水平井堵水工艺决策方法
文献发布时间：2023-06-19 19:28:50
技术领域
本发明涉及油田开发技术领域，特别是涉及到一种水平井堵水工艺决策方法。
背景技术
水平井作为油气田开发的一项先进技术，目前已广泛应用于多种类型的油气藏。但是高含水成为目前水平井开采中的难题之一。譬如胜利油田水平井特高含水井占开井数的50％。目前水平井堵水由找水堵水，不找水堵水两种方法。找水堵水费用高，找出水后定点封堵工艺尚未推广应用，对比不找水堵水工艺，因为选择性堵剂和选择性注入方法简便，操作性强，目前在矿场应用更为成熟。
水平井堵水工艺主要由堵剂优选、堵剂用量设计、堵水参数以及效果预测等组成，选井上多是选择初产高，含水上升速度快的，以油井生产动态为主。设计堵水参数时，针对底水采取打隔板方法，边水以控制舌进为主，其中堵水用量关键参数隔板厚度，处理半径多是采用经验公式，凭现场施工经验，缺乏一定的方法和理论依据。
在理论分析和现场实践总结的基础上，认为水平井堵水效果不理想的原因和堵水工艺决策方法相关，主要表现在以下几点：
一是堵剂强度选择，依据现场经验和室内理想状态实验结果，造成强度优选不精准；二是堵剂用量设计，依据体积法和现场经验设计用量，造成用量优选不精准；三是堵水效果预测，依据前期产量等直观因素判断堵水效果，造成效果预测不精准。
在申请号：CN200410020825.6的中国专利申请中，涉及到一种用于稠油井封堵水层、改善开采效果的稠油井堵水工艺方法。该方法依据“深调浅堵”的原则，先是利用可降解的有机堵剂对油层进行大半径的选择性封堵，然后利用耐高温的无机堵剂进行封口，同时通过压力控制和有机物的降解实现选择性堵水。该堵水方法设计合理，依据可靠，与其它稠油堵水方法相比具有施工风险小、成功率高、有效期长等特点，为解决稠油井特别是中深稠油井堵水问题提供了新的有效方法。
在申请号：CN201510576592.6的中国专利申请中，涉及到一种水平井堵水工艺管柱,包括一油管、弹性扶正器、安全接头、坐封工具、插管、插管式封隔器、可转式桥塞所述的弹性扶正器和安全接头分别套设在油管水平段的末端,且弹性扶正器位于安全接头的左端,所述的油管水平段与插管式封隔器通过坐封工具或插管连接,所述的可转式桥塞位于插管式封隔器的右端,且与插管式封隔器具有间隙结构简单,能够实现高强度堵剂带压候凝,能实现水平井高强度堵剂套管中留塞面。
在申请号：CN201810860853.0的中国专利申请中，涉及到一种筛管水平井的堵水方法。该堵水方法包括以下步骤：向水平井中注入氮气，形成段塞一；注入粉体暂堵剂和水基调堵剂，形成段塞二；注入氮气，形成段塞三；注入水基调堵剂，形成段塞四；注入复合耐温堵剂，形成段塞五；顶替聚丙烯酰胺溶液，形成段塞六：候凝，注入蒸汽3500m
以上现有技术均与本发明有较大区别，现有的堵水管柱和经验方法；缺乏理论依据和针对性，影响水平井堵水效率，未能解决我们想要解决的技术问题，为此我们发明了一种新的水平井堵水工艺决策方法。
发明内容
本发明的目的是提供一种用于水平井高含水或特高含水开发阶段，改善水平井开发效果的水平井堵水工艺决策方法。
本发明的目的可通过如下技术措施来实现：水平井堵水工艺决策方法，该水平井堵水工艺决策方法包括：
步骤1，在明确油井潜力的基础上，根据等值渗流阻力法，优选堵剂封堵强度；
步骤2，根据水平井所处油藏的产液量、动液面选择堵水深度即堵剂用量；
步骤3，根据水平井所处油藏的初期产量、含水率及封堵深度预测堵水效果。
本发明的目的还可通过如下技术措施来实现：
在步骤1中，根据r
在步骤1中，依据出水段和出油段的渗透率原始级差和目前含水下的级差，确定封堵程度，原则上是堵水后出水段渗流阻力R
在步骤1中，R
式中：R
μ
μ
μ
K—地层平均渗透率，μm
h
R
h
r
r
R
r
在步骤2中，从流体渗流原理出发，以油相、水相及油水相的渗流阻力为研究对象，根据等值渗流阻力法、最大生产压差，进行封堵深度计算；根据封堵范围的需要计算堵剂用量。
在步骤2中，按照待堵水油井的液量Q、动液面m，预测最大生产压差⊿P条件下，在经济产量的基础上，计算封堵深度r
式中:Q—产量，m
⊿P—生产压差，atm；
R—段阻力，atm/(cm
R
R
在步骤2中，生产压差是地层压力与井底流压的差值，其中油井的井底流压计算如下：
p
其中:p
p
p
p
ρ
H
H
L
L
p
ρ
H
H
L—油层中深，m；
ρ
f
ρ
ρ
在步骤2中，堵剂用量与封堵段长度、有效孔隙度、封堵深度这些参数有关；高含水水平井现场找水测试结果统计数据表明，高含水水平井的出水段长度占生产井段长度的10％～20％，水平井出水情况相对复杂，水平井堵水用量，需结合出水位置及出水形状，进行用量优化设计研究。
在步骤2中，堵剂用量的计算公式为：
Q＝πr
式中：Q—堵剂用量，m
r
L—封堵段长度，m；
φ—有效孔隙度，％；
c—修正系数。
在步骤3中，依据设定堵水后得到的生产压差，计算出油井段和出水井段的液量，即出油段的液量为生产压差与出油段阻力的比值(⊿P/R
在步骤3中，堵水后日产油R
R
式中：R
Q
Q
W
W
本发明中的水平井堵水工艺决策方法，与现有技术相比，有以下技术效果：
(1)建立了水平井堵水工艺决策方法：依据等值渗流阻力法理论，建立了堵剂的强度选择、用量设计和堵水效果预测的计算方法。
(2)应用数值计算方法，明确了不同油藏条件下，堵剂的性能参数；本发明在明确油井潜力的基础上，根据等值渗流阻力法，精确的计算出了堵剂封堵强度数值。
(3)应用数值计算方法，明确了不同油藏条件下，堵剂的用量参数；根据水平井所处油藏的产液量、动液面等参数，精准计算出了堵水深度(堵剂用量)，确保堵水后油井不被堵死，为降水增油提供了技术保障。
(4)应用数值计算方法，明确了不同堵剂强度和用量条件下，堵水后的效果；根据水平井所处油藏的初期产量、含水率及封堵程度，较为精准的预测出了堵水后的日产油量和含水率。
(5)本发明专利水平井堵水工艺决策方法，不仅为水平井堵水提供了决策方法和理论依据，更为低油价时期水平井堵水经济有效决策方面提供了依据。
附图说明
图1为本发明的水平井堵水工艺决策方法的一具体实施例的流程图；
图2为本发明的一具体实施例中底水油藏水平井油水分布及封堵示意图；
图3为本发明的一具体实施例中注入弱冻胶体系封堵前后注入压力曲线图；
图4为本发明的一具体实施例中注入中强冻胶体系封堵前后注入压力曲线图；
图5为本发明的一具体实施例中注入强冻胶体系封堵前后注入压力曲线图；
图6为本发明的一具体实施例中D**P16堵水前后生产曲线图。
具体实施方式
应该指出，以下详细说明都是示例性的，旨在对本发明提供进一步的说明。除非另有指明，本文使用的所有技术和科学术语具有与本发明所属技术领域的普通技术人员通常理解的相同含义。
需要注意的是，这里所使用的术语仅是为了描述具体实施方式，而非意图限制根据本发明的示例性实施方式。如在这里所使用的，除非上下文另外明确指出，否则单数形式也意图包括复数形式，此外，还应当理解的是，当在本说明书中使用术语“包含”和/或“包括”时，其指明存在特征、步骤、操作和/或它们的组合。
如图1所示，图1为本发明的水平井堵水工艺决策方法的流程图。该水平井堵水工艺决策方法包括以下步骤：
(1)在明确油井潜力的基础上，根据等值渗流阻力法，优选堵剂封堵强度；(2)根据水平井所处油藏的产液量、动液面选择堵水深度(堵剂用量)；(3)根据水平井所处油藏的初期产量、含水率及封堵深度预测堵水效果。
步骤101：堵剂封堵强度优选
在明确油井潜力的基础上，根据等值渗流阻力法，优选堵剂强度。封堵的目标是堵水后提高出水井段的渗流阻力，大幅度降低高含水井段的液量；通过放大生产压差，动用高含油井段的剩余油。因此，首先计算高含油井段的渗流阻力R
式中：R
μ
μ
μ
K—地层平均渗透率，μm
h
R
h
r
r
R
r
步骤102：堵水深度(堵剂用量)计算
根据水平井所处油藏的地层能力、油井产液量、动液面选择堵水深度(堵剂用量)，避免堵水后油井出现低液或堵死、含水不下降的现象，应选择适当的堵水深度，确保油井堵水后具有一定的堵水效果。
堵水的目标是获得最大的采油量和最低的含水率，但堵水后需保障油井的供液能力，因此需要研究合理的封堵深度，以便堵水后保障油井的正常生产。从流体渗流原理出发，以油相、水相及油水相的渗流阻力为研究对象，根据等值渗流阻力法(公式1、公式2)、最大生产压差，进行封堵深度计算；根据封堵范围的需要计算堵剂用量。
按照待堵水油井的液量(Q)、动液面(m)，预测最大生产压差(⊿P)条件下，在经济产量的基础上，计算封堵深度(r
式中:Q—产量，m
⊿P—生产压差，atm；
R—段阻力，atm/(cm
R
R
预测最大生产压差：
生产压差是地层压力与井底流压的差值，其中油井的井底流压计算如下：
p
其中:p
p
p
p
ρ
H
H
L
L
p
ρ
H
H
L—油层中深，m；
ρ
f
ρ
ρ
堵剂用量计算：
一般情况下，堵剂用量与封堵段长度、有效孔隙度、封堵深度等参数有关。高含水水平井现场找水测试结果统计数据表明，一般高含水水平井的出水段长度占生产井段长度的10％～20％(出水段长度h
Q＝πr
式中：Q—堵剂用量，m
L—封堵段长度，m；
φ—有效孔隙度，％；
c—修正系数。
步骤103：堵水效果预测
根据需要堵水的水平井的初期产量、含水率，封堵强度及封堵深度预测堵水效果。
依据设定堵水后得到的生产压差，计算出油井段和出水井段的液量，即出油段的液量为生产压差与出油段阻力的比值(⊿P/R
R
式中：R
Q
Q
W
W
以下为应用本发明的几个具体实施例。
实施例1：
水平井*P16井堵水优化决策
以*P16为例：该井2018年7月投产，生产NG(1+2)4层，射孔井段1586.0-1632.0米，射孔厚度46米，高渗层段渗透率2025×10
步骤1：堵剂封堵强度优选
1、堵剂成胶强度评价
对不同强度的冻胶进行了动态评价，主要评价封堵率和残余阻力系数。
表1不同浓度冻胶体系成胶性能
2、堵剂残余阻力系数评价
在渗透率相近的单管岩心中注入不同强度的堵剂，进行封堵效果评价。
(1)实验原料及实验条件
岩心充填砂：河北承德河砂(筛分)，主要粒径20-40目、40-60目、60-80目、80-100目、100-120目及120-160目。
实验用水：中一区Ng5污水。
聚合物、交联剂：中国石油大学(华东)。
实验温度：65℃。
试剂：石油醚、丙酮、乙醇等。
(2)实验模型
柱状岩心管，尺寸：φ25mm×50cm；
测压点：P注、P1、P2、P3，其中后3个点将岩心管等分为4段。
设计岩心渗透率：2.0μm
(3)实验主要仪器设备及流程
多功能岩心驱替装置：主要组成有平流泵、真空泵、岩心模型管、回压控制系统压力计量系统、恒温系统、抽空饱和系统，压力数据自动采集系统等。
温度控制：精度+1℃
分析天平：感量+0.0lg
离心机：0-5000r/min
玻璃仪器：试管、量筒、烧杯等
(4)实验主要步骤
①按照渗透率要求制作：
设计渗透率2.0μm
将砂粒混合均匀后，按照一定的压实程度填制岩心管模型。
②按照实验流程连接管线，进行渗透率测定，根据达西定律计算渗透率。
③岩心称干重m
④按照实验流程，将岩心模型接入流程，进行水驱。
⑤按照实验流程，将0.5PV设计体系(0.3％聚合物+0.15％交联剂+0.453％稳定剂、0.4％聚合物+0.3％交联剂+0.453％稳定剂、0.5％聚合物+0.4％交联剂+0.453％稳定剂)反向注入岩心模型，注剂结束后，65℃恒温24h后正向转后续水驱10PV，结束实验。
⑥评价不同强度堵剂的封堵率和残余阻力系数。
(5)实验结果及分析
从物理模拟驱替实验结果(表2、图3、图4、图5)表明，三种强度的堵剂注入岩心后，转后续水驱时均产生了良好的封堵性能和耐冲刷性能，注入压力保持稳定且有上升趋势；弱冻胶封堵后，水驱3PV岩心封堵率98.11％，残余阻力系数53.07；中强冻胶封堵后，水驱3PV岩心封堵率98.54％，残余阻力系数69.0；强冻胶封堵后，水驱3PV岩心封堵率98.80％，残余阻力系数83.2；总体来看，堵剂强度越岩心封堵率越高，残余阻力系数越大，三种强度的堵剂均具有良好的封堵性能和耐冲刷性能。
表2不同含水率阶段堵水前后采收率数据表
3、堵剂封堵强度计算及优选
根据等值渗流阻力法，计算高含油井段的渗流阻力R
经计算，其中根据出油段阻力0.554atm/(cm
表3 *P16井各参数取值表
步骤2：堵水深度(堵剂用量)计算
堵水的目标是获得最大的采油量和最低的含水率，但堵水后需保障油井的供液能力，因此需要研究合理的封堵范围，以便堵水后保障油井的正常生产。
该井油层中深1450m，取地层压力14MPa，泵深1000m，若保证正常生产沉没度200m，则动液面取800m；经计算，最大生产压差8.676兆帕。见下表：
表4最大生产压差表
P1油井套压，P2油井动液面至泵深的液柱压力，P3油井泵深至油层中深的混合液柱压力。
按照待堵水油井的液量(Q)，预测最大生产压差(⊿P)条件下，在经济产量的基础上，根据等值渗流阻力法，依据堵水井油层数据表4、公式(1)、公式(2)、公式(3)、公式(4)、公式(5)、公式(11)，进行封堵范围计算，计算封堵深度(r
经计算，需要堵剂封堵深度r
步骤3：堵水效果预测及实施情况
根据需要堵水的水平井的初期产量、含水率，封堵强度及封堵深度预测堵水效果。按照最大生产压差下，计算产液量；通过出油段和出水段的产液量，按照各段的含水率计算出堵水后的日产油量和综合含水率。
根据设定最大生产压差，得到生产压差后，则出油段的液量为生产压差与出油段阻力的比值，出水段液量为生产压差与出水段阻力的比值，取各自生产过程中的含水，如出油段取开井初期含水，取50％；出水段含水取堵水前的98％，则计算出出水段和出油段的堵水后的产油量，两项之和即是堵水后的预测日产油量。
取上述数值，预测堵后生产情况，日产液量17.1m
实施例2：
水平井*P6井堵水优化决策
以*P6为例：该井2008年1月投产，初期日液31吨，日油15.1吨，含水51.1％。末期日液83吨，日油1.4吨，含水98.2％。累产油1.654万吨，累产水22.86万立方米。*P6位于边底水油藏，生产井段油层垂直厚度7.7m，生产层平面发育，单井控制面积大，无对应水井。该井采用筛管完井，1620m-1640m储层物性最好，1404m-1430m次之，1660m-1685m以及1514m-1540m储层物性均较差。*P6井油层物性，渗透率(0.823μm2)、孔隙度(35.27％)、温度(56℃)、原油黏度(2808mPa.S)、地层水矿化度(27010mg/L)。前期完成堵水施工的*P24井位于本井北部，距离200m，水平段近平行，且生产层位相同。对*P24井的静态资料分析以及找水资料分析，得出该井近B靶点附近出水，实施堵水后增油效果明显，证明出水点判断准确。*P6井B靶点与*P24井B靶点平面距离200m，而*P6井生产井段储层物性最好的井段集中在近B靶点附近，与*P24井的B靶点同处于物性较好的南北条带上。因此，判断*P6井的出水点在近B靶点附近的生产井段。*P24井的水源来自底水，而本井生产井段位于小层尖灭线附近，只有北部储层发育，其余方向上小层均尖灭；另外，*P6井B靶点垂深1094.34m，*P24井B靶点垂深1096.86m，高差2.52m。综上判断，*P6井水源来自底水。
步骤1：堵剂封堵强度优选
根据等值渗流阻力法，计算高含油井段的渗流阻力R
经计算，其中根据出油段阻力0.837atm/(cm
表3 *P6井各参数取值表
步骤2：堵水深度(堵剂用量)计算
堵水的目标是获得最大的采油量和最低的含水率，但堵水后需保障油井的供液能力，因此需要研究合理的封堵范围，以便堵水后保障油井的正常生产。
该井油层中深1200m，取地层压力11.5MPa，泵深900m，若保证正常生产沉没度200m，则动液面取700m；经计算(表4)，最大生产压差6.84兆帕。
表4最大生产压差表
P1油井套压，P2油井动液面至泵深的液柱压力，P3油井泵深至油层中深的混合液柱压力。
按照待堵水油井的液量(Q)，预测最大生产压差(⊿P)条件下，在经济产量的基础上，根据等值渗流阻力法，依据堵水井油层数据表4、公式(1)、公式(2)、公式(3)、公式(4)、公式(5)、公式(11)，进行封堵范围计算，计算封堵深度(r
经计算，需要堵剂封堵深度r
步骤3：堵水效果预测及实施情况
根据需要堵水的水平井的初期产量、含水率，封堵强度及封堵深度预测堵水效果。按照最大生产压差下，计算产液量；通过出油段和出水段的产液量，按照各段的含水率计算出堵水后的日产油量和综合含水率。
根据设定最大生产压差，得到生产压差后，则出油段的液量为生产压差与出油段阻力的比值，出水段液量为生产压差与出水段阻力的比值，取各自生产过程中的含水，如出油段取开井初期含水，取51.1％；出水段含水取堵水前的98.2％，则计算出出水段和出油段的堵水后的产油量，两项之和即是堵水后的预测日产油量。
取上述数值，预测堵后生产情况，日产液量55m
实施例3：
水平井*P6井堵水优化决策
以*3P1井为例：2016年10月7日生产，初期日液26.9吨，日油10.1吨，含水62.4％。目前日液74.7吨，日油1.3吨，含水98.3％。累产油0.3358万吨，累产水5.7008万立方米。该井地质储量7.5万吨，井区累计采油1.6万吨，剩余可采储量1.7万吨，井区采出程度25.8％。该井受底水影响投产以来，不到两年含水就达到95％以上，含水上升较快，且采出程度低。该井油层物性，渗透率(0.815μm
该井生产的馆下Ⅲ亚段21层为一被断层遮挡的鼻状构造，属于天然底水油藏，高含水来自底水。油层垂直厚度7m，水平段距底水6m，距油层顶界1m。生产井段1977m-2012m(35m)，从测井解释成果数据看，生产井段的渗透率差异不大。从井身轨迹图看，水平段垂向摆动不大(A点：垂深1736.92m，斜深1953.42m；B点：垂深1736.82m，斜深2065.40m)，判断为井段B靶点出水可能性较大。
步骤1：堵剂封堵强度优选
根据等值渗流阻力法，计算高含油井段的渗流阻力R
经计算，其中根据出油段阻力0.292atm/(cm
表3 *P6井各参数取值表
步骤2：堵水深度(堵剂用量)计算
堵水的目标是获得最大的采油量和最低的含水率，但堵水后需保障油井的供液能力，因此需要研究合理的封堵范围，以便堵水后保障油井的正常生产。
该井油层中深1746m，取地层压力16.5MPa，泵深1000m，若保证正常生产沉没度200m，则动液面取800m；经计算(表4)，最大生产压差7.2兆帕。
表4最大生产压差表
表中，P1油井套压，P2油井动液面至泵深的液柱压力，P3油井泵深至油层中深的混合液柱压力。
按照待堵水油井的液量(Q)，预测最大生产压差(⊿P)条件下，在经济产量的基础上，根据等值渗流阻力法，依据堵水井油层数据表4、公式(1)、公式(2)、公式(3)、公式(4)、公式(5)、公式(11)，进行封堵范围计算，计算封堵深度(r
经计算，需要堵剂封堵深度r
步骤3：堵水效果预测及实施情况
根据需要堵水的水平井的初期产量、含水率，封堵强度及封堵深度预测堵水效果。按照最大生产压差下，计算产液量；通过出油段和出水段的产液量，按照各段的含水率计算出堵水后的日产油量和综合含水率。
根据设定最大生产压差，得到生产压差后，则出油段的液量为生产压差与出油段阻力的比值，出水段液量为生产压差与出水段阻力的比值，取各自生产过程中的含水，如出油段取开井初期含水，取62.4％；出水段含水取堵水前的98.3％，则计算出出水段和出油段的堵水后的产油量，两项之和即是堵水后的预测日产油量。
取上述数值，预测堵后生产情况，日产液量55m
最后应说明的是：以上所述仅为本发明的优选实施例而已，并不用于限制本发明，尽管参照前述实施例对本发明进行了详细的说明，对于本领域技术人员来说，其依然可以对前述实施例记载的技术方案进行修改，或者对其中部分技术特征进行等同替换。凡在本发明的精神和原则之内，所作的任何修改、等同替换、改进等，均应包含在本发明的保护范围之内。
除说明书所述的技术特征外，均为本专业技术人员的已知技术。