裂缝性油藏堵水方法
技术领域
本发明属于油气田开发技术领域，尤其涉及一种裂缝性油藏堵水方法。
背景技术
对于裂缝性油藏，由于渗透率分布差异大，注入水或边底水沿着高渗透裂缝窜流，水驱后期高含水饱和度的裂缝系统与高含油饱和度的基质系统交织共存，基质岩块中大量剩余油不能被采出，油井很快见水并迅速达到高含水，油藏开发随之面临油井暴性水淹和产量快速递减的严峻局面。在这种形势下，如何进行高效的控水和堵水就成为油田开发必须解决的技术难题。
目前，调剖堵水/深部调驱技术在常规砂岩油藏的增油控水中起到了很好的效果，但在裂缝性致密储层中的应用成功率却仍偏低，其主要问题是裂缝通道不同于大孔道窜流通道，而当前在裂缝性低渗透油藏中的调驱技术大多沿用常规砂岩油藏成熟技术，难以形成注入性与封堵性的有效平衡，在施工过程中易出现“要么注不进、要么堵不住”的问题，无法实现裂缝深部封堵而启动基质中的剩余油。因此有待改进。
发明内容
本发明目的在于提供一种裂缝性油藏堵水方法,以解决油田开发中的控水和堵水技术问题。
为实现上述目的，本发明的裂缝性油藏堵水方法的具体技术方案如下：
一种裂缝性油藏堵水方法，其包括以下步骤：第一步，配制堵水剂；第二步确定堵水剂用量、注入速度、注入压力和注入段塞；第三步，对目标油藏进行堵水。
前述的裂缝性油藏堵水方法，其中，所述堵水剂为聚合物、交联剂及水的混合溶液；该聚合物的重量百分比为0.5至1.0％，交联剂的重量百分比为%200.3至0.5％，余量为水；该交联剂为增强剂和固化剂的组合物，增强剂和固化剂的重量百分比为0.5至1.0％，余量为固化剂；
该聚合物为分子量1600万或者1400万的聚丙烯酰胺；该增强剂为酚醛树脂增强剂；该固化剂为硫代硫酸钠；水为自来水。
前述的裂缝性油藏堵水方法，其中，所述确定堵水剂用量，采用经验公式法和体积公式法确定，根据经验公式法和体积公式法计算结果的平均值作为堵水剂用量；其中，经验公式为：
Q＝2.64×L×f(1)
式中，Q—堵水剂用量，m3；L—封堵长度，m；f—调整系数，1.0至2.0；
体积公式为：
其中，Q—堵水剂用量，m3；L—封堵长度，m；R—封堵半径，m；
所述确定注入压力是为减少堵水剂对中小裂缝的污染，以确保施工的顺利及作业后正常生产；将作用于地层的压力控制在中小裂缝启动压力的80％以内，根据井口最高注入压力计算公式(3)计算；
P注＝0.8P启-P液+Pf+Ph(3)
式中，
P注—最大注入压力，MPa；
P启—破裂压力，MPa；
P液—液柱压力，MPa；
Pf—沿程摩阻损失，MPa；
Ph—附加压力，MPa(取0.5至1MPa)；
所述确定堵水剂注入速度是针对该井封堵大裂缝，在保护中小裂缝的情况下，结合现场泵况、堵水剂成胶时间和最高注入压力，选择较低的注入速度，一般为8至12m3/h；
所述确定注入段塞是由于从井底往外，渗流断面逐渐增大，稳定渗流时各断面通过的流量相等，所以断面越大，渗流速度越小，压差越小；据此，注入化学堵水剂时分多段塞注入：前置注入段塞，注入聚合物，段塞长度为 150至250m3；该段聚合物沿裂缝向前推进的同时，形成的保护膜会附着在裂缝面上，以阻止后续注入的堵水剂中的小分子向微裂缝和基质中扩散和滤失，起到预处理地层、保护主体段塞的作用；主体注入段塞，注入堵水剂，段塞长度为900-1200m3；封口段塞，注入堵水剂，段塞长度为500至600m3；顶替段塞，注入水，段塞长度为40至60m3。
本发明的裂缝性油藏堵水方法具有以下优点：该方法设计合理，能够实现裂缝深部封堵而启动基质中的剩余油，使用效果理想。
具体实施方式
为了更好地了解本发明的目的、结构及功能，下面对本发明一种裂缝性油藏堵水方法做进一步详细的描述。
实施例1：
E22H井为水平井，油藏温度90℃，其油藏为裂缝性底水油藏。投产初期日产油200m3/d，基本不含水。10个月后含水上升，之后多次由于含水过高而开展注水井停注、油井关井压锥和放大生产压差，但效果均不明显。从测井储层物性和生产动态分析认为，E22H井靠近跟部的中间部位储层物性较好、裂缝发育，且水平井跟部注采强度大，加上避水高度仅40m，因此底水易锥进，导致油井含水上升。采用本发明的裂缝性油藏堵水方法进行堵水，实现裂缝深部封堵而启动基质中的剩余油，使用效果理想。
一、配制堵水剂：
按照重量百分比称取分子量1600万的聚丙烯酰胺1.0％，交联剂1.0％，依次放入余量的自来水中，配制成堵水剂；其中交联剂为增强剂和固化剂的组合物，增强剂的重量百分比为1.0％，余量为固化剂；增强剂选用酚醛树脂增强剂，固化剂选用硫代硫酸钠。
二、堵水剂用量设计
1、经验公式法：
按经验公式(1)进行计算，E22H井水平段封堵长度为344m，调整系数取1.8，经计算堵水剂用量为1587m3。
Q＝2.64×L×f(1)
其中，
Q—堵剂用量，m3
L—封堵长度，m
f—调整系数，1.0至2.0
2、体积法：
按体积法公式(2)进行计算，E22H井水平段封堵长度为344m，封堵半径取5m，经计算堵剂用量为1573m3。
其中，Q—堵剂用量，m3；L—封堵长度，m；R—封堵半径，m；
综上计算结果，堵剂用量设计为1600m3。
三、注入速度与注入压力设计
1、注入速度：
针对该井封堵大裂缝，尽可能保护中小裂缝的实际情况，结合现场泵况及堵剂成胶时间，应选择尽可能低的注入排量。本次作业注入工作液速度设计为8至12m3/h，最终注入速度视现场试注情况确定。
2、注入压力
为减少堵剂对中小裂缝的污染，以确保施工的顺利及作业后正常生产，需将作用于地层的压力控制在中小裂缝启动压力的80％以内，按照井口最高注入压力计算公式(3)计算，设计最高注入压力原则上不超过10MPa。
P注＝0.8P启-P液+Pf+Ph(3)
式中，
P注—最大注入压力，MPa；P启—破裂压力，MPa；P液—液柱压力，MPa；
Pf—沿程摩阻损失，MPa；Ph—附加压力，MPa(取0.5至1MPa)。
3、注入段塞设计
由于从井底往外，渗流断面逐渐增大，稳定渗流时各断面通过的流量相等，所以断面越大，渗流速度越小，压差越小。据此，堵剂应设计为由弱至强，分多段塞注入。
另外，在堵水剂进入裂缝前应先注入一个聚合物段塞，聚合物沿裂缝向前推进的同时，形成的保护膜会附着在裂缝面上，以阻止后续注入的堵剂中的小分子向微裂缝和基质中扩散和滤失，起到预处理地层、保护主体段塞的作用。
因此，E22H井段塞设计为“前置+主体+封口+顶替”四段塞。其中，主体、封口段塞根据前置段塞的注入情况，适时调整堵水剂浓度，如表1所示。
表1 E22H井段塞设计
四，对E22井进行封堵。
1、以0.5％浓度的分子量1600万的聚丙烯酰胺配置前置段塞溶液，以8至 12m3/h的注入速度向井中注入前置段塞，用量为200m3，注入时间为25h，对地层进行预处理。
2、以8至12m3/h的注入速度向井中主体段塞注入配置的堵水剂，用量为 1050m3，注入时间为132h，封堵出水通道。
3、以8至12m3/h的注入速度向井中封口段塞注入配置的堵水剂，用量为550m3，注入时间为69h，封堵出水通道。
4、以8至12m3/h的注入速度向井中顶替段塞注入水，用量为50m3，注入时间为6h，顶替堵剂至地层。
五、封堵效果
通过生产数据进行说明。E22井作业前日产液225.5方，日产油3.4方，含水率98.5％。堵水施工后，E22H井日产液降为43方，但日产油升至20方，含水率约为45％，目前堵水施工后2个月，日产液45方，日产油23.2方，含水率 48.2％，平均日增油19.8方，含水下降50.3％，累增油1261方，取得了明显的增油降水效果。
本实施例未进行说明的内容为现有技术，故，不再进行赘述。
本发明的设计原理是：利用堵水剂自然选择进入大裂缝，并控制注入压力和采用由弱至强多段塞注入方式减少对中小裂缝的伤害，起到预处理地层、保护主体段塞的作用。
本发明总体优点是：针对现有技术的不足，提供一种裂缝性油藏堵水方案设计方法，堵水剂油藏适应性较好，具有较高的强度，该方法能够保护中小裂缝和低渗透层，有效封堵大裂缝形成的高窜流通道，抑制底水，降低含水率，取得较好的增油效果，还能够较好地解决裂缝性油藏油井堵水的应用成功率低问题。
可以理解，本发明是通过一些实施例进行描述的，本领域技术人员知悉的，在不脱离本发明的精神和范围的情况下，可以对这些特征和实施例进行各种改变或等效替换。另外，在本发明的教导下，可以对这些特征和实施例进行修改以适应具体的情况及材料而不会脱离本发明的精神和范围。因此，本发明不受此处所公开的具体实施例的限制，所有落入本申请的权利要求范围内的实施例都属于本发明所保护的范围内。
