专利名称：：油井高含水层堵压方法
技术领域：
：本发明涉及石油开采领域，特别涉及一种油井高含水层堵压方法，主要用于开采高含水油层的剩余储量。背聚技术随着油田开发时间的延长，高含水井数逐年增加，常规技术措施无法实现剩余油的进一步挖潜。目前油井含水大于80%的油井水淹层段约占60.8%，因此，能否进一步动用主力油层的剩余储量，对提高单井采出程度具有重要
发明内容本发明的目的就是提供一种油井高含水层堵压方法，以解决现有技术存在的现有技术无法实现剩余油的进一步挖潜的问题。本发明的技术方案是一种油井高含水层堵压方法，其特征在于包括以下步骤(1)、下入封堵管柱将封堵管柱下入到选定的油层内；该封堵管柱的上部和下端内分别装有补偿器和球座，该球座与其上面的球体构成凡尔，在所述的补偿器与球座之间依次装有上封隔器、定压阀和下封隔器，该上封隔器和下封隔器对应于油井有效作业层面的上下端；(2)、注入堵剂采用泵车将配制好的微膨高强堵剂正注到所述的油层内；(3)、清水替挤注完封堵剂后，按照管柱内容积等量注入清水，将全部封堵剂段塞式挤注到目的层内；(4)、候凝等候封堵剂凝固4060小时；(5)、实施压裂作业。所述的微膨高强堵剂包括选用改性高分子丙烯酰胺配置为13-15%浓度的水溶液，在常温条件下加入促凝剂NN亚甲基丙烯酰胺0.03-0.08%,再加入交联剂过硫酸铵0.008-0.12%,混合均匀后待用。由于地质条件和井况的不同，具体实施时要根据地下的温度压力调整促凝剂和交联剂的加入比例。所述的微膨高强堵剂的产品型号为TP-2。所述的徼膨高强堵剂的配制过程包括用封堵剂车和水罐车将各个组分加入到配液罐内，再用循环泵泵入储液罐内备用，实施注入堵剂步骤时用所述的泵车将堵剂压入所述的封堵管柱内。本发明的有益效果是以改性高分子丙烯酰胺为主剂，在交联剂、促凝剂等作用下，在地层下交联，形成微膨体型结构，可以对原来油井的高含水层内的人工裂缝及天然裂缝进行有效封堵，由于突破压力大于地层的破裂压力，可以在后续实施压裂作业，产生新的人工裂缝。可使原来油井的高含水层位上的来水方向被封堵，而产生新的方位的人工裂缝，就能沟通部分剩余油，提高油井的采出程度，扩大波及体积，增产原油，提高采收率。下面结合附图和实施例对本发明作进一步说明。图1是本发明的工艺流程图；图2是本发明的封堵管柱下入油层的端面结构示意图；图3是本发明堵剂的粘时特性曲线；图4是采用本发明堵剂的人造岩心电镜扫描图片；图5是用本发明堵剂不同矿化度表观粘度影响曲线；图6是本发明实施于朝61-Y127井封堵裂缝及压裂裂缝监测图。具体实施方式参见图1和图2,本发明一种油井高含水层堵压方法包括以下工艺步骤(1)、下入封堵管柱采用常规方法打井下入套管12，并将封堵管柱6从套管12内下入至油层14内。该封堵管柱6的上部和下端内分别装有补偿器7和凡尔球座11，在所述的补偿器7与球座11之间依次装有上封隔器8、定压阀9和下封隔器10，该上封隔器8和下封隔器10对应于油井有效作业层面(油层)14的上下端。补偿器7、封隔器8、定压阀9、下封隔器10和球座ll均为常规结构。补偿器7的功能是保护上封隔器，缓解提升封堵管柱的压力。上下封隔器8和10是在油井有效作业层面14的上下端将油套管间的环型空间封隔，使油管6与有效作业层密封相通。定压阀9一是保证封隔器的释放，二是将封堵剂注入到有效地层14。球座11是施工中出现意外时作为解堵的循环通道，用来封堵管内液体，提高管内压力。(2)、注入堵剂采用泵车将配制好的微膨高强堵剂正注到选定的油层14内。(3)、清水替挤注完封堵剂后，按照管柱内容积等量注入清水，将全部封堵剂段塞式挤注到目的层内。"段塞式"是油田工业用的术语，指的是液-液置换时，在封堵剂注入完后，再注入1%浓度的聚丙烯酰胺溶液(实际应用约5-10立方米)，再注入清水。段塞的作用就是隔离清水与封堵剂，防止药剂被稀释。(4)、候凝等候封堵剂凝固4060小时。(5)、实施压裂作业。压裂作业是油田的一项常规作业，是由压裂大队来完成的。所述的TP-2型微膨高强堵剂包括改性高分子丙烯酰胺配置为13-15%浓度的水溶液，在常温条件下加入促凝剂NN亚甲基丙烯酰胺0.03-0.08%，再加入交联剂过硫酸铵0.008-0.12%，混合均匀后待用。由于地质条件和井况的所述的徼膨高强堵剂的配制过程包括用封堵剂车和水罐车将各个组分加入到配液罐内，再用循环泵泵入储液罐内备用，实施注入堵剂步骤时用所述的泵车将堵剂压入所述的封堵管柱内。下面结合图3图6对本发明进一步说明。(一)、TP-2微膨高强堵剂通过多种配方的室内试验，选用改性高分子丙烯酰胺为主剂，在交联剂、促凝剂等作用下，在地层下交联，形成微膨体型结构，有效封堵髙含水产液层。1、改性高分子丙烯酰胺、交联剂、促凝剂的组分及配置方法该封堵剂选用改性高分子丙烯酰胺配置13-15%浓度的药液，在常温条件下加入促凝剂——NN亚甲基丙烯酰胺0.03-0.08%,再加入交联剂——过硫酸铵0.008-0.12%。混合均匀后待用。由于地质条件和井况的不同，具体实施时要根据地下的温度压力调整促凝剂和交联剂的加入比例。2、性能及适用范围地面粘度《1.04mPaS成胶粘度30-200PaS可泵时间1-15h耐压强度15MPa适用于30'C—90'C油藏注水井调剖和油井堵水。3、调剖机理本体系主要以改性高分子丙烯酰胺为主剂，在交联剂、促凝剂等作用下，在地层下交联，形成微膨体型结构，封堵高吸水层，有效的解决注入水沿裂缝、大孔道窜流突进、导致注入水波及系数低、驱油效率差等问题。通过封堵高渗透层大孔道的方法来调整和改善吸水剖面，使水线较均匀的推进，防止油井过早水淹，降低油井含水，增加扫油面积，减少死油区。因此，它可广泛应用于各种地层条件的调剖堵水，改变油藏深部的液流方向，扩大波及体积，增产原油，提高采收率。4、反应简式<formula>formulaseeoriginaldocumentpage7</formula>(二)现场施工和数据测定1、选井概况试验井措施前基本情况统计表表l<table>tableseeoriginaldocumentpage7</column></row><table><table>tableseeoriginaldocumentpage8</column></row><table>2、成胶时间及成胶强度测定参见图3，封堵剂基液表观粘度46.9mPas，成胶时间11.5h;且成胶性能较好，30h后封堵剂表观粘度趋于稳定，成胶强度达到480X10^Pa's。(2)成胶状态测定在室内应用电镜，对人造岩心的封堵状况进行了观测。从结果可明显看出所有孔隙几乎被封堵剂所貼附、堵塞，且在放大1500倍时仍未见有未堵塞孔喉，封堵剂几乎"包裹"了整个介质截面，证明封堵剂具有良好的可注性和成胶能力。请参见图4。实验测得1PV时封堵率99.5%，30PV冲刷后封堵率98.3%，表明封堵剂具有较好的耐冲刷性能，室内岩心实验测得突破压力大于45MPa。参见表2。表2、堵剂性能指标表<table>tableseeoriginaldocumentpage8</column></row><table>3、配伍性试验:为验证封堵剂与不同矿化度不同水型的配伍性，进行了配伍性试验。实验结果表明，与实验自来水相比，利用模拟油田采出水配制封堵剂时，封堵剂的成胶粘度相差不大，只是成胶时间延长了510h。参见图1所示的不同矿化度表观粘度影响曲线。结果显示堵剂初始粘度46.9mPa*S,成胶时间11.5h,成胶强度大于480X104mPa.s，岩心实验表明其突破压力大于45MPa，封堵率可达到99.5%，同时具有很好的耐冲刷性能，封堵剂性能良好，可满足现场施工的要求。4、现场施工参见上述结合图1和图3的说明。封堵管柱采用补偿器+K341-114封隔器+定压阀+K341-114封隔器+球座。施工时先下入封堵管柱，注入堵剂后，1:1替清水，候凝48h，然后实施压裂。(三)试验井选取选井时，首先要确定试验井所在区块地层两向地应力差值较小且试验井采出程度低，其次应用产液剖面资料和精细地质研究成果，选择具有一定厚度的层位进行堵压。2005年以来，在朝50等区块选取了16口井进行了现场试验。(四)现场试验效果1、裂缝监测及破裂压力表明封堵了老缝产生了新缝为了解封堵及压裂裂缝方位的变化，对16口试验井全部进行了微地簾监测。通过对比，压裂裂缝方位平均偏离原裂缝(封堵裂缝)21.5°，破裂压力较初次压裂提高9.4MPa,说明产生了新的人工裂缝。表2、高含水层堵压井裂缝监测成果表年度井号裂缝方位(°)破裂压力(MPa)<table>tableseeoriginaldocumentpage10</column></row><table>如C61-Y127井封堵时监测原人工裂缝为NW64.1°，与注水井井位方位一致，分析为见水裂缝，压裂产生了NE73.7°的裂缝，说明原见水裂缝被封堵。新裂缝与原裂缝相比，相差42.2°。现场压裂的破裂压力对比，本次压裂比上次压裂破裂压力提高8.7MPa，说明原高含水老缝得到有效封堵，产生了新缝。参见图2所示的朝61-Y127井封堵裂缝及压裂裂缝监测图，其中横坐标和纵坐标分别表示方位，上图表示原封堵裂缝分布，下图表示新压裂裂缝分布。2、增油效果目前共试验16口井，措施初期平均单井日增液7.lt,日增油4.lt，含水下降33.8%，目前统计实施较早的12口井，平均单井日增液3.7t，日增油1.4t，含水下降16.2%，累计增油8246.0t。表3、堵压井效果统计表<table>tableseeoriginaldocumentpage11</column></row><table>3、有效井原因分析(l)单向、双向连通井效果较好，三向连通井效果较差单向连通4口井，初期平均单井日增油5.0t，含水下降35.8%，目前日增油l.Ot，含水下降13.5%,单井累计增油752.6t;双向连通5口井，初期平均单井日增油3.3t,含水下降26.4%，目前日增油2.3t，含水下降29.7%，单井累计增油869.1t;三向连通2口井，初期平均单井日增油4.4t，含水下降22.0%，目前单井日增油1.2t，含水下降7.4%，单井累计增油445.0t。表5、不同连通状况井堵压效果统计表<table>tableseeoriginaldocumentpage12</column></row><table>单向连通井压后初期液、油均有所上升，反映新裂缝沟通区域剩余油丰富，但由于连通井较少，后继能量不足，一段时间后液、油均下降较快。双向连通井压后初期液、油均有所上升，一段时间后产量下降幅度较小，反映新裂缝沟通区域能量充足，产油较好。三向连通井压后液量上升，含水较高，产油上升，反映新裂缝沟通区域连通井数较多，剩余油分布较少。如朝67-Y123井单向连通，封堵时监测原人工裂缝为NE77.2。，压裂后产生了另一条方位为丽82.5°的新缝，裂缝转向2(T。措施初期日增液16.4t,曰增油4.5t，目前日增油2.lt，累计增油1545.lt，效果较好。如朝76-118井双向连通，封堵时监测原人工裂缝有两条，一条为NE45°,另一条为NW13°,与两口注水井井位方位一致，分析为见水裂缝，且原人工裂缝位于高含水区域；而压裂时在NE67。和NW41。两个方位上产生了新缝，裂缝分别转向22。和28°。措施初期日增液8.3t，日增油4.3t，目前日增油2.5t，累计增油2439.7t。说明原北西见水裂缝被封堵，新裂缝与原裂缝相比，新缝沟通了低含水区域，效果较好。朝102-68井三向连通，封堵时监测原人工裂缝为NE76.7。，压裂后产生了另一条方位为NW82.4°的新缝，裂缝转向5.7°。从剩余油分布图中可以看出新缝与老缝均处于含水较高的区域，初期日增油1.0t，目前日增油0.7t，累计增油332.3t，效果相对较差。(2)高产水期时间较短井初期效果较好高产水期时间3年以下井7口，初期平均单井日增液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%,单井累计增油942.9t。高产水期时间3年以上4口井，初期平均单井日增液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%,平均单井累计增油411.5t。表6、不同髙产水时间井堵压效果统计表<table>tableseeoriginaldocumentpage13</column></row><table>例如朝65-143井高产水时间1年，压裂初期即表现出较好的增油效果，截止目前累计增油811.8t。朝102-68井髙产水时间6年，压裂后含水一直较高，累计增油332.3t。(3)与调剖措施结合可以获得较好的效果朝60-128井位于一类朝50区块，该井连通2口井。2005年4月高产水时间7年，产液4.4t,含水100%,从油水井动态反映看主要见水层位为FI32、FI，且主要来水方向为朝60-130。2005年5月堵压施工，封堵FI32、FI5,层，原裂缝方位NE77.9。，新缝NW82.T，转向20°，但新缝仍位于高含水区域内。措施后6个月含水100%,2005年12月对朝60-130进行化学浅调剖，调剖后压力上升1.8MPa,吸水剖面反映各层吸水状况得到有效改善，含水呈下降趋势，产油上升，目前累计增油达到616.7t。(4)转向角度小的井措施效果相对较差转向角度小2口井(小于IO。),初期平均单井日增液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%，单井累计增油235.8t。转向角度大9口井，初期平均单井日增液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%，单井累计增油863.8t。表7、不同转向角度堵压效果统计表<table>tableseeoriginaldocumentpage14</column></row><table>朝87-125井是朝1-55区块的加密井，2002年投产，初期产液1.5t，产油1.5t，2003年含水上升至74.8%,措施前含水89%,2006年7月进行封堵施工，封堵FII1层，封堵方位监测NE65.4。，压裂施工方位监测NE69.6。，裂缝转向4.2。。措施初期日产液5.6t，产油1.2t，含水78.6%，分析效果差的原因是该并靠近断层，由于断层附近会造成应力异常，裂缝转向受到限制，新缝与老缝仅偏离4.2°，未突破原缝高含水区，效果较差。4、无效井原因分析为提高加密井区高含水井产能，降低加密井区高水淹井比例，在朝103-13井开展了高水淹井裂缝转向试验。朝103-13井是预备井区的加密井，2002年1月投产，初期产液6.8t,含水100%。封堵FI7,FII1层，微地簾监测表明新缝偏离原缝55.8°，但启抽后到现在5个月含水仍然100%。结合连通水井注水压力与临近条件相似油井的含水变化情况，分析认为，C103-13井措施前后两次压裂，裂缝均与断层沟通，连通水并C104-12人工裂缝也与断层沟通，造成C103-13井水淹。(五)经济效益分析目前共试验16口井，统计实施较早的12口井，截止到年底累计增油8246.0t，平均单井增油687.2t。平均单井封堵费用20.33万元；平均单井压裂费用17.2万元；12口井合计费用450.36万元；增油效益8246X(2382-647)=1430.68万元;投入产出比1:3.2;预计有效内投入产出比可达1:4.3以上。(六)技术评价1.该技术能够起到降低高含水井含水，实现高含水层剩余油挖潜的目的。措施后平均单井累积增油687.2t，阶段采出程度提高1.3个百分点。2.在精细地质研究的基础上，结合剩余油分布，选择地应力差小、与水井为单向连通或双向连通、高含水时间短的高含水井作为措施井层，提高了有效井比例并获得了较髙的增产效果。3.与调剖措施结合可以获得较好的效果。4.目前封堵管柱一次能有效封堵一个层段，堵剂的用量等参数要依靠层厚、现场施工的爬坡压力来确定。权利要求1、一种油井高含水层堵压方法，其特征在于包括以下步骤(1)、下入封堵管柱将封堵管柱下入到油层内；该封堵管柱的上部和下端内分别装有补偿器和球座，该球座与其上面的球体构成凡尔，在所述的补偿器与球座之间依次装有上封隔器、定压阀和下封隔器，该上封隔器和下封隔器对应于油井有效作业层面的上下端；(2)、注入堵剂采用泵车将配制好的微膨高强堵剂正注到所述的油层内；(3)、清水替挤注完封堵剂后，按照管柱内容积等量注入清水，将全部封堵剂段塞式挤注到目的层内；(4)、候凝等候封堵剂凝固40～60小时；(5)、实施压裂作业。2、根据权利要求1所述的油井高含水层堵压方法，其特征在于所述的微膨高强堵剂包括选用改性高分子丙烯酰胺配置为13-15%浓度的水溶液，在常温条件下加入促凝剂NN亚甲基丙秌酰胺0.03-0.0挑，再加入交联剂过硫酸铵0.008-0.12%,混合均匀后待用。3、根据权利要求2所述的油井髙含水层堵压方法，其特征在于所述的微膨高强堵剂的产品型号为TP-2。4、根据权利要求1所述的油井髙含水层堵压方法，其特征在于所述的微膨髙强堵剂的配制过程包括用封堵剂车和水蠊车将各个组分加入到配液鍵内，再用循环泵泵入储液罐内备用，实施注入堵剂步骤时用所述的泵车将堵剂压入所述的封堵管柱内。全文摘要一种油井高含水层堵压方法，其特征在于包括下入封堵管柱、注入堵剂、清水替换、候凝、实施压裂作业等工艺步骤，以改性高分子丙烯酰胺为主剂，在交联剂、促凝剂等作用下，在地层下交联，形成微膨体型结构，可以对原来油井的高含水层内的人工裂缝及天然裂缝进行有效封堵，由于突破压力大于地层的破裂压力，可以在后续实施压裂作业，产生新的人工裂缝。可使原来油井的高含水层位上的来水方向被封堵，而产生新的方位的人工裂缝，就能沟通部分剩余油，提高油井的采出程度，扩大波及体积，增产原油，提高采收率。文档编号E21B33/13GK101158280SQ20071000294公开日2008年4月9日申请日期2007年1月29日优先权日2007年1月29日发明者邹积鹏申请人:邹积鹏