本发明属于采油工程技术领域，涉及一种砂砾岩油藏油井选择性堵水方法及应用。
背景技术：
青海昆北砂砾岩油藏为多物源辫状河沉积，平面、层间、层内非均质性强，自然产量低，递减快，出水严重，治水迫切。昆北砂砾岩油藏天然与人工裂缝共存，裂缝既是油流通道，又是水窜通道，要控水又要增油。油井产出剖面测试资料少，出水层位多不清，水平井油水同层、直井油水层间无隔层，分层定向堵水难以实施。主力油层厚度大，射孔段长，堵水剂用量大。主力油区采用叠置水平井开发，上、下对子井水平段间距短，流场互相干扰。直注平采，致使注采关系多样，出水机理复杂。这些油藏及开发特点使昆北砂砾岩油藏堵水设计具有相当难度。
国内尚没有能应用于昆北砂砾岩油藏油井选择性堵水的设计方法。基于砂砾岩油藏特点和油井完井、生产、出水机理，需研发砂砾岩油藏油井选择性堵水方法。
申请者课题组曾研究过冀东油田水平井堵水技术，并在现场进行试验，但冀东油田是高孔高渗砂岩油藏，青海昆北属于低渗微裂缝砂砾岩油藏，与冀东所试验油藏特性迥异，冀东油田是防砂筛管完井，青海昆北油田是固井射孔完井，两地完井方式不同。因此需要开发适用于砂砾岩油藏的油井选择性堵水方法。
技术实现要素：
为了解决砂砾岩油藏油井选择性堵水工艺设计问题，本发明的目的在于提供一种砂砾岩油藏油井选择性堵水方法，该方法包括针对砂砾岩油藏油井进行的堵水剂的选择制备、堵水剂用量设计、堵水剂段塞设计、压力排量设计、注入方式设计等于一体的堵水方法，实现作业安全、笼统注入、增油降水的目的，也为砂砾岩类油藏油井堵水提供适用堵水的技术支持；本发明的目的还在于提供该堵水方法在砂砾岩油藏油井选择性堵水中的应用。
本发明的目的通过以下技术方案得以实现：
一方面，本发明提供一种砂砾岩油藏油井选择性堵水方法，其包括以下步骤：
根据生产需求和砂砾岩油藏油井生产特点选取堵水候选井；
制备适合砂砾岩油藏的选择性堵水剂；
根据油层孔隙和/或裂缝因素设计数学模型计算堵水剂用量；
设计五段式堵水剂段塞；
根据地层破裂压力，设计堵水最高注入压力值；
根据地层渗透率和注入设备性能，设计堵水剂的注入排量；
向候选井中注入堵水剂段塞进行施工堵水。
上述的方法中，“生产需求”是指油田开采控水增油需求；“砂砾岩油藏油井生产特点”是指砂砾岩油藏油井含水上升快、含水率高的特点；根据实际操作进行选择。
针对本发明的砂砾岩候选井，考虑制备丙烯酰胺类有机高分子聚合物类选择性堵水剂以适合砂砾岩油藏。
“油层孔隙、裂缝因素”主要是指候选井油层孔隙体积和裂缝体积，由于昆北砂砾岩具有微裂缝，因此需要考虑孔隙、裂缝等影响因素。
由于砂砾岩地层多孔介质结构的复杂性和多样性，因此需要地层物性、油井产能和堵水剂性能进行堵水剂段塞设计，本发明根据实际操作设计为五段式堵水剂段塞。
堵水剂最高注入压力值一般小于地层破裂压力，因此，需要根据地层破裂压力的大小来设计堵水最高注入压力值。
“注入设备性能”主要是指堵水剂注入设备的额定排量。地层渗透率高，额定排量大，地层渗透率低，额定排量小；堵水剂的注入排量必小于额定排量，但又需在设备正常工作状态下，即不能接近最低值或最高值；根据实际操作进行堵水剂的注入排量的设计。
本发明的“选择性堵水”是指堵水剂对油水和油水层的选择性，即多堵水少堵油或不堵油。
上述的方法，所述堵水剂的制备方法为：
步骤一，向反应釜中加入丙烯酸和丙烯酰胺两种单体搅拌混合，接着加入碱液调整溶液ph值至弱碱性，然后再向反应釜中加入2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸和二甲基二烯丙基氯化铵两种单体，水浴加热并搅拌混合均匀；
步骤二，通入氮气保护，边搅拌边向反应釜中滴加n,n-亚甲基双丙烯酰胺进行交联反应；
步骤三，交联反应结束后向反应釜中边搅拌边加入亚硫酸氢钠，然后再加入硫酸铵和/或过硫酸钾，并于水浴中升温进行聚合反应至胶化，得到胶体化微粒，即为该堵水剂。
上述的方法中，优选地，所述丙烯酸、所述丙烯酰胺、所述2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸和所述二甲基二烯丙基氯化铵的摩尔比为(0.8-1.2):(0.8-1.2):(0.2-0.3):(0.4-0.6)；进一步优选地，所述丙烯酸、所述丙烯酰胺、所述2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸和所述二甲基二烯丙基氯化铵的摩尔比为1:1:0.26:0.46。
所述碱液包括氢氧化钠和/或碳酸钠的溶液；优选地，所述氢氧化钠的浓度为1％。步骤一中，所述碱液用于调节溶液ph值至8；所述n,n-亚甲基双丙烯酰胺的浓度为0.5％。以n,n-亚甲基双丙烯酰胺的质量计，所述n,n-亚甲基双丙烯酰胺的用量为单体总量的0.1％。所述过硫酸铵的浓度为1％；以所述过硫酸铵的质量计，所述过硫酸铵的用量为单体总量的0.3％。所述亚硫酸氢钠的浓度为0.6％。以所述亚硫酸氢钠的质量计，所述亚硫酸氢钠的用量为单体总量的0.13％。在步骤一中，水浴加热的温度为25-35℃；搅拌时间为20-30min。在步骤三中，水浴升温的温度为45-55℃；反应时间为10-15min。单体总量是指丙烯酸、丙烯酰胺、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸和二甲基二烯丙基氯化铵四种单体的总质量。
上述的方法中，优选地，根据以下数学模型公式计算获得堵水剂的用量：
v2＝2.6lhwf
v3＝v1+v2
其中，v1为考虑油层孔隙的堵水剂体积，m3；v2为考虑裂缝的堵水剂体积，m3；v3为同时考虑油层孔隙和裂缝的堵水剂体积，m3；a为堵水剂进入的深度，m；b为水平井生产段长度，m；c为油层厚度，m；h为油层微裂缝高度，m；l为微裂缝半长，m；wf为微裂缝宽度，m；α为产水比面系数，小数；
因昆北砂砾岩具有微裂缝，因此，需要建立上述微裂缝变量校正的用量数学模型。
上述的方法中，优选地，所述五段式堵水剂段塞依次包括预处理段塞、高分子吸附段塞、低强度段塞、高强度段塞和后处理段塞。这些段塞及其顺序是根据地层物理性质和各段塞的物理化学作用设计的。
上述的方法中，优选地，所述预处理段塞选自油田清水、低浓度聚丙烯酰胺溶液或铵盐防膨剂中的任意一种(依据储层物性选择其一)。
上述的方法中，优选地，所述低浓度聚丙烯酰胺溶液的浓度低于0.15％。
上述的方法中，优选地，所述高分子吸附段塞为季铵盐阳离子型表面活性剂。
上述的方法中，优选地，所述低强度段塞和所述高强度段塞为上述制备适合砂砾岩油藏的选择性堵水剂，其中，所述高强度段塞为大颗粒段塞，其粒径大于600μm；所述低强度段塞为小颗粒段塞，其粒径小于等于600μm。
上述的方法中，优选地，所述后处理段塞为高浓度聚丙烯酰胺溶液。
上述的方法中，优选地，所述高浓度聚丙烯酰胺溶液的浓度大于0.15％。
上述的方法中，优选地，所述堵水剂最高注入压力值控制为不超过地层破裂压力的85％。
上述的方法中，优选地，所述堵水剂注入排量控制为3-5m3/h。
上述的方法中，优选地，注入堵水剂段塞进行施工堵水的具体方法为：
按照堵水剂段塞顺序，依次注入预处理段塞，高分子吸附段塞，低强度段塞，高强度段塞和后处理段塞，最后注入顶替液，注入完成后停泵测堵水后压降。
上述的方法中，优选地，所述预处理段塞、所述高分子吸附段塞、所述低强度段塞和所述高强度段塞的用量比为(8-10):(30-40):(40-50):(30-40):(8-10)。
上述的方法中，优选地，采用三种注入方式注入堵水剂段塞，包括：不带井下工具的光油管注入管柱注入方式(“光油管”)、不起出原生产管柱，从油套环空注入方式(“不动管柱”)、以及部分井况差的油井，采用油层上部卡封隔器保护上部套管注入管柱注入方式(“卡顶封”)。这三种管柱注入方式具有工艺简单，操作安全，作业时间短，作用费用低等优点。
上述的方法中，优选地，注入堵水剂段塞进行施工堵水前还包括冲砂、通井、试压和找漏步骤。
另一方面，本发明还提供上述的方法在砂砾岩油藏油井选择性堵水中的应用。
本发明在青海油田昆北砂砾岩油藏现场堵水试验和推广应用9口井，有效率100％，累计增油3951吨，降水3.01万方，实现经济效益1022万元，投入产出比1：3.29。该发明成果为青海昆北油田水平井控水稳油提供了有力的技术支撑，为国内砂砾岩油藏水平井的堵水工艺设计提供了范例。
本发明针对砂砾岩油藏油井进行的堵水剂的选择制备、堵水剂用量设计、堵水剂段塞设计、压力排量设计、注入方式设计等于一体的堵水方法，实现作业安全、笼统注入、增油降水的目的，也为砂砾岩类油藏油井堵水提供适用堵水的技术支持。
具体实施方式
为了对本发明的技术特征、目的和有益效果有更加清楚的理解，现对本发明的技术方案进行以下详细说明，但不能理解为对本发明的可实施范围的限定。
实施例
青海昆北油田切12井区a井，2012年4月投产，初期日产液5.10吨，日产油4.96吨，含水2.7％。2016年5月堵水前，该井日产液14.5吨，日产油1.0吨，含水92.8％。开发要求实施化学堵水，以控制含水，提高单井产量。
2016年5月12日-16日实施选择性堵水。按本发明所述设计方法，具体堵水方法如下：
s101，选井：根据油田地质开发部门生产需求和砂砾岩油藏油井生产特点，选取堵水候选井；
s102，选剂制剂：根据候选井所在油藏的温度(70℃)、矿化度(60000mg/l)、储层渗透率(平均24×10-3μm2)、油井产液能力(平均15m3/d)，制备适合砂砾岩油藏的选择性堵水剂；本实施堵水剂选用丙烯酰胺类有机高分子聚合物，该堵水剂的制备方法如下：
(1)向反应釜中加入3.312g的丙烯酸和3.266g的丙烯酰胺两种单体搅拌混合，接着加入30％的naoh溶液调整溶液ph值至8，然后再向反应釜中加入2.486g的2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸和3.440g的二甲基二烯丙基氯化铵两种单体，30℃水浴加热并搅拌混合均匀；
(2)通入氮气保护，边搅拌边向反应釜中滴加浓度为0.5％的n,n-亚甲基双丙烯酰胺溶液(n,n-亚甲基双丙烯酰胺质量0.013g、水质量2.587g)进行交联反应；
(3)交联反应结束后向反应釜中边搅拌边加入浓度为0.6％的nahso3溶液(nahso3质量0.017g、水质量2.816g)，然后再加入浓度为1％的引发剂(nh4)2s2o8溶液((nh4)2s2o8质量0.038g、水质量3.762g)，并于水浴中升温至50℃进行聚合反应至胶化，得到胶体化微粒，即为该堵水剂。
s103，堵水剂用量设计：根据孔隙和/或裂缝因素设计数学模型计算堵水剂用量，具体采用以下数学模型公式计算获得堵水剂的用量：
v2＝2.6lhwf
v3＝v1+v2
其中，v1为考虑油层孔隙的堵水剂体积，m3；v2为考虑裂缝的堵水剂体积，m3；v3为同时考虑油层孔隙和裂缝的堵水剂体积，m3；a为堵水剂进入的深度，m；b为水平井生产段长度，m；c为油层厚度，m；h为油层微裂缝高度，m；l为微裂缝半长，m；wf为微裂缝宽度，m；α为产水比面系数，小数；
具体到本实施的候选井a井，a为20m，b为132m，c为10m，h为10m，l为20m，wf为1×10-4m，α为0.1，
s104，段塞设计：根据地层物性、油井产能和堵水剂性能，设计堵水剂段塞及体积；本实施例段塞采取五段塞式设计，依次包括预处理段塞、高分子吸附段塞、低强度段塞、高强度段塞和后处理段塞。
s105，压力设计：根据地层破裂压力，设计堵水最高注入压力值；此值一般不超过地层破裂压力的85％，本实施中a井位堵水最高注入压力值设定为20mpa。
s106，排量设计：根据a井地层渗透率(35×10-3μm2)和注入设备性能(额定排量8m3/h)，设计堵水剂的注入排量，一般要求3～5m3/h，本实施中堵水剂排量设定为4m3/h。
s107，向候选井中注入堵水剂段塞进行施工堵水。本实施例中具体包括以下步骤(以青海油田a水平井堵水施工为例)：
起出原井生产管柱，下冲砂管柱冲砂至人工井底。
通井：起出探冲砂管柱，下ф114mm通井规通至人工井底。
试压、找漏：下ф114mmpt封隔器对油层以上套管进行试压30mpa，10min压降小于0.5mpa为合格，试压合格后方能进行下步工序。如套管无漏点，下堵水管柱，导锥位置2370m，如套管有漏点则下入带顶封的堵水管柱坐350型井口，井口试压30mpa，不刺不漏为合格。反洗井，返出液15m3，观察返出液情况。
连接地面流程，设备试运行，在确认安全的情况下，管线试压30mpa，不刺不漏，经监督人员验收合格后进行下步工序。
关闭套管闸门，以6m3/h的排量注清水20m3。测地层吸收量，记录注入压力和注入量。注完停泵测堵水前压降。如压力正常，进行以下步骤。
按段塞程序及设计用量，以4m3/h的排量注入预处理段塞(低浓度聚丙烯酰胺溶液，浓度为0.12％)20m3，高分子吸附段塞(季铵盐阳离子型表面活性剂)80m3，低强度段塞100m3，高强度段塞85m3，后处理段塞(高浓度聚丙烯酰胺溶液，浓度为0.2％)20m3，最后注顶替液20m3。注完停泵测堵水后压降。(说明：265方包括堵水部分段塞的体积，不包括预处理段塞和后处理段塞)
关井48h，期间每2h记录一次井口油、套管压力。加深管柱，反冲洗至人工井底，反洗30m3，观察洗井压力及返出液情况；起出化堵管柱；下生产管柱。
采用本实施的方法进行堵水后，该井日产液4吨，日产油3.6吨，含水10％。有效期550天，取得了显著效果。
本发明在青海油田昆北砂砾岩油藏现场堵水试验和推广应用9口井，有效率100％，累计增油3951吨，降水3.01万方，实现经济效益1022万元，投入产出比1：3.29。该发明成果为青海昆北油田水平井控水稳油提供了有力的技术支撑，为国内砂砾岩油藏水平井的堵水工艺设计提供了范例。