本发明涉及中高含水油井封堵控水，具体的，涉及一种中高含水油井选择性封堵控水转向压裂方法。
背景技术：
1、低渗透油藏在水力压裂投产和注水开发多重因素作用下部分油井过早见水甚至高含水，直接影响油田的高效开发。尤其是老油田逐步进入开发中后期，中高含水油井日益增多，稳产压力逐渐加大。为控制油井无效产水、挖掘油层潜力，解决中高含水油井控水及控水后产能恢复或提高问题具有重要现实意义。
2、申请号为“cn201910789102.9”、名称为“一种非裂缝型见水油井重复改造方法”的中国专利公开了一种非裂缝型见水油井重复改造方法，是将控堵水技术和缝端暂堵转向压裂等技术集成的一项新技术，通过“暂堵+交联凝胶堵水剂+多规格固结砂组合”的多段塞堵水工艺，分别对出水高渗层段基质孔喉和微裂缝及人工裂缝深部进行封堵，达到控降水的目的。申请号为“cn202010470960.x”、名称为“一种利用地层预交联凝胶堵水剂控水增油的堵压一体化重复改造方法”的中国专利公开了一种利用地层预交联凝胶堵水剂控水增油的堵压一体化重复改造方法，该方法使地层预交联凝胶堵水剂充分膨胀成胶，封堵原水驱优势通道的基质孔隙和微裂缝，从而改变水驱优势方向，增大水驱波及体积，实现控水增油的目的。申请号为“cn202211192985.3”、名称为“一种多段压裂水平井聚合物凝胶选择性堵水设计方法”的中国专利公开了一种多段压裂水平井聚合物凝胶选择性堵水设计方法，该方法对裂缝参数进行估算，然后根据堵水目标，基于堵水前后产能指数方程，确定堵剂的用量。
3、上述专利技术及现有技术没有涉及注采井网连通性识别和分析，导致堵水或堵压一体化施工缺少针对性，难以保证措施效果。目前油井堵水存在的最大问题就是出水层段位置、中高含水类型(孔隙型见水、裂缝型见水等)及来水方向等不明确、不清楚。现有技术对各段塞的封堵设计目的缺少针对性，针对裂缝型出水没有提出具体措施或所用材料存在堵水效果难以保证等问题，目前针对堵水后的转向压裂设计方法缺失。因此提供一种中高含水油井选择性封堵控水转向压裂方法具有重要的意义。
技术实现思路
1、针对现有技术中存在的不足，本发明的目的在于解决上述现有技术中存在的一个或多个问题。例如，本发明的目的之一在于提供一种针对性地对各段塞进行控水封堵的中高含水油井选择性封堵控水转向压裂方法。
2、为了实现上述目的，本发明提供了一种中高含水油井选择性封堵控水转向压裂方法，所述方法可包括以下步骤：进行注采井网连通性监测识别，确定出水层段位置、中高含水类型及来水方向；进行三段式多段塞选择性封堵控水：向前置段塞注入相对渗透率改善剂，以调节改善见水通道周围的基质油水相对渗透率；向主体段塞注入堵水用凝胶类堵剂，以封堵见水微缝、见水通道和裂缝前段；向封口段塞注入渗透性微细水泥或固结砂，以对堵水段塞进行封口；待相对渗透率改善剂、堵水用凝胶类堵剂和渗透性微细水泥或固结砂完成关井反应，固化，中高含水油井试压通过后，进行水力压裂施工。
3、根据本发明的一个或多个示例性实施例，所述相对渗透率改善剂可包括纳米油水相渗调节剂，所述纳米油水相渗调节剂可包括通过以下步骤制备得到：按重量百分比计，0.1～3％硬葡聚糖交联颗粒溶于水，除氧后升温至65～75℃，加入0.1～3％引发剂进行搅拌；加入0.1～5％纳米改性丙烯酰胺，再依次加入0.1～2％甲醛、0.1～5％二乙醇胺和0.1～5％盐酸，在50～65℃下搅拌反应，将所得产物进行蒸发浓缩、冷却、干燥，得到纳米油水相渗调节剂。
4、根据本发明的一个或多个示例性实施例，所述引发剂可包括过硫酸铵和/或过硫酸钾。
5、根据本发明的一个或多个示例性实施例，所述硬葡聚糖交联颗粒可包括通过以下步骤制备得到：硬葡聚糖和交联剂加入水中得到水相；乳化剂溶于有机溶剂中得到油相；水相和油相混合搅拌，得到乳化液；将乳化液升温至55～65℃，反应7～9h，加入破乳剂，再进行沉淀，水洗，干燥，得到硬葡聚糖交联颗粒；所述纳米改性丙烯酰胺可包括通过以下步骤制备得到：将偶联剂和纳米sio2颗粒分散在乙醇水溶液中，加热搅拌反应后静置；待反应结束，进行过滤，真空干燥，研磨，得到表面改性的纳米sio2颗粒；将表面改性的纳米sio2颗粒、引发剂和丙烯酰胺加入水中，在恒温水浴条件下引发聚合反应，得到纳米改性丙烯酰胺。
6、根据本发明的一个或多个示例性实施例，所述硬葡聚糖交联颗粒可包括通过以下步骤制备得到：按重量百分比计，向ph值调为10～12的余量水中加入1～10％硬葡聚糖，搅拌均匀，再加入0.1～2％交联剂，得到水相；将3～5％乳化剂溶于余量有机溶剂中，得到油相；将水相、油相按照2:1～5:1的质量比进行混合搅拌，得到乳化液；将余量乳化液升温至55～65℃，反应7～9h，加入1～3％破乳剂，再采用乙醇进行沉淀，水洗后干燥，得到硬葡聚糖交联颗粒；所述纳米改性丙烯酰胺可包括通过以下步骤制备得到：按重量百分比计，将0.3～3％偶联剂和1～10％纳米sio2颗粒均匀分散到余量质量浓度为20～40％的乙醇水溶液中；将溶液调节ph至3～3.5，加热搅拌反应5～8h后静置反应；待反应结束后，过滤，真空干燥，研磨，得到表面改性的纳米sio2颗粒；将0.1～10％表面改性的纳米sio2颗粒、0.1～3％引发剂和0.1～10％丙烯酰胺加入余量水中混合均匀，调节ph至3～4，通氮除氧后，在60～80℃恒温水浴条件下引发聚合反应，得到纳米改性丙烯酰胺。
7、根据本发明的一个或多个示例性实施例，所述纳米sio2颗粒的粒径可为1～20nm。
8、根据本发明的一个或多个示例性实施例，所述交联剂可包括乳酸锆、酚醛树脂、二甲基苯二酸亚胺酯和马来酰亚胺己烷中的一种或多种；所述乳化剂可包括司盘80和/或吐温80；所述有机溶剂可包括丙二醇、液体石蜡、乙醇、甲醇和醋酸乙酯中的一种或多种；所述破乳剂可包括聚氧乙烯聚氧丙烯十八醇醚和/或聚氧乙烯聚氧丙烯聚醚；所述偶联剂可包括异丁基三乙氧基硅、乙烯基硅烷、氨基硅烷和甲基丙烯酰氧基硅烷中的一种或多种；所述引发剂可包括过硫酸铵和/或过硫酸钾。
9、根据本发明的一个或多个示例性实施例，所述堵水用凝胶类堵剂可包括中高含水油井多功能封堵剂，所述中高含水油井多功能封堵剂可包括通过以下步骤制备得到：按重量百分比计，将1～10％纳米改性丙烯酰胺凝胶溶于水，并加入2～5％纳米二氧化硅分散液；加入1～5％ppg壳聚糖交联颗粒、1～5％胍胶干粉；加入1～2％活性钙镁铝硅酸盐、0.5～1％活性硅胶和0.5～1％磺酸钠；加入0.1～1％交联调整剂控制成胶反应，得到中高含水油井多功能封堵剂。
10、根据本发明的一个或多个示例性实施例，所述交联调整剂可包括无机金属盐、酚醛树脂和有机盐中的一种或多种。
11、根据本发明的一个或多个示例性实施例，所述纳米二氧化硅分散液的分散粒径条件可包括d50＜20nm。
12、根据本发明的一个或多个示例性实施例，所述纳米改性丙烯酰胺凝胶可包括通过以下步骤制备得到：将偶联剂和纳米sio2颗粒分散在乙醇水溶液中，加热搅拌反应后静置；待反应结束，进行过滤，真空干燥，研磨，得到表面改性的纳米sio2颗粒；将表面改性的纳米sio2颗粒、引发剂和丙烯酰胺加入水中，在恒温水浴条件下引发聚合反应，得到纳米改性丙烯酰胺；将纳米改性丙烯酰胺溶于水，除氧后升温至65～75℃，加入引发剂搅拌，再依次加入甲醛、二乙醇胺和盐酸，在50～65℃下搅拌反应，将所得产物进行蒸发浓缩、冷却、干燥，得到纳米改性丙烯酰胺凝胶；所述ppg壳聚糖交联颗粒可包括通过以下步骤制备得到：将壳聚糖加入乙酸水溶液中，得到壳聚糖凝胶溶液；将油溶性材料与壳聚糖凝胶溶液混合，得到第一混合液；将纤维素纳米晶分散在水中，得到纤维素纳米晶分散液；向水中加入丙烯酰胺，得到丙烯酰胺溶液；将丙烯酰胺溶液与纤维素纳米晶分散液混合，得到丙烯酰胺/纤维素纳米晶混合液；向丙烯酰胺/纤维素纳米晶混合液中加入2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、亚甲基双丙烯酰胺和第一混合液，进行搅拌，得到第二混合液；将α-酮戊二酸加入到第二混合液中，搅拌反应；将所得产物进行干燥，粉碎，烘干至恒重，得到ppg壳聚糖交联颗粒。
13、根据本发明的一个或多个示例性实施例，所述纳米改性丙烯酰胺凝胶可包括通过以下步骤制备得到：按重量百分比计，将0.5～5％偶联剂和0.5～10％纳米sio2颗粒分散在余量质量浓度为20～40％的乙醇水溶液中，纳米sio2颗粒的粒径为1～20nm；将溶液调节ph至3～4后，加热搅拌反应5～8h，然后静置反应；待反应结束，进行过滤，真空干燥，研磨，得到表面改性的纳米sio2颗粒；将0.5～10％表面改性的纳米sio2颗粒、0.1～3％引发剂和0.1～10％丙烯酰胺加入余量水中混合均匀，调节ph至3～4，通氮除氧后，在60～80℃恒温水浴条件下引发聚合反应，得到纳米改性丙烯酰胺；将0.1～10％纳米改性丙烯酰胺溶于水，除氧后升温至65～75℃，加入0.1～5％引发剂，进行搅拌，再依次加入0.1～2％甲醛、0.1～5％二乙醇胺和0.1～5％盐酸，在50～65℃下搅拌反应，将所得产物进行蒸发浓缩、冷却、干燥，得到纳米改性丙烯酰胺凝胶；所述ppg壳聚糖交联颗粒可包括通过以下步骤制备得到：按重量百分比计，将1～10％壳聚糖缓慢加入到余量质量浓度为0.5％的乙酸水溶液中，得到壳聚糖凝胶溶液；将油溶性材料粉碎后与壳聚糖凝胶溶液混合，得到第一混合液，油溶性颗粒加量为2～6％；将纤维素纳米晶分散在水中，得到纤维素纳米晶分散液，纤维素纳米晶加量为0.5～3.5％；向水中加入5～10％丙烯酰胺，得到丙烯酰胺溶液；将丙烯酰胺溶液与纤维素纳米晶分散液混合，得到丙烯酰胺/纤维素纳米晶混合液，丙烯酰胺溶液和纤维素纳米晶分散液按重量比1:1～1:5的比例混合；向丙烯酰胺/纤维素纳米晶混合液中加入0.2～0.5％2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸、0.15～0.3％亚甲基双丙烯酰胺和8～12％第一混合液，进行搅拌，得到第二混合液；将占丙烯酰胺单体含量0.3％的α-酮戊二酸迅速加入到第二混合液中，搅拌反应1～3h；将所得产物进行干燥，粉碎，于90～110℃条件下烘干至恒重，得到ppg壳聚糖交联颗粒。
14、根据本发明的一个或多个示例性实施例，所述偶联剂可包括异丁基三乙氧基硅、乙烯基硅烷、氨基硅烷和甲基丙烯酰氧基硅烷中的一种或多种；所述引发剂可包括过硫酸铵和/或过硫酸钾；所述油溶性材料可包括石蜡和/或沥青；所述纤维素纳米晶可包括由微晶纤维素通过酸解法制备得到。
15、根据本发明的一个或多个示例性实施例，所述渗透性微细水泥中可添加有油溶性材料和/或活性材料配合使用，对堵水段塞进行封口。
16、根据本发明的一个或多个示例性实施例，所述油溶性材料可包括石蜡和/或沥青；所述活性材料可包括镁粉和/或铝粉。
17、根据本发明的一个或多个示例性实施例，所述进行三段式多段塞选择性封堵控水后，近井带裂缝可预留10～30m，关井5～8天；所述中高含水油井试压为进行转向压裂试压，若压力上升较快且高于初次压裂储层破裂压力，则可直接进行水力压裂施工；否则，则可泵入高性能水溶性压裂颗粒暂堵剂，暂堵成功后，再进行水力压裂施工。
18、根据本发明的一个或多个示例性实施例，所述进行注采井网连通性监测识别可包括：在目标井的目标层段的周向方向设置多个监测井；目标井为中高含水油井；多个监测井分别采用不同的监测技术对目标层段进行监测，以确定出水层段位置、中高含水类型及来水方向；监测技术包括深部电阻率测井技术、深部放射性探测技术、深部磁性探测技术、脉冲中子全谱测井技术、声波远探测测井和地震勘探地质工程一体化技术；监测井地下监测点与目标层段的距离小于各监测技术的最小监测距离。
19、根据本发明的一个或多个示例性实施例，所述对目标层段进行监测的过程中，可在注采井网中的注水井和/或注气井的注水、注气的开始阶段以溶液、乳液和/或泡沫的形式伴注磁性材料、高电阻材料和/或放射性材料，伴注的材料随注入的水、气到达水驱、气驱前缘，以增强监测技术探测的信号强度。
20、与现有技术相比，本发明的有益效果包括以下内容中至少一项：
21、(1)本发明提出的中高含水油井选择性封堵控水转向压裂方法具有注采井网连通性识别和分析步骤，明确出水层段，能够针对性地对各段塞控水封堵。
22、(2)本发明提出的纳米油水相渗调节剂、中高含水油井多功能封堵剂性能优异，油水选择性强，在明确产水层(段)后，将试剂定点注入至高产水裂缝中可封堵裂缝前缘基质和老裂缝。
23、(3)本发明提出的纳米油水相渗调节剂、中高含水油井多功能封堵剂能够通过其自身油水选择性或控制增渗材料的溶解或反应，形成渗透性通道，再配合后置控水段塞，实现油水相对渗透率不均衡改变的选择性控水封堵，让老裂缝继续贡献产量。