本发明涉及一种利用油田污水中的固体颗粒实现水平段均匀产出的方法。
背景技术：
水平井在油藏开发过程中，水平井段上产出不均，水体从高速条带突破，导致油井快速水淹，严重影响油藏的效益开发。堵水是控水、治水的有效方式，能有效延缓水侵速度和强度，从而提高水平井开发效果。目前主要采用两类堵水方式，一是测井找水确定出水井段后利用水泥、封隔器等卡堵出水井段。二是以冻胶、水玻璃等为代表的选择性堵剂笼统堵水方式，遇水反应产生封堵物，遇油不反应不封堵，选择性封堵出水高渗条带。
由于以下问题，影响了常规水平井堵水工艺的广泛推广：（1）测井找水后卡堵的适应范围受限，成本高昂：一是水平井的井筒不干净、轨迹变化大、大井深大位移井，测井找水仪器遇阻风险大；二是测试水平井日产通常需大于80方才可产液剖面测井；三是低产液井只能开展饱和度测井，易受修完井过程中压井液的近井污染影响；四是找水增加费用20-30万元，配套水泥或封隔器卡堵作业10-20万元，卡堵后井段也难以开展注气吞吐、酸压改造、深部堵水等后续作业。（2）选择性堵剂笼统堵水的成本高昂，选择性堵水用剂尤其是耐高温（110-120℃）、耐高盐条件下（矿化度20×104mg/l，钙镁离子含量1×104mg/l）用剂成本高昂，塔河油田前期选择性堵水平均单井费用43万元/井次。
技术实现要素：
本发明针对目前常用水平井堵水工艺存在问题，提供一种成本低廉的选择性堵剂笼统堵水的方法，具体为利用油田污水中的固体颗粒实现水平段均匀产出的方法。
本发明的目的是这样实现的：利用油田污水中的固体颗粒实现水平段均匀产出的方法，其特征在于：包含以下步骤：
步骤一、结合对应层位算术平均迂曲度，计算高渗出水段孔喉半径，选择堵水颗粒粒径；
步骤二、根据步骤一计算所得的所需堵水颗粒的粒径，从干化池中高固体含量的油田污水中，经沉降分选颗粒流程、分选出颗粒的配液过程、分选出颗粒堵剂分散液的储存过程，分选含有颗粒的颗粒堵剂分散液；
步骤三、分选出颗粒堵剂分散液的外输：由输送泵将颗粒堵剂分散液泵送至堵水井；
步骤四、选择性封堵：颗粒堵剂分散液经堵水井上的增压泵注入堵水井下，颗粒堵剂分散液内的颗粒进入高渗大孔喉的出水段进行深部卡堵，降低产水。
沉降分选颗粒流程是指干化池内高固体含量的污水由泥浆泵输送至水力旋流器内，水力旋流器下部设有高压进水口，与污水混合形成涡流运动，污水中粒径大、质量高的颗粒向下沉降，进入搅拌罐，与盐水混合搅拌，粒径小、质量低的颗粒在水力旋流器上部悬浮，通过分选口流出，进入干化池循环；
分选出颗粒的配液过程是指分选好的粒径大、质量高的颗粒由搅拌罐进料口进入搅拌罐，由进液口通入盐水，在搅拌罐中搅拌形成颗粒堵剂分散液。
分选出颗粒堵剂分散液的储存过程是指将搅拌好的颗粒堵剂分散液由输送泵泵送至储罐储存。
由于实行上述技术方案，按照高渗岩心孔喉半径选择的大粒径颗粒，对高渗岩心的封堵远大低渗岩心，具有明显的堵高渗、不堵低渗的选择性封堵能力。
附图说明：本发明的具体结构由以下的附图和实施例给出：
图1是实现本发明的结构示意图。
图例：1、干化池，2、水力旋流器，3、搅拌罐，4、储罐，5、泥浆泵，6、水力旋流器进料口，7、分选口，8、第一高压进水口，9、第一阀门，10、搅拌罐进料口，11、第二高压进水口，12、第二阀门，13、输送泵，14、第三阀门，15、第四阀门，16、第五阀门，17、第六阀门，11、进液口，13、输送泵，18、辅助进料口。
具体实施方式：本发明不受下述实施例的限制，可根据本发明的技术方案与实际情况来确定具体的实施方式。
实施例：如图1所示，一种分选油田污水中固体颗粒的装置包括用于存储油田污水的干化池1，所述干化池1通过污水进料管与水力旋流器2的水力旋流器进料口2连通，在污水进料管上设置有泥浆泵5；水力旋流器2下部设置高压进水口8，上部设置分选口7，分选口7与干化池1连通；水力旋流器2的出料口通过管路与搅拌罐3的搅拌罐进料口10连通，搅拌罐3内设搅拌叶片，搅拌罐3顶端设置进液口11和辅助进料口18；搅拌罐3底部和顶部设有两路管路，并分别装设第一阀门9、第二阀门12，在储罐4底部和顶部也设有两路管路，并分别装设第三阀门14、第四阀门15；搅拌罐3底部管路与储罐4底部管路在后端合并形成第一输液管，在第一出液管上设置有输送泵13；搅拌罐3顶部管路与储罐4顶部管路在后端合并形成第二输液管，在第二输液管上设置有第五阀门17，第一输液管和第二输液管在后端合并形成总输液管，在总输液管上设置有第六阀门18。
利用油田污水中的固体颗粒实现水平段均匀产出的方法包含以下步骤：
步骤一、结合对应层位算术平均迂曲度，计算高渗出水段孔喉半径，选择堵水颗粒粒径；
渗透率和孔喉半径符合下列公式（1），按照目标井所在层位多块实钻岩心的实测孔隙度、渗透率、孔喉半径可以计算出各自岩心的迂曲度，因此由区块实钻岩心算术平均的迂曲度、堵水井可能出水高渗段的渗透率，就可以计算出该高渗段的孔喉半径。堵水所用堵水颗粒的中值粒径大于等于1/3高渗出水段孔喉半径：
式中：r——岩石孔喉半径，μm；
k——岩石绝对渗透率，μm2；
φ——孔隙度；
τ——迂曲度，即流体通过岩石孔道实际长度与外表长度的比值。
步骤二、根据步骤一计算所得的所需堵水颗粒的粒径，从干化池中高固体含量的油田污水中，经沉降分选颗粒流程、分选出颗粒的配液过程、分选出颗粒堵剂分散液的储存过程，分选含有颗粒的颗粒堵剂分散液：
a、沉降分选颗粒流程：干化池1高固体含量的污水由泥浆泵5输送至水力旋流器2内，水力旋流器2下部设有高压进水口8，与污水混合形成涡流运动，污水中粒径大、质量高的颗粒向下沉降，进入搅拌罐3，与盐水混合搅拌，粒径小、质量低的颗粒在水力旋流器2上部悬浮，通过分选口7流出，进入干化池1循环；
b、分选出颗粒的配液过程：分选好的粒径大、质量高的颗粒由搅拌罐进料口10进入搅拌罐3，由进液口11通入盐水，在搅拌罐3中搅拌形成颗粒堵剂分散液，颗粒用量按搅拌罐体水平段长测算，颗粒用量在0.5-1kg/m，颗粒质量百分数在0.5-1.0%，如果分选出颗粒堵剂分散液内的颗粒浓度不足，则从辅助进料口18处添加外加固体颗粒，最终形成颗粒堵剂分散液；
c、分选出颗粒堵剂分散液的储存过程：第一阀门9、第四阀门15、第五阀门16打开，第二阀门12、第三14、第六阀门17关闭，搅拌好的颗粒堵剂分散液由输送泵13泵送至储罐4储存；
d、分选出颗粒堵剂分散液的回拌过程：第二阀门12、第三阀门14、第五阀门16打开，第一阀门9、第四阀门15、第六阀门17关闭，将储罐4中需要再次搅拌的颗粒堵剂分散液由输送泵13泵送至搅拌罐3再次回拌；
步骤三、分选出颗粒堵剂分散液的外输：第三阀门14、第六阀门17打开，第一阀门9、第五阀门16关闭，由输送泵13将颗粒堵剂分散液泵送至堵水井；
步骤四、选择性封堵：颗粒堵剂分散液经堵水井上的增压泵注入堵水井下，颗粒堵剂分散液内的颗粒进入高渗大孔喉的出水段进行深部卡堵，降低产水，对低渗小孔喉的潜力段，颗粒无法深入，开井颗粒返吐后得到动用，实现封堵高渗出水点，启动低渗潜力段，实现井段均匀产出的目的。
前述外加固体颗粒粒径要求是中值粒径大于等于1/3高渗出水段孔喉半径，主要是100目、300目、600目、1000目的碳酸钙等。
实钻岩心的室内驱替实验表明：按照高渗岩心孔喉半径选择的大粒径颗粒，对高渗岩心的封堵率远大低渗岩心，具有明显的堵高渗、不堵低渗的选择性封堵能力。
实钻岩心的室内驱替实验包括以下步骤：
1）将高渗、低渗两块岩心并联，先模拟地层向井筒的水驱过程，反向测定初始水测渗透率k0；
2）通过所在层位的算术平均迂曲度，计算高渗岩心的孔喉半径，堵水用颗粒的中值粒径大于等于1/3高渗岩心孔喉半径；
3）模拟井筒向地层注入堵剂的过程，正注1倍孔隙体积的颗粒分散液；
4）模拟堵水后开井时地层向井筒的生产过程，再次反向测定堵后水测渗透率k1；
5）按照下列公式2，由初始水测渗透率和堵后水测渗透率计算封堵率，通过对比高渗岩心和低渗岩心的封堵率，评价分选颗粒堵高渗、不堵低渗的选择性封堵能力。
式中：k0——初始水测渗透率，μm2；
k1——堵后水测渗透率，μm2。
筛管完井，油层厚度23.5m，避水12.74m，水平段前端高渗，平均渗透率极差6.8，无水采油期330d，采出程度24.6%。水平段段长104.9m，按水平段处理量1.0kg/m，颗粒质量百分数1%，累计注入地层105m3颗粒分散液，由于高渗井段平均渗透率812.4×10-3μm2，平均孔隙度0.23，层位实钻岩心的算术平均迂曲度为4.84，高渗孔喉半径为25.73μm，因此选择中值粒径≥8μm的颗粒进行堵水。该井堵前日产液74.7t，日产油8.3t，含水96.2%。堵水后日产液96.2t，日产油28.3t，含水70.4%。堵后累计增油1316t，堵水效果显著。
运用本发明的实验中，中石化西北油田分公司塔河油田累计实施实验水平井堵水181井次，堵水有效率由前期51%提高到60%，累计增油15.42万吨。单井堵水费用由前期测井找水后卡堵的30-50万元，前期选择性笼统堵水的43万元，降低到17万元。
上述说明仅仅是为清楚地说明本发明所作的举例，而并非是对本发明的实施方式的限定。凡是属于本发明的技术方案所引申出的显而易见的变化或变动仍处于本发明的保护范围之列。