控水注气采油一体化增产方法与流程

本发明提供一种应用于高含水或存在巨大出水风险油藏开发过程中控制产水量并提高采油量的增产方法，具体涉及控水注气采油一体化增产方法。

背景技术：

油藏开发过程中，由于底水锥进、水层窜槽、注入水或边水突进、油水同层、大角度裂缝沟通水层等原因，往往会造成油井出水量升高、含水率升高甚至暴性水淹，从而导致油井产油量降低甚至不产油而导致关停，从而导致油藏采出程度低、开发效果不佳。所以，对于在开发过程中已出水的油藏或存在巨大出水风险的油藏，不仅需要对产水进行控制，更需在控水同时提高产油量。

常规的油井堵水控水技术包括机械方式和化学方式两种：机械方式诸如封隔器分层控水技术、智能滑套堵水控水技术等，由于油水层分布认识不清或油水层分布过于复杂等原因往往效率不高；化学方式诸如注氮气和高分子复合材料堵水剂等，虽然堵水控水效果相对较好，但对于油藏剩余油动用能力有限，往往在堵水控水的同时不能有效的提高油井的产油量。

由于油藏开发的目的是提高原油采出程度，当在油田开发过程中出现油井含水上升、出水严重或面临巨大出水风险时，亟需一种能够有效堵水、深层控水并提高油井产油量和油藏采出程度的技术，实现对含水油藏的高效开发。

技术实现要素：

本发明的目的在于提供控水注气采油一体化增产方法，主要解决高含水油藏和面临巨大出水风险油藏开发过程中，堵水控水效果不佳、油井产油量和地下原油采出程度低等问题，本发明提供一种能够实现高效堵水控水并且有效提高含水油藏原油采收率的方法。

为了实现上述目的，本发明采用的技术方案如下：

控水注气采油一体化增产方法，包括注氮气泡沫堵水、控水剂控水、注氮气刚性驱油、二氧化碳采油和上述各单项步骤的有序结合。

具体地，所述注氮气泡沫堵水包括利用现场制备氮气与胶液混注的形式形成氮气泡沫体系。

进一步地，所述控水剂控水采用具有透油阻水功能的控水剂在注氮气泡沫堵水实施的同时进行实施。

再进一步地，所述注氮气泡沫堵水、控水剂控水、注氮气刚性驱油、二氧化碳采油有序结合实施顺序为：

第一步、实施注氮气泡沫堵水，并在实施注氮气泡沫堵水过程中同步实施控水剂控水；

第二步、实施第一次注氮气刚性驱油；

第三步、实施二氧化碳采油；

第四步、实施第二次注氮气刚性驱油。

再进一步地，所述第一次注氮气刚性驱油和第二次注氮气刚性驱油所注入的氮气量相同。

第一方面，考虑到出水油藏或有巨大出水风险油藏一般具有出水主通道，需采用注氮气泡沫堵水形成高强度氮气泡沫层，利用氮气泡沫遇水稳定但遇油不稳定的特性封堵水体侵入油藏的主通道，防止在油井在采油过程中水体再次沿侵入主通道进入油藏和油井内。

第二方面，考虑到油藏在开采过程中，存在油水共存的渗流通道，随着油藏开发的进行，当水体无法从被封堵的出水主通道侵入油藏时，会通过油水共存通道进入油藏，需采用控水剂控水在油水共存通道中建立透油阻水的桥架遮挡层，以防止水体在无法突破主通道遮挡层时沿油水共存通道再次侵入油藏。

第三方面，考虑到巨大水体侵入和油水重力分异效应，随着水体侵入油藏，尤其是天然底水锥进导致油水界面上升，地下原油会由于油水界面上升被滞留于油藏高部位从而无法流入油井，需采用注氮气刚性驱油在高部位油体上方制造人工氮气气顶，利用氮气的刚性驱替效应将油水液面压低并将高部位的原油推至回低部位，实现由于水体侵入产生的高部位剩余油的有效动用。

第四方面，考虑到一般含水油藏中油水两相流动时水流度大于原油流度，需采用二氧化碳采油，利用二氧化碳溶于原油后降粘、增加溶解气驱能量、混相驱替等原理增加原油的地下流动能力，提高含水油藏中油相的相对渗透能力和油水流度比，从而实现对油水同层或已被水体侵入的油层中剩余油的有效动用。

与现有技术相比，本发明具有以下有益效果：

注氮气泡沫堵水和控水剂控水相结合，可以同时实现对含水油藏或存在巨大出水风险的油藏中主要水侵通道和油水共存通道的堵水和深层控水，同时不影响油水共存通道中原油的正常流动；结合注氮气刚性驱替及二氧化碳采油，可实现对高部位剩余油和已被水体侵入的油层中剩余油的全面动用。本发明可实现在有效堵水控水的同时实现对含水油藏不同部位原油的高效动用。

附图说明

图1为本发明实施流程。

图2为本发明施工地面流程。

图3为本发明施工泵注流程模式。

图4为西北TH油田5口井控水注气采油一体化措施氮气泡沫措施用量。

图5为西北TH油田5口井控水注气采油一体化措施控水剂措施用量。

图6为西北TH油田5口井控水注气采油一体化措施氮气措施用量。

图7为西北TH油田5口井控水注气采油一体化措施液态二氧化碳措施用量。

图8为西北TH油田5口井控水注气采油一体化措施前后单井日产油量对比。

图9为西北TH油田5口井控水注气采油一体化措施前后单井含水率对比。

图10为华北JD油田8口井控水注气采油一体化措施前后单井日产油量对比。

图11为华北JD油田8口井控水注气采油一体化措施前后单井含水率对比。

具体实施方式

下面结合实施例和附图对本发明作进一步说明，本发明的实施方式包括但不限于下列实施例。

实施例

如图1-11所示，控水注气采油一体化增产方法，是一种应用于高含水或存在巨大出水风险油藏开发过程中控制产水量并提高采油量的增产方法。该方法是由控水注气采油一体化方案设计、注入材料准备、地面流程连接与准备、泵注施工、返排放喷测试投产五个步骤组成，如图1所示。

(1)控水注气采油一体化方案设计：基于油藏地质特征、油藏类型、生产历史和油水分布等资料分析，确定控水注气采油工程方案的施工规模和泵注程序方案，进入流程下一步；

(2)注入材料准备：根据(1)中所确定的施工规模准备各类注入材料，对于现场制备的氮气需准备具有相应制备能力的设备，对于施工前准备的材料，包括生成氮泡沫所用的胶液及添加剂、控水剂、液态二氧化碳及二氧化碳减阻剂、隔离用防冻液和顶替用活性水，一般预备设计用量的1.1倍；

(3)地面流程连接与准备：按照图2所示将地面设备及管线进行连接，并检查连接方式是否正确，接口处是否严实，在液态二氧化碳泵注端的地面管线流程中的接口处利用密封脂进行密封，防止在施工过程中造成液态二氧化碳呲漏，待地面管线和设备连接确认正确后进行试压，试压合格后，进入流程下一步；

(4)泵注施工：按照泵注程序进行泵注，实时监测动态施工参数、确保压裂泵注施工安全、顺利地进行，施工过程中若出现施工压力过高情况，则需酌情考虑降低施工排量，在泵注执行结束后，需停泵关井2-3天，予以地下二氧化碳在地下充分扩散、在原油中溶解的时间，具体施工泵注流程模式如图3所示；

(5)返排放喷测试投产：拆卸压裂地面管线，移除注入施工设备，拆卸压裂井口，换以采气树，并通过有小到大、严格控制的放喷返排制度控制压后返排，防止返排过程中由于二氧化碳气化剧烈造成损伤井筒。

上述步骤(1)具体包括：

a1、根据油藏地质特征、油藏类型、生产历史和油水分布等资料确定油层物性特征、油藏泄流体积、水体侵入体积，油藏温度、压力、油水界面；

a2、根据水体侵入情况和油井出水情况设计注入氮泡沫体积和控水剂用量；

a3、根据油藏泄流体积、油水界面、油藏温度和压力设计注氮气刚性驱替阶段所需氮气注入量；

a4、根据剩余油分布情况和油藏温度、压力制定液态二氧化碳用量；

a5、根据油井结构设计注入施工管柱结构，并根据管柱体积设计顶替用活性水和隔离用防冻液用量；

a6、根据a2-a5所设计的各类注入材料规模设计泵注程序方案；

a7、根据a5所设计的注入施工管柱结构、a6所设计的泵注程序方案，结合油藏地质分析资料预测施工压力。

上述步骤(4)具体包括：

d1、按照泵注程序设计进行氮气泡沫注入施工，通过氮气泵注地面流程进行氮气注入，同时通过液端泵注地面流程进行胶液注入，两端注入同时进行，氮气和胶液在到井口前通过三通混合后入井；

d2、在注氮气泡沫阶段，按照泵注程序设计投入控水剂，控水剂注入从液端泵注地面流程中的混砂车投放，以段塞式注入，原则上单次投入不超过2000kg；

d3、关闭液端泵注地面流程，打开氮气泵注地面流程进行一次注氮气施工，注氮气量为设计注氮气总量的1/2，注入过程中严格监控注氮气压力，若注氮气压力过高，酌情降低注氮气排量；

d4、一次注氮气施工结束后，关闭氮气泵注地面流程，开启液端泵注地面流程，进行隔离用防冻液泵注施工；

d5、隔离防冻液泵注施工结束后，关闭液端泵注地面流程，开启二氧化碳泵注地面流程，进行液态二氧化碳泵注施工，一次性将设计液态二氧化碳量全部泵注完毕；

d6、液体二氧化碳泵注结束后，关闭二氧化碳注入地面流程，开启液端泵注地面流程，进行隔离用防冻液泵注施工；

d7、关闭液端泵注地面流程，打开氮气泵注地面流程进行二次注氮气施工，注氮气量为设计注氮气总量的1/2，注入过程中严格监控注氮气压力，若注氮气压力过高，酌情降低注氮气排量；

d8、二次注氮气施工结束后，关闭氮气泵注地面流程，开启液端泵注地面流程，进行顶替用活性水泵注施工，一次性将设计活性水量全部泵注完毕，泵注施工结束；

d9、泵注结束后，关井2-3天，记录关井后压力。

效果评价

本发明现场应用实例1

在中国西北地区TH油田裂缝-溶洞型碳酸盐岩底水油藏5口井实施该发明方法，完井井深5693.0-6666.0m。应用该发明方法实施前5口井均进入含水期：本发明技术措施前单井日产液18.17-66.25m³，平均38.45m³，单井日产油3.56-10.01吨，平均6.04吨，单井日产水12.3-52.9m³，平均30.4m³，单井含水率67.7％-84.4％，平均77.9％。

采用控水注气采油一体化增产方法，单井氮泡沫用量800-1050m³，平均950m³，单井控水剂用量8000-15000kg，平均11200kg，单井注氮气量193800-198000m³，平均237240m³；单井注液态二氧化碳量900-1000m³，平均960m³。单井平均材料措施用量如图4-7所示。

本发明方法措施后单井日产液35.72-87.57m³，平均51.13m³，单井日产油18.24-48.50吨，平均29.48吨，单井日产水8.5-20.9m³，平均11.8m³，单井含水率19.3％-31.9％，平均23.2％。

单井产油量增幅4.1-5.5倍，平均单井增油4.9倍，单井含水率下降46.6％-62.0％，平均单井含水率下降54.6％。单井措施前后日产油量对比如图8所示，含水率对比如图9所示。

本发明现场应用实例2

在中国华东地区JD油田首批8口试验井进行应用效果统计，本发明技术措施前单井日产油0-3.22吨，平均1.49吨，单井含水率81.5％-100％，平均95.3％。采用控水注气采油一体化增产技术，措施后单井日产油3.91-10.50吨，平均6.68吨，单井含水率24.4％-62.8％，平均48.3％。单井阶段累积增油192-553吨，平均单井阶段累积增油370.38t，单井阶段累积少产水582-19964m³，平均单井阶段累积少产水6021.88m³。阶段单井增油倍数2.09-4.92，平均3.53倍，阶段单井含水率降幅32.0-70.9％，平均含水率降幅48.7％。首批8口试验井应用本发明技术前后日产油量对比如图10所示，措施前后含水率对比如图11所示。

在中国华东地区JD油田多个区块累计应用本发明技术工67口井，施工成功率100％，措施有效率95.2％，阶段增油153800t，综合含水由95.3％下降至61.4％，少产水1322828m³。

按照上述实施例，便可很好地实现本发明。值得说明的是，基于上述结构设计的前提下，为解决同样的技术问题，即使在本发明上做出的一些无实质性的改动或润色，所采用的技术方案的实质仍然与本发明一样，故其也应当在本发明的保护范围内。