本發明涉及采油技術領域，尤其是一種采油過程中油井的選擇性堵水方法。
背景技術：
油氣井出水是油田開發過程中普遍存在的問題，特別是采用注水開發方式，隨著水邊緣的推進，由于地層非均質性嚴重，油水流度比的不同及開發方案和措施不當等原因，均能導致油田含水上升速度加快，致使油層過早水淹，油田采收率降低。為了減少油田含水量上升對油田產能的影響，通常通過對于水層進行堵水操作，從而提高油井的產量。現有的選擇性堵水方法在堵水后的初期可以起到較好的增產效果，但是其有效期持續時間較短，一般半年左右產油量就會下降至堵水前的水平，需要重新進行堵水作業。
技術實現要素：
本發明要解決的技術問題是提供一種采油過程中油井的選擇性堵水方法，能夠解決現有技術的不足，延長了堵水作業有效期的持續時間。
為解決上述技術問題，本發明所采取的技術方案如下。
一種采油過程中油井的選擇性堵水方法，包括以下步驟：
A、使用第一攜帶液與預處理液進行混合，得到預處理混合溶液，將預處理混合溶液注入油井中；
B、使用第二攜帶液與第一堵水劑進行混合，得到第一堵水劑混合溶液，將第一堵水劑混合溶液注入油井中，閉井5～8小時，然后恢復采油作業24小時；
C、使用第三攜帶液與第二堵水劑進行混合，得到第二堵水劑混合溶液，將第二堵水劑混合溶液注入油井中，閉井8～12小時，完成堵水作業，正常開井采油。
作為優選，以下份數均為重量份數，比例為重量份數；
步驟A中，預處理液包括35～45份的二甲苯、10～15份的甲醇、10～15份的二乙二醇二乙酸酯、2～4份的4-甲氧基-2-甲基苯硼酸、5～8份的2-氯-4-甲基磺酰苯胺、1～2份的二丙二醇甲醚；
第一攜帶液包括100～120份的原油、3～5份的脂肪醇聚氧乙烯醚、1～3份的十二烷基硫酸鈉；
預處理液和第一攜帶液的混合比例為1:20～3:70。
作為優選，以下份數均為重量份數，比例為重量份數；
步驟B中，第一堵水劑包括50～60份的水、20～30份的丙酮、15～20份的4-溴鄰苯二甲酸、5～7份的溴代丙酮酸甲酯、10～12份的石英砂、3～5份的六次甲基四胺、5～10份的六氟戊二酸二乙酯、1～2份的4-丁氧基苯甲醛、2～5份的聚氧丙烯甘油醚；
第二攜帶液包括100～150份的原油、20～30份的亞氨基二乙酸、10～12份的乙二胺四乙酸二鈉、10～15份的氯化鈣；
第一堵水劑和第二攜帶液的混合比例為1:25～1:50。
作為優選，以下份數均為重量份數，比例為重量份數；
步驟C中，第二堵水劑包括70～80份的水、20～25份的聚丙烯酰胺、10～15份的二烷基胺醇、5～10份的磷酸氫二鉀、15～25份的對氨基苯甲醇、3～5份的2,5-二氯苯甲酸甲酯、9～15份的環丁烷甲酸乙酯；
第三攜帶液包括100～150份的原油、10～20份的乙醇；
第二堵水劑和第三攜帶液的混合比例為1:5～1:8。
作為優選，步驟A中，預處理混合溶液的注入壓力控制在油層破裂壓力的75%～85%，預處理混合溶液的溫度保持在65℃～75℃。
作為優選，步驟B中，第一堵水劑混合溶液的注入壓力控制在油層破裂壓力的40%～50%，第一堵水劑混合溶液的溫度保持在45℃～50℃。
作為優選，步驟C中，第二堵水劑混合溶液的注入壓力控制在油層破裂壓力的30%～40%，第二堵水劑混合溶液的溫度保持在55℃～70℃。
采用上述技術方案所帶來的有益效果在于：本發明首先使用預處理混合溶液對待處理的油井中各個油層的縫隙進行溶解清理，以提高堵水劑在油層縫隙中的凝結穩定性。第一堵水劑在注入油井后，會在各個油層內凝結成封堵層。第一堵水劑中含有的4-丁氧基苯甲醛和聚氧丙烯甘油醚對于第一堵水劑的凝結過程起到了延緩作用，并且可以在形成的封堵層中形成不穩定區域。在封堵后，通過24小時的采油作業，含油量較高油層中的封堵層絕大部分會被高壓原油流溶解破壞，從而恢復暢通。含水量較高油層中的封堵層會在水流作用下出現部分區域的破裂、導通，剩余以溴代丙酮酸甲酯、石英砂和六氟戊二酸二乙酯為主的凝結基層。第二堵水劑中二烷基胺醇和對氨基苯甲醇對于第一堵水劑形成的凝結基層具有較強的絡合能力，使得第二堵水劑可以快速在殘留有凝結基層的韓數量較高油層中附著、凝結，從而實現了選擇性堵水。2,5-二氯苯甲酸甲酯和環丁烷甲酸乙酯可以與聚丙烯酰胺形成穩定的交聯結構，從而提高第二堵水劑形成的封堵層的穩定性。
本發明的堵水方法閉井時間短，對于正常生產影響小，而且近義詞堵水作業后，增產效果持續時間長，降低了油田進行油井堵水作業的頻次。
具體實施方式
實施例1
一種采油過程中油井的選擇性堵水方法，其特征在于包括以下步驟：
A、使用第一攜帶液與預處理液進行混合，得到預處理混合溶液，將預處理混合溶液注入油井中；
B、使用第二攜帶液與第一堵水劑進行混合，得到第一堵水劑混合溶液，將第一堵水劑混合溶液注入油井中，閉井5小時，然后恢復采油作業24小時；
C、使用第三攜帶液與第二堵水劑進行混合，得到第二堵水劑混合溶液，將第二堵水劑混合溶液注入油井中，閉井12小時，完成堵水作業，正常開井采油。
以下份數均為重量份數，比例為重量份數；
步驟A中，預處理液包括40份的二甲苯、10份的甲醇、12份的二乙二醇二乙酸酯、2份的4-甲氧基-2-甲基苯硼酸、7份的2-氯-4-甲基磺酰苯胺、1份的二丙二醇甲醚；
第一攜帶液包括100份的原油、3份的脂肪醇聚氧乙烯醚、2份的十二烷基硫酸鈉；
預處理液和第一攜帶液的混合比例為1:20。
以下份數均為重量份數，比例為重量份數；
步驟B中，第一堵水劑包括60份的水、30份的丙酮、15份的4-溴鄰苯二甲酸、6份的溴代丙酮酸甲酯、12份的石英砂、4份的六次甲基四胺、8份的六氟戊二酸二乙酯、2份的4-丁氧基苯甲醛、5份的聚氧丙烯甘油醚；
第二攜帶液包括120份的原油、30份的亞氨基二乙酸、10份的乙二胺四乙酸二鈉、14份的氯化鈣；
第一堵水劑和第二攜帶液的混合比例為1:30。
以下份數均為重量份數，比例為重量份數；
步驟C中，第二堵水劑包括75份的水、20份的聚丙烯酰胺、10份的二烷基胺醇、8份的磷酸氫二鉀、22份的對氨基苯甲醇、5份的2,5-二氯苯甲酸甲酯、12份的環丁烷甲酸乙酯；
第三攜帶液包括100份的原油、10份的乙醇；
第二堵水劑和第三攜帶液的混合比例為1:6。
步驟A中，預處理混合溶液的注入壓力控制在油層破裂壓力的80%～85%，預處理混合溶液的溫度保持在65℃～70℃。
步驟B中，第一堵水劑混合溶液的注入壓力控制在油層破裂壓力的45%～50%，第一堵水劑混合溶液的溫度保持在45℃～50℃。
步驟C中，第二堵水劑混合溶液的注入壓力控制在油層破裂壓力的35%～40%，第二堵水劑混合溶液的溫度保持在65℃～70℃。
實施例2
本實施例是在實施例1的基礎上改進來的。第一攜帶液中還包括2份的硼酸三亞甲酯和1份的2,4-二甲基二苯甲酮。通過改進第一攜帶液的組份，可以有效提高預處理液在油層中的擴散均勻度，從而提高預處理液對于油層的溶解清理效果。
實施例3
本實施例是在實施例2的基礎上改進來的。第二堵水劑中還包括3份的偶氮二異戊腈。偶氮二異戊腈可以提高聚丙烯酰胺在凝結物中的穩定性，減慢油料對于凝結物的侵蝕速度。
使用上述三個實施例在勝利油田東辛采油區的三口注水油井進行堵水作業，結果如下：
由上述數據可見，本發明所提供的堵水方法可以有效增加高含水量油井的產油量，且增產效果保持時間長。本發明作業時閉井時間短，增產周期長，可以有效提高油井的產油量。
上述描述僅作為本發明可實施的技術方案提出，不作為對其技術方案本身的單一限制條件。