量q(m³/d)向注水井稳定注入含示踪剂的水，同时监测主水窜裂缝方向油井的见剂时间t(d)，根据第一设定注水排量和主水窜裂缝方向油井的见剂时间确定主水窜裂缝空间体积V。

本实施例中，主水窜裂缝空间体积＝第一设定注水排量×主水窜裂缝方向油井的见剂时间，即V＝q×t。

(3)根据主水窜裂缝空间体积和主水窜裂缝类型进行引护段塞和引堵段塞设计。

本实施例中，引护段塞由保护液组成，保护液的用量等于主水窜裂缝空间体积；引堵段塞由前置保护液、主堵剂、封口剂及顶替液4部分组成，前置保护液的用量为主水窜裂缝空间体积的25％；主堵剂的用量为主水窜裂缝空间体积的25％；封口剂及顶替液的总用量为主水窜裂缝空间体积的50％；引堵段塞各部分的位置关系见图2，图中左侧是注水井，右侧是主水窜裂缝方向油井，箭头表示注水流线，从左向右依次是顶替液、封口剂、主堵剂和前置保护液。

其中，主堵剂的位置与封堵次数有关，若仅进行一次封堵，则进行深部封堵，一般将主堵剂的位置设在距离主水窜裂缝方向油井约1/3注采井距处实现深部封堵，重点驱替靠近油井1/3处基质孔隙的油；由于主堵剂过有效期后会自动水解失效，若第一次封堵的主堵剂失效后油井中仍有剩余油藏需要开采则需要进行多轮次封堵，随着封堵次数的增加，主堵剂的位置越来越远离主水窜裂缝方向油井；一般进行3次封堵，第一次封堵在深部，将主堵剂的位置设在距离主水窜裂缝方向油井约1/3注采井距处，重点是驱替靠近油井1/3处基质孔隙的油，这时注入水可以进入约2/3井距长的裂缝，后遇到主堵剂转向从裂缝面进入侧向孔隙，形成绕流扩大波及驱油；当主堵剂过有效期自动水解失效后，第二次封堵将主堵剂的位置设在距离主水窜裂缝方向油井约1/2井距处，形成新的绕流驱动中断孔隙油；第三次封堵将主堵剂的位置设在距离主水窜裂缝方向油井约2/3井距处，形成绕流驱替注水井附近孔隙剩余油；这样的好处在于逐渐扩大绕流范围，不至于一次将裂缝堵死造成注水困难。

主堵剂的类型根据主水窜裂缝类型确定，以确保主堵剂与主水窜裂缝类型相匹配。例如：若为强水窜，则选择聚合物微球+冻胶或者颗粒架桥+冻胶填充的高强度主堵剂；若为中等水窜，则选择预胶联颗粒+冻胶填充的中等强度主堵剂；若为弱水窜，则选择低密度颗粒+弱凝胶填充的低强度主堵剂。保护液、前置保护液和顶替液均是一种表面活性剂，能隔离防止主堵剂污染油层；封口剂为强化冻胶或丙稀酰胺G-6，初始尺寸为1～3um。

(4)关闭主水窜裂缝方向油井，开启非主水窜裂缝方向油井，同时开启注水井，按照第二设定注水排量向注水井注入引护段塞(即注入保护液)，并在第一设定注入压力下引导引护段塞进入非主水窜裂缝方向。

(5)关闭非主水窜裂缝方向油井，开启主水窜裂缝方向油井，同时开启注水井，按照第三设定注水排量向注水井注入引堵段塞(即顺序注入前置保护液、主堵剂、封口剂及顶替液)，并在第二设定注入压力下引导引堵段塞进入主水窜裂缝方向油井的裂缝空间。

(6)关闭井组所有油井和注水井，等待主堵剂凝成胶。

上述第一设定注水排量由注水井正常注水发生油水井间明显水窜时的注入速度确定。本实施例中，为了确保在稳定注入压力和温度注水排量条件下裂缝开度基本稳定，主堵剂能最大化延着原来(或试注)水窜通道进入，以确保能将主堵剂送到预定封堵位置，取得较好的封堵效果，令第一设定注水排量、第二设定注水排量和第三设定注水排量三者相等，并令第一设定注入压力和第二设定注入压力的大小相等，且保证第一设定注入压力和第二设定注入压力均不超过地层原破裂压力的80％。

作为其他实施方式，上述第一设定注入压力和第二设定注入压力的大小根据实际情况设置，两者也可以不等。

下面详细介绍利用本实施例的方法，对某裂缝性致密砂岩油藏的平注平采井组实施水窜裂缝封堵的过程。当然，本实施例的方法同样适用于其他类型的裂缝性油藏。

本实施例中，选取的平注平采井组为H12P18井组，该井组开发层位为延长组长8₁ ²小层，储层平均厚度12.7m，平均孔隙度8.5％，平均空气渗透率0.36×10^-3μm²，1注4采对应关系，注采井距400～650m，水平井一般钻遇天然裂缝1～3条，地震相干属性显示中小尺度天然裂缝较为发育。

(1)确定主水窜裂缝方向和主水窜裂缝类型。

注水井H12P18和对应采油井H12P135在投产压裂时存在明显的压窜关系，注水初期日注水小于40m³/d，由于补充本井地层亏空，注水油压从0逐渐升至15.5MPa，之后日注水提高到89m³/d下对应油井表现出明显水窜特征，油井H12P135动液面从1255m回升到968m，含水从74％上升至100％，采出水氯离子含量由27119mg/L降至9572mg/L(注入水氯离子含量远远低于地层水)，因此该注采对应方向为主水窜裂缝方向，即油井H12P135为主水窜裂缝方向油井，且因为压窜关系的存在，判断主水窜裂缝为大尺度裂缝，渗流能力强，为强水窜型。

(2)确定主水窜裂缝空间体积。

根据正常注水及水窜情况，第一设定注水排量为90m³/d，监测到主水窜裂缝方向油井H12P135的见剂时间为94h，计算主水窜裂缝方向水窜速度为102m/d，根据阶段注水量测算主水窜裂缝空间体积约为350m³。

(3)根据主水窜裂缝空间体积和主水窜裂缝类型进行引护段塞和引堵段塞设计。

由于主水窜裂缝方向油井H12P135的主水窜裂缝为大尺度裂缝，渗流能力强，为强水窜型。为封堵主水窜裂缝，本实施例中选择颗粒架桥+冻胶填充的高强度主堵剂(成胶时间7～20天可控，封堵强度＞5MPa/m)。

根据主水窜裂缝空间体积，设计引护段塞的保护液用量为350m³；设计引堵段塞的构成为：前置保护液(用量90m³)+高强度主堵剂(用量90m³)+封口剂及顶替液(总用量180m³)。

(4)引导引护段塞进入非主水窜裂缝方向，对非主水窜裂缝方向油井的储层进行保护，使其免受堵剂的伤害。

在封堵施工前，关闭主水窜裂缝方向油井H12P135，待其静液面恢复至313m(此时该井的静液面基本稳定)，开启非主水窜裂缝方向油井H12P12等井正常生产，开启注水井H12P18注入保护液，注水排量3.7m³/h，注入压力控制在地层原破裂压力的80％以下，注入量达到350m³后暂关注入井和对应非主水窜裂缝方向油井H12P12，等待油井H12P12井静液面逐渐恢复至700m(此时该井的静液面基本稳定)。

(5)引导引堵段塞进入主水窜裂缝方向油井的裂缝空间，对主水窜裂缝进行深部封堵。

关闭非主水窜裂缝方向油井H12P12等井，开启主水窜裂缝方向油井H12P135，同时开启注水井，按注水排量3.7m³/h顺序注入前置保护液、高强度主堵剂、封口剂及顶替液，注入压力从15.5MPa升至19.8MPa(地层原破裂压力25.3MPa)。

(6)关闭井组所有油井和注水井，候凝成胶7天。

封堵前后的对比分析结果如下：封堵前H12P18井90min压降指数PI90为15.73MPa，压降曲线充满度FD为0.989；封堵后90min压降指数PI90为18.65MPa，压降曲线充满度FD为0.992，压降指数和充满度均明显升高，恢复正常注水排量40m³/d情况下注水井油压从15.5MPa上升至19.1MPa，主水窜裂缝方向油井H12P135含水从100％降至82.5％，有效期大于365天，累计增油389t。

本实施例的方法进行水窜裂缝封堵时，先确定主水窜裂缝方向，然后通过有目的地开、关油井和注水井，实现对注入保护液和主堵剂流向的控制，先利用保护液对非主水窜裂缝方向油井的储层进行保护，使其免受堵剂的伤害，再利用主堵剂对主水窜裂缝方向油井的裂缝空间进行封堵。因此，该方法既能实现主水窜裂缝的深部封堵，又不会对需要保护的储层造成影响，解决了目前进行裂缝性致密油藏水窜裂缝封堵时储层伤害程度高的问题。另外，该方法按照第一设定注水排量下向注水井稳定注入含示踪剂的水，含示踪剂的水会进入主水窜裂缝方向油井的水窜裂缝中，那么主水窜裂缝方向油井的见剂时间就能反映出该油井水窜裂缝的大小，由此根据第一设定注水排量和主水窜裂缝方向油井的见剂时间就能较为准确地确定主水窜裂缝空间体积，计算方法简单、实用，能够满足现场施工的需要。

利用本实施例的方法在某油田裂缝性油藏6个平注平采井组实施封堵6口井，投入措施成本103.5万元，平均单井措施成本传统方法降低50％。实施后注水井油压平均上升5.0MPa，封堵成功率100％，井组油井综合含水率降低26.8个百分点，自然递减率降低6.7个百分点，油井平均有效期233天，6个井组累计增油3688t。油价按55美元/桶计算，该项目创产值891.7万元，生产运行成本按550元/吨油计算，创利润：891.7万元-0.055万元/吨×3688吨-103.5万元＝585.3万元。由此可见，该方法能很好地改善裂缝性油藏的水驱效果，大幅度提高采收率，创造良好的经济价值。

封堵方法实施例2

本实施例中的致密油藏油井水窜裂缝封堵方法与封堵方法实施例1的区别仅在于：第一设定注水排量、第二设定注水排量和第三设定注水排量均根据实际需要设置，且三者不完全相等。

封堵方法实施例3

本实施例中的致密油藏油井水窜裂缝封堵方法与封堵方法实施例1的区别仅在于：引堵段塞的构成不同。本实施例中，引堵段塞中仅包含主堵剂；作为其他实施方式，只要引堵段塞中包含主堵剂，引堵段塞中的成分还可以根据实际需要调整，例如引堵段塞中仅包含前置保护液和主堵剂，或者仅包含主堵剂、封口剂及顶替液。

封堵方法实施例4

本实施例中的致密油藏油井水窜裂缝封堵方法与封堵方法实施例1的区别仅在于：引堵段塞中4部分的用量不同。本实施例中，前置保护液的用量为主水窜裂缝空间体积的30％，主堵剂的用量为主水窜裂缝空间体积的30％，封口剂及顶替液的总用量为主水窜裂缝空间体积的40％。作为其他实施方式，引堵段塞中4部分的用量可以根据实际需要调整，只要保证前置保护液的用量为主水窜裂缝空间体积的20％～30％，主堵剂的用量为主水窜裂缝空间体积的20％～30％，封口剂及顶替液的总用量为主水窜裂缝空间体积的40％～60％即可。

封堵方法实施例5

本实施例中的致密油藏油井水窜裂缝封堵方法与封堵方法实施例1的区别仅在于：引护段塞中保护液的用量大于主水窜裂缝空间体积。

封堵方法实施例6

本实施例中的致密油藏油井水窜裂缝封堵方法与封堵方法实施例1的区别仅在于：主水窜裂缝空间体积的计算方式不同。本实施例中，考虑到在实际注入各段塞的过程中实际注入压力可能会比设定的注入压力要高，主水窜裂缝空间体积也有可能随着实际注入压力的升高而发生变化，因此在计算主水窜裂缝空间体积时引入修正系数，修正系数根据实际注入各段塞过程中的实际注入压力确定，例如当实际注入压力比设定注入压力升高10％～20％时，修正系数取0.9～0.8，当实际注入压力比设定注入压力升高不足10％时，修正系数取1.0，以便在注入过程中根据实际注入压力对主水窜裂缝空间体积进行修正，并在实际注入各段塞的过程中，根据修正后的主水窜裂缝空间体积相应调整各段塞的用量。在实际注入过程中，使实际注入压力比设定注入压力升高不超过20％，以保证地层不再产生新的裂缝。

具体地，令主水窜裂缝的初始空间体积＝第一设定注水排量×主水窜裂缝方向油井的见剂时间，然后根据主水窜裂缝的初始空间体积确定引护段塞中保护液的初始用量，并在实际注入引护段塞的过程中，根据实际注入压力比第一设定注入压力升高的百分比确定修正系数，以对主水窜裂缝的初始空间体积进行初次修正，初次修正后的主水窜裂缝空间体积＝主水窜裂缝的初始空间体积×修正系数，同时根据初次修正后的主水窜裂缝空间体积调整引护段塞中保护液的实际用量；引护段塞注入完成后，根据初次修正后的主水窜裂缝空间体积确定引堵段塞中各部分的初始用量，并在实际注入引堵段塞的过程中，根据实际注入压力比第二设定注入压力升高的百分比确定修正系数，以对初次修正后的主水窜裂缝空间体积进行再次修正，再次修正后的主水窜裂缝空间体积＝初次修正后的主水窜裂缝空间体积×修正系数，同时根据再次修正后的主水窜裂缝空间体积调整引堵段塞中各部分的实际用量。

空间体积计算方法实施例

本实施例的致密油藏油井水窜裂缝空间体积计算方法如图3所示，该方法包括以下步骤：

按照设定注水排量(该值根据实际需要设置)向注水井稳定注入含示踪剂的水；

记录注水井对应油井的见剂时间；

油井的水窜裂缝空间体积＝设定注水排量×油井的见剂时间。

该方法的设计依据是：在设定注水排量下向注水井稳定注入含示踪剂的水，含示踪剂的水会进入油井的水窜裂缝中，若油井的水窜裂缝大，那么油井的见剂时间会很长；反之，若油井的水窜裂缝小，那么油井的见剂时间会很短。由此，利用设定注水排量和油井的见剂时间来计算油井的水窜裂缝空间体积，能够较为正确地反映油井水窜裂缝的大小，而且计算方法简单、实用，能够满足现场施工的需要。

本实施例中，油井的水窜裂缝空间体积＝设定注水排量×油井的见剂时间；作为其他实施方式，油井的水窜裂缝空间体积还可以采用其他的计算方式，例如：油井的水窜裂缝空间体积＝设定注水排量×油井的见剂时间×修正系数，修正系数根据实际注水压力确定，例如当实际注水压力比设定注水压力升高10％～20％时，修正系数取0.9～0.8，当实际注水压力比设定注水压力升高不足10％时，修正系数取1.0，以便根据实际注水压力对油井的水窜裂缝空间体积进行修正。在实际注水过程中，使实际注水压力比设定注水压力升高不超过20％，以保证地层不再产生新的裂缝。

空间体积计算装置实施例

本实施例的致密油藏油井水窜裂缝空间体积计算装置如图4所示，该装置包括处理器、存储器，存储器中存储有可在处理器上运行的计算机程序，所述处理器在执行所述计算机程序时实现上述空间体积计算方法实施例中的方法。

也就是说，以上方法实施例中的方法应理解为可由计算机程序指令实现致密油藏油井水窜裂缝空间体积计算方法的流程。可提供这些计算机程序指令到处理器，使得通过处理器执行这些指令产生用于实现上述方法流程所指定的功能。

本实施例所指的处理器是指微处理器MCU或可编程逻辑器件FPGA等的处理装置。

本实施例所指的存储器包括用于存储信息的物理装置，通常是将信息数字化后再以利用电、磁或者光学等方式的媒体加以存储。例如：利用电能方式存储信息的各式存储器，RAM、ROM等；利用磁能方式存储信息的的各式存储器，硬盘、软盘、磁带、磁芯存储器、磁泡存储器、U盘；利用光学方式存储信息的各式存储器，CD或DVD。当然，还有其他方式的存储器，例如量子存储器、石墨烯存储器等等。

通过上述存储器、处理器以及计算机程序构成的装置，在计算机中由处理器执行相应的程序指令来实现，处理器可以搭载各种操作系统，如windows操作系统、linux系统、android、iOS系统等。

作为其他实施方式，装置还可以包括显示器，显示器用于将计算结果展示出来，以供工作人员参考。

Claims (4)

1.一种致密油藏油井水窜裂缝封堵方法，其特征在于，该方法包括以下步骤：

(1)在井组注水采油过程中，将首先水窜的油井方向确定为主水窜裂缝方向，并根据主水窜裂缝方向油井的动态响应参数确定主水窜裂缝类型，所述动态响应参数包括注水油压、视吸水指数、注水水驱前沿推进速度和油井产出水氯离子含量；

(2)按照第一设定注水排量向注水井稳定注入含示踪剂的水，同时监测主水窜裂缝方向油井的见剂时间，根据所述第一设定注水排量和所述见剂时间确定主水窜裂缝空间体积；

(3)关闭主水窜裂缝方向油井，开启非主水窜裂缝方向油井，同时开启注水井，按照第二设定注水排量向注水井注入含保护液的水，并在第一设定注入压力下引导保护液进入非主水窜裂缝方向；所述保护液的用量根据所述主水窜裂缝空间体积确定；

(4)关闭非主水窜裂缝方向油井，开启主水窜裂缝方向油井，同时开启注水井，按照第三设定注水排量向注水井注入含主堵剂的水，并在第二设定注入压力下引导主堵剂进入主水窜裂缝方向油井的裂缝空间；所述主堵剂的类型根据所述主水窜裂缝类型确定，所述主堵剂的用量根据所述主水窜裂缝空间体积确定；步骤(4)中注入主堵剂之前还注入前置保护液，注入主堵剂之后还注入封口剂及顶替液；所述前置保护液的用量为所述主水窜裂缝空间体积的20％～30％；所述主堵剂的用量为所述主水窜裂缝空间体积的20％～30％；所述封口剂及顶替液的总用量为所述主水窜裂缝空间体积的40％～60％；所述第一设定注水排量、第二设定注水排量和第三设定注水排量大小相等；

(5)关闭井组所有油井和注水井，等待主堵剂凝成胶。

2.根据权利要求1所述的致密油藏油井水窜裂缝封堵方法，其特征在于，封堵过程分多轮次进行，随着封堵次数的增加，主堵剂的位置越来越远离主水窜裂缝方向油井。

3.根据权利要求1所述的致密油藏油井水窜裂缝封堵方法，其特征在于，所述保护液的用量大于或等于所述主水窜裂缝空间体积。

4.根据权利要求1所述的致密油藏油井水窜裂缝封堵方法，其特征在于，所述第一设定注入压力和所述第二设定注入压力均不超过地层原破裂压力的80％。

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