專利名稱：：油井高含水層堵壓方法
技術領域：
：本發明涉及石油開采領域，特別涉及一種油井高含水層堵壓方法，主要用于開采高含水油層的剩余儲量。背聚技術隨著油田開發時間的延長，高含水井數逐年增加，常規技術措施無法實現剩余油的進一步挖潛。目前油井含水大于80%的油井水淹層段約占60.8%，因此，能否進一步動用主力油層的剩余儲量，對提高單井采出程度具有重要
發明內容本發明的目的就是提供一種油井高含水層堵壓方法，以解決現有技術存在的現有技術無法實現剩余油的進一步挖潛的問題。本發明的技術方案是一種油井高含水層堵壓方法，其特征在于包括以下步驟(1)、下入封堵管柱將封堵管柱下入到選定的油層內；該封堵管柱的上部和下端內分別裝有補償器和球座，該球座與其上面的球體構成凡爾，在所述的補償器與球座之間依次裝有上封隔器、定壓閥和下封隔器，該上封隔器和下封隔器對應于油井有效作業層面的上下端；(2)、注入堵劑采用泵車將配制好的微膨高強堵劑正注到所述的油層內；(3)、清水替擠注完封堵劑后，按照管柱內容積等量注入清水，將全部封堵劑段塞式擠注到目的層內；(4)、候凝等候封堵劑凝固4060小時；(5)、實施壓裂作業。所述的微膨高強堵劑包括選用改性高分子丙烯酰胺配置為13-15%濃度的水溶液，在常溫條件下加入促凝劑NN亞甲基丙烯酰胺0.03-0.08%,再加入交聯劑過硫酸銨0.008-0.12%,混合均勻后待用。由于地質條件和井況的不同，具體實施時要根據地下的溫度壓力調整促凝劑和交聯劑的加入比例。所述的微膨高強堵劑的產品型號為TP-2。所述的徼膨高強堵劑的配制過程包括用封堵劑車和水罐車將各個組分加入到配液罐內，再用循環泵泵入儲液罐內備用，實施注入堵劑步驟時用所述的泵車將堵劑壓入所述的封堵管柱內。本發明的有益效果是以改性高分子丙烯酰胺為主劑，在交聯劑、促凝劑等作用下，在地層下交聯，形成微膨體型結構，可以對原來油井的高含水層內的人工裂縫及天然裂縫進行有效封堵，由于突破壓力大于地層的破裂壓力，可以在后續實施壓裂作業，產生新的人工裂縫。可使原來油井的高含水層位上的來水方向被封堵，而產生新的方位的人工裂縫，就能溝通部分剩余油，提高油井的采出程度，擴大波及體積，增產原油，提高采收率。下面結合附圖和實施例對本發明作進一步說明。圖1是本發明的工藝流程圖；圖2是本發明的封堵管柱下入油層的端面結構示意圖；圖3是本發明堵劑的粘時特性曲線；圖4是采用本發明堵劑的人造巖心電鏡掃描圖片；圖5是用本發明堵劑不同礦化度表觀粘度影響曲線；圖6是本發明實施于朝61-Y127井封堵裂縫及壓裂裂縫監測圖。具體實施方式參見圖1和圖2,本發明一種油井高含水層堵壓方法包括以下工藝步驟(1)、下入封堵管柱采用常規方法打井下入套管12，并將封堵管柱6從套管12內下入至油層14內。該封堵管柱6的上部和下端內分別裝有補償器7和凡爾球座11，在所述的補償器7與球座11之間依次裝有上封隔器8、定壓閥9和下封隔器10，該上封隔器8和下封隔器10對應于油井有效作業層面(油層)14的上下端。補償器7、封隔器8、定壓閥9、下封隔器10和球座ll均為常規結構。補償器7的功能是保護上封隔器，緩解提升封堵管柱的壓力。上下封隔器8和10是在油井有效作業層面14的上下端將油套管間的環型空間封隔，使油管6與有效作業層密封相通。定壓閥9一是保證封隔器的釋放，二是將封堵劑注入到有效地層14。球座11是施工中出現意外時作為解堵的循環通道，用來封堵管內液體，提高管內壓力。(2)、注入堵劑采用泵車將配制好的微膨高強堵劑正注到選定的油層14內。(3)、清水替擠注完封堵劑后，按照管柱內容積等量注入清水，將全部封堵劑段塞式擠注到目的層內。"段塞式"是油田工業用的術語，指的是液-液置換時，在封堵劑注入完后，再注入1%濃度的聚丙烯酰胺溶液(實際應用約5-10立方米)，再注入清水。段塞的作用就是隔離清水與封堵劑，防止藥劑被稀釋。(4)、候凝等候封堵劑凝固4060小時。(5)、實施壓裂作業。壓裂作業是油田的一項常規作業，是由壓裂大隊來完成的。所述的TP-2型微膨高強堵劑包括改性高分子丙烯酰胺配置為13-15%濃度的水溶液，在常溫條件下加入促凝劑NN亞甲基丙烯酰胺0.03-0.08%，再加入交聯劑過硫酸銨0.008-0.12%，混合均勻后待用。由于地質條件和井況的所述的徼膨高強堵劑的配制過程包括用封堵劑車和水罐車將各個組分加入到配液罐內，再用循環泵泵入儲液罐內備用，實施注入堵劑步驟時用所述的泵車將堵劑壓入所述的封堵管柱內。下面結合圖3圖6對本發明進一步說明。(一)、TP-2微膨高強堵劑通過多種配方的室內試驗，選用改性高分子丙烯酰胺為主劑，在交聯劑、促凝劑等作用下，在地層下交聯，形成微膨體型結構，有效封堵髙含水產液層。1、改性高分子丙烯酰胺、交聯劑、促凝劑的組分及配置方法該封堵劑選用改性高分子丙烯酰胺配置13-15%濃度的藥液，在常溫條件下加入促凝劑——NN亞甲基丙烯酰胺0.03-0.08%,再加入交聯劑——過硫酸銨0.008-0.12%。混合均勻后待用。由于地質條件和井況的不同，具體實施時要根據地下的溫度壓力調整促凝劑和交聯劑的加入比例。2、性能及適用范圍地面粘度《1.04mPaS成膠粘度30-200PaS可泵時間1-15h耐壓強度15MPa適用于30'C—90'C油藏注水井調剖和油井堵水。3、調剖機理本體系主要以改性高分子丙烯酰胺為主劑，在交聯劑、促凝劑等作用下，在地層下交聯，形成微膨體型結構，封堵高吸水層，有效的解決注入水沿裂縫、大孔道竄流突進、導致注入水波及系數低、驅油效率差等問題。通過封堵高滲透層大孔道的方法來調整和改善吸水剖面，使水線較均勻的推進，防止油井過早水淹，降低油井含水，增加掃油面積，減少死油區。因此，它可廣泛應用于各種地層條件的調剖堵水，改變油藏深部的液流方向，擴大波及體積，增產原油，提高采收率。4、反應簡式<formula>formulaseeoriginaldocumentpage7</formula>(二)現場施工和數據測定1、選井概況試驗井措施前基本情況統計表表l<table>tableseeoriginaldocumentpage7</column></row><table><table>tableseeoriginaldocumentpage8</column></row><table>2、成膠時間及成膠強度測定參見圖3，封堵劑基液表觀粘度46.9mPas，成膠時間11.5h;且成膠性能較好，30h后封堵劑表觀粘度趨于穩定，成膠強度達到480X10^Pa's。(2)成膠狀態測定在室內應用電鏡，對人造巖心的封堵狀況進行了觀測。從結果可明顯看出所有孔隙幾乎被封堵劑所貼附、堵塞，且在放大1500倍時仍未見有未堵塞孔喉，封堵劑幾乎"包裹"了整個介質截面，證明封堵劑具有良好的可注性和成膠能力。請參見圖4。實驗測得1PV時封堵率99.5%，30PV沖刷后封堵率98.3%，表明封堵劑具有較好的耐沖刷性能，室內巖心實驗測得突破壓力大于45MPa。參見表2。表2、堵劑性能指標表<table>tableseeoriginaldocumentpage8</column></row><table>3、配伍性試驗:為驗證封堵劑與不同礦化度不同水型的配伍性，進行了配伍性試驗。實驗結果表明，與實驗自來水相比，利用模擬油田采出水配制封堵劑時，封堵劑的成膠粘度相差不大，只是成膠時間延長了510h。參見圖1所示的不同礦化度表觀粘度影響曲線。結果顯示堵劑初始粘度46.9mPa*S,成膠時間11.5h,成膠強度大于480X104mPa.s，巖心實驗表明其突破壓力大于45MPa，封堵率可達到99.5%，同時具有很好的耐沖刷性能，封堵劑性能良好，可滿足現場施工的要求。4、現場施工參見上述結合圖1和圖3的說明。封堵管柱采用補償器+K341-114封隔器+定壓閥+K341-114封隔器+球座。施工時先下入封堵管柱，注入堵劑后，1:1替清水，候凝48h，然后實施壓裂。(三)試驗井選取選井時，首先要確定試驗井所在區塊地層兩向地應力差值較小且試驗井采出程度低，其次應用產液剖面資料和精細地質研究成果，選擇具有一定厚度的層位進行堵壓。2005年以來，在朝50等區塊選取了16口井進行了現場試驗。(四)現場試驗效果1、裂縫監測及破裂壓力表明封堵了老縫產生了新縫為了解封堵及壓裂裂縫方位的變化，對16口試驗井全部進行了微地簾監測。通過對比，壓裂裂縫方位平均偏離原裂縫(封堵裂縫)21.5°，破裂壓力較初次壓裂提高9.4MPa,說明產生了新的人工裂縫。表2、高含水層堵壓井裂縫監測成果表年度井號裂縫方位(°)破裂壓力(MPa)<table>tableseeoriginaldocumentpage10</column></row><table>如C61-Y127井封堵時監測原人工裂縫為NW64.1°，與注水井井位方位一致，分析為見水裂縫，壓裂產生了NE73.7°的裂縫，說明原見水裂縫被封堵。新裂縫與原裂縫相比，相差42.2°。現場壓裂的破裂壓力對比，本次壓裂比上次壓裂破裂壓力提高8.7MPa，說明原高含水老縫得到有效封堵，產生了新縫。參見圖2所示的朝61-Y127井封堵裂縫及壓裂裂縫監測圖，其中橫坐標和縱坐標分別表示方位，上圖表示原封堵裂縫分布，下圖表示新壓裂裂縫分布。2、增油效果目前共試驗16口井，措施初期平均單井日增液7.lt,日增油4.lt，含水下降33.8%，目前統計實施較早的12口井，平均單井日增液3.7t，日增油1.4t，含水下降16.2%，累計增油8246.0t。表3、堵壓井效果統計表<table>tableseeoriginaldocumentpage11</column></row><table>3、有效井原因分析(l)單向、雙向連通井效果較好，三向連通井效果較差單向連通4口井，初期平均單井日增油5.0t，含水下降35.8%，目前日增油l.Ot，含水下降13.5%,單井累計增油752.6t;雙向連通5口井，初期平均單井日增油3.3t,含水下降26.4%，目前日增油2.3t，含水下降29.7%，單井累計增油869.1t;三向連通2口井，初期平均單井日增油4.4t，含水下降22.0%，目前單井日增油1.2t，含水下降7.4%，單井累計增油445.0t。表5、不同連通狀況井堵壓效果統計表<table>tableseeoriginaldocumentpage12</column></row><table>單向連通井壓后初期液、油均有所上升，反映新裂縫溝通區域剩余油豐富，但由于連通井較少，后繼能量不足，一段時間后液、油均下降較快。雙向連通井壓后初期液、油均有所上升，一段時間后產量下降幅度較小，反映新裂縫溝通區域能量充足，產油較好。三向連通井壓后液量上升，含水較高，產油上升，反映新裂縫溝通區域連通井數較多，剩余油分布較少。如朝67-Y123井單向連通，封堵時監測原人工裂縫為NE77.2。，壓裂后產生了另一條方位為麗82.5°的新縫，裂縫轉向2(T。措施初期日增液16.4t,曰增油4.5t，目前日增油2.lt，累計增油1545.lt，效果較好。如朝76-118井雙向連通，封堵時監測原人工裂縫有兩條，一條為NE45°,另一條為NW13°,與兩口注水井井位方位一致，分析為見水裂縫，且原人工裂縫位于高含水區域；而壓裂時在NE67。和NW41。兩個方位上產生了新縫，裂縫分別轉向22。和28°。措施初期日增液8.3t，日增油4.3t，目前日增油2.5t，累計增油2439.7t。說明原北西見水裂縫被封堵，新裂縫與原裂縫相比，新縫溝通了低含水區域，效果較好。朝102-68井三向連通，封堵時監測原人工裂縫為NE76.7。，壓裂后產生了另一條方位為NW82.4°的新縫，裂縫轉向5.7°。從剩余油分布圖中可以看出新縫與老縫均處于含水較高的區域，初期日增油1.0t，目前日增油0.7t，累計增油332.3t，效果相對較差。(2)高產水期時間較短井初期效果較好高產水期時間3年以下井7口，初期平均單井日增液8.8t，日增油5.1t，含水下降38.7%，目前日增液3.6t，日增油1.8t,含水下降24.9%,單井累計增油942.9t。高產水期時間3年以上4口井，初期平均單井日增液8.0t,日增油2.3t，含水下降13.5%,目前日增液3.4t,日增油1.2t,含水下降10.3%,平均單井累計增油411.5t。表6、不同髙產水時間井堵壓效果統計表<table>tableseeoriginaldocumentpage13</column></row><table>例如朝65-143井高產水時間1年，壓裂初期即表現出較好的增油效果，截止目前累計增油811.8t。朝102-68井髙產水時間6年，壓裂后含水一直較高，累計增油332.3t。(3)與調剖措施結合可以獲得較好的效果朝60-128井位于一類朝50區塊，該井連通2口井。2005年4月高產水時間7年，產液4.4t,含水100%,從油水井動態反映看主要見水層位為FI32、FI，且主要來水方向為朝60-130。2005年5月堵壓施工，封堵FI32、FI5,層，原裂縫方位NE77.9。，新縫NW82.T，轉向20°，但新縫仍位于高含水區域內。措施后6個月含水100%,2005年12月對朝60-130進行化學淺調剖，調剖后壓力上升1.8MPa,吸水剖面反映各層吸水狀況得到有效改善，含水呈下降趨勢，產油上升，目前累計增油達到616.7t。(4)轉向角度小的井措施效果相對較差轉向角度小2口井(小于IO。),初期平均單井日增液1.0t，日增油0.9t，含水下降10.7%，目前日增液0.2t，日增油1.3t，含水下降16.8%，單井累計增油235.8t。轉向角度大9口井，初期平均單井日增液10.11，日增油4.8t，含水下降29.6%,目前日增液4.21:,日增油1.6t,含水下降17.4%，單井累計增油863.8t。表7、不同轉向角度堵壓效果統計表<table>tableseeoriginaldocumentpage14</column></row><table>朝87-125井是朝1-55區塊的加密井，2002年投產，初期產液1.5t，產油1.5t，2003年含水上升至74.8%,措施前含水89%,2006年7月進行封堵施工，封堵FII1層，封堵方位監測NE65.4。，壓裂施工方位監測NE69.6。，裂縫轉向4.2。。措施初期日產液5.6t，產油1.2t，含水78.6%，分析效果差的原因是該并靠近斷層，由于斷層附近會造成應力異常，裂縫轉向受到限制，新縫與老縫僅偏離4.2°，未突破原縫高含水區，效果較差。4、無效井原因分析為提高加密井區高含水井產能，降低加密井區高水淹井比例，在朝103-13井開展了高水淹井裂縫轉向試驗。朝103-13井是預備井區的加密井，2002年1月投產，初期產液6.8t,含水100%。封堵FI7,FII1層，微地簾監測表明新縫偏離原縫55.8°，但啟抽后到現在5個月含水仍然100%。結合連通水井注水壓力與臨近條件相似油井的含水變化情況，分析認為，C103-13井措施前后兩次壓裂，裂縫均與斷層溝通，連通水并C104-12人工裂縫也與斷層溝通，造成C103-13井水淹。(五)經濟效益分析目前共試驗16口井，統計實施較早的12口井，截止到年底累計增油8246.0t，平均單井增油687.2t。平均單井封堵費用20.33萬元；平均單井壓裂費用17.2萬元；12口井合計費用450.36萬元；增油效益8246X(2382-647)=1430.68萬元;投入產出比1:3.2;預計有效內投入產出比可達1:4.3以上。(六)技術評價1.該技術能夠起到降低高含水井含水，實現高含水層剩余油挖潛的目的。措施后平均單井累積增油687.2t，階段采出程度提高1.3個百分點。2.在精細地質研究的基礎上，結合剩余油分布，選擇地應力差小、與水井為單向連通或雙向連通、高含水時間短的高含水井作為措施井層，提高了有效井比例并獲得了較髙的增產效果。3.與調剖措施結合可以獲得較好的效果。4.目前封堵管柱一次能有效封堵一個層段，堵劑的用量等參數要依靠層厚、現場施工的爬坡壓力來確定。權利要求1、一種油井高含水層堵壓方法，其特征在于包括以下步驟(1)、下入封堵管柱將封堵管柱下入到油層內；該封堵管柱的上部和下端內分別裝有補償器和球座，該球座與其上面的球體構成凡爾，在所述的補償器與球座之間依次裝有上封隔器、定壓閥和下封隔器，該上封隔器和下封隔器對應于油井有效作業層面的上下端；(2)、注入堵劑采用泵車將配制好的微膨高強堵劑正注到所述的油層內；(3)、清水替擠注完封堵劑后，按照管柱內容積等量注入清水，將全部封堵劑段塞式擠注到目的層內；(4)、候凝等候封堵劑凝固40～60小時；(5)、實施壓裂作業。2、根據權利要求1所述的油井高含水層堵壓方法，其特征在于所述的微膨高強堵劑包括選用改性高分子丙烯酰胺配置為13-15%濃度的水溶液，在常溫條件下加入促凝劑NN亞甲基丙秌酰胺0.03-0.0挑，再加入交聯劑過硫酸銨0.008-0.12%,混合均勻后待用。3、根據權利要求2所述的油井髙含水層堵壓方法，其特征在于所述的微膨高強堵劑的產品型號為TP-2。4、根據權利要求1所述的油井髙含水層堵壓方法，其特征在于所述的微膨髙強堵劑的配制過程包括用封堵劑車和水蠊車將各個組分加入到配液鍵內，再用循環泵泵入儲液罐內備用，實施注入堵劑步驟時用所述的泵車將堵劑壓入所述的封堵管柱內。全文摘要一種油井高含水層堵壓方法，其特征在于包括下入封堵管柱、注入堵劑、清水替換、候凝、實施壓裂作業等工藝步驟，以改性高分子丙烯酰胺為主劑，在交聯劑、促凝劑等作用下，在地層下交聯，形成微膨體型結構，可以對原來油井的高含水層內的人工裂縫及天然裂縫進行有效封堵，由于突破壓力大于地層的破裂壓力，可以在后續實施壓裂作業，產生新的人工裂縫。可使原來油井的高含水層位上的來水方向被封堵，而產生新的方位的人工裂縫，就能溝通部分剩余油，提高油井的采出程度，擴大波及體積，增產原油，提高采收率。文檔編號E21B33/13GK101158280SQ20071000294公開日2008年4月9日申請日期2007年1月29日優先權日2007年1月29日發明者鄒積鵬申請人:鄒積鵬