申请/专利权人：中国石油天然气股份有限公司

申请日：2017-12-15

公开（公告）日：2019-06-25

公开（公告）号：CN109931027A

主分类号：E21B33/13(2006.01)I

分类号：E21B33/13(2006.01)I;E21B37/00(2006.01)I

优先权：

专利状态码：失效-发明专利申请公布后的驳回

法律状态：2022.05.27#发明专利申请公布后的驳回;2019.07.19#实质审查的生效;2019.06.25#公开

摘要：本发明公开了一种近疏远堵的油田注水井治理方法，属于油田提高采收率技术领域。所述近疏远堵的油田注水井治理方法采用解堵和封堵相结合的方式，通过先获取解堵液，向注水井中注入解堵液，解除近井地带的堵塞，再获取封堵液，向注水井中注入封堵液，封堵近井高渗层，使得后续解堵液可以进入到近井低渗层再次进行解堵，进而再次获取解堵液，向注水井中再次注入解堵液，以解除上一次解堵液未治理到的近井低渗层近井地带的堵塞，最后再次获取封堵液，向注水井中再次注入封堵液，对储层深部的水流优势通道进行封堵治理，实现对储层深部层内和平面矛盾的彻底治理，扩大注水波及体积，达到增油降水的目的，且施工操作简单连贯、投入成本低、治理效果好。

主权项：1.一种近疏远堵的油田注水井治理方法，其特征在于，所述方法包括：获取解堵液；向注水井中注入所述解堵液；获取封堵液；向已经注入所述解堵液的所述注水井中注入所述封堵液；再次获取所述解堵液；向已经注入所述封堵液的所述注水井中再次注入所述解堵液；再次获取所述封堵液；向再次注入所述解堵液的所述注水井中再次注入所述封堵液。

全文数据：近疏远堵的油田注水井治理方法技术领域本发明涉及油田提高采收率技术领域，特别涉及一种近疏远堵的油田注水井治理方法。背景技术注水开发是我国大部分油藏开发的主要手段。在注水开发过程中，受储层非均质性、注采方式等因素影响，地层中易形成水流优势通道，注入水沿水流优势通道突进，导致注水波及体积变小，注水开发效果变差。此时，就需要向地层中注入封堵剂对水流优势通道进行封堵，可使后续注入水发生绕流，从而达到提高注水波及体积、改善注水开发效果的目的。目前对于注水井封堵措施主要是向地层中注入封堵剂，通过堵塞、吸附等作用封堵水流优势通道，降低水流优势通道的渗流能力，使后续注入水发生绕流，扩大波及体积，将以前未波及到的原油驱出。在实现本发明的过程中，本发明人发现现有技术中至少存在以下问题：由于地层黏土膨胀或地层颗粒堵塞或原油类沉积堵塞或聚合物凝胶造成的堵塞等因素影响，部分注水井近井地带存在堵塞，渗流能力下降，注水压力高。此时，再向注水井中注入封堵液时，注水压力易迅速上升，施工存在一定安全隐患，且影响后期正常注水，采收率也未有显著提高。发明内容鉴于此，本发明提供一种解堵和封堵相结合的近疏远堵的油田注水井治理方法，用以改善注水开发效果，提高采收率。具体而言，包括以下的技术方案：一种近疏远堵的油田注水井治理方法，所述方法包括：获取解堵液；向注水井中注入所述解堵液；获取封堵液；向已经注入所述解堵液的所述注水井中注入所述封堵液；再次获取所述解堵液；向已经注入所述封堵液的所述注水井中再次注入所述解堵液；再次获取所述封堵液；向再次注入所述解堵液的所述注水井中再次注入所述封堵液。可选择地，当近井地带堵塞的主要原因是地层粘土膨胀、地层颗粒造成的堵塞时，所述解堵液为酸类；当近井地带堵塞的主要原因是原油类沉积堵塞时，所述解堵液为原油沉积清洗液；当近井地带堵塞的主要原因是聚合物或聚合物凝胶造成的堵塞时，所述解堵液为聚合物降解剂。可选择地，当储层的优势通道大时，所述封堵液为聚合物交联凝胶或预交联凝胶颗粒；当储层的优势通道小时，所述封堵液为凝胶微球或涂层凝胶。可选择地，在所述向注水井中注入所述解堵液的同时，配置所述封堵液。可选择地，所述向已经注入所述封堵液的所述注水井中再次注入所述解堵液的同时，配置所述封堵液。可选择地，所述获取解堵液之前，所述方法还包括：将配注设备摆放在所述注水井的井口。可选择地，所述将配注设备摆放在所述注水井的井口之后，所述方法还包括：对所述配注设备进行试压。可选择地，所述向注水井中注入所述解堵液之后，所述方法还包括：获取顶替液。可选择地，所述获取顶替液之后，所述方法还包括：向已经注入所述解堵液的所述注水井中注入所述顶替液。可选择地，所述向已经注入所述解堵液的所述注水井中注入所述封堵液之后，所述方法还包括：向已经注入所述封堵液的所述注水井中注入所述顶替液。可选择地，所述向已经注入所述封堵液的所述注水井中再次注入所述解堵液之后，所述方法还包括：向再次注入所述解堵液的所述注水井中注入所述顶替液。可选择地，所述向再次注入所述解堵液的所述注水井中再次注入所述封堵液之后，所述方法还包括：向再次注入所述封堵液的所述注水井中注入所述顶替液。可选择地，每次所述顶替液的使用量大于井筒的容积。本发明实施例提供的技术方案的有益效果：本发明实施例提供的近疏远堵的油田注水井治理方法采用解堵和封堵相结合的方式，通过先获取解堵液，向注水井中注入解堵液，解除近井地带的堵塞，再获取封堵液，向注水井中注入封堵液，封堵近井高渗层，使得后续解堵液可以进入到近井低渗层再次进行解堵，进而再次获取解堵液，向注水井中再次注入解堵液，以解除上一次解堵液未治理到的近井低渗层近井地带的堵塞，最后再次获取封堵液，向注水井中再次注入封堵液，对储层深部的水流优势通道进行封堵治理，实现对储层深部层内和平面矛盾的彻底治理，扩大注水波及体积，达到增油降水的目的，且施工操作简单连贯、投入成本低、治理效果好。附图说明为了更清楚地说明本发明实施例中的技术方案，下面将对实施例描述中所需要使用的附图作简单地介绍，显而易见地，下面描述中的附图仅仅是本发明的一些实施例，对于本领域普通技术人员来讲，在不付出创造性劳动的前提下，还可以根据这些附图获得其他的附图。图1为本发明实施例一提供的一种近疏远堵的油田注水井治理方法的方法流程图；图2为本发明实施例二提供的一种近疏远堵的油田注水井治理方法的方法流程图。具体实施方式为使本发明的技术方案和优点更加清楚，下面将结合附图对本发明实施方式作进一步地详细描述。实施例一本发明实施例提供了一种近疏远堵的油田注水井治理方法，其方法流程图如图1所示，包括：步骤101：获取解堵液；在获取解堵液之前，确定需要进行治理的注水井。首先，通过对从选定的注水井获取到的数据资料进行分析。其中，数据资料可以为吸水剖面、指示曲线、压降曲线等。其次，对该注水井是否同时存在储层纵向上动用不均、高吸水层、平面水驱不均等问题进行分析。再次，在确定该注水井存在储层纵向上动用不均、存在高吸水层、存在平面水驱不均的问题之后，将配注设备摆放在注水井的井口，并连接好各个设备；继而，对配注设备进行试压，即对井口装备、地面设施的耐压能力进行测试，以防止由于配注设备耐压程度不够而发生意外事故；最后，配注解堵液。需要说明的是，在配注解堵液时，当近井地带堵塞的主要原因是地层粘土膨胀、地层颗粒造成的堵塞时，解堵液可以为酸类，例如，盐酸、土酸等；当近井地带堵塞的主要原因是原油类沉积堵塞时，解堵液可以为原油沉积清洗液；当近井地带堵塞的主要原因是聚合物或聚合物凝胶造成的堵塞时，解堵液可以为聚合物降解剂。步骤102：向注水井中注入解堵液；具体地，可以通过在该注水井口摆放的配注设备进行解堵液的注入，解堵液经过配注设备，从井口流入到储层中，实现对近井地带堵塞的解堵，疏通液体的流通通道，便于注入液体流入到储层中，降低注入压力。在本步骤中，在向注水井中注入解堵液的同时，配置封堵液，以确保封堵液的及时注入。进一步地，为了确保解堵液全部进入储层，在向注水井中注入解堵液后，还需获取顶替液，并立刻向已经注入解堵液的注水井中第一次注入顶替液，且第一次注入的顶替液的使用量大于井筒的容积，使得注入的解堵液可以在顶替液的推动作用下全部进入到储层中。步骤103：获取封堵液；对于封堵液的类型选择，当储层的优势通道大时，封堵液为聚合物交联凝胶或预交联凝胶颗粒；当储层的优势通道小时，封堵液为凝胶微球或涂层凝胶。需要说明的是，封堵液具体的使用类型需要根据从注水井获取到的数据资料进行分析，确定注水井储层水流优势通道发育的情况而定。步骤104：向已经注入解堵液的注水井中注入封堵液；在本步骤中，操作人员通过配注设备向已经注入解堵液的注水井中注入封堵液，封堵近井高渗层，使得后续解堵液可以进入到近井低渗层再次进行解堵。为了确保封堵液可以全部进入到储层中，在向已经注入解堵液的注水井中注入封堵液之后，立刻向该已经注入封堵液的注水井中第二次注入顶替液，且第二次注入的顶替液的量也要大于井筒的容积，以确保封堵液可以全部被注入到储层中。需要说明的是，在向已经注入解堵液的注水井中注入封堵液的时机选择上，要保证封堵液的注入时刻是在第一次注入顶替液完成之后马上注入，在注入顶替液与注入封堵液之间不存在流通间隙。步骤105：再次获取解堵液；在本步骤中，对于解堵液的类型，根据实际的储层情况来再次获取相应的解堵液类型，例如，再次获取的解堵液的类型可以与上一次注入的解堵液类型相同。步骤106：向已经注入封堵液的注水井中再次注入解堵液；在本步骤中，操作人员通过配注设备向已经注入封堵液的注水井中再次注入解堵液，用于解除上一次解堵液未治理到的近井低渗层近井地带的堵塞。与此同时，向已经注入封堵液的注水井中再次注入解堵液的同时，配置封堵液，以确保封堵液的及时注入。为了确保封堵液可以全部进入到储层中，在向已经注入封堵液的注水井中注入解堵液之后，立刻向该已经注入解堵液的注水井中第三次注入顶替液，第三次注入的顶替液的量大于井筒的容积，使得再次注入的解堵液可以全部进入到储层中。同时，在再次解堵液的注入时刻上，再次注入的解堵液是在第二次注入顶替液完成之后马上注入，在注入顶替液与注入解堵液之间不存在流通间隙。步骤107：再次获取封堵液；本步骤中，对于封堵液的类型，根据实际的储层情况来再次获取相应的解堵液类型，例如，再次封堵液的注入类型可以与上一次次注入的封堵液的类型相同。步骤108：向再次注入解堵液的注水井中再次注入封堵液。在本步骤中，操作人员通过配注设备向已经再次注入解堵液的注水井中再次注入封堵液，对储层深部的水流优势通道进行封堵。为了确保封堵液可以全部进入到储层中，在向已经再次注入解堵液的注水井中注入封堵液之后，立刻向该再次注入封堵液的的注水井中第四次注入顶替液，第四次注入的顶替液的量大于井筒的容积，以确保再次注入的封堵液全部进入到储层中，进而使得每次顶替液的注入量都大于井筒的容积。同时，要保证再次注入的封堵液与顶替液之间不存在流通间隙。本发明实施例的近疏远堵的油田注水井治理方法采用解堵和封堵相结合的方式，通过先获取解堵液，向注水井中注入解堵液，解除近井地带的堵塞，再获取封堵液，向注水井中注入封堵液，封堵近井高渗层，使得后续解堵液可以进入到近井低渗层再次进行解堵，进而再次获取解堵液，向注水井中再次注入解堵液，以解除上一次解堵液未治理到的近井低渗层近井地带的堵塞，最后再次获取封堵液，向注水井中再次注入封堵液，对储层深部的水流优势通道进行封堵治理，实现对储层深部层内和平面矛盾的彻底治理，扩大注水波及体积，达到增油降水的目的。实施例二本发明实施例提供了一种近疏远堵的油田注水井治理方法，其方法流程图如图2所示，该方法包括：步骤101：将配注设备摆放在注水井的井口；在本步骤之前，对从选定的注水井获取到的数据资料进行分析。其中，数据资料可以为吸水剖面、指示曲线、压降曲线等。其次，对该注水井是否同时存在储层纵向上动用不均、高吸水层、平面水驱不均等问题进行分析。最后，在确定该注水井存在储层纵向上动用不均、存在高吸水层、存在平面水驱不均的问题之后，将配注设备摆放在注水井的井口，并连接好各个设备。在本发明实施例中，选用一口注入方式为正注，日注水量为90m3d，初期注水压力为13.00MPa，目前注水压力为26.07MPa，干线的压力为31MPa的注水井为例，进行详细说明。步骤102：对配注设备进行试压；具体地，对配注设备进行试压，即对井口装备、地面设施的耐压能力进行测试，以防止由于配注设备耐压程度不够而发生意外事故。步骤103：获取解堵液；具体地，当近井地带堵塞的主要原因是地层粘土膨胀、地层颗粒造成的堵塞时，解堵液可以为酸类，例如，盐酸、土酸等；当近井地带堵塞的主要原因是原油类沉积堵塞时，解堵液可以为原油沉积清洗液；当近井地带堵塞的主要原因是聚合物或聚合物凝胶造成的堵塞时，解堵液可以为聚合物降解剂。在本发明实施例中，通过对数据资料的分析，发现该注水井封堵的主要原因是前期注入聚合物造成的堵塞，因此，选取的解堵液为聚合物降解剂。步骤104：向注水井中注入解堵液；具体地，可以通过在该注水井口摆放的配注设备进行解堵液的注入，解堵液经过配注设备，从井口流入到储层中，实现对近井地带堵塞的解堵，疏通液体的流通通道，便于注入液体流入到储层中，降低注入压力。在本步骤中，在向注水井中注入解堵液的同时，配置封堵液，以确保封堵液的及时注入。需要说明的是，在注入解堵液之前，需要先注入前置液，例如，前置液可以为清洗液。前置液的作用与解堵液相似，也起到疏通的作用，在本发明实施例中，前置液的注入量为10m3。在操作中，可以通过控制配注设备上设置的泵的阀门，设定解堵液的注入速度为0.6～1m3min，解堵液的注入量为20m3。观察注入解堵液后在配注设备上压力表的数值，可以发现，注水压力由28MPa下降到了20MPa。步骤105：获取顶替液；在本发明实施例中，顶替液的作用就是推动注入的液体流入到储层中，顶替液可以为回注水。步骤106：向已经注入解堵液的注水井中注入顶替液；具体地，操作人员通过配注装置向已经注入解堵液的该注水井中第一次注入顶替液，并第一次注入的顶替液的使用量大于井筒的容积，使得注入的解堵液可以在顶替液的推动作用下全部进入到储层中。同时，确保第一注入的顶替液与解堵液之间不存在流通间隙。在本发明实施例中，第一次注入顶替液的量为20m3，在注入顶替液后，注水压力稳定在20MPa。步骤107：获取封堵液；对于封堵液的类型选择，当储层的优势通道大时，封堵液为聚合物交联凝胶或预交联凝胶颗粒；当储层的优势通道小时，封堵液为凝胶微球或涂层凝胶。需要说明的是，封堵液具体的使用类型需要根据从注水井获取到的数据资料进行分析，确定注水井储层水流优势通道发育的情况而定。在本发明实施例中，选择聚合物交联凝胶为封堵液。步骤108：向已经注入解堵液的注水井中注入封堵液；在本步骤中，操作人员通过配注设备向已经注入解堵液的注水井中注入封堵液，封堵近井高渗层，使得后续解堵液可以进入到近井低渗层再次进行解堵。在本发明实施例中，注入的封堵液的量为102m3，注入速度为6m3h，注入过程中观察配注设备上压力表的数值从13MPa上升到17MPa。步骤109：向已经注入封堵液的注水井中注入顶替液；在本步骤中，操作人员通过配注设备向已经注入封堵液的注水井中第二次注入顶替液，第二次注入的顶替液的使用量大于井筒的容积，以确保注入的封堵液可以全部进入到储层中。需要说明的是，在向已经注入解堵液的注水井中注入封堵液的时机选择上，要保证封堵液的注入时刻是在第一次注入顶替液完成之后马上注入，在第一次顶替液注入完成与开始注入封堵液之间不存在流通间隙。在本发明实施例中，第二次注入顶替液的量为20m3。并在第二次注入完顶替液后，候凝4天。步骤110：再次获取解堵液；对于解堵液的类型，可以根据实际的储层情况来再次获取相应的解堵液的类型，例如，再次获取与上一次注入的解堵液类型相同的解堵液。在本发明实施例中，解堵液选取为聚合物降解剂，解堵液的量为20m3。步骤111：向已经注入封堵液的注水井中再次注入解堵液；在本步骤中，操作人员通过配注设备向已经注入封堵液的注水井中再次注入解堵液，用于解除上一次解堵液未治理到的近井低渗层近井地带的堵塞。与此同时，向已经注入封堵液的注水井中再次注入解堵液的同时，配置封堵液，以确保封堵液的及时注入。在实际操作过程中，先注入10m3的前置液，再注入20m3的解堵液，注入前置液和解堵液的注入速度为0.5～0.74m3min。观察再次注入解堵液后再配注设备上压力表的数值，可以发现，注水压力由21MPa下降到了18MPa。步骤112：向再次注入解堵液的注水井中注入顶替液；在本步骤中，操作人员通过配注设备向已经注入封堵液的注水井中第三次注入顶替液，第三次注入的顶替液的量大于井筒的容积，以确保再次注入的解堵液可以全部进入到储层中。在本发明实施例中，第三次注入顶替液的量为20m3。观察再次注入解堵液后再配注设备上压力表的数值，可以发现，注水压力由18MPa上升到了22MPa。步骤113：再次获取封堵液；对于封堵液的类型，可以根据实际的储层情况来再次获取相应的封堵液的类型，例如，再次获取与上一次注入的解堵液类型相同的封堵液。在本发明实施例中，封堵剂的类型仍为聚合物交联凝胶。步骤114：向再次注入解堵液的注水井中再次注入封堵液；在本步骤中，操作人员通过配注设备向已经再次注入解堵液的注水井中再次注入封堵液，对储层深部的水流优势通道进行封堵。在具体实施过程中，再次注入封堵液分四次注入到注水井中。1先正注封堵液102m3，注入速度为6m3h，注入过程中，观察配注设备上压力表的数值，可以发现，注入压力从14.5MPa上升到18MPa；2候凝4天后，再正注封堵液762m3，注入速度为6m3h，注入过程中，观察配注设备上压力表的数值，可以发现，注入压力从启泵时的16MPa开始逐渐上升，最高压力达到22.8MPa；3继续正注封堵液336m3，注入速度为6m3h，注入过程中，观察配注设备上压力表的数值，可以发现，注入压力一直稳定在22.5-23.2MPa之间；4候凝4天后，再正注封堵液294m3，注入速度为6m3h，观察配注设备上压力表的数值，可以发现，注入压力稳定在23.6-25MPa之间。步骤115：向再次注入封堵液的注水井中注入顶替液。在本步骤中，操作人员通过配注设备向已经注入封堵液的注水井中第四次注入顶替液，第四次注入的顶替液的量也大于井筒的容积，以确保再次注入的解堵液可以全部进入到储层中。需要说明的是，每次顶替液的注入量都大于井筒的容积在本发明实施例中，第四次注入顶替液的量为20m3。在注入顶替液之后，可以按照要求恢复正常注水。通过验证可知，该注水井经过上述处理后，注水压力由25.82MPa下降至24.56MPa，该注水井所在的井组累计增油1816.6吨，有效期12个月，证明本发明实施例所提供的储层动用均衡的注水井治理方法的可行性，且说明本方法的治理效果好。本发明实施例的近疏远堵的油田注水井治理方法采用解堵和封堵相结合的方式，通过先获取解堵液，向注水井中注入解堵液，解除近井地带的堵塞，再获取封堵液，向注水井中注入封堵液，封堵近井高渗层，使得后续解堵液可以进入到近井低渗层再次进行解堵，进而再次获取解堵液，向注水井中再次注入解堵液，以解除上一次解堵液未治理到的近井低渗层近井地带的堵塞，最后再次获取封堵液，向注水井中再次注入封堵液，对储层深部的水流优势通道进行封堵治理，实现对储层深部层内和平面矛盾的彻底治理，扩大注水波及体积，达到增油降水的目的，且施工操作简单连贯、投入成本低、治理效果好。以上所述仅是为了便于本领域的技术人员理解本发明的技术方案，并不用以限制本发明。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。

权利要求：1.一种近疏远堵的油田注水井治理方法，其特征在于，所述方法包括：获取解堵液；向注水井中注入所述解堵液；获取封堵液；向已经注入所述解堵液的所述注水井中注入所述封堵液；再次获取所述解堵液；向已经注入所述封堵液的所述注水井中再次注入所述解堵液；再次获取所述封堵液；向再次注入所述解堵液的所述注水井中再次注入所述封堵液。2.根据权利要求1所述的近疏远堵的油田注水井治理方法，其特征在于，当近井地带堵塞的主要原因是地层粘土膨胀、地层颗粒造成的堵塞时，所述解堵液为酸类；当近井地带堵塞的主要原因是原油类沉积堵塞时，所述解堵液为原油沉积清洗液；当近井地带堵塞的主要原因是聚合物或聚合物凝胶造成的堵塞时，所述解堵液为聚合物降解剂。3.根据权利要求1所述的近疏远堵的油田注水井治理方法，其特征在于，当储层的优势通道大时，所述封堵液为聚合物交联凝胶或预交联凝胶颗粒；当储层的优势通道小时，所述封堵液为凝胶微球或涂层凝胶。4.根据权利要求1所述的近疏远堵的油田注水井治理方法，其特征在于，在所述向注水井中注入所述解堵液的同时，配置所述封堵液。5.根据权利要求1所述的近疏远堵的油田注水井治理方法，其特征在于，所述向已经注入所述封堵液的所述注水井中再次注入所述解堵液的同时，配置所述封堵液。6.根据权利要求1所述的近疏远堵的油田注水井治理方法，其特征在于，所述获取解堵液之前，所述方法还包括：将配注设备摆放在所述注水井的井口。7.根据权利要求6所述的近疏远堵的油田注水井治理方法，其特征在于，所述将配注设备摆放在所述注水井的井口之后，所述方法还包括：对所述配注设备进行试压。8.根据权利要求1所述的近疏远堵的油田注水井治理方法，其特征在于，所述向注水井中注入所述解堵液之后，所述方法还包括：获取顶替液。9.根据权利要求8所述的近疏远堵的油田注水井治理方法，其特征在于，所述获取顶替液之后，所述方法还包括：向已经注入所述解堵液的所述注水井中注入所述顶替液。10.根据权利要求8所述的近疏远堵的油田注水井治理方法，其特征在于，所述向已经注入所述解堵液的所述注水井中注入所述封堵液之后，所述方法还包括：向已经注入所述封堵液的所述注水井中注入所述顶替液。11.根据权利要求8所述的近疏远堵的油田注水井治理方法，其特征在于，所述向已经注入所述封堵液的所述注水井中再次注入所述解堵液之后，所述方法还包括：向再次注入所述解堵液的所述注水井中注入所述顶替液。12.根据权利要求8所述的近疏远堵的油田注水井治理方法，其特征在于，所述向再次注入所述解堵液的所述注水井中再次注入所述封堵液之后，所述方法还包括：向再次注入所述封堵液的所述注水井中注入所述顶替液。13.根据权利要求1所述的近疏远堵的油田注水井治理方法，其特征在于，每次所述顶替液的使用量大于井筒的容积。

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