CN110410045B - 一种针对特高含水期油藏的堵调方法 - Google Patents

Abstract

本发明公开了一种针对特高含水期油藏的堵调方法，该方法包括：步骤一、依据剩余油分布特征，确定目标油藏储层的水驱带类型，水驱带类型包括极端水洗带、强水淹带和弱水驱带三个级次，极端水洗带、强水淹带和弱水驱带的水淹程度依次递减；步骤二、在该目标油藏储层包括极端水洗带时，则根据该类型水洗带的储层特征参数确定对应的堵调体系以及体系用量；步骤三、基于堵调体系和体系用量对该极端水洗带的井段和深度进行堵调。该方法针对特高含水期储层发育特点和剩余油分布建立了一种科学的基于堵水调剖的储层水驱级别划分标准，同时针对划分标准中的极端水洗带建立了新的特高含水油田深度堵调方法，有利于提高特高含水油藏堵水调剖效果。

Description

一种针对特高含水期油藏的堵调方法

技术领域

本发明属于油气田开发技术领域，涉及一种针对特高含水期油藏的堵水调剖的方法。

背景技术

堵水调剖是改善水驱的重要技术，随着油田开发的不断深入，中高渗水驱油藏普遍进入特高含水期，该阶段剩余油拍普遍分散，储层非均质更加复杂，层内纵向和平面上储层水淹级别划分更加困难，传统的近井堵水调剖改善剖面的方法已在矿场应用效果越来越差。

在现有文献报道中，根据剩余油把水淹级别定义为强水淹、中强水淹、中水淹和弱水淹四个级别，划分标准单一、概念不清晰，无法指导堵水调剖的矿场应用，导致堵水调剖效果不理想。另外，现有的有关堵水调剖的工艺主要集中在对大孔道、优势渗流通道或窜流通道的封堵上，没有针对储层非均质特征采取针对性的封堵或调控等工艺。在矿场实际开发过程中，特别是特高含水区块仅依靠封堵单一大孔道、优势通道或高渗透层带无法达到提高原油采收率的目的。

因此，有必要针对中高渗透水驱油藏特高含水期储层建立一种科学的基于堵水调剖的储层水驱级别划分标准，同时基于不同级次水驱带分级治理建立新的特高含水油田深度堵调方法，达到提高采收率的目的，为堵水调剖技术矿场应用和进步提供技术支撑。

发明内容

本发明所要解决的技术问题之一是需要提供一种针对特高含水期油藏的堵调方法，该方法针对特高含水期储层发育特点和剩余油分布建立了一种科学的基于堵水调剖的储层水驱级别划分标准，同时针对划分标准中的极端水洗带建立了新的特高含水油田深度堵调方法。

为了解决上述技术问题，本申请的实施例首先提供了一种针对特高含水期油藏的堵调方法，该方法包括：步骤一、依据剩余油分布特征，确定目标油藏储层的水驱带类型，所述水驱带类型包括极端水洗带、强水淹带和弱水驱带三个级次，所述极端水洗带、强水淹带和弱水驱带的水淹程度依次递减；步骤二、在该目标油藏储层包括极端水洗带时，则根据该类型水洗带的储层特征参数确定对应的堵调体系以及体系用量；步骤三、基于所述堵调体系和体系用量对该极端水洗带的井段和深度进行堵调。

根据本发明的一个实施例，在所述步骤一中，将该目标油藏储层的每个区域的剩余油饱和度与残余油饱和度和前缘含油饱和度分别比对，根据比对结果确定所述油藏储层的水驱带类型，其中：若剩余油饱和度小于或等于残余油饱和度，则该区域为极端水洗带；若剩余油饱和度介于残余油饱和度和前缘含油饱和度之间，则该区域为强水淹带；若剩余油饱和度大于或等于前缘含油饱和度，则该区域为弱水驱带。

根据本发明的一个实施例，通过如下步骤确定每个区域的残余油饱和度，获取目标油藏所对应的油水相渗曲线；基于所述油水相渗曲线，根据所述预设含水率阈值确定所对应的含水饱和度，根据所述含水饱和度确定残余油饱和度。

根据本发明的一个实施例，根据如下表达式确定所述含水饱和度：

其中，f_w表示预设含水率阈值，s_w1表示含水饱和度，k_ro表示油相相对渗透率，k_rw表示水相相对渗透率，μ_w表示地层水粘度，μ_o表示地下原油粘度。

根据本发明的一个实施例，根据如下表达式确定所述残余油饱和度：

s_o1r＝(1+m)×s_o1

其中，s_o1r表示优化后的残余油饱和度，m表示预设上浮系数，s_o1表示实际的残余油饱和度，s_o1＝1-s_w1，其中，预设上浮系数m的取值范围包括[0，30％]。

根据本发明的一个实施例，通过如下步骤确定所述前缘含油饱和度，利用所获取到的油水相渗曲线，根据含水率与含水饱和度的函数关系，构建同一坐标系下的含水率曲线；以束缚水饱和度为起点，向所述含水率曲线作切线，确定出该切点所对应的含水饱和度，得到水驱前缘含水饱和度；根据所述水驱前缘含水饱和度确定前缘含油饱和度。

根据本发明的一个实施例，在所述步骤二中，根据最佳封堵位置和极端水洗带的孔隙度确定堵调体系用量。

根据本发明的一个实施例，根据如下表达式确定所述堵调体系用量：

其中，V_f表示堵调体系用量，R_f表示最佳封堵位置，H表示油层厚度，h_j表示极端水洗带的体积占比，φ_j表示极端水洗带的孔隙度。

根据本发明的一个实施例，通过如下步骤确定最佳封堵位置，利用物理模拟实验确定封堵体系对极端水洗带储层岩心的封堵率，将物理模拟所得到的不同类型封堵体系对极端水洗带储层岩心的封堵率输入到符合目标油藏储层特点的数值模拟模型中，以目标油价下最大产出投入比为判断依据，确定最佳封堵半径，将该最佳封堵半径作为最佳封堵位置。

根据本发明的一个实施例，所述堵调体系包括高分子聚合物类、微球类、有机无机非连续相颗粒类，技术指标为堵调体系在目标油藏多孔介质中的封堵率大于等于80％，有效期大于12个月以上。

与现有技术相比，上述方案中的一个或多个实施例可以具有如下优点或有益效果：

本发明提供的一种新的特高含水期油藏的堵调方法，针对特高含水期储层发育特点和剩余油分布建立了一种科学的基于堵水调剖的储层水驱级别划分标准，能够对特高含水期的油藏进行更加精细、准确地识别，从而为特高含水期堵水调剖提供决策依据。尤其是，针对极端水洗带建立了新的特高含水油田深度堵调方法，其中的封堵体系和体系用量的设定，对渗透率的封堵率达到80％以上，有利于提高特高含水油藏堵水调剖效果。

本发明的其它特征和优点将在随后的说明书中阐述，并且，部分地从说明书中变得显而易见，或者通过实施本发明的技术方案而了解。本发明的目的和其他优点可通过在说明书、权利要求书以及附图中所特别指出的结构和/或流程来实现和获得。

附图说明

附图用来提供对本申请的技术方案或现有技术的进一步理解，并且构成说明书的一部分。其中，表达本申请实施例的附图与本申请的实施例一起用于解释本申请的技术方案，但并不构成对本申请技术方案的限制。

图1为本申请实施例的针对特高含水期油藏的堵水调剖的方法的流程示意图。

图2为本申请实施例的针对划分标准中的极端水洗带的堵调方法的流程示意图。

图3为本申请实施例的某地区现场岩心含油饱和度分布示意图。

图4为本申请实施例的目标油藏所对应的油水相渗曲线的示意图。

图5为本申请实施例的目标油藏所对应的含水率曲线示意图。

图6为本申请实施例的包含有切线的目标油藏所对应的含水率曲线示意图。

图7是本申请实施例的针对极端水洗带的注入封堵剂的示意图。

具体实施方式

以下将结合附图及实施例来详细说明本发明的实施方式，借此对本发明如何应用技术手段来解决技术问题，并达成相应技术效果的实现过程能充分理解并据以实施。本申请实施例以及实施例中的各个特征，在不相冲突前提下可以相互结合，所形成的技术方案均在本发明的保护范围之内。

同时，在以下说明中，出于解释的目的而阐述了许多具体细节，以提供对本发明实施例的彻底理解。然而，对本领域的技术人员来说显而易见的是，本发明可以不用这里的具体细节或者所描述的特定方式来实施。

现有的技术方案所确定出的水淹状态未与储层水驱效率或是剩余油产生有效关联，因此其难以为特高含水期堵调案例评价和优化决策提供精确依据。

针对现有技术中所存在的问题，本发明实施例的目的在于提供一种针对特高含水期水驱油田的不同级次水驱带的逐级深度堵调的方法。在本实施例中，基于剩余油饱和度来划分不同级次水驱带，得到储层水驱“三带”，即极端水洗带、强水淹带和弱水驱带，然后，借助区块储层动静态资料，通过物理模拟和渗流理论计算，建立水驱“三带”堵调驱相结合的调控方法，最终实现储层均衡驱替，提升深度堵调效果。本方法特别适合中高渗透油藏特高含水期的水驱带类型识别，能够对特高含水期的油藏进行更加精细、准确地识别，从而为特高含水期堵水调剖提供决策依据。

下面参考附图对本发明实施例进行具体说明。

图1为本申请实施例的针对特高含水期油藏的堵水调剖的方法的流程示意图。

如图1所示，在步骤S110(步骤一)中，依据剩余油分布特征，确定目标油藏储层的水驱带类型，其中，水驱带类型包括极端水洗带、强水淹带和弱水驱带三个级次，极端水洗带、强水淹带和弱水驱带的水淹程度依次递减。

在本发明实施例中，对不同级次水驱带定义如下：

(1)极端水洗带是水驱油藏中，经高速、大过流量(单位渗流截面积注入水通过量，m³/m²)水驱，逐步形成的剩余油饱和度小于等于残余油饱和度的区域。

(2)强水淹带是水驱油藏中，经低速、小过流量水驱，逐步形成的剩余油饱和度介于残余油饱和度和前缘含油饱和度之间的区域。

(3)弱水驱带是水驱油藏中，驱替水未整体突破、且剩余油饱和度大于等于前缘含油饱和度的区域。

基于以上定义，在该步骤中，将该目标油藏储层的每个区域的残余油饱和度和前缘含油饱和度，分别与该区域的剩余油饱和度比对，根据比对结果确定所述油藏储层的水驱带类型，其中：若剩余油饱和度小于或等于残余油饱和度，则该区域为极端水洗带。若剩余油饱和度介于残余油饱和度和前缘含油饱和度之间，则该区域为强水淹带。若剩余油饱和度大于或等于前缘含油饱和度，则该区域为弱水驱带。

接下来说明如何确定每个区域的残余油饱和度和前缘含油饱和度。

1、通过如下步骤确定每个区域的残余油饱和度，首先，获取目标油藏所对应的油水相渗曲线，然后，基于油水相渗曲线，根据预设含水率阈值确定所对应的含水饱和度，根据含水饱和度确定残余油饱和度。

具体地，选取目标油藏的代表性储层岩心、与目标油藏具有相似油藏特征的储层岩心或是能够表征目标油藏储层特征的人造岩心，随后采用稳态法或非稳态法测试计算含水饱和度、油相的相对渗透率以及水相的相对渗透率之间的数学关系，从而得到目标油藏所对应的油水相渗曲线。

本实施例中，在选取岩心时，可以利用目标油藏的取心井来获取目标油藏的代表性储层岩心。而当目标油藏并未配置取心井时，则可以通过配置为取心井且与目标油藏具有相似油藏特征的油藏来获取所需要的岩心。而如果目标油藏本身以及与目标油藏具有相似油藏特征的油藏均未配置取心井时，则可以选取能够表征目标油藏储层特征的人造岩心。

本实施例中，优选地依据石油天然气行业标准SY/T5345-2007，采用稳态法或非稳态法来分别测试计算含水饱和度s_w、油相相对渗透率K_ro以及水相相对渗透率K_rw等数据，并对所得到的这些数据进行数值拟合，从而构建得到含水饱和度s_w、油相相对渗透率K_ro以及水相相对渗透率K_rw之间的数学关系，这样也就可以得到如图4所示的目标油藏所对应的油水相渗曲线。

当然，在本发明的其他实施例中，根据实际需要，还可以采用其他合理方式来获取目标油藏所对应的油水相渗曲线，本发明不限于此。

接下来，在获取到目标油藏所对应的油水相渗曲线后，基于油水相渗曲线，根据预设含水率阈值确定所对应的含水饱和度。

具体地，本实施例中，上述预设含水率阈值优选地配置为99.9。当然，在本发明的其他实施例中，根据实际需要，上述预设含水率阈值还可以配置为其他合理值，本发明不限于此。例如，在本发明的其他实施例中，上述预设含水率阈值还可以在区间[99，100]内进行取值。

根据如下表达式(1)确定所述含水饱和度：

其中，f_w表示预设含水率阈值，s_w1表示含水饱和度，k_ro表示油相相对渗透率，k_rw表示水相相对渗透率，μ_w表示地层水粘度，mPa·s，μ_o表示地下原油粘度，mPa·s。

需要指出的是，根据含水率与含水饱和度的函数关系(如表达式(1))，还可以构建得到同一坐标系下的含水率曲线。这样也就可以得到如图5所示的曲线示意图。

在得到含水饱和度s_w1后，根据含水饱和度s_w1确定残余油饱和度。根据含水饱和度与残余油饱和度之间的关系，可以根据如下表达式来确定残余油饱和度：

s_o1＝1-s_w1(2)

其中，s_o1表示残余油饱和度。

随后，根据所得到的实际的残余油饱和度s_o1确定优化后的残余油饱和度s_o1r。

在本实施例中，考虑到实际油藏的非均质特性，为了进一步提高水驱带识别的精度以及准确度，本方法优选地会以实际的残余油饱和度s_o1为基准，将残余油饱和度的参考值上浮特定数值，从而得到优化后的残余油饱和度s_o1r。即存在：

s_o1r＝(1+m)×s_o1(3)

其中，s_o1r表示优化后的残余油饱和度，m表示预设上浮系数，s_o1表示实际的残余油饱和度。其中，预设上浮系数m的取值范围包括[0，30％]，也就是说，根据实际需要，实际的残余油饱和度可以直接作为评判油藏储层水驱带类型的基础(即预设上浮系数m的取值为零)，也可是小于或等于1.3s_o1的其他合理值(例如1.05s_o1、1.10s_o1、1.15s_o1、1.20s_o1、1.25s_o1等)。

参照图5和图6，该方法所得到的残余油饱和度即为A点。

需要指出的是，在本发明的其他实施例中，根据实际需要，还可以采用其他合理方式来获取目标油藏所对应的油水相渗曲线，本发明不限于此。例如，在本发明的一个实施例中，该方法还可以采用经验公式法或是矿场资料计算法来构建所需要的油水相渗曲线。

2、接下来，说明如何获取前缘含油饱和度。

概况来说，首先，利用所获取到的油水相渗曲线，根据含水率与含水饱和度的函数关系，构建同一坐标系下的含水率曲线(如图5和图6所示)；以束缚水饱和度为起点，向含水率曲线作切线，确定出该切点所对应的含水饱和度，得到水驱前缘含水饱和度；根据水驱前缘含水饱和度确定前缘含油饱和度。

具体地，如图6所示，通过向含水率曲线作切线可以得到一切点(例如B点)，随后由该切点向相渗曲线的X轴作垂线并与X轴相较于C点，这样C点所对应的含水饱和度即为所需要的水驱前缘含水饱和度s_w2。

当然，在本发明的其他实施例中，该方法还可以采用其他合理方式来确定上述水驱前缘含水饱和度s_w2，本发明不限于此。

本实施例中，在得到水驱前缘含水饱和度s_w2后，通过如下表达式来确定出前缘含油饱和度：

s_o2＝1-s_w2(4)

其中，s_o2表示前缘含油饱和度。例如图6中的C点。

在该步骤中，将该目标油藏储层的每个区域的剩余油饱和度与残余油饱和度和前缘含油饱和度比对，根据比对结果确定油藏储层的水驱带类型。

根据不同级次水驱带划分标准，通过对某地区756块现场岩心含油饱和度分析，结果如图3所示。由图3可以发现有171块岩心含油饱和度小于或接近残余油饱和度，占总体的近22.62％，可以划分为极端水洗带；含油饱和度在平均含油饱和度和残余油饱和度(S_or)之间的区域的岩心占总体的68.52％，可以划分为强水淹带；含油饱和度在平均含油饱和度和原始含油饱和度之间的岩心占8.86％，可以划分为弱水驱带。通过对比该油田某井取心井测井解释图可得，本发明实施例提出的基于剩余油饱和度的不同级次水驱带的划分标准和现场取心井的测井解释结果吻合，证明这种划分标准是正确的。

接着，在步骤S120(步骤二)中，在该目标油藏储层包括极端水洗带时，则根据该极端水洗带的储层特征参数确定对应的堵调体系以及体系用量。其中，储层特征参数包括但不限于：油藏温度、油层厚度、地层水矿化度、地下原油粘度、极端水洗带渗透率和孔隙度。

虽然，在目标油藏中还可能包括其他类型的水洗带，但本发明不针对这些水洗带的堵调进行说明，仅说明极端水洗带的堵调方案。

图2为本申请实施例的针对划分标准中的极端水洗带的堵调方法的流程示意图。

下面参考图2来说明针对极端水洗带的堵调方法的各个步骤。

步骤S1201，确定针对极端水洗带的用于封堵的堵调体系。

具体地，针对极端水洗带需要进行高强度封堵，根据油藏温度、地层水矿化度和极端水洗带渗透率来选择堵调体系。在本实施例中，堵调体系优选地可以是高分子聚合物类、微球类、有机无机非连续相颗粒类封堵体系。这类封堵体系的技术指标为体系在目标油藏多孔介质中的封堵率大于或等于指定封堵率，其有效期也就需要在指定时长以上。例如，本实施例中，该方法所采用的封堵体系在目标油藏多孔介质中的封堵率大于或等于80％，有效期在12个月以上。

然后，在步骤S1202中，根据所确定出的最佳封堵位置和极端水洗带的孔隙度来确定封堵体系用量。

例如，可以采用如下表达式来确定封堵体系用量：

其中，V_f表示封堵体系用量，R_f表示最佳封堵位置，H表示油层厚度，h_j表示极端水洗带的体积占比，φ_j表示极端水洗带的孔隙度。

极端水洗带的孔隙度φ_j可以利用目标区域的取心井来获取。

最佳封堵位置可以通过如下步骤来确定：利用物理模拟实验确定封堵体系对极端水洗带储层岩心的封堵率，将物理模拟所得到的不同类型封堵体系对极端水洗带储层岩心的封堵率输入到符合目标油藏储层特点的数值模拟模型中，以目标油价下最大产出投入比为判断依据，确定最佳封堵半径，将该最佳封堵半径作为最佳封堵位置。

具体来说，首先，利用物理模拟实验确定封堵体系对极端水洗带储层岩心的封堵率。选取能代表油藏极端水洗带储层特点的天然岩心或是人造岩心，通过室内物理模拟实验确定不同封堵体系在不同浓度条件下对岩心的封堵率，封堵体系类型为上述的高分子聚合物类、微球类、有机无机非连续相颗粒类体系，但不限于此。

其次，确定不同类型封堵体系在不同浓度和封堵半径下的方案。建立符合油藏储层特点的数值模拟模型，其极端水洗带、强水淹带、弱水驱带的渗透率、孔隙度、剩余油饱和度能与油藏实际相符，将物理模拟所得到的不同类型封堵体系对极端水洗带储层岩心的封堵率输入到模型中，具体可以通过修改极端水洗带储层渗透率的方式实现，所修改的渗透率范围可以从水井端以圆柱半径的方式向油井端延伸，例如10m、30m、50m、70m、90m、105m、……等。

最后，以产出投入比最大为原则确定最佳封堵半径。按上述不同方案模拟计算极端水洗带封堵后油井端的产油量，每个方案下油井的产油量减去不封堵方案时的产油量即为增油量，按照目标油价计算增油量的产值，该产值为产出值；计算不同封堵半径方案下所使用堵剂用量所投入的费用，该值为投入值。将每个方案下的产出值与投入值作比值，当产出投入比最大时的方案为最优方案，最优方案对应的封堵半径为最佳封堵半径。

当然，在本发明的其他实施例中，该方法还可以采用其他合理方式来确定封堵体系和/或体系用量，本发明不限于此。

本实施例中，在确定出堵调体系以及体系用量后，在步骤S130(步骤三)中，基于堵调体系和体系用量对该极端水洗带的井段和深度(也称最佳封堵半径)进行堵调。

优选地会以预设排量来按照上述体系用量将堵调体系注入到地层，从而实现对目标区域的堵调。例如，可以利用地面注入泵将封堵体系以4～12m³/h的排量注入到地层。封堵体系注入完成后，优选利用油田水将井筒内的封堵体系顶入地层，随后侯凝2～5天。这样也便完成了对该段极端水洗带的封堵。

当然，在本发明的其他实施例中，该方法在将堵调体系注入到地层所使用到的排量以及注入完成后的侯凝时长还可以根据实际需要配置为其他合理值，本发明并不对此进行限定。

示例

为了更好地说明本发明的具体方法，下面列举一具体示例。

有一特高含水油藏综合含水率98％，油藏温度65℃，油层厚度10m，地层水矿化度10000mg/L，地下原油粘度60mPa·s，自下向上依次分为极端水洗带、强水淹带和弱水驱带，其中极端水洗带渗透率为5000×10^-3μm²，孔隙度为34％，体积占比15％；强水淹带渗透率为3000×10^-3μm²，孔隙度为32％，体积占比70％；弱水驱带渗透率为1000×10^-3μm²，孔隙度为30％，体积占比15％，井间不同级次水驱带分布如图7所示。

取四分之一五点井网为例，一注水井A，一生产井B，井距为300m，均在Ng5³层系。

以封堵体系为聚合物类高分子体系为例进行说明。

(1)最佳封堵半径根据室内物理模拟和数值模拟共同确定。

首先，确定封堵体系对极端水洗带岩心的封堵率。

选取能代表油藏极端水洗带储层特点的天然岩心，渗透率大约为5000×10^-3μm²，孔隙度为34％，饱和区块原油，水驱至岩心含油饱和度为残余油饱和度至25％。通过室内物理模拟实验确定聚合物类高分子体系在不同浓度条件下对岩心的封堵率，其中聚合物类高分子体系的配方选择为聚合物：交联剂的浓度设为3000mg/L：2000mg/L、3000mg/L：3000mg/L、4000mg/L：2000mg/L、4000mg/L：3000mg/L、4000mg/L：4000mg/L、5000mg/L：3000mg/L、5000mg/L：4000mg/L。将不同浓度配比的聚合物类高分子封堵体系注入到岩心中，注入量为1倍孔隙体积，侯凝3天后分别水驱，计算岩心的渗透率，通过封堵前后的渗透率确定封堵率。结果如下表。

不同浓度下的岩心封堵率物理模拟结果

其次，确定不同类型封堵体系在不同浓度和封堵半径下的方案。

建立符合油藏储层特点的数值模拟模型，模型中X方向网格长度为5m，Y方向网格长度为5m，Z方向网格长度为0.5m，纵向总厚度为10m。其中极端水洗带渗透率为5000×10^-3μm²，孔隙度为34％，含油饱和度小于等于25％，厚度为1.5m；强水淹带渗透率为3000×10^-3μm²，孔隙度为32％，含油饱和度25-45％，厚度为7m；弱水驱带渗透率为1000×10^-3μm²，孔隙度为30％，含油饱和度大于等于45％，厚度为1.5m。将物理模拟所得到的封堵体系对极端水洗带储层的封堵率输入到模型中，具体可以通过修改极端水洗带储层渗透率的方式实现，所修改的渗透率范围可以从水井端以圆柱半径的方式向油井端延伸，例如10m、30m、50m、70m、90m、105m、120m等。

体系在不同浓度和封堵半径下的极端水洗带网格渗透率赋值

最后，以产出投入比最大为原则确定最佳封堵半径。按上述不同方案模拟计算极端水洗带封堵后油井端的产油量，每个方案下油井的产油量减去不封堵方案时的产油量即为增油量，按照目标油价计算增油量的产值，该产值为产出值；计算不同封堵半径方案下所使用堵剂用量所投入的费用，该值为投入值。将每个方案下的产出值与投入值作比值，当产出投入比最大时的方案为最优方案，最优方案对应的封堵半径为最佳封堵半径(深度)。模拟计算结果见下表。

体系在不同浓度和封堵半径下的产出投入比值(目标油价为50$/bbl)

从表中可以看出，当聚合物：交联剂的浓度为4000mg/L：3000mg/L，且封堵半径为105m时，产出投入最大为1.52:1，确定该方案下的封堵半径105m为最佳封堵半径。

其他类型的封堵体系及最佳封堵半径确定方法与上述方法相同。

(2)现场注入量利用容积法计算所需封堵的极端水洗带体系用量，封堵距离为105米，计算公式如下：

其中V_f-封堵体系用量，m³；

R_f-最佳封堵位置，取值105m；

H-油层厚度，取值10m；

h_j-极端水洗带体积占比，取值15％；

φ_j-极端水洗带孔隙度，取值34％。

经计算极端水洗带封堵体系用量为17656m³。

(3)根据体系优选结果，选择聚合物高分子类的体系配方为聚合物：交联剂的浓度为4000mg/L：3000mg/L做为极端水洗带封堵体系。

(4)利用地面注入泵将17656m³聚合物冻胶体系以排量4-12m³/h注入地层，体系注入完成后利用油田水将井筒内堵剂顶入地层，然后侯凝2-5天。

应该理解的是，本发明所公开的实施例不限于这里所公开的处理步骤，而应当延伸到相关领域的普通技术人员所理解的这些特征的等同替代。还应当理解的是，在此使用的术语仅用于描述特定实施例的目的，而并不意味着限制。

说明书中提到的“一个实施例”或“实施例”意指结合实施例描述的特定特征、结构或特性包括在本发明的至少一个实施例中。因此，说明书通篇各个地方出现的短语“一个实施例”或“实施例”并不一定均指同一个实施例。

虽然上述示例用于说明本发明在一个或多个应用中的原理，但对于本领域的技术人员来说，在不背离本发明的原理和思想的情况下，明显可以在形式上、用法及实施的细节上作各种修改而不用付出创造性劳动。因此，本发明由所附的权利要求书来限定。

Claims (6)

1.一种针对特高含水期油藏的堵调方法，该方法包括：

步骤一、依据剩余油分布特征，确定目标油藏储层的水驱带类型，所述水驱带类型包括极端水洗带、强水淹带和弱水驱带三个级次，所述极端水洗带、强水淹带和弱水驱带的水淹程度依次递减，在所述步骤一中，将该目标油藏储层的每个区域的剩余油饱和度与优化的残余油饱和度和前缘含油饱和度分别比对，根据比对结果确定所述油藏储层的水驱带类型，其中：

若剩余油饱和度小于或等于优化的残余油饱和度，则该区域为极端水洗带；

若剩余油饱和度介于优化的残余油饱和度和前缘含油饱和度之间，则该区域为强水淹带；

若剩余油饱和度大于或等于前缘含油饱和度，则该区域为弱水驱带，其中，

通过如下步骤确定所述前缘含油饱和度；

利用所获取到的油水相渗曲线，根据含水率与含水饱和度的函数关系，构建同一坐标系下的含水率曲线；

以束缚水饱和度为起点，向所述含水率曲线作切线，确定出该切点所对应的含水饱和度，得到水驱前缘含水饱和度；

根据所述水驱前缘含水饱和度确定前缘含油饱和度；以及，

通过如下步骤确定每个区域的残余油饱和度：

获取目标油藏所对应的油水相渗曲线；

基于所述油水相渗曲线，根据预设含水率阈值确定所对应的含水饱和度，根据所述含水饱和度确定残余油饱和度，所述预设含水率阈值的取值范围包括[99，100]，其中，根据如下表达式确定优化后的残余油饱和度：

s_o1r＝(1+m)×s_o1

其中，s_o1r表示优化后的残余油饱和度，m表示预设上浮系数，s_o1表示实际的残余油饱和度，s_o1＝1-s_w1，s_w1表示含水饱和度，其中，预设上浮系数m的取值范围包括[0，30％]；

步骤二、在该目标油藏储层包括极端水洗带时，则根据该类型水洗带的储层特征参数确定对应的堵调体系以及体系用量；

步骤三、基于所述堵调体系和体系用量对该极端水洗带的井段和深度进行堵调。

2.根据权利要求1所述的堵调方法，其特征在于，根据如下表达式确定所述含水饱和度：

其中，f_w表示预设含水率阈值，s_w1表示含水饱和度，k_ro表示油相相对渗透率，k_rw表示水相相对渗透率，μ_w表示地层水粘度，μ_o表示地下原油粘度。

3.根据权利要求1所述的堵调方法，其特征在于，在所述步骤二中，

根据最佳封堵位置和极端水洗带的孔隙度确定堵调体系用量。

4.根据权利要求3所述的方法，其特征在于，根据如下表达式确定所述堵调体系用量：

其中，V_f表示堵调体系用量，R_f表示最佳封堵位置，H表示油层厚度，h_j表示极端水洗带的体积占比，φ_j表示极端水洗带的孔隙度。

5.根据权利要求4所述的方法，其特征在于，通过如下步骤确定最佳封堵位置，

利用物理模拟实验确定封堵体系对极端水洗带储层岩心的封堵率，将物理模拟所得到的不同类型封堵体系对极端水洗带储层岩心的封堵率输入到符合目标油藏储层特点的数值模拟模型中，以目标油价下最大产出投入比为判断依据，确定最佳封堵半径，将该最佳封堵半径作为最佳封堵位置。

6.根据权利要求1～5中任一项所述的方法，其特征在于，

所述堵调体系包括高分子聚合物类、微球类、有机无机非连续相颗粒类，技术指标为堵调体系在目标油藏多孔介质中的封堵率大于等于80％，有效期大于12个月以上。

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