本发明涉及石油开采技术领域，具体涉及一种油层压堵驱工艺模式选择方法。
背景技术
目前国内有些油田主力油层在化学驱开发后，采出程度高达50%以上，综合含水95%以上，储层孔隙中岩石颗粒逐步分散、运移，形成了大于原始孔径几十甚至几百倍的高渗透的强水洗条带，油层纵向上的非均质性更加严重。在后续水驱开发过程中，油层底部形成强水洗条带，低效、无效循环严重，造成正韵律油层顶部或复合韵律油层中上部低水洗部位残存的剩余油得不到驱替动用。
目前有的油田结合化学驱后剩余油分布特点，提出了压裂封堵技术，利用大规模压裂造水平裂缝，快速推进药剂至目的区域，实现封堵油层底部无效循环部位、挖潜剩余油的新思路。
而目前压裂封堵技术主要在油井端采用单井压堵或单井压驱两种施工工艺模式，这两种施工工艺模式，经过一段时间的使用，发现存在一定的问题，具体如下：
a.单井压堵
原理：在油井端底部优势渗流通道部位压开水平人工裂缝，如图1a及图1b所示，泵注封堵药剂，药剂成胶后封堵优势渗流通道，注入流体在近油井端绕流，驱替油层上部低含水部位剩余油。
问题：受压裂管柱最大注入药剂规模限制，以及水平裂缝形状影响，油井端压裂人工裂缝穿透比不可控，如人工裂缝为椭圆，则封堵半径r实际略小，注入流体流线更靠近油井端，波及剩余油范围更小，则油层上部低含水部位剩余油的情况不能得到有效动用。
b、单井压驱
原理：在油井端上部低含水部位压开水平人工裂缝，如图2a及图2b所示，泵注驱油药剂，驱替由油井端吞吐出来发挥驱油作用，挖潜剩余油。
问题：受压裂管柱最大注入药剂规模限制，以及油层纵向非均质性影响，油井端上部低含水部位压驱吞吐半径小，而且注入流体在油井端不存在绕流，无法有效驱替油层上部低含水部位剩余油。
以上两种工艺模式，面对相对简单的单井进行施工，尚且存在无法有效驱替剩余油的问题，所以，在面对复杂的井组砂体发育、连通、及剩余油分布情况下，特别是聚驱后油水井间油层底部大孔道无效循环问题，针对单井进行压裂封堵或者压裂驱油工艺模式则完全不能适应聚驱后的复杂储层条件，亟需对压堵驱工艺模式进行有针对性的细化、分类、优选。
技术实现要素：
有鉴于此，本发明提供一种油层压堵驱工艺模式优选方法，该优选方法适用于复杂井组剩余油的有效驱替，解决目前采用针对单井进行油井压堵或油井压驱的工艺模式不能实现有效挖潜复杂井组剩余油的问题。
为实现上述发明目的，本发明采用的技术方案是：一种油层压堵驱工艺模式优选方法，其特征在于，包括：
确定井组的水淹解释数据、所述井组的油水井间连通情况及所述井组的剩余油分布状况；及
根据所述井组的水淹解释数据、所述井组的油水井间连通情况及所述井组的剩余油分布状况，选择压堵驱工艺模式，所述工艺模式分别为：
①所述井组的油井端和水井端均不存在0.5m以上的高水淹段，油水井间砂体连通性不好，则：
若所述剩余油靠近所述油井端，既在所述油井端进行油井压驱；
若所述剩余油靠近所述水井端，既在所述水井端进行水井压驱；
②所述油井端存在0.5m以上水淹段，则：
若所述油水井间砂体连通性好，所述剩余油靠近所述油井端，既在所述油井端进行油井压堵；
若所述油水井间砂体连通性不好，所述剩余油存在于所述油水井中间，既在所述水井端进行水井压驱，及在所述油井端进行油井压堵；
③所述水井端存在0.5m以上高水淹段，则：
若所述油水井间砂体连通性好，所述剩余油靠近所述水井端，既在所述油井端进行油井压驱，及在所述水井端进行水井压堵；
若所述油水井间砂体连通性不好，所述剩余油存在于所述油水井中间，既在所述水井端进行水井压堵；
④所述油井端及所述水井端均存在0.5m以上高水淹段，所述油水井间砂体连通性好，所述剩余油存在于所述油水井之间油层上部，则在所述油井端进行油井压堵，及在所述水井端进行水井压堵。
优选地，所述工艺模式①中，所述油井压驱，是在储层上部低渗透部位压裂造缝，注入驱油剂驱油，由所述油井端吞吐出所述剩余油；所述水井压驱，是在储层上部高渗透段压裂造缝，注入所述驱油剂驱油，后续注入流体，所述流体把所述驱油剂的段塞顶替出来，挖潜剩余油。
优选地，所述工艺模式②中，所述油井压堵，是在储层下部高渗透段压裂造缝，注入堵剂进行封堵，后续注入所述流体在所述油井端绕流挖潜剩余油；
所述既在所述水井端进行水井压驱，及在所述油井端进行油井压堵，则：
所述水井压驱，是在下部高渗透段压裂造缝，注入所述堵剂进行封堵；
所述油井压堵，是在储层上部低渗透段压裂造缝，注入所述驱油剂及所述流体，所述驱油剂促使所述流体进入中低渗透层挖潜所述剩余油。
优选地，所述工艺模式③中，所述既在所述油井端进行油井压驱，及在所述水井端进行水井压堵，则：
所述油井压驱，是在储层上部低渗透段压裂造缝，注入所述驱油剂及所述流体；
所述水井压堵，是在储层下部高渗透段压裂造缝，注入所述堵剂进行封堵，所述驱油剂促使所述流体进入中低渗透层挖潜剩余油；
所述既在所述水井端进行水井压堵，是在储层下部高渗透段压裂造缝，注入所述堵剂进行封堵，后续注入所述流体在所述水井端绕流驱替剩余油部位。
优选地，所述工艺模式④中，既在所述油井端进行油井压堵，及在所述水井端进行水井压堵，是在油层下部高渗透段对应压裂造缝，注入所述堵剂进行封堵，后续注入所述流体进入中低渗透层驱洗挖潜剩余油。
优选地，所述剩余油靠近所述油井端，是指所述剩余油位于所述油井端的1/3井距内；所述剩余油靠近所述水井端，是指所述剩余油位于所述水井端的1/3井距内。
本发明具有如下有益效果：该一种油层压堵驱工艺模式优选方法，提出了现场可实施的7种压堵驱施工工艺模式，避免了单一油井端压裂封堵或压裂驱油工艺对复杂开发状况的不适应性，而且通过简单的井组无效循环和剩余油分布状况进行条件判定，即可快速优选适合的压堵驱工艺，对号入座，方便快捷。
附图说明
通过以下参考附图对本发明实施例的描述，本发明的上述以及其它目的、特征和优点更为清楚，在附图中：
图1a是背景技术中油井端单井压堵工艺示意图；
图1b是背景技术中油井端单井压堵；
图2a是背景技术中油井端单井压驱工艺示意图；
图2b是背景技术中油井端单井压驱；
图3是本发明实施例的压堵驱工艺模式优选方法流程图；
图4是本发明实施例方案一油井压驱示意图；
图5是本发明实施例方案二水井压驱示意图；
图6是本发明实施例方案三油井压堵示意图；
图7是本发明实施例方案四油井压堵、水井压驱示意图；
图8是本发明实施例方案五水井压堵、油井压驱示意图；
图9是本发明实施例方案六水井压堵示意图；
图10是本发明实施例方案七油水井对应压堵示意图。
具体实施方式
以下基于实施例对本发明进行描述，但是值得说明的是，本发明并不限于这些实施例。在下文对本发明的细节描述中，详尽描述了一些特定的细节部分。然而，对于没有详尽描述的部分，本领域技术人员也可以完全理解本发明。
需要声明的是，按照连通状态，分为一类、二类和三类连通：分别对应油田划分的三种级别的储层条件，一类储层、二类储层、三类储层。连通性好是指能够建立油水井驱替关系，水井能够给油井方向供水，连通性不好是指水井在油井方向没有供水，相应的驱替不到这个方向的剩余油。
图3是本发明实施例的压堵驱工艺模式优选方法流程图；由图3所示：一种油层压堵驱工艺模式优选方法，包括以下步骤：
（1）油层压堵驱井组数据准备
研究目的井井况、井网条件、生产动态、测试数据、剩余油分布状况等资料，获取井组油水井间连通情况、油层水淹解释资料、及剩余油分布情况，为压堵驱工艺模式优选做好数据准备。
（2）压堵驱工艺模式优选：
根据以往油井端压堵或者油井端压驱施工工艺模式存在的问题，从井组整体角度出发，考虑井组油水井间连通情况、油层水淹解释资料、注入水无效循环状态、剩余油分布等情况，为达到改变注入水流线，动用油层内部低含水部位剩余油的目的，提出7种压堵驱工艺模式，通过井组无效循环、剩余油及分布状况进行条件判定，优选目的油层适合的“压堵驱”施工工艺模式：
方案一、由图4所示：剩余油靠近油井端，在油井端储层上部低渗透部位压裂造缝，注入驱油剂驱油，由油井端吞吐出来发挥驱油作用，挖潜剩余油；
方案二、由图5所示：剩余油靠近水井端，在水井端储层上部高渗透段压裂造缝，注入驱油剂驱油，后续常规注入流体，把驱油剂段塞顶替出来，挖潜剩余油。
方案三、由图6所示：剩余油靠近油井端，在油井端储层下部高渗透段压裂造缝，注入堵剂进行封堵，后续注入流体在油井端绕流挖潜剩余油；
方案四、由图7所示：剩余油在油水井中间，在水井端下部高渗透段压裂造缝，注入堵剂进行封堵，同时在油井端储层上部低渗透段压裂造缝，注入驱油剂驱油。促使流体进入中低渗透层，提高井组驱油效果，挖潜剩余油。
方案五、由图8所示：剩余油在油水井中间，在油井端储层上部低渗透段压裂造缝，注入驱油剂驱油，同时在水井端储层下部高渗透段压裂造缝，注入堵剂进行封堵，促使流体进入中低渗透层，提高井组驱油效果，挖潜剩余油。
方案六、由图9所示：剩余油靠近水井端，在水井端储层下部高渗透段压裂造缝，注入堵剂进行封堵，后续注入流体在水井端绕流驱替剩余油部位；
方案七、由图10所示：在油水井两端油层下部高渗透段对应压裂造缝，注入堵剂进行封堵，后续流体进入中低渗透层驱洗挖潜剩余油。
下面结合具体的实施例对本申请工艺模式优选方法做进一步说明：
实施例1
实验井为大庆长垣一类油层b1-6-p68井。
b1-6-p68井是一口聚驱后采出井老井，完钻时间1996年10月10日。该井油水井距175m，井深1166.71m，射孔井段深度1068.9～1097.7m，射开pi1～pi7共计8个小层，其中包括pi2小层。
（1）目的井组数据准备
目的井组处于水平井组实验区边部，中间1口油井，周边另有6口注入井。该井开采目的层属河流-三角洲沉积体系，pi2单元属泛滥平原相高弯曲大型复合曲流河沉积，储层点坝砂体发育。
从井组储层精细描述砂体发育可以看出，b1-6-p68井pi2单元与6口注入井均为河道砂一类连通，河道砂控制程度100%。
该井1997年8月聚驱投产，4个月后含水高达92.48%，2003年3月转入后续水驱，2008年末高含水关井，2013年水平井组开发试验开井生产，日产液181t，日产油0.1t，含水99.9%。
本井主要开采葡萄花储层，pi1~pi7小层井点渗透率在0.44～1.17μm2，主力储层pi2组油层发育厚度大，最大渗透率1.17μm2，优势渗流通道发育。从小层水淹解释成果图可知，pi2b小层孔渗条件较好，高水淹，为主要产液层（最好在施工前进环空测试，结合最新数据，落实主要产液层）。
现有数据一致确认，pi2b层为油层内高水淹部位，由于井组pi2层为河道砂一类连通，确定出井组油水井间存在无效循环。
从储层剩余油数值模拟研究可知，聚驱后pi2层顶部剩余油相对富集，主要分布在近油井端1/3距离处，含油饱和度44.6%，底部剩余油较少，含油饱和度26.3%，本井控制储层剩余可采储量3.6万吨，预计提高采出程度8%，可采出原油2880吨。
（2）压堵驱工艺模式优选
通过以上数据分析可以确认，井组内有1口油井6口水井，施工目的层为pi2组油层为河道砂体一类连通，聚驱后形成大孔道，油水井间无效循环严重，目前日产液181t，日产油0.1t，剩余油存在于近油井端1/3井距处，需要进行控水增油措施，施工工艺模式优选思路如图如下：该井组存在无效循环→无效循环存在于油井端→剩余油分布靠近油井→油井端压堵工艺模式。
通过本方法优选后，可执行方案三的优选结果，在b1-6-p68井pi2油层组实施油井压裂堵工艺，封堵油井端pi2组油层底部注入水无效循环，使注入水在近油井端油层内部产生绕流，沟通油层上部低含水部位剩余油，提高油层采出程度。
该井施工时间为2017年11月24日，压前日产液162.05t，日产油0.16t，含水99.9%，措施后月均产液量持续下降，目前月均产液146.46t，日产油2.11t，含水98.56%，从油井生产动态可以看出，压裂封堵工艺措施降低了油井端产出液无效循环，见到了较好的增油效果。
实施例2
实验井为大庆长垣一类油层l9-ps2133井。
l9-ps2133井是一口聚驱后采出井老井，完钻时间2008年01月4日。该井油水井距150m，井深1141.10m，射孔井段深度1014.8~1035.2m，射开siii3～10共计5个小层，其中包括siii3-7小层。
（1）目的井组数据准备
目的井组处于l9-ps2133井位于喇嘛甸油田北东块一区，区块面积7.1km2，开采萨ⅲ3~10，siii3-7层为连片发育的河道砂体，孔渗条件好，属于一类储层。
从井组储层精细描述砂体发育可以看出，l9-ps2133井siii3-7单元与周围4口注入井均为河道砂一类连通，河道砂控制程度100%。萨ⅲ3单元细分结构单元后，在9-ps2134井注采方向上，上部砂体由一类连通变为二类连通。
该井于2008年9月投产，投产初期日产液52t，日产油1t，含水98.8%。至目前累计产油13000t，阶段采出程度53.3%，目前日产液92t，日产油2.2t，含水97.6%。
该井有4口连通注入井，注入状况稳定，平均日注入305m3，2月份为控制无效注入，日注入量下调到235m3。
由储层精细描述可知，井组萨3-7油层均为一类油层，连通性好，萨ⅲ3单元细分结构单元后，在9-ps2134井注采方向上，上部砂体由一类连通变为二类连通，中高含水部位主要集中在层段底部。
通过研究l9-ps2133井组吸水剖面数据可知，当时该区块为注聚采油阶段，统计井组4口注聚井吸水情况（如表2），sⅲ3-7油层下部吸水比例为55.5%，比上、中部分别高41.5和25.0个百分点，为主要吸水部位。2017年该区块进入后续水驱阶段，sⅲ3-7下油层无效循环严重，为了达到稳油控水的目的，对井组sⅲ3-7下油层进行了控制注水。由于水井端siii3-7上油层组吸水量较小，注入水波及剩余油能力较差，井组压堵驱措施工艺需考虑水井端同步措施。
表2l9-ps2133井组吸水剖面数据
2018年4月11日采油厂在l9-ps2133井进行了产液剖面测试，得到产出剖面四参数组合测井资料解释成果。
l9-ps2133井siii3-7下层段深度1021.6~1028m，产液数据显示siii3-7下层段产液量17.4m3/d，只占到了全井液量的22.2%，并不是主要产液层，说明近两年siii3-7下油层控制注水见到了明显的效果。目前siii3-7上和siii9+10产液量上升，分别站到全井液量的54.3%和23.5%，考虑到siii3-7上油层2013年进行过压裂改造，并且受注水调整影响，siii3-7上油层已经形成部分优势渗流通，整理解释数据（如表3）。
表3l9-ps2133井产出剖面四参数组合测井资料解释数据
综合分析厚油层优势通道部位识别、井组产液及吸水资料，认为目前油井端存在siii3-7上和siii3-7下两个优势渗流通道。
考虑目前到siii3-7下层已经通过井组注水调控降低了该层的产液强度，经研究确定本次压裂封堵siii3-7上层优势渗流通道，层段深度1014.8~1018.0m。
从储层剩余油数值模拟结果可知，l9-ps2133井siii4+5单元含油饱和度较高，在40%左右，高于其它单元，剩余油较富集，综合分析认为，该井siii3-7厚油层内存在一定剩余油。
压前碳氧比测试结果表明：1018.0-1020.0mm深度含油饱合度相对较高，表现为中水淹，剩余油相对富集。
表4l9-ps2133井碳氧比测试结果
（2）压堵驱工艺模式优选
通过以上数据分析可以确认，井组内有1口油井4口水井，施工目的层为siii3-7上组油层为河道砂体一类连通，后续水驱调整井组注水方案形成优势渗流通道，油井端存在无效循环，数值模拟分析剩余油存在于油水井中间到油井端处。目前该井日产液92.0t，日产油2.2t，含水97.6%，需要进行控水增油措施，施工工艺模式优选思路如下：该井存在无效循环→油井端无效循环→剩余油分布在油水井中间→油井压堵+水井压驱组合工艺模式。
通过本方法优选后，可执行方案四的优选结果，在l9-ps2133井siii3-7组油层实施油井压裂堵，并同步对水井l9-ps2134井实施压裂驱油措施，封堵油井端siii3-7上组油层底部产出水无效循环，使注入水在油水井中间段油层内部产生绕流，沟通油层上部低含水部位剩余油，提高油层采出程度。
该井组施工时间为2018年4月20日，压前目前日产液92t，日产油2.2t，含水97.6%。l9-ps2133井措施后井口压力从9.5mpa，下降到1.7mpa，目前已经完成下泵，井组水井l9-ps2134井下入分层注水管柱，siii3-7上组油层吸液明显，井组压堵驱措施效果待进一步评价。
以上所述实施例仅为表达本发明的实施方式，其描述较为具体和详细，但并不能因此而理解为对本发明专利范围的限制。应当指出的是，对本领域的普通技术人员来说，在不脱离本发明构思的前提下，还可以做出若干变形、同等替换、改进等，这些都属于本发明的保护范围。因此，本发明专利的保护范围应以所附权利要求为准。