本發(fā)明屬于堵水調(diào)剖技術領域，具體涉及一種油水井堵水調(diào)剖的方法。
背景技術：
目前我國東部一些砂巖油藏老油田含水已達90％以上。高含水給油田開發(fā)生產(chǎn)帶來了許多危害，迫使油田采用油井堵水或注水井調(diào)剖等技術來降水增油或控水穩(wěn)油。在堵水或調(diào)剖作業(yè)中，在眾多的堵劑中，最常使用的是凍膠堵劑，凍膠堵劑主要有鉻凍膠和酚醛凍膠，采用籠統(tǒng)注入的方法將堵劑溶液注入地層時，很難保證堵劑選擇性地進入高滲透層，堵劑或多或少都會對中低滲透層造成污染。為了防止或減少對中低滲透層的污染，提出了利用暫堵技術來保護中低滲透層，使其在堵水調(diào)剖作業(yè)中不受或少受堵劑污染。
但是目前最常使用含有破膠劑成分的暫堵劑來對地層進行暫時封堵，暫堵劑能有效封堵中低滲透層，但強度不大，不能在高滲透層中形成有效的封堵，在暫堵劑破膠前快速地將凍膠堵水調(diào)剖劑溶液擠入高滲透層，在地層溫度條件下，經(jīng)過一段時間后，中低滲透層中的暫堵劑破膠液化成水溶液失去封堵作用，而高滲透層中的凍膠堵水調(diào)剖劑溶液成膠，成為高強度的堵劑而封堵高滲透層。但是由于暫堵劑封堵性和破膠性是一對矛盾，很難控制，現(xiàn)場實際非常復雜，出現(xiàn)不該破膠時卻破膠了，該破膠時卻不破膠的情況。
技術實現(xiàn)要素：
本發(fā)明針對現(xiàn)有技術的不足而提出一種油水井堵水調(diào)剖的方法。該方法具有工藝簡單、可操作性強、安全可靠和現(xiàn)場試驗效果好等優(yōu)點。
本發(fā)明公開了一種油水井堵水調(diào)剖的方法，其特征在于，所述的方法具體包括以下步驟：
(1)暫堵劑溶液的注入階段
首先在堵水調(diào)剖井的井場配制暫堵劑溶液；其次將配制好的暫堵劑溶液利用高壓柱塞泵通過油管注入堵水調(diào)剖井的地層，暫堵劑溶液的注入量為每米油層厚度2-4m3，注入速度為5-10m3/h；暫堵劑溶液注入完成后注入5-10m3的地層水頂替液。
所述的暫堵劑溶液由黃胞膠、有機鋯交聯(lián)劑和地層水組成，其中，所述的黃胞膠分子量為10000-20000、質(zhì)量濃度為500-2000mg/L，有機鋯交聯(lián)劑的質(zhì)量濃度為500-1000mg/L。
(2)凍膠堵劑溶液的注入階段
暫堵劑溶液注入完成后2-3d，開始注入凍膠堵劑溶液，凍膠堵劑溶液的注入量為每米油層厚度8-10m3，注入速度為10-20m3/h；凍膠堵劑溶液注入完成后注入20-30m3的地層水頂替液。
所述的凍膠堵劑溶液由聚丙烯酰胺、酚醛交聯(lián)劑和地層水組成，其中，所述的聚丙烯酰胺分子量為500-1000萬、質(zhì)量濃度為4000-8000mg/L，酚醛交聯(lián)劑的質(zhì)量濃度為2000-8000mg/L。
(3)氧化破膠劑溶液的注入階段
凍膠堵劑溶液注入完成后3-5d，開始注入氧化破膠劑溶液，氧化破膠劑溶液的注入量為每米油層厚度3-5m3，注入速度為5-10m3/h，3-5d后正常開井。
所述的氧化破膠劑為高錳酸鉀，高錳酸鉀溶液的質(zhì)量濃度為0.05-1％。
(4)現(xiàn)場試驗
現(xiàn)場試驗完成后，評價現(xiàn)場實驗效果。
本發(fā)明中所使用的暫堵劑中不含破膠劑，它是由較低濃度的黃胞膠與交聯(lián)劑組成，在地面上它們以混合溶液狀態(tài)存在，使用凍膠堵劑堵水調(diào)剖時，先注入暫堵劑溶液，當暫堵劑溶液注入地下時，它既進入高滲透部位也進入低滲透部位，在地層溫度條件下，經(jīng)過一段時間后，黃胞膠與交聯(lián)劑發(fā)生交聯(lián)反應生成弱凍膠。由于所注入的暫堵劑不含破膠劑，因此所生成的弱凍膠在較長時間內(nèi)都會穩(wěn)定存在，不會不可控破膠水化而失去封堵性，能起到暫時封堵的作用，這樣暫時封堵性具有可控性；而后，注入凍膠堵劑溶液，凍膠堵劑由較高濃度的部分水解聚丙烯酰胺和交聯(lián)劑組成，由于之前所注入的弱凍膠溶液成膠后所生成的弱凍膠對低滲透部位具有較強的封堵性，而不能對高滲透部位形成有效的封堵，因此所注入的大量凍膠堵劑溶液絕大多數(shù)都進入高滲透部位，而且進入油藏深部，在地層溫度條件下，經(jīng)過一段時間后，較高濃度的聚丙烯酰胺與交聯(lián)劑發(fā)生交聯(lián)反應生成強度大的凍膠，高滲透部位得到有效封堵，同時也有少量的凍膠堵劑溶液進入低滲透部位而成膠形成封堵，低滲透層受到一定程度污染。
當所注入的凍膠堵劑完全成膠后，向地層高壓下擠入一定量的氧化破膠劑溶液，前期注入的暫堵劑及凍膠堵劑溶液的成膠使得近井地帶的地層滲透率平均化，因此，氧化破膠劑溶液比較均勻向地層擠進，在低滲透層，氧化破膠劑溶液降解掉暫堵劑及凍膠堵劑，使得低滲透部位地層的污染得到消除；在高滲透層，注入凍膠堵劑溶液的量大，堵劑溶液進入深部而成凍膠，氧化破膠劑溶液只能降解掉小部分凍膠堵劑，對高滲透層的封堵影響不大。這樣，低滲透層的污染物得到消除，高滲透得到有效封堵，從而達到選擇性地堵水或調(diào)剖的目的。
本發(fā)明與現(xiàn)有技術相比具有如下優(yōu)點和有益效果：
使用該發(fā)明提供的可控暫堵方法，低滲透部位的暫堵劑沒有受到破膠劑的影響，強度大，封堵低滲透能力強，開始能更好地發(fā)揮“暫堵”低滲透部位的作用，不存在由于破膠劑影響使得暫堵劑的封堵性能難于控制問題，保證注入的凍膠堵劑定點注入到高滲透部位；也由于暫堵劑中無破膠劑，后期堵水調(diào)剖時注入凍膠堵劑溶液有更大的機動空間，避免井場出現(xiàn)情況或注入設備出現(xiàn)情況時暫堵劑失控而破膠，失去暫堵地層的作用；最后注入的氧化破膠劑徹底消除了低滲透部位的暫堵劑和擠入的少量凍膠堵劑，保證開井時油井能正常生產(chǎn)和水井能正常注水，起到選擇性堵水調(diào)剖的目的，大幅度地提高了堵水調(diào)剖的效率，減少了凍膠堵劑的污染。
說明書附圖
圖1為本發(fā)明的流程圖。
具體實施方式
下面結(jié)合具體實施例對本發(fā)明進行進一步描述，但本發(fā)明的保護范圍并不僅限于此：
實施例1
試驗油井A32概況：油井的油層溫度60℃，油層壓力12.5MPa，滲透率700×10-3μm2，地層水礦化度5682mg/L，孔隙度32.3％，原油粘度785mPa·s，油水井間距200m，油井日產(chǎn)液量為30m3/d，日產(chǎn)油量1.2t/d，含水96.0％；生產(chǎn)層位為2層，編號為A1、A2，油層厚度分別是5m、4m，滲透率分別為1500×10-3μm2、200×10-3μm2，產(chǎn)液剖面測試表明A1層產(chǎn)液量為27m3/d，A2層產(chǎn)液量為3m3/d，其中A1層含水達98.2％以上。利用本發(fā)明的方法在該井進行油井堵水的現(xiàn)場應用，具體步驟如下：
(1)暫堵劑溶液的注入階段
首先在堵水井的井場配制暫堵劑溶液；其次將配制好的暫堵劑溶液利用高壓柱塞泵通過油管注入堵水井A32的地層，暫堵劑溶液的注入量為每米油層厚度3m3，注入速度為5m3/h；暫堵劑溶液注入完成后注入10m3的地層水頂替液。
所述的暫堵劑溶液由黃胞膠、有機鋯交聯(lián)劑和地層水組成，其中，黃胞膠質(zhì)量濃度為1000mg/L、分子量為14000-16000，有機鋯交聯(lián)劑質(zhì)量濃度為1000mg/L。
(2)凍膠堵劑溶液的注入階段
暫堵劑溶液注入完成后3d，開始注入凍膠堵劑溶液，凍膠堵劑溶液的注入量為每米油層厚度9m3，注入速度為12m3/h；凍膠堵劑溶液注入完成后注入26m3的地層水頂替液。
所述的凍膠堵劑溶液由聚丙烯酰胺、酚醛交聯(lián)劑和地層水組成，其中，聚丙烯酰胺質(zhì)量濃度為8000mg/L、分子量為600-700萬，酚醛交聯(lián)劑質(zhì)量濃度為2000mg/L。
(3)氧化破膠劑溶液的注入階段
凍膠堵劑溶液注入完成后5d，開始注入質(zhì)量濃度為1.0％高錳酸鉀溶液，高錳酸鉀溶液的注入量為每米油層厚度4m3，注入速度為6m3/h，4d后正常開井。
(4)現(xiàn)場試驗
現(xiàn)場試驗完成后，評價現(xiàn)場實驗效果。
正常開井生產(chǎn)后，日產(chǎn)液為35m3/d，產(chǎn)油量由原來的1.2t/d增加到5.2t/d，，日增油4.0t，增油效果明顯；含水由原來的96.0％下降到85.2％，下降10.8個百分點，含水下降明顯；產(chǎn)液剖面明顯改善，高滲透、產(chǎn)液層得到了有效的封堵，低滲透層的產(chǎn)液量明顯增加，日產(chǎn)液量增加17m3。表1為試驗前后油井A32的產(chǎn)液剖面及含水變化。
表1試驗前后油井A32產(chǎn)液剖面及含水變化
實施例2
試驗油井B21概況：油井的油層溫度76℃，油層壓力13.7MPa，滲透率850×10-3μm2，地層水礦化度15685mg/L，孔隙度32.3％，原油粘度1568mPa·s，油水井間距200m，油井日產(chǎn)液量為30m3/d，日產(chǎn)油量1.5t/d，含水95.0％；生產(chǎn)層位為2層，編號為B1、B2，油層厚度分別是4m、6m，滲透率分別為1200×10-3μm2、150×10-3μm2，產(chǎn)液剖面測試表明B1層產(chǎn)液量為25.0m3/d，B2層產(chǎn)液量為5.0m3/d，其中B1層含水達99.2％。利用本發(fā)明的方法在該井進行油井堵水的現(xiàn)場應用，具體步驟如下：
(1)暫堵劑溶液的注入階段
首先在堵水井B21的井場配制暫堵劑溶液；其次將配制好的暫堵劑溶液利用高壓柱塞泵通過油管注入堵水井B21的地層，暫堵劑溶液的注入量為每米油層厚度2m3，注入速度為7m3/h；暫堵劑溶液注入完成后注入8m3的地層水頂替液。
所述的暫堵劑溶液由黃胞膠、有機鋯交聯(lián)劑和地層水組成，其中，黃胞膠質(zhì)量濃度為2000mg/L、分子量為10000-12000，有機鋯交聯(lián)劑質(zhì)量濃度為500mg/L。
(2)凍膠堵劑溶液的注入階段
暫堵劑溶液注入完成后2d，開始注入凍膠堵劑溶液，凍膠堵劑溶液的注入量為每米油層厚度10m3，注入速度為10m3/h；凍膠堵劑溶液注入完成后注入20m3的地層水頂替液。
所述的凍膠堵劑溶液由聚丙烯酰胺、酚醛交聯(lián)劑和地層水組成，其中，聚丙烯酰胺質(zhì)量濃度為6000mg/L、分子量為800-900萬，酚醛交聯(lián)劑質(zhì)量濃度為7000mg/L。
(3)氧化破膠劑溶液的注入階段
凍膠堵劑溶液注入完成后4d，開始注入質(zhì)量濃度為0.1％高錳酸鉀溶液，高錳酸鉀溶液的注入量為每米油層厚度3m3，注入速度為10m3/h，5d后正常開井。
(4)現(xiàn)場試驗
現(xiàn)場試驗完成后，評價現(xiàn)場實驗效果。
正常開井生產(chǎn)后，日產(chǎn)液為35m3/d，產(chǎn)油量由原來的1.5t/d增加到6.2t/d，，日增油4.7t，增油效果明顯；含水由原來的95.0％下降到81.5％，下降13.5個百分點，含水下降明顯；產(chǎn)液剖面明顯改善，高滲透、產(chǎn)液層得到了有效的封堵，低滲透層的產(chǎn)液量明顯增加，日產(chǎn)液量增加15m3。表2為試驗前后B21的產(chǎn)液剖面及含水變化。
表2試驗前后油井B21產(chǎn)液剖面及含水變化
實施例3：
試驗注水井C42概況：水井的地層溫度50℃，注水壓力5.2MPa，滲透率850×10-3μm2，注水量100m3/d；注水層位為3層，編號為C1、C2、C3，厚度分別是5m、3m、6m，吸水剖面測試表明C1層吸水量為10m3/d，C2層吸水量為75m3/d，C3層吸水量為25m3/d，其中C2層吸水量占到了總注水量的75.0％。利用本發(fā)明的方法在該井進行水井調(diào)剖的現(xiàn)場應用，具體步驟如下：
(1)暫堵劑溶液的注入階段
首先在調(diào)剖井C42的井場配制暫堵劑溶液；其次將配制好的暫堵劑溶液利用高壓柱塞泵通過油管注入調(diào)剖井C42的地層，暫堵劑溶液的注入量為每米油層厚度4m3，注入速度為10m3/h；暫堵劑溶液注入完成后注入5m3的地層水頂替液。
所述的暫堵劑溶液由黃胞膠、有機鋯交聯(lián)劑和地層水組成，其中，黃胞膠質(zhì)量濃度為500mg/L、分子量為16000-18000，有機鋯交聯(lián)劑質(zhì)量濃度為800mg/L。
(2)凍膠堵劑溶液的注入階段
暫堵劑溶液注入完成后2d，開始注入凍膠堵劑溶液，凍膠堵劑溶液的注入量為每米油層厚度8m3，注入速度為20m3/h；凍膠堵劑溶液注入完成后注入30m3的地層水頂替液。
所述的凍膠堵劑溶液由聚丙烯酰胺、酚醛交聯(lián)劑和地層水組成，其中，聚丙烯酰胺質(zhì)量濃度為4000mg/L、分子量為500-600萬，酚醛交聯(lián)劑質(zhì)量濃度為8000mg/L。
(3)氧化破膠劑溶液的注入階段
凍膠堵劑溶液注入完成后3d，開始注入質(zhì)量濃度為0.5％高錳酸鉀溶液，高錳酸鉀溶液的注入量為每米油層厚度5m3，注入速度為5m3/h，3d后正常開井。
(4)現(xiàn)場試驗
現(xiàn)場試驗完成后，評價現(xiàn)場實驗效果。
水井正常開井注水后，注水壓力由原來的5.2MPa升高到9.8MPa，壓力指數(shù)升高21；吸水剖面得到明顯改善，C1層吸水量由10m3/d增加到30m3/d，C2層吸水量由原來的75m3/d下降到45m3/d，產(chǎn)生明顯封堵，C3層吸水量由25m3/d增加到45m3/d，總注水量由原來的100m3/d增加到120m3/d。表3為試驗前后C42不同層位吸水量變化。
表3試驗前后水井C42吸水剖面變化
實施例4：
試驗注水井D40概況：水井的地層溫度55℃，注水壓力7.2MPa，滲透率1100×10-3μm2，注水量70m3/d；注水層位為3層，編號為D1、D2、D3，厚度分別是5m、7m、3m，吸水剖面測試表明D1層吸水量為12m3/d，D2層吸水量為50m3/d，D3層吸水量為8m3/d，其中D2層吸水量占到了總注水量的71.4％。利用本發(fā)明的方法在該井進行水井調(diào)剖的現(xiàn)場應用，具體步驟如下：
(1)暫堵劑溶液的注入階段
首先在調(diào)剖井D40的井場配制暫堵劑溶液；其次將配制好的暫堵劑溶液利用高壓柱塞泵通過油管注入調(diào)剖井D40的地層，暫堵劑溶液的注入量為每米油層厚度3.5m3，注入速度為8m3/h；暫堵劑溶液注入完成后注入7m3的地層水頂替液。
所述的暫堵劑溶液由黃胞膠、有機鋯交聯(lián)劑和地層水組成，其中，黃胞膠質(zhì)量濃度為1500mg/L、分子量為12000-15000，有機鋯交聯(lián)劑質(zhì)量濃度為600mg/L。
(2)凍膠堵劑溶液的注入階段
暫堵劑溶液注入完成后3d，開始注入凍膠堵劑溶液，凍膠堵劑溶液的注入量為每米油層厚度9m3，注入速度為20m3/h；凍膠堵劑溶液注入完成后注入23m3的地層水頂替液。
所述的凍膠堵劑溶液由聚丙烯酰胺、酚醛交聯(lián)劑和地層水組成，其中，聚丙烯酰胺質(zhì)量濃度為5000mg/L、分子量為700-800萬，酚醛交聯(lián)劑質(zhì)量濃度為5000mg/L。
(3)氧化破膠劑溶液的注入階段
凍膠堵劑溶液注入完成5d后，開始注入質(zhì)量濃度為0.05％高錳酸鉀溶液，高錳酸鉀溶液的注入量為每米油層厚度5m3，注入速度為10m3/h，3d后正常開井。
(4)現(xiàn)場試驗
現(xiàn)場試驗完成后，評價現(xiàn)場實驗效果。
水井正常開井注水后，注水壓力由原來的7.2MPa升高到12.5MPa，壓力指數(shù)升高20；吸水剖面得到明顯改善，D1層吸水量由原來的12m3/d上升45m3/d，D2層吸水量由50m3/d下降到25m3/d，產(chǎn)生明顯封堵，D3層吸水量由8m3/d增加到20m3/d，總注水量由原來的70m3/d增加到90m3/d。表4為試驗前后水井D40不同層位吸水量變化。
表4試驗前后水井D40吸水剖面變化