本发明涉及油田开发
技术领域：
，特别是涉及到一种底水油藏水平井堵水的方法。
背景技术：
：对于水平井开采的底水油藏，受储层条件和目前工艺技术的制约，在开发过程中，临界生产压差和临界产量都较小，超过临界值，很容易引发底水锥进，导致高含水。一旦底水“脊进”突破，水平井见水后，含水上升迅速，产油量很快下降，产量损失大，另一方面堵水作业困难。然而目前，水平井开发底水油藏是很重要的一种提高底水油藏采收率的方法。其具有以下几点优势：①可以将变“采油点”变为“采油线”，变“锥”进为“脊”进，减缓底水锥进；②接触面积增加，可有效提高储量动用程度，产能较直井得以提高；③水平井的生产压差相对较小。所以研究底水油藏水平井开采见水后的堵水方式就尤为重要。为此我们发明了一种新的底水油藏水平井堵水的方法，解决了以上技术问题。技术实现要素：本发明的目的是提供一种通过采用二段塞复合封堵方式来实现封堵高渗条带，降低油井含水，从而提高底水油藏采收率的方法。本发明的目的可通过如下技术措施来实现：底水油藏水平井堵水的方法，该底水油藏水平井堵水的方法包括：步骤1，分析水平井的投产层位、完井方式及前期生产情况，分析目前存在的问题；步骤2，分析水平井的构造和轨迹特征，寻找高含水的原因，确定水平井的出水点；步骤3，确定治理思路，根据水平井的出水特征选取最佳的治理方法；步骤4，根据确定的治理方案，对方案进行优化。本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：在步骤3中，根据底水能量的强弱确定使用单一堵剂还是复合堵剂，根据井的完井方式确定堵剂的颗粒大小以及封堵的方式。步骤4包括堵剂的选择、注入压力的控制、施工排量的控制以及堵剂用量的计算。在步骤4中，选择堵剂时，考虑水平井封堵效果、堵剂稳定性、经济性要求，确定堵剂的类型。在步骤4中，控制注入压力时，结合地层破裂压力及现场设备及管线承压能力及可能出现的异常压力波动，设计最高限压。在步骤4中，控制施工排量时，根据注入速度对地层污染、堵剂性能、施工时间的影响，以及结合堵剂配制、输送的供应能力，确定施工注入排量。在步骤4中，计算堵剂用量时，对于堵剂的用量通常采用经验公式以及矿场经验，底水水平井堵水堵剂用量采用半椭球体概念模型计算：式中：v—堵剂用量，m3；k—高渗透条带比例；h—井筒至水层厚度；l—出水段长度，m；—有效孔隙度；r—堵剂推出半径，m。本发明中的底水油藏水平井堵水的方法，通过采用二段塞复合封堵方式来实现封堵高渗条带，降低油井含水，现场应用结果证明，该底水油藏水平井堵水的方法降低油井含水的效果明显，日产油水平增加，大大提高了底水油藏采收率。该底水油藏水平井堵水的方法可填补底水油藏水平井开发高含水后治理作业困难的问题，而且具有方法简单、可操作性强、有效实用等特点，因而具有很好的推广使用价值。附图说明图1为本发明的底水油藏水平井堵水的方法的一具体实施例的流程图；图2为本发明的一具体实施例中沾5-平3井井位部署的示意图；图3为本发明的一具体实施例中沾5-平3井剖面图；图4为本发明的一具体实施例中堵剂放置示意图。具体实施方式为使本发明的上述和其他目的、特征和优点能更明显易懂，下文特举出较佳实施例，并配合附图所示，作详细说明如下。如图1所示，图1为本发明的底水油藏水平井堵水的方法的流程图。在步骤101，分析水平井的投产层位、完井方式及前期生产情况，分析目前存在的问题；在步骤102，分析水平井的构造和轨迹特征，寻找高含水的原因，确定水平井的出水点；在步骤103，确定治理思路，根据水平井的出水特征选取最佳的治理方法；先是根据底水能量的强弱确定使用单一堵剂还是复合堵剂，后根据井的完井方式确定堵剂的颗粒大小以及封堵的方式；在步骤104，根据确定的治理方案，对方案进行优化。主要包括堵剂的选择、注入压力的控制、施工排量的控制以及堵剂用量的计算：(1)堵剂选择考虑水平井封堵效果、堵剂稳定性、经济性等要求，确定堵剂的类型。(2)注入压力控制结合地层破裂压力及现场设备及管线承压能力及可能出现的异常压力波动，设计最高限压。(3)施工排量控制根据注入速度对地层污染、堵剂性能、施工时间的影响，以及结合堵剂配制、输送的供应能力，确定施工注入排量。(4)堵剂用量计算半椭圆球体法计算：对于堵剂的用量通常采用经验公式以及矿场经验，底水水平井堵水堵剂用量采用半椭球体概念模型计算：式中：v—堵剂用量，m3；k—高渗透条带比例；h—井筒至水层厚度；l—出水段长度，m；—有效孔隙度；r—堵剂推出半径，m。以下为应用本发明的一具体实施例：在步骤1中，分析水平井的投产层位、完井方式及前期生产情况。(1)油井概况沾5-平3为太平油田沾5块的水平开发井，井位部署如图2所示。该井2007年5月完钻井深1501m，生产层位ng41，套管射孔完井，新投精密滤砂管防砂。50℃时地面脱气原油粘度9409.71mpa.s，储层属于具有底水、高孔高渗稠油油藏。(2)生产情况：该井2007年6月新投冷采，累计生产2166天，累油4661t，累产水24921t。采用57泵举升，泵挂748.94m，生产参数57*5*0.5-1.5，地层能量充足，动液面初期最大297m，后期动液面上升，一般小于100m；初期含水较低(41.9％)，目前含水率97.4％。初期生产水平15.6*9*41.9％，后期.8*0.3*97.4％，生产高含水。(3)存在问题：该井高含水有两个突出变化，一是2008.6月进行提液，液量由12.8t/d提到16.2t/d，综合含水率由42.9％突升到62.6％；二是2009.6月在液量比较稳定的情况下，含水率由78％上升到89.4％。在步骤2中，分析水平井的构造和轨迹特征，寻找高含水的原因，确定水平井的出水点。(1)该井所属油藏为一底水油藏，且底水能量充足、活跃，随着生产时间延长底水极易锥进；(2)该井主要依靠底水能量进行采油，由于原油粘度较高，水驱过程流度比较大，容易造成底水锥进；(3)如图3沾5-平3井剖面图显示，水平段b靶附近底部有边水；(4)测井解释水平段b靶附近含水饱和度41.3％，是上部的1.6倍，进一步说明水平段b靶附近是主要出水层段。该井由于底水锥进造成的高含水问题，严重制约着油井开发效果，如不及时治理，可能导致水窜通道进一步扩大，生产低效甚至全水。在步骤3中，确定治理思路，根据水平井的出水特征选取最佳的治理方法。(1)该井底水能量较强，含水上升较快，根据经验，针对此类状况，氮气泡沫调剖由于封堵压差较小，适应性较差。并且单一堵剂难以满足封堵底水的要求，因此采用二段塞复合封堵方式。(2)由于该井射孔后采取精密微孔滤砂筛管防砂完井，常规颗粒类堵剂难以通过筛管，此外由于筛管和井壁间存在环空，管内封隔方式对堵剂的定位注入意义不大，因此要求堵剂通过性好，封堵方式采用笼统封堵。(3)根据完井测井解释结果及油井剖面图分析，初步判断水平段b靶附近是主要出水层段，因此，为提高堵水效果，建议堵水后留塞(塞面1380m)。(4)由于油汽流度比较大，注蒸汽吞吐容易诱使底水锥进加剧，并且油层条件下(55℃、溶解油汽比取15)活油粘度在1500mpa·s左右，油藏中的原油能够流动到井筒，因此，建议堵水后冷采。在步骤4中，根据确定的治理方案，对方案进行优化。(1)堵剂选择考虑水平井封堵效果、堵剂稳定性、经济性等要求，二段塞复合封堵中深部堵剂选择流动性强、注入性好的冻胶类堵剂；近井段塞选择具有较高强度和较好注入性的无机分散体系。(2)注入压力控制结合馆陶组地层破裂压力及现场设备及管线承压能力及可能出现的异常压力波动，设计最高限压18mpa。(3)施工排量控制根据注入速度对地层污染、堵剂性能、施工时间的影响，以及结合堵剂配制、输送的供应能力，设计施工注入排量以10～20m3/h为宜。(4)堵剂用量计算半椭圆球体法计算：对于堵剂的用量通常采用经验公式以及矿场经验，底水水平井堵水堵剂用量采用半椭球体概念模型计算：式中：v—堵剂用量，m3；k—高渗透条带比例，取值30％；h—井筒至水层厚度，12m(有效厚度15m)；l—出水段长度，81.8m；—有效孔隙度，33.9％；r—堵剂推出半径，10m。a、高渗透条带比例k：由于缺乏测井解释数据，按照堵水经验，高渗条带比例，取值30％。b、封堵半径：由于该井2008.6月提液后含水大幅度上升，说明底水突破。底水突破前产液3363t，作为底水突破时的地层产液量，由于储层属于高孔高渗储层，水平段整体贡献较高，按高渗带贡献率22％计算，高渗带产出液756方，取值760方，依此作为堵剂用量。根据半椭圆球体法计算，井筒至水层厚度12m，设计封堵体系用量730m3，则封堵半径14m。堵剂放置示意图见图4，不同段塞堵剂用量见表1，表1不同段塞堵剂用量段塞段塞1段塞2顶替液合计用量，m37003030760其中：段塞一：选择冻胶类堵水剂共计700m3，段塞半径14m，凝胶厚度8.6m，距水平段井筒3.4m，充分保证了注汽过程温度对凝胶的影响(借鉴注汽过程数值模拟的温度场发育状况)。该堵剂具有良好的注入性，在地层深部形成第一道挡水屏障；段塞二：无机分散体系30m3，以残渣含量低，油层保护性好的清洁携砂液作为载体注入地层，该堵剂具有较高强度和较好的注入性，形成第二道屏障，对外防止底水内侵，对内防止入井液、蒸汽冲刷和窜流，隔离温度场在堵剂进入通道的发育；顶替液：为保证凝胶颗粒堵剂进入高渗条带，减少油层污染，提高堵水后生产效果，挤入堵剂后采用清洁携砂液顶替，顶替用量30m3推出半径1.5m。当前第1页12