熱采水平井堵水調(diào)剖的方法
【專利摘要】本發(fā)明提供一種熱采水平井堵水調(diào)剖的方法，該熱采水平井堵水調(diào)剖的方法包括：步驟1，利用熱采水平井微差井溫測(cè)試技術(shù)結(jié)合油藏地質(zhì)情況確定出水層段；步驟2，通過油藏?cái)?shù)值模擬方法模擬蒸汽注入量及溫度場(chǎng)分布，確定注入方案，優(yōu)化凝膠和堵劑的注入量以及頂替段塞大??；以及步驟3，根據(jù)確定的該注入方案及優(yōu)化的該凝膠和該堵劑的注入量，將該凝膠和該堵劑注入該出水層段后，注入該頂替段塞，最后注蒸汽。該熱采水平井堵水調(diào)剖的方法利用溫度場(chǎng)選擇性封堵高滲透層，使蒸汽進(jìn)入未動(dòng)用油層，改善儲(chǔ)層的吸汽剖面，從而達(dá)到經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)高含水熱采水平井的目的。
【專利說明】熱采水平井堵水調(diào)剖的方法
【技術(shù)領(lǐng)域】
[0001]本發(fā)明涉及石油開采【技術(shù)領(lǐng)域】，特別是涉及到一種熱采水平井堵水調(diào)剖的方法。【背景技術(shù)】
[0002]隨著鉆井與完井技術(shù)的提高，熱采水平井在油田中應(yīng)用越來越多。熱采水平井水平段長(zhǎng)，泄油面積大，可以利用蒸汽的超覆提高稠油單井產(chǎn)量，是目前老區(qū)挖潛及低品位稠油油藏開發(fā)的主導(dǎo)技術(shù)，也是稠油油藏?zé)岵僧a(chǎn)能建設(shè)的主要方式，高含水是影響熱采水平井開發(fā)效果的主要問題，尤其是篩管完井的熱采水平井，一旦綜合含水升高，目前還沒有有效的堵水調(diào)剖工藝措施。目前，現(xiàn)場(chǎng)采用的堵調(diào)技術(shù)普遍存在著工程風(fēng)險(xiǎn)大，成本高，封堵強(qiáng)度弱，選擇性差等問題。所以，油田開發(fā)和生產(chǎn)實(shí)際迫切需要研發(fā)能夠有效解決熱采水平井高含水問題的開采工藝。為此我們發(fā)明了一種新的熱采水平井堵水調(diào)剖的方法，解決了以上技術(shù)問題。

【發(fā)明內(nèi)容】

[0003]本發(fā)明的目的是提供一種向地層中注入凝膠以提高高含水熱采水平井開發(fā)效果的熱采水平井堵水調(diào)剖的方法。
本發(fā)明的目的可通過如下技術(shù)措施來實(shí)現(xiàn):熱采水平井堵水調(diào)剖的方法，該熱采水平井堵水調(diào)剖的方法包括:步驟1，利用熱采水平井微差井溫測(cè)試技術(shù)結(jié)合油藏地質(zhì)情況確定出水層段；步驟2，通過油藏?cái)?shù)值模擬方法模擬蒸汽注入量及溫度場(chǎng)分布，確定注入方案，優(yōu)化凝膠和堵劑的注入量以及頂替段塞大小；以及步驟3，根據(jù)確定的該注入方案及優(yōu)化的該凝膠和該堵劑的注入量，將該凝膠和該堵劑注入該出水層段后，注入該頂替段塞，最后注蒸汽。
[0004]本發(fā)明的目的還可通過如下技術(shù)措施來實(shí)現(xiàn):
該熱采水平井堵水調(diào)剖的方法還包括，在步驟I后，根據(jù)出水層段長(zhǎng)度、水體大小及儲(chǔ)層參數(shù)計(jì)算該凝膠和該堵劑的注入量。
[0005]該熱采水平井堵水調(diào)剖的方法還包括在步驟3后，燜井3-6天；以及進(jìn)行微差井溫測(cè)試，測(cè)試吸汽剖面及水平段溫度場(chǎng)分布情況。
[0006]應(yīng)用該熱采水平井堵水調(diào)剖的方法的油藏為:油層溫度為40°C _120°C，地面脫氣油粘度為 IOOmPa.s-lOOOOOmPa.s (50°C )，平均滲透率 lOOmDc-lOOOOmDc，油層厚度 5m_50m，剩余油飽和度0.2-0.8，油層平均孔隙度大于0.25，回采水100%-1000%，礦化度小1000 mg/L-100000mg/L。
[0007]該凝膠為溫敏凝膠，該堵劑為熱固性堵劑。
[0008]本發(fā)明的目的也可通過如下技術(shù)措施來實(shí)現(xiàn):熱采水平井堵水調(diào)剖的方法，其特征在于，該熱采水平井堵水調(diào)剖的方法包括:
步驟1，利用熱采水平井微差井溫測(cè)試技術(shù)結(jié)合油藏地質(zhì)情況確定出水層段；
步驟2，通過油藏?cái)?shù)值模擬方法模擬蒸汽注入量及溫度場(chǎng)分布，確定注入方案，優(yōu)化凝膠的注入量以及頂替段塞大?。灰约?br> 步驟3，根據(jù)確定的該注入方案及優(yōu)化的該凝膠的注入量，將該凝膠注入該出水層段后，注入該頂替段塞，最后注蒸汽。
[0009]本發(fā)明的目的還可通過如下技術(shù)措施來實(shí)現(xiàn):
該熱采水平井堵水調(diào)剖的方法還包括，在步驟I后，根據(jù)出水層段長(zhǎng)度、水體大小及儲(chǔ)層參數(shù)計(jì)算該凝膠的注入量。
[0010]該熱采水平井堵水調(diào)剖的方法還包括在步驟3后，燜井3-6天；以及進(jìn)行微差井溫測(cè)試，測(cè)試吸汽剖面及水平段溫度場(chǎng)分布情況。
[0011]應(yīng)用該熱采水平井堵水調(diào)剖的方法的油藏為:油層溫度為40°C -120°c，地面脫氣油粘度為 IOOmPa.s-lOOOOOmPa.s(50°C )，平均滲透率 lOOmDc-lOOOOmDc，油層厚度 5m_50m，剩余油飽和度0.2-0.8，油層平均孔隙度大于0.25，回采水100%-1000%，礦化度小1000 mg/L-100000mg/L。
[0012]該凝膠為溫敏凝膠。
[0013]本發(fā)明中的熱采水平井堵水調(diào)剖的方法，通過注入凝膠，在低溫條件下為低粘流體，優(yōu)先進(jìn)入高滲透層，利用儲(chǔ)層溫度場(chǎng)，實(shí)現(xiàn)選擇性封堵，改變儲(chǔ)層滲流通道，使蒸汽進(jìn)入未動(dòng)用油層，改善儲(chǔ)層的吸汽剖面；此外，還可通過注入熱固型堵劑封口，增強(qiáng)凝膠體系的封堵強(qiáng)度，從而達(dá)到經(jīng)濟(jì)高效開發(fā)高含水熱采水平井的目的。通過該工藝措施單井周期增油400t左右，降低含水10%左右。
【專利附圖】

【附圖說明】
[0014]圖1為本發(fā)明的熱采水平井堵水調(diào)剖的方法的一具體實(shí)施例的流程圖；
圖2為本發(fā)明的熱采水平井堵水調(diào)剖的方法的一具體實(shí)施例的流程圖；
圖3為本發(fā)明的一實(shí)施例中油藏?cái)?shù)值模擬方法模擬蒸汽注入量及溫度場(chǎng)分布示意圖； 圖4為本發(fā)明的一實(shí)施例中測(cè)試水平段溫度場(chǎng)分布情況示意圖。
【具體實(shí)施方式】
[0015]為使本發(fā)明的上述和其他目的、特征和優(yōu)點(diǎn)能更明顯易懂，下文特舉出較佳實(shí)施例，并配合所附圖式，作詳細(xì)說明如下。
[0016]如圖1所示，圖1為本發(fā)明的熱采水平井堵水調(diào)剖的方法的一具體實(shí)施例的流程圖。其中，用于熱采水平井堵水調(diào)剖新方法的油藏適用條件為:油層溫度為40°C-120°C，地面脫氣油粘度為100 mPa.s-100000mPa.s(50°C )，平均滲透率IOOmDc -1OOOOmDc,油層厚度5m-50m，剩余油飽和度0.2-0.8，油層平均孔隙度大于0.25，回采水100%_1000%，礦化度小 1000mg/L-100000mg/L。
[0017]在步驟101，利用熱采水平井微差井溫測(cè)試技術(shù)結(jié)合油藏地質(zhì)情況確定出水層段。具體說來，對(duì)措施井及鄰井生產(chǎn)情況進(jìn)行對(duì)比分析，根據(jù)熱采水平井微差井溫測(cè)試結(jié)果，結(jié)合該井的油藏地質(zhì)概況確定出水層段。流程進(jìn)入到步驟102。
[0018]在步驟102，根據(jù)出水層段長(zhǎng)度、水體大小及儲(chǔ)層參數(shù)計(jì)算凝膠和堵劑的注入量。流程進(jìn)入到步驟103。
[0019]在步驟103，根據(jù)物理模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果，通過油藏?cái)?shù)值模擬方法模擬蒸汽注入量及溫度場(chǎng)分布，確定注入方案，優(yōu)化凝膠和堵劑的注入量以及頂替段塞大小。在實(shí)施例中，該凝膠體系為溫敏凝膠，該堵劑為熱固性堵劑。在一實(shí)施例中，在油藏滲透率大于3000mDc，生產(chǎn)過程中回采水大于500%時(shí)使用熱固性堵劑，這是因?yàn)榭紤]到溫敏凝膠的封堵強(qiáng)度不如熱固型堵劑，且熱固型堵劑的耐溫也優(yōu)于溫敏凝膠，但是從經(jīng)濟(jì)的角度考慮，溫敏凝膠較熱固型堵劑具有優(yōu)勢(shì)。流程進(jìn)入到步驟104。
[0020]在步驟104，根據(jù)確定的注入方案及優(yōu)化的注入量，將堵調(diào)體系(凝膠和堵劑)注入出水層段后，注入頂替段塞，最后注蒸汽。流程進(jìn)入到步驟105。
[0021]在步驟105，注入工藝結(jié)束后，燜井3-6天。流程進(jìn)入到步驟106。
[0022]在步驟106，進(jìn)行微差井溫測(cè)試，測(cè)試吸汽剖面及水平段溫度場(chǎng)分布情況。流程結(jié)束。
[0023]圖2為本發(fā)明的熱采水平井堵水調(diào)剖的方法的另一具體實(shí)施例的流程圖。其中，用于熱采水平井堵水調(diào)剖新方法的油藏適用條件為:油層溫度為40°C -120°C，地面脫氣油粘度為 100 mPa.s-lOOOOOmPa.s (50°C )，平均滲透率 IOOmDc -1OOOOmDc，油層厚度 5m_50m，剩余油飽和度0.2-0.8，油層平均孔隙度大于0.25，回采水100%-1000%，礦化度小IOOOmg/L-100000mg/L。
[0024]在步驟201，利用熱采水平井微差井溫測(cè)試技術(shù)結(jié)合油藏地質(zhì)情況確定出水層段。具體說來，對(duì)措施井及鄰井生產(chǎn)情況進(jìn)行對(duì)比分析，根據(jù)熱采水平井微差井溫測(cè)試結(jié)果，結(jié)合該井的油藏地質(zhì)概況確定出水層段。流程進(jìn)入到步驟202。
[0025]在步驟202，根據(jù)出水層段長(zhǎng)度、水體大小及儲(chǔ)層參數(shù)計(jì)算凝膠的注入量。流程進(jìn)入到步驟203。
[0026]在步驟203，根據(jù)物理模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果，通過油藏?cái)?shù)值模擬方法模擬蒸汽注入量及溫度場(chǎng)分布，確定注入方案，優(yōu)化凝膠的注入量以及頂替段塞大小。在實(shí)施例中，該凝膠體系為溫敏凝膠。流程進(jìn)入到步驟204。
[0027]在步驟204，根據(jù)確定的注入方案及優(yōu)化的注入量，將凝膠注入出水層段后，注入頂替段塞，最后注蒸汽。流程進(jìn)入到步驟205。
[0028]在步驟205，注入工藝結(jié)束后，燜井3-6天。流程進(jìn)入到步驟206。
[0029]在步驟206，進(jìn)行微差井溫測(cè)試，測(cè)試吸汽剖面及水平段溫度場(chǎng)分布情況。流程結(jié)束。
[0030]在本發(fā)明的具體實(shí)施例1中:某油田，油層深度為1360m，地面脫氣原油粘度21000mPa.s(50°C )，平均孔隙度29%，平均滲透率500md，油層厚度為8_llm，回采水量為300%，礦化度為18600-21300mg/L。該井為老區(qū)調(diào)整井，采用精密濾砂管方式完井，已經(jīng)進(jìn)行過蒸汽吞吐生產(chǎn)，措施前含水一直高于97%，決定利用溫敏凝膠堵調(diào)體系進(jìn)行措施。
[0031]I)根據(jù)油田地質(zhì)特征與開發(fā)現(xiàn)狀，進(jìn)行粗篩選。該油藏滿足以下條件:油層溫度為 40°C _120°C，地面脫氣油粘度為 100 mPa.s-lOOOOOmPa.s(50°C )，平均滲透率 IOOmDc-1OOOOmDc,油層厚度5m-50m，剩余油飽和度0.2-0.8，油層平均孔隙度大于0.25，回采水100%-1000%，礦化度小 1000mg/L-100000mg/L ；
2)對(duì)措施井及鄰井生產(chǎn)情況進(jìn)行對(duì)比分析，結(jié)合該井的油藏地質(zhì)概況分析出水點(diǎn)為B靶點(diǎn)附近，熱采水平井微差井溫測(cè)試結(jié)果為距離B靶點(diǎn)50m井段出水；
3)根據(jù)物理模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果，通過如圖3所示的油藏?cái)?shù)值模擬方法模擬蒸汽注入量及溫度場(chǎng)分布示意圖，優(yōu)化溫敏凝膠體系的注入量為260m3，分三段塞注入及頂替段塞大小為180m3；
4)注入注蒸汽2500m3，注入工藝結(jié)束后，燜井5天；
5)進(jìn)行微差井溫測(cè)試，測(cè)試水平段溫度場(chǎng)分布情況示意圖如圖4所示，水平段最大溫差由51°C下降到19°C，表明溫敏凝膠體系對(duì)封堵油層大孔道，改善吸汽剖面達(dá)到了預(yù)期目的。
[0032]對(duì)措施井進(jìn)行效果跟蹤分析，該井穩(wěn)定生產(chǎn)220多天，綜合含水最低下降21%，平均值為11.6%，周期增油550t，獲得良好開發(fā)效果。
[0033]在本發(fā)明人的另一具體實(shí)施例2中:某油田，油層深度為1500m，地面脫氣原油粘度28500mPa.s(50°C )，平均孔隙度32%，平均滲透率3100md，總礦化度13254?16700mg/L,油層厚度為10-13m，已經(jīng)進(jìn)行過蒸汽吞吐生產(chǎn)，回采水量為700%，該井為老區(qū)調(diào)整井，采用精密濾砂管方式完井，措施前含水一直高于99%，決定利用溫敏凝膠+熱固性堵劑進(jìn)行措施。
[0034]I)根據(jù)油田地質(zhì)特征與開發(fā)現(xiàn)狀，進(jìn)行粗篩選。該油藏滿足以下條件:油層溫度為 40°C _120°C，地面脫氣油粘度為 100 mPa.s-100000mPa.s(50°C )，平均滲透率 IOOmDc-1OOOOmDc,油層厚度5m-50m，剩余油飽和度0.2-0.8，油層平均孔隙度大于0.25，回采水100%-1000%，礦化度小 1000mg/L-100000mg/L ；
2)對(duì)措施井及鄰井生產(chǎn)情況進(jìn)行對(duì)比分析，結(jié)合該井的油藏地質(zhì)概況分析出水點(diǎn)為A和B靶點(diǎn)附近兩端出水，熱采水平井微差井溫測(cè)試結(jié)果為A靶點(diǎn)附近30m井段及B靶點(diǎn)附近50m井段出水；
3)根據(jù)物理模擬實(shí)驗(yàn)結(jié)果，通過油藏?cái)?shù)值模擬方法模擬蒸汽注入量及溫度場(chǎng)分布，優(yōu)化溫敏凝膠體系的注入量為300m3，分兩段塞注入、頂替段塞大小為150m3、熱固性堵劑注入量為50m3 ；
4)注入注蒸汽2000m3，注入工藝結(jié)束后，燜井4天；
5)再次進(jìn)行微差井溫測(cè)試，測(cè)試吸汽剖面及水平段溫度場(chǎng)分布情況，測(cè)試結(jié)果顯示顯著改善吸汽剖面，達(dá)到了預(yù)期目的。
[0035]對(duì)措施井進(jìn)行效果跟蹤分析，該井穩(wěn)定生產(chǎn)180多天，綜合含水最低下降16%，平均值為10.8%，周期增油480t，獲得良好開發(fā)效果。
【權(quán)利要求】
1.熱采水平井堵水調(diào)剖的方法，其特征在于，該熱采水平井堵水調(diào)剖的方法包括: 步驟1，利用熱采水平井微差井溫測(cè)試技術(shù)結(jié)合油藏地質(zhì)情況確定出水層段； 步驟2，通過油藏?cái)?shù)值模擬方法模擬蒸汽注入量及溫度場(chǎng)分布，確定注入方案，優(yōu)化凝膠和堵劑的注入量以及頂替段塞大??；以及 步驟3，根據(jù)確定的該注入方案及優(yōu)化的該凝膠和該堵劑的注入量，將該凝膠和該堵劑注入該出水層段后，注入該頂替段塞，最后注蒸汽。
2.根據(jù)權(quán)利要求1所述的熱采水平井堵水調(diào)剖的方法，其特征在于，該熱采水平井堵水調(diào)剖的方法還包括，在步驟I后，根據(jù)出水層段長(zhǎng)度、水體大小及儲(chǔ)層參數(shù)計(jì)算該凝膠和該堵劑的注入量。
3.根據(jù)權(quán)利要求1所述的熱采水平井堵水調(diào)剖的方法，其特征在于，該熱采水平井堵水調(diào)剖的方法還包括在步驟3后，燜井3-6天；以及進(jìn)行微差井溫測(cè)試，測(cè)試吸汽剖面及水平段溫度場(chǎng)分布情況。
4.根據(jù)權(quán)利要求1所述的熱采水平井堵水調(diào)剖的方法，其特征在于，應(yīng)用該熱采水平井堵水調(diào)剖的方法的油藏為:油層溫度為40°C _120°C，地面脫氣油粘度為IOOmPa.s-100000mPa.s (50 °C )，平均滲透率lOOmDc-lOOOOmDc，油層厚度5m_50m，剩余油飽和度0.2-0.8，油層平均孔隙度大于0.25，回采水100%-1000%，礦化度小1000 mg/L-100000mg/L0
5.根據(jù)權(quán)利要求1所述的熱采水平井堵水調(diào)剖的方法，其特征在于，該凝膠為溫敏凝膠，該堵劑為熱固性堵劑。
6.熱采水平井堵水調(diào)剖的方法，其特征在于，該熱采水平井堵水調(diào)剖的方法包括: 步驟1，利用熱采水平井微差井溫測(cè)試技術(shù)結(jié)合油藏地質(zhì)情況確定出水層段； 步驟2，通過油藏?cái)?shù)值模擬方法模擬蒸汽注入量及溫度場(chǎng)分布，確定注入方案，優(yōu)化凝膠的注入量以及頂替段塞大??；以及 步驟3，根據(jù)確定的該注入方案及優(yōu)化的該凝膠的注入量，將該凝膠注入該出水層段后，注入該頂替段塞，最后注蒸汽。
7.根據(jù)權(quán)利要求1所述的熱采水平井堵水調(diào)剖的方法，其特征在于，該熱采水平井堵水調(diào)剖的方法還包括，在步驟I后，根據(jù)出水層段長(zhǎng)度、水體大小及儲(chǔ)層參數(shù)計(jì)算該凝膠的注入量。
8.根據(jù)權(quán)利要求1所述的熱采水平井堵水調(diào)剖的方法，其特征在于，該熱采水平井堵水調(diào)剖的方法還包括在步驟3后，燜井3-6天；以及進(jìn)行微差井溫測(cè)試，測(cè)試吸汽剖面及水平段溫度場(chǎng)分布情況。
9.根據(jù)權(quán)利要求1所述的熱采水平井堵水調(diào)剖的方法，其特征在于，應(yīng)用該熱采水平井堵水調(diào)剖的方法的油藏為:油層溫度為40°C _120°C，地面脫氣油粘度為IOOmPa.s-100000mPa.s (50 °C )，平均滲透率lOOmDc-lOOOOmDc，油層厚度5m_50m，剩余油飽和度0.2-0.8，油層平均孔隙度大于0.25，回采水100%-1000%，礦化度小1000 mg/L-100000mg/L0
10.根據(jù)權(quán)利要求1所述的熱采水平井堵水調(diào)剖的方法，其特征在于，該凝膠為溫敏凝膠。
【文檔編號(hào)】E21B43/24GK103527161SQ201210226837
【公開日】2014年1月22日 申請(qǐng)日期:2012年7月3日 優(yōu)先權(quán)日:2012年7月3日
【發(fā)明者】曹嫣鑌, 林吉生, 王秋霞, 劉明, 王善堂, 唐培忠, 尚躍強(qiáng), 于田田, 劉艷平, 張紫軍, 王志敏 申請(qǐng)人:中國(guó)石油化工股份有限公司, 中國(guó)石油化工股份有限公司勝利油田分公司采油工藝研究院