CN114837639B - 油井堵水增产方法 - Google Patents

Abstract

本申请公开了一种油井堵水增产方法，属于油田开发技术领域。所述油井堵水增产方法，通过对至少一个待封堵的高含水层进行封隔，将供油流通但不供水流通的第一调堵剂注入到每个待封堵的高含水层中，对各个待封堵的高含水层进行堵水，实现了对各个待封堵的高含水层中堵水不堵油的目的；利用第二调堵剂对待作业的油井的原始射孔孔道进行堵水，从而实现了对待作业的油井的原始油水流通通道进行堵水的目的，实现了对水淹优势通道的封堵。在上述堵水措施的基础上，对每个产油层的上部进行射孔后开采，并对日采液强度和生产压差进行控制，使其接近极限数值，更好地实现了对剩余油的开采，进而提高了原油的采收率。

Description

油井堵水增产方法

技术领域

本申请涉及油田开发技术领域，特别涉及一种油井堵水增产方法。

背景技术

随着油田开发的深入，特别是进入油田开发的中后期，注水开发的矛盾日益突出，油井单层厚度越大的井易水锥、水淹，影响了原油的采收率。因此，为了提高原油的采收率，可以对油井进行调剖堵水。

相关技术中，油井堵水增产方法为：当确定油井产液的含水率达到预计范围后，停井，将封隔器和节流器配套的管柱下入到油井内；将封隔器置于待封堵的出水层与产油层之间，使得待封堵的出水层与产油层分隔开，将水泥浆从节流器挤入地层的待封堵的出水层中；关井扩散压力，在水泥浆初凝时间内，用清水反洗井，将多余水泥浆洗出井筒；接着，上提管柱至安全井段，关井等待水泥浆凝固，完成油井堵水，以对油井进行增产。

然而，目前的油井堵水增产方法由于水泥浆的非选择性，在封堵出水层的同时，也封堵了油流通道，导致剩余油无法得到有效开采；同时，该油井堵水增产方法仅针对高含水层进行堵水，无法对油井的其他部位出水进行有效封堵，从而使得对油井的增产效果较差。

发明内容

鉴于此，本申请提供一种油井堵水增产方法，以解决油井中的剩余油无法得到有效开采以及对油井的增产效果较差的问题，实现对油井有效增产的目的。

具体而言，包括以下的技术方案：

本申请实施例提供了一种油井堵水增产方法，所述方法包括：

向待作业的油井中下入封隔器，所述封隔器用于将至少一个待封堵的高含水层与其余地层分隔开；

将第一调堵剂注入到每个所述待封堵的高含水层中，所述第一调堵剂为供油流通但不供水流通的调堵剂；

将第二调堵剂注入到所述待作业的油井的原始射孔孔道中，所述原始射孔孔道为在投产初期，对所述待作业的油井进行射孔得到的孔道；

在所述第一调堵剂和所述第二调堵剂冷凝后，对所述待作业的油井的每个产油层的上部进行射孔；

将所述待作业的油井的日采液强度和生产压差调整至目标范围，所述目标范围接近所述日采液强度和所述生产压差的极限数值。

所述第一调堵剂为耐高温、抗盐、抗老化的有机凝胶型调堵剂，所述第一调堵剂包括双组分聚合物。

可选的，所述第一调堵剂包括可交联甲基与酰胺基功能团、具有强极性和抗盐性的腈基、具有高稳定性的苯环，所述第一调堵剂不包括化学稳定性差和不抗盐的离子以及其他活性功能团。

可选的，所述第一调堵剂包括特种水溶性树脂，所述特种水溶性树脂为所述第一调堵剂的堵剂交联剂，所述特种水溶性树脂适用于70-130摄氏度的高温环境中。

可选的，所述将第一调堵剂注入到每个所述待封堵的高含水层中包括：

降低每个所述待封堵的高含水层的压力；

在每个所述待封堵的高含水层与其上部地层的压力差的作用下，将所述第一调堵剂注入到每个所述待封堵的高含水层的孔道中。

可选的，所述降低每个所述待封堵的高含水层的压力包括：

减少所述待作业的油井的相邻水井的注水量，或，关停所述待作业的油井的相邻水井。

可选的，所述将第二调堵剂注入到所述待作业的油井的原始射孔孔道中包括：

根据所述原始射孔孔道的尺寸，确定所述第二调堵剂的密度、强度、注入速度和注入压力；

在所述注入速度和所述注入压力下，将所述第二调堵剂注入到所述原始射孔孔道中。

可选的，所述将所述待作业的油井的日采液强度和生产压差调整至目标范围包括：

根据所述每个产油层的相对储油量，将相应规格的抽油泵下入到所述待作业的油井中；

控制所述抽油泵的冲程、冲次和下深深度，使得所述日采液强度和所述生产压差达到所述目标范围。

可选的，所述向待作业的油井中下入封隔器之后，所述方法还包括：

将清洁剂注入到每个所述待封堵的高含水层中，对每个所述待封堵的高含水层进行清洁。

可选的，所述清洁剂包括复合石油磺酸盐、非离子表面活性剂、两性表面活性剂和助剂。

本申请实施例提供的技术方案的有益效果至少包括：

本申请实施例提供的油井堵水增产方法，通过对至少一个待封堵的高含水层进行封隔，将供油流通但不供水流通的第一调堵剂注入到每个待封堵的高含水层中，对各个待封堵的高含水层进行堵水，实现了对各个待封堵的高含水层中堵水不堵油的目的；利用第二调堵剂对待作业的油井的原始射孔孔道进行堵水，从而实现了对该待作业的油井的原始油水流通通道进行堵水的目的，实现了对水淹优势通道的封堵。在上述堵水措施的基础上，对每个产油层的上部进行射孔后开采，并对日采液强度和生产压差进行控制，使其接近极限数值，可以更好地实现对剩余油的开采，进而提高了原油的采收率。

附图说明

为了更清楚地说明本申请实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本申请的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。

图1为本申请实施例提供的一种油井堵水增产方法的流程图；

图2是本申请实施例提供的另一种油井堵水增产方法的流程图。

通过上述附图，已示出本申请明确的实施例，后文中将有更详细的描述。这些附图和文字描述并不是为了通过任何方式限制本申请构思的范围，而是通过参考特定实施例为本领域技术人员说明本申请的概念。

具体实施方式

下面将结合本申请实施例中的附图，对本申请实施例中的技术方案进行清楚、完整地描述，显然，所描述的实施例是本申请一部分实施例，而不是全部的实施例。基于本申请中的实施例，本领域普通技术人员在没有做出创造性劳动前提下所获得的所有其他实施例，都属于本申请保护的范围。

在对本申请实施方式作进一步的详细描述之前，本申请实施例中所涉及的方位名词，仅仅用来清楚地描述本申请实施例中所涉及的油井堵水增产方法，并不具有限定本申请保护范围的意义。除非另有定义，本申请实施例所用的所有技术术语均具有与本领域技术人员通常理解的相同的含义。

为使本申请的技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本申请实施方式作进一步的详细描述。

随着油田开发的深入，特别是进入油田开发的中后期，注水开发的矛盾日益突出，油井单层厚度越大的井易水锥、水淹，影响了原油的采收率。因此，为了提高原油的采收率，可以对油井进行调剖堵水。

相关技术中，油井堵水增产方法为：当确定油井产液的含水率达到预计范围后，停井，将封隔器和节流器配套的管柱下入到油井内；将封隔器置于待封堵的出水层与产油层之间，使得待封堵的出水层与产油层分隔开，将水泥浆从节流器挤入地层的待封堵的出水层中；关井扩散压力，在水泥浆初凝时间内，用清水反洗井，将多余水泥浆洗出井筒；接着，上提管柱至安全井段，关井等待水泥浆凝固，完成油井堵水。

然而，目前的油井堵水增产方法由于水泥浆的非选择性，在封堵出水层的同时，也封堵了油流通道，导致剩余油无法得到有效开采；同时，该油井堵水增产方法仅针对高含水层进行堵水，无法对油井的其他部位出水进行有效封堵，从而使得对油井的增产效果较差。。

为了解决相关技术中存在的问题，本申请实施例提供了一种油井堵水增产方法。参见图1，该方法包括：

步骤101，向待作业的油井中下入封隔器，该封隔器用于将至少一个待封堵的高含水层与其余地层分隔开。

步骤102，将第一调堵剂注入到每个该待封堵的高含水层中，该第一调堵剂为供油流通但不供水流通的调堵剂。

步骤103，将第二调堵剂注入到该待作业的油井的原始射孔孔道中，该原始射孔孔道为在投产初期，对该待作业的油井进行射孔得到的孔道。

步骤104，在该第一调堵剂和该第二调堵剂冷凝后，对该待作业的油井的每个产油层的上部进行射孔。

步骤105，将该待作业的油井的日采液强度和生产压差调整至目标范围，该目标范围接近该日采液强度和该生产压差的极限数值。

其中，上述第一调堵剂为耐高温、抗盐、抗老化的有机凝胶型调堵剂，该第一调堵剂包括双组分聚合物。

其中，上述第一调堵剂包括可交联甲基与酰胺基功能团、具有强极性和抗盐性的腈基、具有高稳定性的苯环，该第一调堵剂不包括化学稳定性差和不抗盐的离子以及其他活性功能团。

其中，上述第一调堵剂包括特种水溶性树脂，该特种水溶性树脂为该第一调堵剂的堵剂交联剂，该特种水溶性树脂适用于70-130摄氏度的高温环境中。

其中，上述将第一调堵剂注入到每个该待封堵的高含水层中包括：

降低每个该待封堵的高含水层的压力；

在每个该待封堵的高含水层与其上部地层的压力差的作用下，将该第一调堵剂注入到每个该待封堵的高含水层的孔道中。

其中，上述降低每个该待封堵的高含水层的压力包括：

减少该待作业的油井的相邻水井的注水量，或，关停该待作业的油井的相邻水井。

其中，上述将第二调堵剂注入到该待作业的油井的原始射孔孔道中包括：

根据该原始射孔孔道的尺寸，确定该第二调堵剂的密度、强度、注入速度和注入压力；

在该注入速度和该注入压力下，将该第二调堵剂注入该原始射孔孔道中。

其中，上述将该待作业的油井的日采液强度和生产压差调整至目标范围包括：

根据该每个产油层的相对储油量，将相应规格的抽油泵下入到该待作业的油井中；

控制该抽油泵的冲程、冲次和下深深度，使得该日采液强度和该生产压差达到该目标范围。

其中，上述向待作业的油井中下入封隔器之后，该方法还包括：

将清洁剂注入到每个该待封堵的高含水层中，对每个该待封堵的高含水层进行清洁。

其中，上述清洁剂包括复合石油磺酸盐、非离子表面活性剂、两性表面活性剂和助剂。

上述所有可选技术方案，可以采用任意结合形成本申请的可选实施例，在此不再一一赘述。

本申请实施例提供的油井堵水增产方法，通过对至少一个待封堵的高含水层进行封隔，将供油流通但不供水流通的第一调堵剂注入到每个待封堵的高含水层中，对各个待封堵的高含水层进行堵水，实现了对各个待封堵的高含水层中堵水不堵油的目的；利用第二调堵剂对待作业的油井的原始射孔孔道进行堵水，从而实现了对该待作业的油井的原始油水流通通道进行堵水的目的，实现了对水淹优势通道的封堵。在上述堵水措施的基础上，对每个产油层的上部进行射孔后开采，并对日采液强度和生产压差进行控制，使其接近极限数值，可以更好地实现对剩余油的开采，进而提高了原油的采收率。

图2是本申请实施例提供的另一种油井堵水增产方法的流程图。方法包括步骤201～步骤209。下面具体介绍方法的各个步骤：

步骤201、向待作业的油井中下入封隔器。

在本申请实施例中，封隔器即为具有弹性的密封元件，封隔器用于将至少一个待封堵的高含水层与其余地层分隔开，以对至少一个待封堵的高含水层进行施工，有利于保护其余地层。至少一个待封堵的高含水层为待作业的油井中含水量达到设定范围的地层，例如，设定范围可以为30％至90％，本申请实施例在此对设定范围不做具体限定。

在一些实施例中，可以将封隔器下入到至少一个待封堵的高含水层下方的设计坐封位置，然后，从待作业的油井的油管向下打压设定压强，例如，设定压强可以为15Mpa，接着，稳压设定时间，例如，设定时间可以为15分钟，使得封隔器的胶筒涨开，达到封堵其余地层的作用，从而将至少一个待封堵的高含水层与其余地层分隔开。

例如，待作业的油井中有五个地层，其中，位于上部的三个地层为待封堵的高含水层，则将封隔器下入到上部的三个地层下方的设计坐封位置，进而，从油管打压以及稳压，使得封隔器的胶筒涨开，将上部的三个地层与下部两个地层分隔开。

可选的，封隔器可以为自封式封隔器、压缩式封隔器、扩张式封隔器或者组合式封隔器，本申请实施例在此对封隔器的样式不做具体限定。

上述为将封隔器下入待作业的油井，将至少一个待封堵的高含水层与其余地层分隔开的方法。在其他实施例中，还可以通过其他方法下入封隔器，也可以通过其他方法将至少一个待封堵的高含水层与其余地层分隔开，例如，还可以向至少一个待封堵的高含水层与其余地层之间注入水泥或者卡入桥塞，本申请实施例在此对将至少一个待封堵的高含水层与其余地层分隔开的方法不做具体限定。

步骤202、将清洁剂注入到每个待封堵的高含水层中，对每个待封堵的高含水层进行清洁。

在本申请实施例中，清洁剂用于溶解或者分解每个待封堵的高含水层的各个孔道中的杂质，从而对每个待封堵的高含水层进行清洁，清洁剂具有抗盐性能、抗温性能、抗钙镁离子性能以及乳化性能，清洁剂可以包括复合石油磺酸盐、非离子表面活性剂、两性表面活性剂和助剂。

可选的，可以根据每个待封堵的高含水层中所含的杂质量、所含杂质的粘附强度、含盐浓度、含钙镁离子的浓度或者温度的高低，动态调节清洁剂的各个组分所占的质量百分比，从而使得清洁剂最大程度的发挥清洁作用。例如，当检测到待封堵的高含水层中所含的钙镁离子浓度较大时，可以增大清洁剂中复合石油磺酸盐所占的质量百分比。本申请在此对清洁剂的各个组分所占的质量百分比不做具体限定。

可选的，清洁剂可以为磺酸盐类表面活性剂，例如，十二烷基本磺酸钠，清洁剂还可以为羧酸盐类表面活性剂，或，氟碳类表面活性剂等，本申请实施例在此对清洁剂不做具体限定，杂质可以为除水和原油外的污秽物，杂质对水和原油的流动具有一定的阻碍作用，杂质还能阻碍后续调堵剂的进入，大大降低了油井堵水的效率。

具体的，可以将导锥连接在每个油管的底端，将油管下入到每个待封堵的高含水层对应的原始射孔孔道的位置，将每个油管底端的导锥通过每个原始射孔孔道下入每个待封堵的高含水层中，将清洁剂从待作业的油井的井口注入油管，对油管施加压力，使得清洁剂通过油管的导锥，进入每个待封堵的高含水层的各个孔道中。

其中，原始射孔孔道为在投产初期，对上述待作业的油井进行射孔得到的孔道，上述每个待封堵的高含水层的各个孔道可以为每个待封堵的高含水层的中下部的孔道，或，水突进方向的孔道，或，优先水淹的孔道，本申请实施例在此对上述每个待封堵的高含水层的各个孔道不做限定。

上述步骤202为对每个待封堵的高含水层进行清洁的方法，通过对各个待封堵的高含水层的清洁，可以平衡各含水层之间的压力，还可以平衡各孔道之间的压力，清洁疏通调驱各孔道，起到洗油、驱油、增溶原油以及控制水锥的作用，有利于后续调堵剂的选择性进入，提高调堵剂进入的准确性，提高对油井的堵水效率。进一步的，清洁剂进入各个待封堵的高含水层后，可以使得清洁剂注入路径的分散油滴并聚形成连续油相，克服贾敏效应，从而，提高油相渗透率，油相流动性增强，进而，使得待作业的油井的相对产油量大大提高。此外，将清洁剂注入到每个待封堵的高含水层中后，还可以降低原油在各个待封堵的高含水层的孔道孔壁的表面张力，降低毛管阻力，降低地层同时，有促进层内油、水的重力分异的作用。另外，清洁剂还可以使得原油中的部分极性组分和酸性组分，转化为表面活性剂，从而提高原油的流动性。

其中，上述连续油相指的是多个油滴汇聚形成的不溶于水的油团。上述贾敏效应指的是一种阻力效应，这种阻力效应使得水中的油滴由于界面张力而力图保持成球形，进而减缓了油滴在通过孔道时的运动速率，不利于原油的渗透。上述油、水的重力分异指的是在油藏的混合作用中，由于重力与浮力的驱使，油藏中的水和原油按照密度差异，自上而下形成密度逐渐增加的分异分布现象，即为原油在上层、水在下层的密度分异现象。

步骤203、减少待作业的油井的相邻水井的注水量，或，关停待作业的油井的相邻水井。

在本申请实施例中，相邻水井指的是在注水驱油过程中，用来向至少一个待封堵的高含水层注水的井，通过相邻水井对至少一个待封堵的高含水层施加压力，从而使得至少一个待封堵的高含水层中的原油被驱动出待作业的油井。

具体的，可以调整待作业的油井的相邻水井的工作制度，将相邻水井的注水量减少为注水驱油过程时平均注水量的一半，甚至，还可以直接关停相邻水井，停止对待作业的油井的驱油工作。当然，在其他实施例中，还可以将相邻水井的注水量减少为其他数值，本申请实施例在此不做具体限定。

上述为通过调整待作业的油井的相邻水井的注水量，降低每个待封堵的高含水层的压力的过程，从而，为每个待封堵的高含水层制造相对其上部地层的相对低压，更加有利于后续对油井进行堵水。此外，还可以通过其他方法降低每个待封堵的高含水层的压力，例如，可以减缓待作业的油井的相邻水井的注水速度，本申请实施例在此对降低每个待封堵的高含水层的压力的方法不做具体限定。

步骤204、在每个待封堵的高含水层与其上部地层的压力差的作用下，将第一调堵剂注入到每个待封堵的高含水层的孔道中。

在本申请实施例中，第一调堵剂用于对每个待封堵的高含水层中的各个孔道进行调堵，以阻碍各个孔道中水的流通和渗透，第一调堵剂可以为供油流通但不供水流通的调堵剂。

其中，第一调堵剂可以为悬浮性和选择性强的调堵剂。第一调堵剂还可以具有转向性，即，当第一调堵剂的注入路径受阻时，第一调堵剂可以通过改变自身形态等方式改变其注入路径。

可选的，第一调堵剂可以为耐高温、抗盐、抗老化的有机凝胶型调堵剂，第一调堵剂可以包括双组分聚合物。进一步的，第一调堵剂可以包括可交联甲基与酰胺基功能团、具有强极性和抗盐性的腈基、具有高稳定性的苯环，第一调堵剂不包括化学稳定性差和不抗盐的离子以及其他活性功能团。其中，强极性和抗盐性的腈基可以阻止酰胺水解，从而可以提高第一调堵剂的强度，同时，可以提高第一调堵剂对岩石的粘附作用、耐高温抗盐性能及耐冲刷性，延长了第一调堵剂的使用寿命。此外，采用聚合物制成的第一调堵剂，适用范围广，更加易于配制及注入高含水层，增大了对待作业的油井的封堵半径，大大提高了对待作业的油井进行堵水的成功率，也降低了资源损耗，同时，对作业人员及环境也不产生伤害或污染。

可选的，第一调堵剂还可以包括特种水溶性树脂，特种水溶性树脂为第一调堵剂的堵剂交联剂，特种水溶性树脂适用于70-130摄氏度的高温环境中。通过堵剂交联剂，第一调堵剂可以形成高强度堵剂，使得第一调堵剂具有优良的抗老化性能，进而可以满足更高难度的施工工艺及更大的封堵半径。其中，可以通过控制水溶性树脂中的羟甲基的数量，来控制堵剂交联剂的强度，进而控制第一调堵剂的强度。通过使用特种水溶性树脂，克服了国内外使用的部分水解聚丙烯酰胺－甲醛－苯酚堵剂在高温下，大部分甲醛与酰胺基反应的缺点，从而提高了第一调堵剂的强度、稳定性、耐高温性能及抗老化性能，大大提高了待作业的油井的堵水成功率。

可选的，第一调堵剂可以包括聚合物溶胶、凝胶、凝胶颗粒、矿凝胶、地凝胶、矿物粉料及复配物或者水泥类颗粒复配物等。其中，凝胶颗粒可以为纳米颗粒、微米颗粒、核壳球、超分子颗粒或者预交联颗粒等，当然，第一调堵剂和凝胶颗粒还可以为其他物质，本申请实施例在此对第一调堵剂和凝胶颗粒不做具体限定。

可选的，可以根据每个待封堵的高含水层的含盐浓度、含钙镁离子的浓度、温度的高低或者含水度，动态调节第一调堵剂的各个组分所占的质量百分比，从而使得第一调堵剂最大程度的发挥堵水作用。例如，当检测到待封堵的高含水层的含盐浓度较大或者温度较高时，可以增大第一调堵剂中腈基和苯环所占的质量百分比。本申请在此对第一调堵剂的各个组分所占的质量百分比不做具体限定。

具体的，可以将导锥连接在每个油管的底端，将油管下入到每个待封堵的高含水层对应的原始射孔孔道的位置，将每个油管底端的导锥通过每个原始射孔孔道下入每个待封堵的高含水层中，将第一调堵剂从待作业的油井的井口注入油管，对油管施加压力，使得第一调堵剂通过油管的导锥，进入每个待封堵的高含水层中。进而，在每个待封堵的高含水层与其上部地层的压力差的作用下，产生驱动力，驱动第一调堵剂依次注入上述至少一个待封堵的高含水层的各个孔道中。进一步的，由于孔道半径越大，越有利于第一调堵剂的进入，因此，第一调堵剂可以优先被注入到水突进方向的大孔道，或，优先水淹的大孔道，从而，可以迅速对待作业的油井进行堵水。

可选的，可以向每个待封堵的高含水层中注入超大剂量的第一调堵剂，从而，可以尽量多地对每个待封堵的高含水层进行封堵，大大提高对待作业的油井的堵水效果。本申请实施例在此对第一调堵剂的注入剂量不做具体限定。

上述步骤203和步骤204为将第一调堵剂注入到每个待封堵的高含水层中的过程，过程通过制造地层之间的压力差，借助水动力学的调整，将第一调堵剂注入到每个待封堵的高含水层中。进一步的，第一调堵剂的选择性和转向性等特点，可以实现对每个待封堵的高含水层的深部调堵和选择性调堵，更加有利于对水道增阻。此外，第一调堵剂在每个待封堵的高含水层中可以形成堵锥剖面，堵锥剖面可以有效地补偿水锥剖面，从而，大大减轻由于水锥所造成的水淹，有利于提高对待作业的油井的原油增产。

在其他实施例中，将第一调堵剂注入到每个待封堵的高含水层中的过程还可以采用如下方法：获取每个待封堵的高含水层中水锥剖面的模拟曲线；根据模拟曲线，获取第一调堵剂的理想堵锥剖面，其中，理想堵锥剖面与水锥剖面相互补偿；根据理想堵锥剖面，确定第一调堵剂的密度和注入压力；在注入压力下，将密度的第一调堵剂注入到每个待封堵的高含水层中。通过过程，可以有效的对每个待封堵的高含水层的水锥进行补偿，从而，有效缓解每个待封堵的高含水层的水淹情况，大大提高堵水效率。当然，还可以通过其他方式将第一调堵剂注入到每个待封堵的高含水层中，本申请实施例在此不做具体限定。

步骤205、根据待作业的油井的原始射孔孔道的尺寸，确定第二调堵剂的密度、强度、注入速度和注入压力。

在本申请实施例中，第二调堵剂用于对待作业的油井的原始射孔孔道进行填堵，以达到重建套管壁的效果。第二调堵剂可以为高强度堵剂，例如，第二调堵剂可以为有机树脂、有机凝胶、水泥或者无机矿物凝胶，当然，在其他实施例中，第二调堵剂还可以为其他物质，本申请实施例在此对第二调堵剂不做具体限定。

可选的，第二调堵剂和第一调堵剂可以为相同的调堵剂，当然，第二调堵剂和第一调堵剂也可以为不同的调堵剂，本申请实施例在此对第二调堵剂的组分不做具体限定。

具体的，可以使用探测工具，对待作业的油井下每个待封堵的高含水层对应的原始射孔孔道的尺寸进行探测，例如，可以对每个原始射孔孔道的直径进行探测，可以预先设定多个直径范围，并根据多个直径范围，设定与每个直径范围对应的第二调堵剂的密度、强度、注入速度和注入压力。其中，直径范围越大，对应的第二调堵剂的密度、强度、注入速度和注入压力越大。

例如，可以设定两个直径范围，分别为51-100mm和101-150mm，其中，可以设定51-100mm的直径范围对应第二调堵剂的第一密度、第一强度、第一注入速度和第一注入压力，可以设定101-150mm的直径范围对应第二调堵剂的第二密度、第二强度、第二注入速度和第二注入压力，当探测到的原始射孔孔道的直径在51-100mm内时，将第二调堵剂的相关参数调整为第一密度、第一强度、第一注入速度和第一注入压力；当探测到的原始射孔孔道的直径在101-150mm内时，将第二调堵剂的相关参数调整为第二密度、第二强度、第二注入速度和第二注入压力。其中，上述第二密度、第二强度、第二注入速度和第二注入压力分别大于上述第一密度、第一强度、第一注入速度和第一注入压力。

通过上述确定第二调堵剂的密度、强度、注入速度和注入压力的过程，使得当待作业的油井的原始射孔孔道的尺寸越小时，可以调整第二调堵剂的密度、强度、注入速度和注入压力越大；反之，同理。从而，对于不同尺寸的原始射孔孔道，可以有针对性地进行二次加固重建，大大提高了对待作业的油井的加固质量，确保对各个原始射孔孔道进行有效堵水。

步骤206、在注入速度和注入压力下，将第二调堵剂注入待作业的油井的原始射孔孔道中。

在本申请实施例中，可以确定与每个原始射孔孔道对应的油管，通过上述步骤205确定的注入速度的和注入压力，以对应的注入速度和注入压力，从对应的油管管口注入适量的第二调堵剂，适量的第二调堵剂通过对应的油管底端的导锥，进入对应的原始射孔孔道中。

进一步的，可以向各个原始射孔孔道中注入尽量大剂量的第二调堵剂，以尽量紧实和坚固地将待作业的油井的各个原始射孔孔道堵住，从而，可以大袋提高对待作业的油井的堵水效果。本申请实施例在此对第二调堵剂的注入剂量不做具体限定。

上述步骤205和步骤206为将第二调堵剂注入到待作业的油井的原始射孔孔道中的过程，通过过程，可以重建待作业的油井的套管管壁，从而，实现二次加固油井井壁的作用，可以减缓在物性好的高含水层中由于钻井而产生的泥浆滤失，进而，可以减少泥饼的产生。进一步的，可以减缓在生产压差的作用下而导致的泥饼的冲刷，大大减缓了层内管外窜槽以及各个剖面产出的干扰。更进一步的，对套管管壁的二次加固使得油井堵水的部位更加全面，大大提高了油井堵水的效率。

步骤207、在第一调堵剂和第二调堵剂冷凝后，对待作业的油井的每个产油层的上部进行射孔。

在本申请实施例中，产油层指的是待作业的油井中富含原油的地层，射孔指的是采用特殊聚能器材进入预定层位进行爆炸开孔，让井下地层内流体进入孔道的作业活动。

具体的，对于每个产油层，可以确定每个产油层上部预设区域与待作业的油井井口的距离，根据距离，将射孔专用仪器输送至井下预定深度，对准相应的产油层的上部预设区域引爆射孔器，聚能射孔弹被导爆索引爆后，产生高能射流向前传播，射穿套管和水泥环进入对应的产油层，从而，在每个产油层的上部预设区域与待作业的油井的套管之间，形成新的射孔孔道。

上述步骤207为对待作业的油井的各个部位进行堵水后，重新对各个产油层进行射孔的过程，过程为各个产油层中的油藏采收打开了新的通道，有利于各个产油层中原油的流出，过程可以使渗流的流线集中于顶部弱水淹区，可以有效控制水锥，从而，提高油水堵水效率，大大提高油井的原油的采收率。

进一步的，可以适当提高上述射孔的强度，从而实现对各个产油层的深穿透，获得更长的射孔孔道，有利于对各个产油层的深部挖掘，提高对各个产油层的原油采收率。

步骤208、根据每个产油层的相对储油量，将相应规格的抽油泵下入到待作业的油井中。

在本申请实施例中，相对储油量可以根据投产初期每个产油层与其相邻各个产油层的日产油量进行衡量，抽油泵用于对待作业的油井完成堵水措施，重新启动开采作业后，将位于井筒内的原油举升到地面。

具体的，可以根据投产初期各个产油层的日产油量，确定每个产油层的相对储油量，可以根据每个产油层的相对储油量，分别选择特大规格、较大规格、中等规格、较小规格、特小规格等规格的抽油泵，将与每个产油层对应的抽油泵通过待作业的油井的套管，下入到对应产油层上部的新的射孔孔道中。

步骤209、控制抽油泵的冲程、冲次和下深深度，使得待作业的油井的日采液强度和生产压差达到目标范围。

在本申请实施例中，日采液强度为待作业的油井每天所生产的含水原油的产量，目标范围接近日采液强度和生产压差的极限数值。

具体的，可以根据每个产油层的深度，调整对应抽油泵的下深深度，可选的，可以按照各个产油层深度从小到大的顺序，将对应抽油泵依次向下深入。对于一个产油层来说，可以根据一个产油层的相对储油量，对与一个产油层对应抽油泵设置合理的冲程和冲次，实时监测对应抽油泵的产油量，当监测到对应抽油泵的产油量下降幅度超过预设数值时，逐渐增大对应抽油泵的冲程和冲次，直到各个产油层的日采液强度和生产压差达到对应产油层的极限数值。

可选的，预设数值可以为多个数值，每监测到对应抽油泵的产油量下降幅度超过一个预设数值时，将对应抽油泵的冲程和冲次增大一个等级。当然，还可以通过其他方法控制对应抽油泵的冲程和冲次，本申请实施例在此不做具体限定。

上述步骤208和步骤209为将待作业的油井的日采液强度和生产压差调整至目标范围的过程，通过过程，可以对待作业的油井的开采起到优化作用，对待作业的油井的堵水具有更好的辅助作用，从而，可以进一步提高待作业的油井的采收率。此外，还可以采用其他优化工艺，本申请实施例在此不做一一限定。

本申请实施例提供的油井堵水增产方法，通过对至少一个待封堵的高含水层进行封隔，将供油流通但不供水流通的第一调堵剂注入到每个待封堵的高含水层中，对各个待封堵的高含水层进行堵水，实现了对各个待封堵的高含水层中堵水不堵油的目的，从而可以有效开采各个待封堵的高含水层中的剩余油；进而，利用第二调堵剂对待作业的油井的原始射孔孔道进行堵水，从而，实现了对待作业的油井的多个部位进行堵水的目的，大大增强了对待作业的油井的堵水质量，可以有效降低待作业的油井的产液含水量；并在堵水后对每个产油层的上部进行射孔，使得堵水后各个产油层中储藏的原油能够更顺利的流出，从而有效提高待作业的油井的采收率。

在本申请中，术语“第一”和“第二”仅用于描述目的，而不能理解为指示或暗示相对重要性。术语“多个”指两个或两个以上，除非另有明确的限定。

本领域技术人员在考虑说明书及实践这里公开的发明后，将容易想到本申请的其它实施方案。本申请旨在涵盖本申请的任何变型、用途或者适应性变化，这些变型、用途或者适应性变化遵循本申请的一般性原理并包括本申请未公开的本技术领域中的公知常识或惯用技术手段。说明书和实施例仅被视为示例性的。

应当理解的是，本申请并不局限于上面已经描述并在附图中示出的精确结构，并且可以在不脱离其范围进行各种修改和改变。本申请的范围仅由所附的权利要求来限制。

Claims (7)

1.一种油井堵水增产方法，其特征在于，所述方法包括：

向待作业的油井中下入封隔器，所述封隔器用于将至少一个待封堵的高含水层与其余地层分隔开；

将第一调堵剂注入到每个所述待封堵的高含水层中，所述第一调堵剂为供油流通但不供水流通的调堵剂；

将第二调堵剂注入到所述待作业的油井的原始射孔孔道中，所述原始射孔孔道为在投产初期，对所述待作业的油井进行射孔得到的孔道；

在所述第一调堵剂和所述第二调堵剂冷凝后，对所述待作业的油井的每个产油层的上部进行射孔；

将所述待作业的油井的日采液强度和生产压差调整至目标范围，所述目标范围接近所述日采液强度和所述生产压差的极限数值；

其中，所述第一调堵剂为耐高温、抗盐、抗老化的有机凝胶型调堵剂，所述第一调堵剂包括双组分聚合物；所述第一调堵剂包括可交联甲基与酰胺基功能团、具有强极性和抗盐性的腈基和具有高稳定性的苯环；根据每个待封堵的高含水层的含盐浓度、含钙镁离子的浓度、温度的高低或者含水度，动态调节所述第一调堵剂的各个组分所占的质量百分比；

所述将第一调堵剂注入到每个所述待封堵的高含水层中包括：

获取每个所述待封堵的高含水层中水锥剖面的模拟曲线；

根据模拟曲线，获取第一调堵剂的理想堵锥剖面，其中，理想堵锥剖面与水锥剖面相互补偿；

根据所述理想堵锥剖面，确定第一调堵剂的密度和注入压力；

降低每个所述待封堵的高含水层的压力；

在每个所述待封堵的高含水层与其上部地层的压力差的作用下，将已确定密度和注入压力的第一调堵剂注入到每个所述待封堵的高含水层的孔道中。

2.根据权利要求1所述的油井堵水增产方法，其特征在于，所述第一调堵剂还包括特种水溶性树脂，所述特种水溶性树脂为所述第一调堵剂的堵剂交联剂，所述特种水溶性树脂适用于70-130摄氏度的高温环境中。

3.根据权利要求1所述的油井堵水增产方法，其特征在于，所述降低每个所述待封堵的高含水层的压力包括：

减少所述待作业的油井的相邻水井的注水量，或，关停所述待作业的油井的相邻水井。

4.根据权利要求1所述的油井堵水增产方法，其特征在于，所述将第二调堵剂注入到所述待作业的油井的原始射孔孔道中包括：

根据所述原始射孔孔道的尺寸，确定所述第二调堵剂的密度、强度、注入速度和注入压力；

在所述注入速度和所述注入压力下，将所述第二调堵剂注入到所述原始射孔孔道中。

5.根据权利要求1所述的油井堵水增产方法，其特征在于，所述将所述待作业的油井的日采液强度和生产压差调整至目标范围包括：

根据所述每个产油层的相对储油量，将相应规格的抽油泵下入到所述待作业的油井中；

控制所述抽油泵的冲程、冲次和下深深度，使得所述日采液强度和所述生产压差达到所述目标范围。

6.根据权利要求1所述的油井堵水增产方法，其特征在于，所述向待作业的油井中下入封隔器之后，所述方法还包括：

将清洁剂注入到每个所述待封堵的高含水层中，对每个所述待封堵的高含水层进行清洁。

7.根据权利要求6所述的油井堵水增产方法，其特征在于，所述清洁剂包括复合石油磺酸盐、非离子表面活性剂、两性表面活性剂和助剂。