本申请涉及油气田，特别涉及一种潜山油藏油井增油方法及应用。
背景技术：
1、部分潜山油藏的缝隙发育为纵向，导致井眼周边大量剩余油无法采出，目前单纯使用吞吐、封堵、解堵、压裂等措施无法有效扩大采出范围，提高原油采收率，需要一种新的潜山油藏增油开采工艺。
2、目前针对潜山增油措施主要是单纯使用气体吞吐技术，将潜山油藏井眼附近的剩余油进行富集开发，但受底水突进及无有效横向缝隙沟通影响，有效期较短，增油效果不够明显。我国尚未有有效封堵潜山出水的堵水技术及潜山内剩余油再富集的技术方案，需要研究一种新的潜山油藏增产方法。
技术实现思路
1、为了解决上述技术问题，本申请提供了一种潜山油藏增产方法，在有效保护原来潜山油藏纵向缝隙的前提下，封堵下部出水，制造新的原油向井筒运移通道，富集井筒周围油气资源，有效扩大采出范围，提高纵向裂缝发育的油井的剩余油采出率。
2、为了达到上述目的，本发明的技术方案是提供一种潜山油藏增产方法，通过使得缝隙纵向发育的方法，改变以往潜山油藏在潜山内裸眼生产的方法，先对潜山内出水部位封堵后，然后在风化壳部位富集油气后再进行射孔生产，提高了潜山原油采收率；同时还提供了一种潜山油藏堵水方法，封堵深层出水。
3、即本发明的第一方面在于提供一种潜山油藏油井增油方法，包括以下步骤：
4、s1：施工准备，包括
5、s10洗压井：用洗井液以反洗井方式进行洗井作业；
6、s11起原井管柱：起出井内原生产管柱，所述井内原生产管柱包括抽油杆杆柱和油管管柱；
7、s12井下测试：利用40臂测井技术确定封堵目标段井壁情况；
8、s13通洗井：通井后以洗井液正洗洗井，起出通井管柱；
9、s14隔离封堵上部层位：利用化学堵水方法对封堵上部层位进行封堵；
10、s2：堵水施工，包括
11、s21下入堵水管串至设计深度，所述堵水管串包括喇叭口+d73mm加厚油管；
12、s22测吸水作业；
13、s23注入驱水剂：注入目标封堵部位凝胶驱水剂、隔离顶替液；
14、s24注入堵水剂：注入复合石灰乳堵水剂、反顶替所述隔离顶替液；
15、s3：泡沫吞吐富集施工
16、s31射孔：在潜山顶部风化壳层段进行射孔；
17、s32注入二氧化碳；
18、s33放喷：利用套管阀门对井内压力进行放喷作业；
19、s4：通道解堵施工：
20、s41更换酸化井口：按照解堵压力更换井口；
21、s42注入解堵剂：注入解堵剂、闷井；
22、s43放喷：利用套管阀门对井内压力进行放喷作业；
23、s5：生产施工：
24、s51换井口：根据生产要求更换井口；
25、s52下泵完井：按工程设计下入管柱组合后完井，恢复生产。
26、进一步地，所述步骤s10中所述洗井液包括2-3倍井筒容积经处理后的油田脱油采出水，加入1％的hrv-2降粘剂配置获得。
27、进一步地，所述步骤s10中所述洗井液为加热至70℃-75℃，以从油套环空进入、油管返出的反洗井方式进行洗井，所述洗井的泵车泵压控制在15.0mpa以内，控制排量为以外径139.7mm套管对应排量300l/min以内。
28、进一步地，所述步骤s10中所述洗井作业后还包括按地层压力配置氯化钙压井液压井的步骤。
29、进一步地，所述步骤s13通洗井包括外径118mm通井规+直径d73mm加厚油管进行通井，通井超过施工井段后用2-3倍井筒容积的常温洗井液洗井正洗，起出通井管柱，检查通井规情况并对其进行描述的步骤。
30、进一步地，所述步骤s23的凝胶驱水剂包括目标封堵部位孔隙体积0.1-0.6倍的凝胶驱水剂，所述凝胶驱水剂包括质量分数0.2％的聚丙烯酰胺水溶液，隔离顶替液所述1.5倍油套环空容积的隔离顶替液；和/或所述步骤s23的泵压不超过25mpa，候凝并测吸水确定所述堵水剂能够注入。
31、进一步地，所述步骤s24的复合石灰乳堵水剂包括质量分数10％-50％生石灰和质量分数2％-30％油井水泥；和/或所述复合石灰乳堵水剂的体积包括20-40m3，和/或所述步骤s24的泵压不超过25mpa，候凝并再次测吸水验证封堵效果。
32、进一步地，所述步骤32的二氧化碳注入量为根据驱替半径计算，在泵压小于20mpa条件下进行注入，注入速度40-80吨/天，然后闷井10-60天。
33、进一步地，在所述步骤32注入二氧化碳之前或步骤42注入解堵剂前下入完井管杆。
34、本发明还提供了上述方法在潜山油藏油井增油增产的用途。
35、相对于现有技术，本发明至少具有以下优点：本发明综合利用气体吞吐、堵水、酸化解堵等工艺，创造性使用复合石灰乳堵剂进行封堵，在保障潜山地层的完整性前提下，封堵潜山深部出水部位，促进剩余油沿潜山顶部风化壳破碎带向径向深部运移，沟通远端裂缝中未动用的剩余油，疏通(再造)产油通道，从而提高剩余油采出率。现场在2口油井上进行了应用，成功率100％，平均日增油8.9吨。
1.一种潜山油藏油井增油方法，包括以下步骤：
2.根据权利要求1所述的潜山油藏油井增油方法，其特征在于，所述步骤s10中所述洗井液包括2-3倍井筒容积经处理后的油田脱油采出水，加入1％的hrv-2降粘剂配置获得。
3.根据权利要求1所述的潜山油藏油井增油方法，其特征在于，所述步骤s10中所述洗井液为加热至70℃-75℃，以从油套环空进入、油管返出的反洗井方式进行洗井，所述洗井的泵车泵压控制在15.0mpa以内，控制排量为以外径139.7mm套管对应排量300l/min以内。
4.根据权利要求1所述的潜山油藏油井增油方法，其特征在于，所述步骤s10中所述洗井作业后还包括按地层压力配置氯化钙压井液压井的步骤。
5.根据权利要求1所述潜山油藏油井增油方法，其特征在于，所述步骤s13通洗井包括外径118mm通井规+直径d73mm加厚油管进行通井，通井超过施工井段后用2-3倍井筒容积的洗井液以正洗方式洗井，起出通井管柱，检查通井规情况并对其进行描述的步骤。
6.根据权利要求1所述潜山油藏油井增油方法，其特征在于，所述步骤s23的凝胶驱水剂包括目标封堵部位孔隙体积0.1-0.6倍的凝胶驱水剂，所述凝胶驱水剂包括质量分数0.2％的聚丙烯酰胺水溶液，隔离顶替液所述1.5倍油套环空容积的隔离顶替液；和/或所述步骤s23的泵压不超过25mpa，候凝并测吸水确定所述堵水剂能够注入。
7.根据权利要求1所述潜山油藏油井增油方法，其特征在于，所述步骤s24的复合石灰乳堵水剂包括质量分数10％～50％生石灰和质量分数2％～30％油井水泥；和/或所述复合石灰乳堵水剂的体积包括20～40m3，和/或所述步骤s24的泵压不超过25mpa，候凝并再次测吸水验证封堵效果。
8.根据权利要求1所述潜山油藏油井增油方法，其特征在于，所述步骤32的二氧化碳注入量为根据驱替半径计算，在泵压小于20mpa条件下进行注入，注入速度40～80吨/天，然后闷井10～60天。
9.根据权利要求1所述潜山油藏油井增油方法，其特征在于，在所述步骤32注入二氧化碳之前或步骤42注入解堵剂前下入完井管杆。
10.根据权利要求1～9任一项所述方法在潜山油藏油井增油增产的用途。