油井堵水技术

1、1 油井堵水技术 2 一、油井堵水的概念 二、油井堵水的重要性 三、油井堵水的方法 四、油井堵水的存在问题 五、油井堵水的发展趋势 六、结论 3 一、油井堵水的概念 二、油井堵水的重要性 三、油井堵水的方法 四、油井堵水的存在问题 五、油井堵水的发展趋势 六、结论 4 一、油井堵水的概念 油井堵水是指从油井控制水的产出。 油井堵水的目的是提高水驱采收率。 5 一、油井堵水的概念 二、油井堵水的重要性 三、油井堵水的方法 四、油井堵水的存在问题 五、油井堵水的发展趋势 六、结论 6 二、油井堵水的重要性 油水井间压力分布曲线 调剖空间：曲线拐点至注水井这一侧。 堵水空间：曲线拐点至油井这一侧。

2、注水井油井 堵水空间 调剖空间 拐点 7 在调剖空间和堵水空间任何位置放置 堵剂，引起高渗透层封堵，都可改变注入 水的液流方向，提高水驱波及系数从而提 高水驱采收率。 8 堵水空间与调剖空间大小相当，说明 油井堵水与注水井调剖在提高水驱采收率 中占同等重要的地位。 9 一、油井堵水的概念 二、油井堵水的重要性 三、油井堵水的方法 四、油井堵水的存在问题 五、油井堵水的发展趋势 六、结论 10 三、油井堵水的方法 1. 找水堵水法 2. 不找水堵水法 11 找水堵水法 1. 找水 如用测井组合图、产液剖面、井温、碳氧比、 抽汲等方法找水。 2. 卡层 如用下封隔器、填砂等方法卡层。 3. 注入堵

3、水剂 主要为非选择性堵水剂，如粘土-水泥等。 12 不找水堵水法 用选择性堵剂和选择性注入法堵水。 13 一、油井堵水的概念 二、油井堵水的重要性 三、油井堵水的方法 四、油井堵水的存在问题 五、油井堵水的发展趋势 六、结论 14 四、油井堵水的存在问题 1. 成功率低； 2. 增产效果差； 3. 有效期短。 15 油井堵水存在问题的产生原因 1）油井堵水单井进行； 2）油井堵剂主要设置在近井地带； 3）堵水剂选择性注入工艺不配套； 4）油井堵水未与其他措施有机地结合起来。 16 对存在问题的克服，将促 使油井堵水形成5个发展趋势。 17 一、油井堵水的概念 二、油井堵水的重要性 三、油井堵水

4、的方法 四、油井堵水的存在问题 五、油井堵水的发展趋势 六、结论 18 五、油井堵水的发展趋势 1. 油井区块整体堵水； 2. 深部堵水； 3. 选择性堵水； 4. 能控制不同来水的堵水； 5. 与其他措施有机结合的堵水。 19 1. 油井区块整体堵水 油井区块整体堵水存在整体效应。 整体效应是指通过区块整体堵水，将水 从高渗透层的出水口全部控制后所产生 的效应。 油井单井堵水必将向油井整体堵水的方 向发展。 20 油井区块整体堵水可用wi决策技术 21 油井产液中含水率随时间的变化 t2 t t1 fw 2 1 d t t w tf 12 2 1 d tt tf wi t t w wi油井产

5、液中的含水率上升指数；fw油井产液中的含水率； t1统计开始时间（按月或按季度） ；t2统计结束时间（按月或按季度） 。 22 wi值对油井堵水的指导意义 1）wi值越大，油井水侵速度越快，该井越 需要堵水； 2）wi值越大，油井堵水需要堵水剂的强度 越大，可为油井堵水选择堵水剂提供依据； 3）wi值越大，油井堵水需要堵水剂量越多， 可为油井堵水计算堵水剂用量建立新的方法。 23 五、油井堵水的发展趋势 1. 油井区块整体堵水； 2. 深部堵水； 3. 选择性堵水； 4. 能控制不同来水的堵水； 5. 与其他措施有机结合的堵水。 24 2. 深部堵水 近井堵水的发展趋势是远井堵水， 即深部堵水

6、。 25 说明深部堵水为油井堵水发展趋势的试验 26 1-计算机；2-微量泵；3-模型；4-摄像机；5-电视机 可视化驱油装置 27 注入井； 油井 平板模型放置堵剂的位置 3 1 2 4 5 28 堵剂放置位置对采收率的影响 堵剂放置的位置 波及系数102 29 油井深部堵水用的堵水剂 1.双液法堵水剂 如水玻璃-氯化钙 2.不同失去流动性的堵水剂 如不同成冻时间的铬冻胶 30 （60，图中数字为成冻时间，单位为h） 1102冻胶 w(100)102 w (102（）)102 0.10.20.30.40.50.6 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 500400258188164140

7、5004002101549783 5004001881408363 5004001771408355 500400300977555 w (103)102 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 600500400300 600500400321296 500335310272228204 500310296285216193 400228193182158148 w(100)102 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 2103冻胶 埕东油田埕15块冻胶的成冻时间等值图 31 成冻时间 编号 dh 配方 14960.40% yg100 + 0.12% yg102(i) *+ 0.4

8、8% yg102(ii)* 261440.40% yg100 + 0.10% yg102(i) + 0.38% yg102(ii) 381920.40% yg100 + 0.07% yg102(i) + 0.28% yg102(ii) 4102400.40% yg100 + 0.96% yg103 5122880.40% yg100 + 0.76% yg103 6143360.40% yg100 + 0.40% yg103 7163840.30% yg100 + 0.82% yg103 8184320.30% yg100 + 0.72% yg103 9204800.30% yg100 + 0.

9、64% yg103 10256000.30% yg100 + 0.40% yg103 * yg102(i)的用量为 yg102(ii)的 1/4。 * yg102(ii)的用量由图 5 得出。 埕东油田埕15块不同成冻时间的冻胶配方 32 五、油井堵水的发展趋势 1. 油井区块整体堵水； 2. 深部堵水； 3. 选择性堵水； 4. 能控制不同来水的堵水； 5. 与其他措施有机结合的堵水。 33 3. 选择性堵水 选择性堵水是油井堵水的重要发展趋势。 选择性堵水是不找水堵水的技术依据。 选择性堵水的技术关键： 1. 使用选择性堵水剂； 2. 建立选择性注入方法。 34 选择性堵水剂 选择性堵水剂

10、是指对水和油有不同流动阻力的 化学剂。 重要的选择性堵水剂包括聚丙烯酰胺及其冻胶、 泡沫、松香皂、烃基卤代甲硅烷、聚氨酯、活 性稠油、水包稠油和偶合稠油等。 聚丙烯酰胺及其冻胶选择性堵水机理由堵水剂 对油水有不同渗透率产生。 35 聚丙烯酰胺选择性堵水机理 36 选择性注入方法 1）由地层渗透率差异产生的选择性注入方法； 2）由相渗透率差异产生的选择性注入方法； 3）由高压注水产生的选择性注入方法； 4）由对应注水井关井泄压产生的选择性注入方法； 5）由低注入速度产生的选择性注入方法。 37 由地层渗透率差异 产生的选择性注入方法 因高含水层一般为高渗透层，堵水剂必然 优先进入高渗透层。 38

11、 由相渗透率差异 产生的选择性注入方法 油井堵水剂通常为水基堵水剂，水基堵水剂 将优先进入含水饱和度高的高渗透层。 39 kro油（非润湿相）的相对渗透率；krw水（润湿相）的相对渗透率； sor剩余油饱和度；swr束缚水饱和度 相对渗透率曲线 40 由高压注水 产生的选择性注入方法 堵水前，高压向油层注入一定量的水，使中 低渗透层升压，从而使堵水剂优先进入低压的高 渗透层。 41 由对应注水井关井泄压 产生的选择性注入方法 对应注水井关井后，高渗透层压力比中低渗 透层压力下降快，堵水剂将优先进入低压的高渗 透层。 42 由低注入速度 产生的选择性注入方法 以低注入速度注入的堵水剂将优先进入流

12、动 阻力最小的高渗透层。 43 五、油井堵水的发展趋势 1. 油井区块整体堵水； 2. 深部堵水； 3. 选择性堵水； 4. 能控制不同来水的堵水； 5. 与其他措施有机结合的堵水。 44 4. 建立不同来水的控制技术 底水、边水和注入水是油田开发的能 量来源，但它们都不可避免地要从油井产 出，因此建立不同来水的控制技术是油井 堵水发展的一个必然趋势。 45 底水控制技术 1）沿底水入侵通道注入水基堵水剂； 2）将水基堵水剂顶替至油水界面附近； 3）水基堵水剂的作用控制了底水的入侵。 46 水平井底水脊进控制示例 c4 c4 c3 c3 c2 c2 c1 c1 c 平台 960 970 950

13、 970 960 950 980 涠11-4油田井位图 47 涠洲11-4油田c4井的采油曲线 c4 井 采 油 曲 线 井 采 油 曲 线 0 50 100 150 200 250 300 350 400 99-05- 20 99-08- 28 99-12- 06 00-03- 15 00-06- 23 00-10- 01 01-01- 09 01-04- 19 01-07- 28 01-11- 05 时间（天） 日产油量（m3) 60 70 80 90 100 110 含水率（%） 产液量 产油量 测试含水 率 日产量(m3) 含水率(%) 时间 ( 年-月-日 ) 48 c4井水淹原因

14、1） 油层厚度薄（5.90 m），油井水平段 最低离油水界面(-968.00 m)仅3.19 m； 2） 油层底部无致密层； 3） 油层纵向不均质； 4） 采油速度高，生产压差大。 49 控制c4井底水脊进的方法 用水基冻胶堵剂。该堵剂可沿底水脊进的通 道，经过油层进入底水层，再用过顶替液（聚合 物溶液）将油层中的堵剂过顶替出油层，为产油 留下通道，同时在油层与底水层之间形成不渗透 层，抑制底水脊进。 50 1）远井地带堵水剂 0.30% yg100 + 0.60% yg103 2）过渡地带堵水剂 0.40% yg100 + 0.10% yg102(i) + 0.40% yg102(ii) 3

15、）近井地带堵水剂 0.40% yg100 + 0.10% yg101(i) + 0.2% yg101(ii) 三种堵水剂的体积比为 321。 堵水剂配方 51 远井地带堵水剂：384.0 m3 过渡地带堵水剂：256.0 m3 近井地带堵水剂：128.0 m3 过顶替液：614.0 m3 工作液用量 52 c4井的堵水效果 时间 产液量 (m3d-1) 产油量 (m3d-1) 含水率 (%) 施工前 2001 年 6 月 300 0 100 2003 年 1 月 1 日 191.3 16.3 91.5 2003 年 1 月 10 日 223.2 19.2 91.4 2003 年 1 月 22

16、日 291.3 23.3 92.0 2003 年 2 月 9 日 294.8 24.8 91.6 2003 年 3 月 27 日 300.0 27.4 90.9 2003 年 4 月 20 日 289.0 25.3 91.3 施工后 2003 年 5 月 8 日 2003 年 6 月 2 日 2003 年 11 月 7 日 293.0 296.0 301.2 25.0 25.1 19.3 91.5 91.5 93.6 53 c4井施工后，c1井、c2井和c3井也收到堵 水效果，c平台上4口水平井都恢复了生产，最高 产量时4口水平井日产油量总和为147.1 m3。 54 缝洞油藏底水控制示例 1

17、. lg101-2井 2. lg101-4井 55 试验井在轮南油田的位置 lg101-2井在轮南油田的位置 56 含水率大幅度升高原因 主要由于酸压，将产油层与底水层沟通。 57 高温高盐选择性堵剂 1. 热敏（能热固）； 2. 盐敏（能盐固）； 3. 钙镁敏（遇钙镁生成沉淀）； 4. 底水敏（优先进入底水层）。 58 辅助工作液 1. 封口液 为高强度固化体系。 2. 过顶替液 为聚合物浓溶液。 59 施工工艺 1. 注淡水； 2. 注选择性堵剂； 3. 注封口液； 4. 注过顶替液。 60 lg101-2井工作液用量 淡水：100 m3； 选择性堵剂：58 m3 ； 封口液：35 m3

18、； 过顶替液：60 m3 。 61 lg101-2井控制底水上窜效果 lg101-2井控制底水上窜效果 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 7月27日8月3日8月10日8月17日8月24日8月31日9月7日9月14日 日期 含水率（%） 关井 施工前含水率 施工后含水率 62 lg101-4井工作液 淡水：100 m3； 选择性堵剂：72 m3 ； 封口液：35 m3 。 63 注封口液时压力计和泵出现故障， 封口液在井筒沉积，引起油层堵塞。处 理后，生产已恢复。 64 lg101-4井控制底水上窜效果 生产情况 时间 日产液（m3d-1） 日产油（td-1） 含水率（%

19、） 施工前 2003 年 8 月 16 日 70.0 10.0 85.7 施工后 2003 年11 月16 日 2003 年11 月17 日 2003 年11 月18 日 2003 年11 月23 日 44.4 116.3 186.2 168.0 40.0 92.0 147.0 151.0 9.8 21.0 21.0 10.1 65 边水控制技术 1）按wi值判断边水入侵方向； 2）在边水入侵方向上布井，注入堵水剂， 封堵高渗透层，控制边水入侵。 66 边水入侵控制示例 高104-5区块的含水率上升指数等值图 67 工作液配方 冻胶体系配方： 弱冻胶： 0.40%聚丙烯酰胺+0.09%重铬酸钠

20、+0.16%亚硫酸钠 强冻胶： 0.60%聚丙烯酰胺+0.09%重铬酸钠+0.16%亚硫酸钠 固化体系配方： 低度固化体系8.0% 钙土 + 8.0% 水泥 高度固化体系12.0% 钙土 + 12.0% 水泥 68 工作液用量 冻胶体系共注17788.0 m3 固化体系共注1224.1 m3 69 高104-5区块12口见效油井日产油曲线 高104-5区块控制边水入侵效果 70 注入水的控制技术 1. 对应注水井关井泄压； 2. 高压注水,使用低渗透层升压； 3. 低注入速度下注水基堵水剂； 4. 用低流度过顶替液将堵剂过顶替至 离井眼 3 m以外； 5. 关井； 6. 恢复生产。 71 喇8

21、-p191井注入水控制井例 1. 对应注水井关井泄压； 2. 高速注水使中低渗透层升压； 3. 注选择性堵剂； 4. 注过顶替液。 72 喇8-p191井控制注入水的效果 生产情况 时间 日产液（m3d-1） 日产油(td-1) 含水率（%） 施工前 2003 年 9 月 10 日 116.0 1.6 98.6 2003 年 10 月 3 日 41.0 3.0 92.7 2003 年 10 月 8 日 40.0 3.0 92.5 2003 年 10 月 13 日 38.0 3.0 92.1 2003 年 10 月 16 日 40.0 3.7 90.8 2003 年 10 月 25 日 39.0

22、 3.7 90.6 2003 年 11 月 3 日 39.0 4.0 89.7 2003 年 11 月 14 日 40.0 4.0 90.0 施工后 2003 年 11 月 19 日 38.0 4.0 89.5 73 五、油井堵水的发展趋势 1. 油井区块整体堵水； 2. 深部堵水； 3. 选择性堵水； 4. 能控制不同来水的堵水； 5. 与其他措施有机结合的堵水。 74 油井堵水与其他措施的结合 油井堵水与其他措施在作用上的互补，产生 了它们的有机结合，这是油井堵水发展的另一个 必然趋势。 75 油井堵水与其他措施的结合技术 1）油井堵水与酸化的结合技术 2）油井深部堵水与注水井深部调剖的 结合技术 3）油井堵水与化学剂吞吐的结合技术 76 油井堵水与酸化的结合技术 1）先酸化后堵水 恢复地层原有渗透率。 2）先堵水后酸化 解除中低渗透层的污染。 77 油井深部堵