一种控水储层改造方法与流程

本发明涉及石油开采技术领域，具体涉及一种控水储层改造方法。

背景技术：

现阶段，我国油田进入中、高含水开发阶段。由于地层非均质性以及注水开发致使非均质性进一步加剧，油层中形成高渗通道，造成注采井长期处于低效或无效水循环，经济、环境压力显著，严重影响油藏水驱开发效果。

现有技术中，常常采用堵水、调剖技术以针对上述的低效、无效注水循环等问题。但是，随着注水开发进度不断深入，常规油井堵水技术仅限于近井区域封堵窜流通道，已无法进一步提高采收率。并且，现有技术主要针对近井区域高渗条带封堵或高含水裂缝封堵后，再进行压裂施工产生新高导流能力裂缝，施工效率低、成本高、周期时间长的问题。

由此，需要设计一种储层改造方法针对高含水水驱油藏深部堵水以提高未动用或难动用区域径向导流能力，增大卸油半径，提高采收率。

技术实现要素：

针对现有技术中所存在的上述技术问题的部分或者全部，本发明提出了一种控水储层改造方法。该方法可有效提高增产效果，增大单井产量，施工周期短，安全可靠。

根据本发明提出了一种控水储层改造方法，在向储层泵送压裂液的前置液过程中，前置液中携带有固相颗粒。

在一个实施例中，固相颗粒包括膨润土、高岭土、吸水性聚合物类胶粒、聚丙烯酰胺类体膨颗粒、吸水性聚乙烯醇颗粒、橡胶颗粒和纳米级金属氧化物中的一种或几种。

在一个实施例中，固相颗粒包括吸水性聚合物类胶粒和吸水性聚乙烯醇颗粒。

在一个实施例中，吸水性聚合物类胶粒为甲叉基聚丙烯酰胺颗粒，其分子式为吸水性聚乙烯醇颗粒的分子式为

在一个实施例中，固相颗粒的直径小于孔喉半径，并且，孔喉半径通过以下公式计算：

其中，-储层孔隙度％；k-储层渗透率μm²；r-孔喉半径μm。

在一个实施例中，固相颗粒的直径为孔喉半径的20％-60％。

在一个实施例中，固相颗粒在前置液中的浓度通过以下公式计算：

c＝a·h·△p(2)

其中，c-浓度kg/m³；a-室内填砂管测试用量系数kg/mpa·m；h-裂缝高度m；△p-单位突破压差mpa/m³。

在一个实施例中，在公式(2)中，a的取值范围在0.1-20kg/mpa·m。

在一个实施例中，前置液的泵入量通过以下公式计算：

v-泵入量m³；r1-前置液封堵前缘半径m；r2-压裂裂缝前缘半径m；h-储层有效厚度m；w-裂缝动态宽度m；k-高渗通道比例系数％；-储层孔隙度％；b-压裂液体系造缝效率％。

在一个实施例中，前置液为非交联聚丙烯酰胺聚合物。

与现有技术相比，本发明的优点在于，在向储层内泵送前置液过程中，前置液中含有固相颗粒，从而，由于油井近井地带的储层高渗透区域渗透率级差以及液体滤失作用，前置液携带固相颗率先进入含水高渗区域。固相颗粒与储层结构匹配和具备吸水膨胀功能，注入后可滞留在储层深部。压裂施工结束后，前置液携带固相颗粒滞留在高渗区域，完成深度封堵水窜通道的功能。并且通过前置液携带固体颗粒的封堵作用，后续主体压裂造缝过程中，缝前端部可开启新分支裂缝，形成复杂分支缝网，提高储层动用能力。由此，本发明适用于油井压裂，尤其适用高含水井压裂和重复压裂，可有效提高压裂后增产效果，增大单井产量，施工周期短，安全可靠。

具体实施方式

根据本发明，在油井进行压裂施工过程中，向储层内泵送压裂液的前置液，并且前置液携带有固相颗粒。由于储层的渗透率极差和液体滤失能力强，前置液率先泵送到油藏高渗通道和大孔隙中，压裂施工结束后进入高渗通道的固相颗粒滞留在储层深部，以完成深度封堵水窜通道的功能。通过前置液携带固体颗粒的封堵作用，后续主体压裂造缝过程中，缝前端部可开启新分支裂缝，形成复杂分支缝网，提高储层动用能力。由此，本发明适用于油井压裂，尤其适用高含水井压裂和重复压裂，可有效提高压裂后增产效果，增大单井产量，施工周期短，安全可靠。

在一个实施例中，固相颗粒包括膨润土、高岭土、吸水性聚合物类胶粒、聚丙烯酰胺类体膨颗粒、吸水性聚乙烯醇颗粒、橡胶颗粒和纳米级金属氧化物中的一种或几种。优选地，固相颗粒包括吸水性聚合物类胶粒和吸水性聚乙烯醇颗粒中的一种或几种。进一步优选地，吸水性聚合物类胶粒为甲叉基聚丙烯酰胺颗粒，其分子式为吸水性聚乙烯醇颗粒的分子式为甲叉基聚丙烯酰胺颗粒和吸水性聚乙烯醇颗粒均具备良好的耐温耐矿化度性能、溶胀吸水速率可调、膨胀粒径可控性能性能优点，封堵效果可控性高。

在一个实施例中，所述固相颗粒的直径小于孔喉半径r，并且，孔喉半径r通过以下公式计算：

公式中，-储层孔隙度％；k-储层渗透率μm²；r-孔喉半径μm。优选地，固相颗粒的直径为孔喉半径的20％-60％。在这种情况下，固相颗粒吸水膨胀后直径大于孔喉半径r，并且大约能为孔喉半径r1-8倍，从而达到非常好的封堵窜流通道的效果。

在一个实施例中，所述固相颗粒在前置液中的浓度通过以下公式计算：

c＝a·h·△p(2)

公式中，c-浓度kg/m³；a-室内填砂管测试用量系数kg/mpa·m；h-裂缝高度m；△p-单位突破压差mpa/m³。在一个优选的实施例中，a的取值范围为0.1-20kg/mpa·m，进一步优选为3-10kg/mpa·m。通过室内填砂管测试用量系数a，结合压裂施工设计形成高导流能力近井区域的技术要求，可优化压裂设计满足深部封堵窜流通道的同时，进行保持高导流性能的储层改造要求。

在一个实施例中，所述前置液的泵入量通过以下公式计算：

v-泵入量m³；r1-前置液封堵前缘半径m；r2-压裂裂缝前缘半径m；h-储层有效厚度m；w-裂缝动态宽度m；k-高渗通道比例系数％；-储层孔隙度％；b-压裂液体系造缝效率％。也就是，在泵送一定量的前置液后，才能向储层内泵送主体加砂压裂液体系。而泵送的前置液的量可以通过公式(3)计算得出。按照此方法确定前置液最佳用量，在确保前置液造缝功能的同时，通过前置液滤失携带固相颗粒进入高渗水窜通道，通过后续加砂主体压裂液将封堵性颗粒进步向远端推进，弥补了常规油井堵水笼统注入、仅能封堵近井区域的技术弊端，形成了具备封堵远端高渗区域、近井形成高导流能力卸油通道储层改造与油井堵水的结合新技术。

在一个实施例中，本发明所使用的前置液可以为交联反应液体，也可以为非交联反应液体。使用交联反应液体时，液体包括聚丙烯酰胺类聚合物、生物聚合物、植物胶类聚合物及其改性产品其中一种或几种与金属离子、醛类和盐类发生交联反应而产生的液体。而非交联反应液体可以包括水、聚丙烯酰胺类聚合物、生物聚合物、植物胶聚合物及其改性产品。例如，交联反应液体包括胍胶及其衍生物与硼交联体系，还可以包括聚丙烯酰胺聚合物与锆离子及其衍生物交联体系。而非交联反应液体包括：胍胶、羟丙基胍胶、聚丙烯酰胺聚合物。但是，优选的，前置液为非交联聚丙烯酰胺聚合物。使用该前置液在施工过程中，可降低压裂施工压力。并且聚丙烯酰胺聚合物液体粘度低、效率低，注入地层后大部分滤失进入地层深部，因此可携带固相颗粒进入储层深部。另外，这种前置液为常规压裂液体系，具备价格低廉、液体性能稳定的特点。

在将本发明应用于某油田控水压裂施工。通过前期测井解释，该区块含油储层厚度35m，渗透率28.5μm²，孔隙度19.5％，含油饱和度51.3％，现阶段含水71.3％，测试确定水侵通道占3.5％。施工过程中，前置液携带纳米级聚丙烯酰胺类体膨颗粒注入地层。根据储层孔喉半径与固相颗粒匹配模型，根据计算结果并选用纳米级聚丙烯酰胺固相颗粒直径为5-20μm，膨胀体积5-10倍。

根据优选的固相颗粒进行室内填砂管封堵实验测试,注入水中添加纳米级聚丙烯酰胺固相颗粒，后续继续水驱得到单位突破压差△p＝4.5mpa/m³，室内填砂管测试用量系数a＝3.5kg/mpa·m。根据现场设计要求压裂裂缝高度h＝30m，确定c单位体积浓度472.5kg/m³，则实际应用中可以采用c单位体积浓度为480kg/m³。

根据现场测井确定储层厚度h为35m，高渗通道比例系数k为36％，孔隙度φ为19.5％，压裂设计前置液封堵前缘半径r1为150m，压裂裂缝前缘半径r2为100m，裂缝动态宽度w为5*10^-3m，选用非交联聚丙烯酰胺聚合物作为前置液，液体效率b通过室内滤失实验测得压裂液体系造缝效率为23.5％。在计算后选定压裂液前置液携带固相颗粒整体注入量v＝44m³

根据现场要求，采用胍胶作为压裂液主剂120m³携带支撑剂18t完成储层改造。在施工完成后，储层的整体含水量下降25.1％，产油量增加1.3t。

本发明，在压力液注入储层前，先向储层内泵送前置液。同时，前置液中含有固相颗粒，从而，由于油藏储层高渗透区域渗透率级差以及液体滤失作用，前置液携带固相颗率先进入含水高渗区域。固相颗粒与储层结构匹配和具备吸水膨胀功能，注入后可滞留在储层深部。压裂施工结束后，前置液携带固相颗粒滞留在高渗区域，完成深度封堵水窜通道的功能。并且通过前置液携带固体颗粒的封堵作用，后续主体压裂造缝过程中，缝前端部可开启新分支裂缝，形成复杂分支缝网，提高储层动用能力。由此，本发明适用于油井压裂，尤其适用高含水井压裂和重复压裂，可有效提高压裂后增产效果，增大单井产量，施工周期短，安全可靠。

以上仅为本发明的优选实施方式，但本发明保护范围并不局限于此，任何本领域的技术人员在本发明公开的技术范围内，可容易地进行改变或变化，而这种改变或变化都应涵盖在本发明的保护范围之内。因此，本发明的保护范围应以权利要求书的保护范围为准。