油田化学堵水调剖新技术、新进展汇总课件

油田化学研究新成果、新技术、新工艺油田化学堵水调剖技术中国石油勘探开发研究院油田化学所2003年2月报告人：王洪关堵水调剖技术的概述油田化学堵水调剖剂油田化学堵水调剖的新进展油田化学堵水调剖的发展重点、方向堵水调剖技术的概述我国东部油田大都进入“双高“（高含水、高采出程度）开发阶段，集团公司总体也已进入“双高”和稳产临界阶段，老油区多年强化开采，地下剩余油高度分散，多年综合治理使得层间、平面等差异逐渐变小，调整余地越来越小，以大庆为代表的高含水老油田，经过多年的开发调整和高产稳产，目前面临着“一失衡、三高、三差、三个加快、三个基本到位”的开发形式，稳产难度大大量低渗透未动用储量（约40亿吨）和新探明石油储量中，低品质储量比例增加（目前已达60%），措施工作量（压裂、酸化等）加大；稠油蒸汽吞吐进入高轮次（5—7）轮次，蒸汽驱效果不理想，稠油稳产困难等稳油控水技术的研究和发展是进一步提高二、三次采油效率的重要技术手段我国目前油田注水开发的现状可采储量采出程度大于60%、综合含水大于80%的双高油田，地质储量和年产量分别为74.5%、73%；可采储量采出程度40～60%、综合含水大于60～

80%的油田，地质储量和年产量分别为9%、8%；可采储量采出程度小于40%、综合含水小于60%的油田，地质储量和年产量分别为16.5%、19%；集团公司中高渗透注水砂岩油藏110个，地质储量52.16×108吨，可采储量23.5×108吨，年产油占总产量的57.2%，平均含水83.7%，可采储量采出程度70.71%油井含水的原因油井含水原因工艺地质技术底水（油水界面锥进）块状地质采用各种化学剂、建立人造隔层（压裂或不压裂），化学剂可分为固体、液体、起泡剂等边水注入水下部水上部水沿低质水泥环的底水窜入低质固井经现有或专门孔眼（用封隔器或不用）注水泥浆、合成树脂，修补水泥环缺陷套管密封性被破坏非均质地层封堵：封隔器，水泥柱塞，注液体、固体和非固体材料调整注水井吸水剖面往套管外注水泥浆，合成树脂等。油井产水的危害高产井变成无工业价值的井地层中可能出现水圈闭的死油区储层结构破坏，油井出砂增加液体相对密度，增大井底压力，使自喷井变为抽油井腐蚀地下设备，引发事故增加地面拖水和水处理的费用堵水调剖的概念η=ED·EV

调剖措施：注入井堵水措施：油井堵水调剖的作用

基本作用是提高注入水的波及体积，提高产油量，减少产水量，提高油田开发的采收率封堵多层开采的高渗透，高含水，或注入井的高吸水层，减少层间干扰，改善产液剖面或吸水剖面

封堵单层采油井的高渗透段和水流大通道或注水井的高吸水井段封堵水窜的天然裂缝和人工裂缝，控制采油井含水上升率堵水调剖的作用化学遮挡控制底水锥进速度，提高底水油藏的无水和低含水期采油量封堵窜槽水，封死窜槽段，达到堵水目的按油田区块整体进行调剖、堵水控制含水上升，提高波及体积，提高开发采收率深部液流转向，提高波及体积，改善驱替效果，提高采收率

堵水调剖技术的发展历史探索研究阶段（50～60年代）：

原油、松香皂、水泥，提出证明封堵水层是增加原油产量和提高油井采收率的好方法机械堵水为主的阶段（70～80年代）

封隔机械堵水技术和悬浮也堵水调剖技术化学堵水、调剖大发展阶段（80～90年代初）

79年成立全国油田堵水技术协调小组，从单井堵水转为注水井调剖，发展为油水井综合治理油田区块整体堵水调剖阶段（90年代）

提出堵水调剖是三次采油不可逾越的一步，形成配套技术，以区块为整体的堵水调剖技术深部调剖堵水、调驱阶段（现阶段）堵水调剖综合技术找水技术

吸水剖面、产液剖面的测试

注水指示曲线、压降法

示踪剂、电位法技术堵水调剖化学剂技术堵水调剖机理研究技术岩心堵塞评价核磁共振技术CT成像技术注入工艺技术：笼统挤入、卡封挤入

撬装式泵车、配液装置在线工艺井组注入

效果预测与综合评价技术数值模拟软件示踪剂、电位法技术生产动态法1979—2002年全国油田化学堵水调剖效果

化学堵水调剖剂堵水调剖机理吸附作用化学剂吸附于岩石表面，对水流产生较大的阻力，降低高渗透层的渗透性动力捕集作用聚合物类堵水调剖剂为线性大分子结构，其结构柔软，泵送过程中分子链伸展，具有较好的流动性，便于注入，当径向注入地层后流速降低，分子链将松弛并形成无规线团堵塞孔隙喉道，阻止水的流动，起到堵水作用物理堵塞作用通过架桥堆积、交联、固化作用，对多孔介质中的喉道物理堵塞润湿性的转变堵水调剖剂的分类基本分类法：化学组成分类无机、有机、复合或选择性和非选择性油藏特征分类高渗透、稠油热采、低渗透施工工艺分类近井、深部、调驱堵水调剖剂类型国外主要品种国内情况水泥类水基、油基、活化、超细水泥基本齐全树脂类酚醛、氨基热固性树脂聚乙烯、聚丙烯热塑性树脂基本齐全无机沉淀类水玻璃氯化钙基本齐全聚合物凝胶类（合成、天然、生物聚合物）HPAM－甲醛、Cr3+、柠檬酸铝、Zr4+凝胶；AM－双丙凝胶、溶胶；木质素磺酸盐－Cr3＋凝胶；黄原胶－Cr3＋凝胶基本齐全颗粒类体膨型聚合物、石灰乳、膨润土基本齐全泡沫类二相泡沫、三相泡沫、泡沫凝胶基本齐全选堵类活性稠油、表面活性剂、阳离子聚合物基本齐全复合类聚合物－树脂、般土－聚合物基本齐全工业副产品类有机硅、碱性油、酸渣基本齐全无机类石灰乳复合堵水剂微粒水泥硬性堵水剂硅系单双液法调剖剂钠土絮凝堵水剂铝盐-尿素无机凝胶体系有机类聚合物凝胶堵水调剖剂热固性树脂堵水剂聚合物-树脂堵水调剖剂

有机氯硅烷堵水剂泡沫凝胶调剖剂天然有机物堵水剂炼厂油渣转向剂类型名称组成特性用途地层深部堵调剂胶体分散凝胶聚合物：分子量1200万、水解度25-35%交联剂：柠檬酸铝羧酸铬（Ⅲ）凝胶、可流动、分子内交联地层深部（1/2-1/3井距）调、驱地层渗透率变异系数0.75-0.85防窜剂阴离子聚合物：分子量1000万、水解度25-35%；阳离子聚合物：分子量400万，阳离子度30-50%凝胶、絮凝、沉淀地层深部堵、调、驱高温堵调剂矿渣水泥水泥：粒度5-30μm共聚物：甲基丙烯酸甲脂甲基丙烯酸钠甲基丙烯酸乙醇胺凝结固体>300℃、缓凝、高强度>40MPa堵漏泡沫凝胶表面活性剂：聚氧乙烯硫酸盐聚氧乙烯硫酸铵盐泡沫凝胶>205℃蒸汽驱、吞吐树脂选堵剂聚合物：分子量200-2000万三聚氰胺、甲醛、高碳醇表面活性剂凝固体300℃高渗透层大孔道高渗透堵调剂石灰乳石灰：粒度30-150μm膨润土、石棉凝固体封裂缝（>100μm）、高渗透层微粒水泥水泥：平均粒度<10μm分散剂：非离子表面活性剂烃类：油、烃凝固体封裂缝、窜槽聚合物本体凝胶季铵盐、磺酸盐与AM共聚物、有机、无机交联剂或树脂硬凝胶5万-10万mPa·s封堵高渗透层低渗透堵调剂聚合物弱凝胶AM共聚物：分子量300-800万、水解度5-20%、用量0.3-0.5%交联剂：无机、有机弱凝胶5000-10000mPa·s微裂缝填充聚合物类堵水调剖剂基本组成聚合物交联剂助剂基本原理聚合物与交联剂（引发剂）和(或)助剂在一定的油藏条件下（温度、水质）发生化学反应，聚合物线性结构变为体型结构，封堵高渗层带、大孔道、裂缝基本特征

配置液流变性好、可优先进入高渗透层或孔道生成凝胶有好的粘弹性、整体性具有延缓交联特性，适用于近井、深部调剖凝胶体吸附性和滞留性好适用条件：温度：30—120℃PH值：4—10矿化度：<300000ppm岩性：砂岩、碳酸盐岩主要性能地面粘度：30—50mPa•s成胶时间：3小时—十几天凝胶粘度：2000—80000mpa•s聚合物合成聚合物：阴离子聚合物、阳离子聚合物、两性离子聚合物天然聚合物：木质素磺酸盐、栲胶生物聚合物：黄原胶聚合单体：丙烯酰胺交联剂体系

氧化还原体系：重铬酸盐+硫代硫酸盐（亚硫酸盐）

有机醛：甲醛、糠醛等树脂：酚醛树脂、环氧树脂、脲醛树脂醛+酚

乌洛托品+酚+酸

羧酸铬柠檬酸铝

堵水调剖剂名称成功率（％）每吨聚合物增油量（吨）PHP－761凝胶721800PHP－771凝胶782000PR－8201凝胶801176PAM水膨体87.5560PAM－306树脂凝胶66.7385PAM－甲醛凝胶73678TP－91080800FT-213两性离子881100BD－910781000树脂类堵水调剖剂酚醛树脂堵水剂

典型配方羟甲基酚水溶液含量50—70%；草酸催化剂用量4—6%或氯化铵催化剂1—2%；性能与适用条件堵剂配制液地面粘度小于30mpa.s，凝固时间可在0.5—3h之间控制，固化后强度大，耐温性好，堵水效率大于99%。该堵剂适用于出水层位清楚的砂岩或碳酸盐岩油井堵水，也可用于堵底水、封窜和防砂，使用井温40—170℃油田应用胜利油田与中原油田用酚醛树脂堵水共计为33井次，成功率达到85%，其中中原油田采油三厂文72—5井注堵剂7m3，见到明显效果，该井堵前产液量5.6m3，产油量0.5t，含水92%，堵后日产油猛增到20t，不含水。树脂类堵水调剖剂树脂类堵水调剖剂脲醛树脂堵水剂

典型配方原料尿素为工业品含量98%，甲醛工业品含量为36%，制备羟甲基脲的甲醛与脲摩尔比为2：1。羟甲基脲水溶液含量51——54%；羟甲基脲：氯化铵=1：0.005性能与适用条件堵基配制液地面粘度10—15mpa.s,，凝固时间3—24h可调，固化物堵塞率大于98%，使用温度小于95℃。该堵剂适用砂岩或碳酸盐岩堵水，亦可堵底水、窜槽水，也可防砂环氧树脂堵水剂树脂类堵水调剖剂典型配方配方一：a、E—44环氧树脂100份；b、702#环氧树脂10—20份；c、生石灰（160）20份；d、二乙烯三胺固化剂10份；e、稀释剂甲基丙烯酸酯30份

配方二：A组分a、环氧树脂E44—701#；b、不饱和聚酯树脂191#；c、甲基丙烯酸甲酯；B组分a、促进剂DM；b、甲基丙烯酸；c、二乙基苯胺；d、过氧化环乙酮性能与适用条件配制堵液地面粘度30—50mpa.s,，用于30—60℃地层温度，固化时间1—10h可调，耐压12.5—20MPa。油田应用已在油田应用25井次，配方A成功率91%，施工的16井次有效，平均单井日增油1.83t，日降水41.4m3，含水平均下降6.3%。配方B施工8井次，堵水成功率83.3%，堵后单井日增油2.1t，日降水67m3，有效期最长的已达一年。热塑性树脂堵水剂软化剂、乙烯醋酸乙烯酯和石蜡组成，使用前将各组分混合共熔，制成一定规格的球体，在温度作用下球体能熔溶生成高粘弹物体，溶于油不溶于水可选择性堵水典型配方a、乙烯醋酸乙烯酯共聚物用量5——15%，熔溶指数2—58/10min；b、石蜡熔点55—79℃，用量70—85%；c、软化剂脂肪二酰胺用量5—10%；

树脂类堵水调剖剂性能与适用条件堵剂配制液为颗粒悬浮液，在120℃下完全熔溶时间小于3h，熔溶液粘度大于5000mpa.s，堵水效率大于75%，该堵剂适用于120—160℃深井堵水，也可用于封堵炮眼或封窜。无机盐沉淀型堵水调剖剂水玻璃氯化钙堵水剂化学反应原理

CaCl2+Na2O·nSiO2----NaCl+CamSiO2典型配方：单液法：水玻璃：氯化钙：氢氧化钠：水=1:0.06:0.04:0.5

双液法：A液水玻璃含量20%，B液氯化钙含量10～15%A:B=1.1主要性能：单液法固化时间0.5～3h，堵塞效率大于98%，适用于40～80℃的砂岩油井堵水、封窜应用：胜利进行37井次应用，成功率90%，大庆91-96年施工314井次，单液法堵水44井次，成功率82%，平均单井日增油3.4吨，降水33方，双液法施工270井次，成功率88%，单井日增有3.2吨，降水56方。无机盐沉淀型堵水调剖剂硅酸凝胶调剖剂化学反应原理

HCl+Na2O·nSiO2+mH2O----NaCl+nSiO2(m+1)H2ONa2O·nSiO2+H2SiF6----Na2SiF6+nSiO2(m+1)H2O典型配方：单液法：水玻璃（5～15%）：盐酸（10%）=4：1

双液法：A液氟硅酸含量8～13%，甲醛1～5%B液水玻璃含量10～24%B:A=(0.5～1.2%）：1主要性能：单液法固化时间9～10h，凝胶粘度大于2万mPa·s，堵塞效率大于90%，适用于30～90℃的砂岩油井堵水、封窜应用：胜利进行13井次应用，成功率70%无机盐沉淀型堵水调剖剂硅酸钠—硫酸亚铁调剖剂化学反应原理

Na2O·nSiO2+FeSO4----FeO·SiO2+Na2SiO4典型配方：双液法：A液硅酸钠含量23%B液硫酸亚铁含量13%A:B=1.6：1主要性能：沉淀物生成时间40min～24h，堵塞效率大于85%，适用于40～80℃的地层深部剖面调整

国外硅酸盐产品主要由哈利伯顿公司的InjectrolG.H.L系列，道威尔公司的Zonelock100、150、155系列，BJ-1休斯公司的Silgei系列。但以硅酸盐为堵剂的不足之处是反应后的产物微溶于流动的水，强度较低，此外能与很多离子发生反应，故对所处层段必须验证清楚水泥类堵水调剖剂

水基水泥调剖剂作用原理水基水泥也称水泥浆，为早期油井封窜、堵漏材料，近些年来在注水井高渗透层深调使用也见到好的效果。挤水泥是压力（5—70Mpa）下，将一定配方水泥浆注入地层，使其在地下压差作用下失水，生成的滤饼，附着在岩石表面上，经固化后就可有效堵塞孔道和渗透层。典型配方

a，水灰比80%b，外加剂10%性能与适用条件水泥浆密度为1.6g/cm3，稠化时间80~300min，API失水100（1000psi，cc/30min），24小时抗压强度14Mpa，水泥在渗透率为0.05X10-3md。适用50~80℃井温使用，封堵半径0.5~1.5m。油田应用

1994年以来，中原油田的五个采油厂用水泥浆共计施工106口井，成功率达到81.6%，胜利油田施工21井次成功率为71.4%。油基水泥堵水剂作用原理油基水泥是由原油或柴油与原油混合物加水泥干灰混合而成，堵剂被挤入地层出水段后，由于水泥具有亲水性，使油相被水置换，水泥经水化凝固，将出水层堵死，因此油基水泥具有选堵效果。典型配方

a，油：水泥干灰=（85~90%）：（15~10%），

b，表面活性剂1%。水泥类堵水调剖剂

性能与适用条件制备的油基水泥比重1.5~1.8g/cm3，适用40~90℃，近井0.5—1.5m堵水。油田应用胜利油田采用油基水泥和混油水泥浆，共计处理油井30口成功率达到70%，某油田注堵剂16m3，堵后含水下降20%，原油日产量增加4.7t。泡沫水泥堵水剂作用原理泡沫水泥由水泥干灰，发泡剂，水和空气等三相组成，生成的结构物为可渗透的硬性材料，具有一定堵水效果。典型配方

a，水泥浆配制，干水泥：H2O=10：90，

b，发泡剂ABS用量为水泥用量的0.5—1.5%，

c，泡沫稳定剂用量3—5%。水泥类堵水调剖剂

性能与适用条件水泥浆地面相对密度1.7—1.8g/cm3，适用40—60℃温度，封堵滤失井水泥浆在地面高气化度，封堵垂直裂缝井水泥浆在地面低气化度，该堵剂适合近井堵水。油田应用玉门油田采用泡沫水泥堵水取得了一定效果，其中效果明显的4口井平均单井注剂量为8.7m3，堵后平均含水下降了25%，单井平均增产原油320吨，平均有效期为12.5个月。

颗粒类堵水调剖剂

有机水膨型颗粒堵水调剖剂作用原理水膨型颗粒堵水调剖剂主要类型有聚丙烯酰胺水膨体，聚乙烯醇水膨体和淀粉水膨题。这一类高分子化合物的结构为网状或三维体型，由单体聚合、聚合同时交联或聚合物改性等方法制备。最大特点是不溶于水，但遇水高度膨胀，利用这一特点可进行堵水或调剖。典型配方甲撑基聚丙烯酰胺粒径0.8—10mm，用量0.5—2%；分散剂：0.1—0.2%；添加剂：0.5—1%；性能与适用条件水中膨胀倍数10—300倍；适用温度30—90℃；完全膨胀时间10—15h；堵塞效率大于93%；油田应用吉林油田由87年到97年间采用聚合物颗粒堵剂共施工62井次，距52井次堵水调剖后的统计，累计增产原油5594t，减少产水3.79×104m3。纸浆废液堵水剂作用原理纸浆废液中含有大量固体颗粒物，其中大部分为细长的植物短纤维，其余部分为有机物和无机物，混合物经高速剪切泵入地层，植物纤维堆积在喉道并通过缠绕形成堵塞物起到堵水作用。纸浆中含有的多种活性基团还具有降低岩石界面张力的作用。典型配方

颗粒类堵水调剖剂

成分含量（%）成分含量（%）有机酸0.3—0.5木质素5—10无机物1—2单宁4—5多糖1—1.5纤维素1—2性能与适用条件地面粘度1.4—2.0mpa.s；堵塞率90%；使用温度20—130℃；油田应用1994年以来中原油田共用纸浆废液调剖131井次，累计增产原油3.89×104t，累计降水7.15×104m3，平均单井增产原油297t，降水546m3，投入产出比为1：6.5。石灰乳堵水剂化学反应原理生石灰一氧化钙遇水后反应生成氢氧化钙，氢氧化钙在水中是以胶体分散颗粒存在，进入地层后分散颗粒和填料一起凝聚并在出水孔道生成最终的凝固体起到堵水作用。典型配方氧化钙粒度40—150μm，用量28%；油井水吸用量13%；膨润土3%；石棉用量2.5%；蛭石用量2.2%；降失水剂用量0.5%，余量为水；颗粒类堵水调剖剂

性能与适用范围按配方配制的石灰乳稠化时间大于8小时，地面配制液粘度15—20mpa.s，适用井温40—150℃，堵塞率大于95%，该堵剂适用碳酸盐岩和砂岩油井堵水，封堵裂缝应大于100μm。油田应用至97年底采用石灰乳堵水剂先后在胜利、华北和中原油田共进行98井次油田堵水，累计增加原油产量42.23×104t，少产出水592×104m3

泡沫堵水调剖剂

三相泡沫堵水调剖剂作用原理三相泡沫由气、液、固组分组成，进入渗透层的稳定泡沫流体中的小气泡首先粘附在岩石孔隙表面上，阻碍水在多孔介质的流动。然后由于贾敏效应和泡沫的膨胀加大对水流动的阻力，流体的进一步乳化和可能的氧化作用改变岩石界面的性质，多孔介质成为憎水性更加限制水的流动。典型配方

a，起泡剂十二烷基磺酸钠，用量1—1.5%，或烷基苯磺酸钠用量1.5—2.0%；

b，稳定剂羧甲基纤维素用量0.5—1.0%，也可用相当量硅酸钠；

c，固相膨润土或水泥或氯化钙，用量2—6%；

d，余量为水和空气。性能与适用条件

a，三相组分混合后密度1.6—1.8g/cm3b，发泡性半衰期5minc，发泡量2.8ml/mld，堵塞率97%e，适用条件堵剂适用温度为40—60℃，油，水井地下渗透率小于0.05µm3，非均质系数大于1.5。油田应用三相泡沫堵调剂已在新疆克拉玛依油田试验并推广应用，自1985至1989年，共计施工105井次，其中注水井调剖56井次，成功率82%。泡沫凝胶堵水剂作用原理泡沫凝胶由气、液两相组分组成，液相中除含有三相泡沫中的液相组分外还含有凝胶剂和交联剂。泡沫凝胶液进入渗透层除气泡的吸附性，贾敏效应的作用阻止水的流动，还增加了泡沫凝胶的堵塞应用。典型配方

a，起泡剂起泡剂十二烷基磺酸钠或烷基苯磺酸钠用量0.5—1.5%；

b，凝胶剂聚丙烯酰胺或硅酸钠或羧甲基纤维素用量0.4—0.6%；

c，交联剂，甲醛用量0.8%，或氧化还原体系交联剂0.2—0.3%，或碳酸胺用量0.5%。泡沫堵水调剖剂

性能与适用条件

a，泡沫半衰期200min左右；

b，泡沫质量73—85%；

c，堵塞率大于80%；

d，突破压力大于0.01MPa/cm2。适用于低渗透油井堵水，使用温度30—60℃。油田应用吉林油田采用泡沫凝胶堵水剂从96年9月至97年10月在油田共计堵水作业11井次，措施成功率100%，可对比的井11口，有效率100%，累计增油660t，平均单井增油62t，累计少产出水4300m3，其中5—13井措施前产液含水93%，日产油量0.6t，措施后产液含水67.9%，下降25.1%，日产油量3.1t，增加2.5t。选择性堵水调剖剂活性稠油堵水调剖剂基本组成：高粘原油+表面活性剂作用原理

活性稠油遇油溶解，遇水迅速乳化成油包水乳状液且粘度大幅度提高，增加注入水的流动阻力或限制油层水的产出活性稠油在岩石表面的吸附，改变了界面的润湿性，使其由原来的亲水性变为亲油性体系中的油滴使水流动受阻，产生贾敏效应典型配方：

高粘原油：粘度300～1000mPa·s，交织、李庆芝含量大于50%

表面活性剂：烷基磺酸盐或烷基苯磺酸盐或sp-80或jc-942性能与使用条件：

堵塞率达于60%，适用于40～120℃井温的堵水、调剖。应用情况

66～96年在生理、辽河等油田共进行200余井次施工，其中辽河油田91～96年进行179井次选择性堵水试验，累计增油11万余吨，平均单井增有635吨。选择性堵水调剖剂有机硅堵水剂基本组成：工业副产品甲基氯硅烷是多种组分的混合物，包括甲基三氯硅烷、二甲基二氯硅烷、三甲基一氯硅烷，氯硅烷含氯量40%以上，一般采用醇解改性产品化学反应原理

典型配方：双液法：A液甲基氯硅烷液，氯含量39～40%B液醇类，乙醇或多元醇

C为稀释剂，柴油A:B=100：50～5主要性能：凝固时间5～60min，堵塞效率大于80%，适用于75～200℃的油层堵水

选择性堵水调剖剂松香皂堵水剂化学反应原理

典型配方：松香酸:氢氧化钠：水=1：0.18:1主要性能：使用温度40—60度，地下钙、镁离子含量大于3000ppm,堵塞效率66-85%

复合堵水调剖剂

木质素磺酸盐—聚丙烯酰胺堵水剂化学反应原理

堵剂由木质素磺酸盐纳、聚丙烯酰胺、重铬酸钠和氯化钙组成，木质素分子结构复杂，含有甲氧基、羧基等多种官能团。交联剂六价铬经木质素磺酸盐还原基团如羟基，羧基作用后被还原为三价铬，三价铬羟桥多核络离子再与木质素磺酸盐和聚丙烯酰胺发生如下三种交联反应：聚丙烯酰胺与木质素磺酸盐分子间的交联反应；聚丙烯酰胺分子间的交联反应；木质素磺酸盐分子间的交联反应。典型配方

a，木质素磺酸盐钠水分≤8%，CaO≤1.3%，灰分≤28%，含糖≤3%，PH≤9，水不溶物≤1%，配制堵剂用量为4—6%；

b，聚丙烯酰胺分子量≥3×106，非水解体，用量0.8—1.0%；

c，重铬酸钠用量0.9—1.4%；氯化钙用量0.6—1.6%。性能与适用范围

a，地面粘度50—100mPa·s；

b，凝胶时间1—48hr可控；

c，凝胶粘度3×105—5×105mPa·s；

d，堵塞率95%以上堵剂适用40—85℃油井堵水和注水井剖面调整，矿化度小于5×104ppm。油田应用胜利油田自1982年以来，应用8—10%浓度的木质素磺酸盐符合堵剂共施工39井次，成功率90%以上，某油井用堵剂60m3，处理前含水89.4%，日产油12.6t，处理后含水26.1%，含水下降63.3%，日产油60t，日产油增加47.4t水玻璃—聚丙烯酰胺复合堵水剂化学反应原理在交联剂甲醛存在下和酸性条件下，聚丙烯酰胺和水玻璃经化学反应生成复合凝胶体，复合凝胶体由三部分组成；聚丙烯酰胺甲醛交联凝胶；硅酸钙—硅凝胶；硅酸凝胶。由于协同效应，复合凝胶体粘弹性和强度明显提高，可有效封堵高渗透层。典型配方

a，部分水解聚丙烯酰胺分子量4×106—5×106，水解度10—20%，用量0.2—0.3%；b，硅酸钠用量4—6%；c，甲醛用量0.1—0.2%；硫代硫酸钠0.03—0.05%。

复合堵水调剖剂

性能与适用范围复合堵剂比重1.04—1.06；凝固时间4—8hr；堵塞效率98%以上。适用温度范围40—90℃，矿化水中Ca2+含量小于3000ppm，油井堵水或注水井调剖。油田应用

1990年至1997年中原油田采用复合堵剂在文10块，文25块，文15块和文209块共进行了70井次的堵水试验，累计增产原油为3.04×104t，少产出水13×104m3，工艺成功率100%，有效率85.7%，平均单井增产原油507.4t，降水2328m3，投入产出比1：14.38。搬土—聚丙烯酰胺复合堵水调剖剂作用原理粘土颗粒与聚丙烯酰胺大分子接触后，通过静电键结合作用，氢的链和作用将粘土颗粒与聚丙烯酰胺桥连在一起形成絮团，小的絮团在地层堆积形成较大的絮凝体，可有效降低大孔道渗透率。典型配方

A液5—7%钠土，蒙脱石含量20—35%，粒径5—10µm，隔离液污水（2—6m3）

B液0.06—0.1%聚丙烯酰胺，分子量3.5×106，DH=30%。复合堵水调剖剂

性能与适用条件

a，絮凝时间3—5min；

b，PH聚丙烯酰胺水溶液0.2%，浓度PH=7—8；

c，絮团含水70—80%；

d，封堵效率74.6—97%。复合堵剂适用30—75℃井温，PH值6—9，油井堵水或注水井剖面调整。油田应用自1981年开始，新疆克拉玛依油田，胜利油田采用搬土—聚合物复合调剖剂共进行155井次调剖试验，成功率大于80%，共计增产原油10.23×104t。石灰泥复合堵水调剖剂作用原理石灰泥无机复合堵水调剖剂由石灰泥，固化剂，悬浮分散剂组成，石灰泥来源于油田污水处理的副产物，主要成分为碳酸钙。复合堵剂配制液为稳定均匀的悬浮分散体系，便于泵入地层较深部位，并在渗透层滞留形成颗粒或凝固体的物理堵塞。典型配方石灰泥含CaCO3，用量6—10%，粒径0.01mm—0.005mm；固化剂8—10%；悬浮分散剂6—10%余量为水复合堵水调剖剂

性能与适用条件

a，地面粘度45mPa·s；b，密度1.29g/cm3；

c，沉淀率1.4%堵塞率≥97.7%

突破压力≥14MPa。复合堵剂适用100℃以下地层温度使用，适用大孔道，高渗透层调剖。油田应用中原油田自96年初至98年3月止，采用石灰泥堵剂共计注水井调整吸水剖面274井次。累计增加原油产量3.94×104t，降低产水18.64×104m3。其中采油三厂施工效果最好，该厂共计调剖51井次，成功率达98%，增油1.84×104t，减少产水9.1×104m3，平均每井组增油391t，降水1936m3，有效期为131天，投入产出比为1：11.3。

其它石油硫酸混合物堵水剂化学反应原理当硫酸和石油、地层矿物，地层水相遇时会发生复杂的化学反应并同时形成堵塞物。硫酸与石油作用能引起沥青质的稠化和凝固、与焦油作用产生缩合，二者生成物主要成分是一种酸性渣油，为粘性层状液体不溶于水或油。此外，浓硫酸注入地层后还可与Ca2+、Mg2+，反应生成CaSO4、MgSO4沉淀在地层中造成堵塞，浓硫酸和石油反应还可以生成石油磺酸（盐）的表面活性剂，表面活性剂与水接触形成一种乳状液也具有堵塞作用。性能与适用条件石油与硫酸按3：1（重）在井口混合泵入地层后，大约30min反应物粘度可达1.1×104mPa·s，该堵剂适用任何矿化度条件，使用温度120—210℃，封堵效率为69%。碱性油废液堵水剂碱性油废液为炼油厂生产柴油、润滑油副产品，这种废液呈暗褐色可流动，比重，粘度近与水，热稳定性好，无毒，易与同水和石油混溶，当与氯化钙水溶液接触时即形成强度高、粘附性好的憎水结构物，该堵水材料由碱性液和5—15%氯化钙水溶液组成，施工时可采用双液法，用水做隔离液。油田化学堵水调剖的新进展封堵大孔道、裂缝技术

聚合物胶囊增稠堵漏技术二次交联封堵裂缝技术油田堵水、封窜用改性氰凝技术聚合物颗粒复合凝胶调剖技术聚合物胶囊增稠堵漏技术在水泥浆中加入聚合物溶液胶囊混合而成，该剂的稠度高于普通水泥浆，由于聚合物胶囊增稠剂的温度特性和胶囊破坏后，稠度急速增加，很快失去流动性，同时未被破坏的胶囊颗粒和破碎胶囊壁膜的直接堵塞作用更增强了它的堵塞效果，使得水泥浆在裂缝、孔隙表面粘附胶结和固化，形成坚硬的水泥石，从而避免了与地层水接触而出现的强烈稀释现象，达到提高堵漏效果制备方法：根据选择的聚合物溶液和交联剂溶液的密度差来选择当聚合物溶液的密度高与交联剂溶液的密度，将一定数量体积的聚合物溶液从一定高度直接滴入交联剂溶液中，或聚合物溶液经液体隔离层滴注入交联剂溶液并保持一定的时间特性：直角稠化特性桥接性初、终凝时间短组成及性能1.5%~4%聚丙烯酰胺（分子量250~500万，水解度15~25%）1.0~3%的LB溶液作交联剂胶囊保持时间30min，球形胶囊直径5~6mm将10%的聚合物溶液粒状胶囊加入到水灰比为0.5的水泥浆中使用80℃下，胶囊10%，初/终凝时间为80~100/120~130min二次交联封堵裂缝技术与交联剂和树脂先后两次交联生成凝胶成胶强度高、持壁性好、粘弹性好成胶时间可控，控制成胶后胶体的粘度和强度，形成网状立体结构的半固体凝胶、硬性固体适合污水配制

PAM:树脂=1：2

PAM:树脂=12：3

0.7：90.4：2岩芯号堵前Kw(10-3µm2)堵后Kw(10-3µm2)渗透率降

(%)3#5309.5498.25#2402.6498.96#1101.0099.1二次交联调剖剂与常规凝胶相比其强度明显高，同时又克服了单一堵剂成胶时间慢的缺点，其突破压力很高，在压力下可以持续较长时间。聚合物：树脂在0.7：9配比浓度的突破压力高达10Mpa以上，表现出良好的整体抗冲刷性能。因此，二次交联调剖剂适合作为堵大孔道的堵剂。封堵效率实验油田堵水、封窜用改性氰凝技术氰凝是一种聚季氨脂类化学灌浆材料优点：粘度低，可灌性好，与砂石粘结强度高，可发泡膨胀，填塞体积大缺点：遇水后迅速反应并固化，且和水泥、钢管等有很好的粘接性能，从而导致在堵水和封窜时施工困难改性的油溶性氰凝材料OTPTTPT升温到一定的温度后加入催化剂、溶剂及封端剂R’-H(即含有活泼氢，能与R-NCO反应，且在一定条件下能释放出-NCO的物质），搅拌反应特性：在一定温度范围内与水不混溶，不反应，但加入不同的催化剂并调节用量，可使其解封并固化，满足不同油井的封堵改性的水性氰凝材料WTPTDI、PAPI、溶剂、封端剂缓慢升温，在一定温度下反应，可以和水以一定的比例混溶，呈白色乳状液的形式稳定存在特性：60～70℃活性满足2.0h固化，80～120℃需加阻聚剂，温度较低需加催化剂聚合物颗粒复合凝胶调剖技术单一的颗粒型堵剂在注入、地下运移过程中易破碎，抗冲刷性差，封堵缺乏连续性、整体性单一的弱凝胶体系应用于水驱调剖其凝胶强度相对较低，抗水穿透能力弱体膨颗粒和弱凝胶的性能相结合，颗粒在弱凝胶中可起到骨架作用，弱凝胶又可包裹颗粒，使之避免过度破碎运移，两者相结合可提高堵剂强度，封堵具有连续、整体性微观实验综合分析

凝胶颗粒大小与孔喉的匹配关系

平板模型中颗粒通过40微米孔道前后的图像

颗粒在不同压力下所到达位置前部的直径（微米）一般颗粒直径为孔喉直径的1.5倍以下时，可以完全通过孔道。pH678成胶时间（hr）753316凝胶粘度(mPa.s)134001670023000组分适宜范围聚合物WYT-9810.15%～0.4%交联剂SH-9903-30.15～0.3%颗粒0.1～0.5%PH值6～8适用温度30～70℃地面粘度30～80mPa.s凝胶粘度＞10000mPa.s2003年9—10月在吉林油田采油一厂共计施工6井次，恢复注水后启动压力升高1.2MPa，调剖效果正在观测中

深部调驱技术

注交联聚合物驱油技术高温高矿化度地层的无机凝胶涂层深调技术碱环境下污水配制聚合物弱凝胶深部调剖技术聚乙烯亚胺交联聚合物技术粘弹体阴离子表面活性体系的研究活性微-纳米颗粒体膨延深调驱技术缓释微胶囊液流深部转向技术其他

铝盐-尿素-表面活性剂-水无机凝胶生成体系水基油溶性堵剂的研究注交联聚合物驱油技术整体注入：在地面混合聚合物和交联剂，已形成均匀的凝胶溶液，然后注入地层顺序注入：分别注入聚合物和交联剂段塞，在岩石内部的空隙壁上形成聚合物和交联剂层的结构交联聚合物驱油机理在高含水期，交联聚合物首先封堵大孔道交联聚合物在增大波及效率的同时，能将水驱残余油驱动并形成富集油带后续水只能驱动部分交联聚合物，大部分被是留在油层中，增加残余油阻力系数被水携带“漂移”的凝胶会再次形成新的堵塞聚合物12345611交联剂柠檬酸铝柠檬酸铝柠檬酸铝聚合物浓度，mg/L100—1200100—1000100—900聚合物与铝的质量比10—100：15—30：110—40：1pH值5—85—75—7矿化度，mg/L0—3000001000—20000温度，℃32—9440—8040—70能否形成能否能能评价方法转变压力法孔隙阻力因子法转变压力法6种聚合物形成胶体分散凝胶的能力及条件1、部分水解HPAM；2、AMPS聚合物；3、阳离子聚合物；4、多糖；5、部分水解HPAM胶乳；6、羧甲基纤维素高温高矿化度地层的无机凝胶涂层深调技术针对交联聚合物凝胶堵剂在高温、高矿化度地层应用受限问题，研究提出了一种高温、高盐、深井（超深井）深部调剖技术——无机凝胶涂层深部调剖剂(WJSTP)。主剂：WJSTP固体干粉（95%的硅酸盐与5%

的添加剂BC组成）交联剂：Ca2+、Mg2+等二价阳离子浓度大于

2000mg/L的高矿化度地层水或人工模拟地层水。调剖作用机理：交替多段塞注入调剖剂和油田水，使其最大化形成无机凝胶，凝胶以结垢涂层方式作用于地层高渗透带孔喉表面，使流动通道逐渐变小、渗流能力逐渐降低，增加流动阻力，堵而不死，从而使流体转向实现深部调剖的目的。（a多段塞处理后多层涂层）（b涂层断面）硅酸盐凝胶在大孔道表面逐渐涂层使孔道变小示意图涂层调剖作用机理无机凝胶涂层淡水或低矿化度水配制的调剖剂溶液无毒、透明，与交联剂（如塔里木油田水）混合后为乳白色溶液，室温或高温下经过2~6小时可形成透明或灰白色凝胶。调剖液粘度及形成的无机凝胶密度与水相近，水中几乎不下沉，有利于凝胶在孔道表面的结垢涂层。

调剖剂凝胶化反应不受温度、高矿化度及高价阳离子限制，地层水中高价阳离子浓度高于2000mg/L时可直接用作交联剂，反之可采取人工补充模拟地层水为交联剂。调剖剂浓度、高价阳离子含量等对体系胶凝化程度影响较大，对胶凝化时间影响不大。★WJSTP调剖剂性能特点调剖剂与地层水在一定浓度范围内形成整体凝胶，其他浓度下则按调剖剂有效含量最大程度胶凝化。地层水作交联剂时要求具有较高的矿化度，且其中Ca2+、Mg2+

等多价阳离子浓度大于2000mg/l。调剖剂应用温度30~200℃。凝胶在酸、水、碱等溶剂中性能稳定，具有高温下的长期热稳定性能。商品调剖剂为单组分固体产品，运输施工方便，性价比高。调剖剂在不同油田水中的凝胶化程度与浓度关系（自来水配制20%WJSTP调剖剂水溶液，用油田水稀释）反应温度：130℃★调剖剂浓度对凝胶化性能的影响高温下最大凝胶化调剖剂浓度：

DH水3~5%LN水5~10%无机凝胶涂层封堵性能实验结果注：10%调剖剂连续注入，段塞间不停留。调剖剂与DH地层水体积比1：1。对多孔介质的封堵性能1、WJSTP无机凝胶调剖剂与高二价离子油田水或人工模拟油田水形成的凝胶涂层堵塞物,具有极好的耐温、耐盐、耐冲刷及热稳定性能。2、调剖剂凝胶化过程不受酸碱度、凝胶化时间等控制，不用调节组份含量，施工极为方便。注入时能像注入水一样优先选择高渗透层进入，并对地层高渗透带具有较好的涂层封堵能力。3、为避免调剖剂凝胶涂层对注入管线、设备形成涂层污染，建议现场施工时用淡水或低矿化度水配制，多次涂层段塞注入时用淡水或低矿化度水隔离。碱环境下污水配制聚合物弱凝胶深部调剖技术延缓型凝胶体系可进行大剂量调剖和作为中间段赛使用。基本配方：聚合物浓度：0.25-0.45交联剂浓度：0.17-0.25%PH值：7～12适用温度：30～70℃地面粘度：30～80mPa.s

凝胶粘度：＞8000mPa.s如图一所示随盐水中整体离子增加对两性离子聚合物静态吸附量起到负面影响作用。而Ca2+、Mg2+的桥接作用在较高浓度时表现的也很明显。使得两性离子聚合物的吸附量降低缓慢，对阴离子聚合物来讲甚至有所升高。在此矿化度变化范围内两性聚合物滞留量高于阴离子聚合物，二者变化趋势也基本相同，随着盐水整体矿化度的增加，滞留值逐渐下降。滞留量的降低是由离子的静电屏蔽和分子链卷曲引起的。随着Ca2+、Mg2+矿化度的增加，两性聚合物滞留数值远远高于阴离子聚合物滞留值。分析原因：二价阳离子盐敏、静电屏蔽作用与桥接作用相互抵消，体现为二价阳离子浓度变化对两性聚合物的滞留影响程度在较小的范围内变化。（1）粘温性（2）调剖体系的热稳定性（3）岩心封堵试验温度（℃

）30455565凝胶粘度（mPa.s）89001200018000>20000成胶时间（hr）125705842单位截面上的流量（ml/min.cm2）

注胶前水相渗透率（10-3μm2）

注胶后水相渗透率（10-3μm2）

残余阻力系数

封堵效率（%）

0.81×10-330.242.6311.5091.314.615.516.518.820222#阴离子聚合物16.217.218.320.321.523.61#阴离子聚合物52.152.953.754.555.356.74#两性离子聚合物41.342.743.444.545.647.23#两性离子聚合物1601006040205冲洗孔隙体积（PV）

渗透率降%堵剂类型

两性离子聚合物深度调剖的矿场应用

采用两性离子深度调剖剂从1996年至2003年在大庆油田五个采油厂水驱、聚驱先后施工200余井次采油厂聚驱前聚驱中聚驱后三元驱前采油一厂36106采油三厂25187合计612867聚驱前两性离子聚合物深度调剖矿场应用

北三西西块调剖后聚驱与聚驱注入压力对比曲线注入压力由注前的8.2MPa，上升到调剖剂后的11.7MPa；目前，注入压力为13.7MPa，与调剖前比较，注入压力上升5.5MPa，压力升幅为67.1％，高于聚驱压力升幅55.7%的水平。视吸入指数目前为9.9m3/d·MPa，下降幅度为54.2%，高于聚驱下降幅度41.4%的水平聚驱前复合离子聚合物深度调剖矿场应用

北三西西块特高含水井含水变化曲线7口调剖前含水为99.9%的井，目前日产液745t，日产油256t综合含水65.5%，单井日增油37t，综合含水下降34.4个百分点。在相同用量下，较北三西西块17口特高含水井多降21.3个百分点聚驱中两性离子聚合物深度调剖矿场应用

不同时间产油量变化不同时间含水率变化

中新201站与断西试验区停聚前后产量变化对比时间区块日产液(t)日产油(t)含水率（%）采聚浓度(mg/L)日产液(t)日产油(t)含水率（%）采聚浓度(mg/L)产油递减幅度(%)含水上升速度(%)中新201站458361286.7574456333292.732545.80.5北一区断西610069188.7632569122196.111968.00.62停聚前停聚一年后

聚驱后两性离子聚合物深度调剖矿场应用

经济效益采油厂调剖方式井数增油（万吨）降水（万方）创经济效益（万元）提高采收率（%）投入产出比一厂驱前116.21630003.721:10.6526.89722821.52.31:6.6驱后60.584428.711:3.76三厂驱前65.1362216.933759.71:4.2采油三厂预计44口试验井，控制地质储量1302.38万吨，可增产原油13.0238万吨，可创经济效益6140.227万元。聚乙烯亚胺交联聚合物技术体系组成：以丙烯酰胺和丙烯酸叔丁酯共聚物为基础，用聚乙烯亚胺交联体系特点：

PATBA-PEI键是PEI的胺氨在丙烯酸叔丁酯的羰基碳上的亲核物质侵占的结果不像金属交联剂，PEI不接受水解，PEI的交联作用是氨离子和羧酸盐阴离子之间的静电相互作用，温度在105℃以上时不发生交联活性微-纳米颗粒体膨延深调驱技术ZHY804颗粒体膨调驱剂制备流程简图有机物1交联体膨初聚物体膨聚合物

交联剂1有机物2升温ZHY803悬浮液分选粉碎有机物3交联剂2交联剂3填料、调节剂成型、干燥采用超音速气流粉碎及球磨粉碎法制备，经分筛测定，其粒径在5µm～4mm

ZHY804水体膨性颗粒调驱剂其粒径在5µm—4mm，当ZHY804颗粒随着携带液进入高渗透吸水层、裂缝或大孔道，吸水膨胀为本身体积的2—50倍，使高渗透层受到封堵，层间矛盾得到缓解，同时ZHY804不仅吸水体膨性好，而且吸水膨胀后还具有很好的弹性，耐高温（≤200℃)耐高矿化度（≤30

×104mg/l），克服了以往体膨性颗粒吸水膨胀后易破碎的缺点。ZHY803非体膨亲油水内悬浮颗粒调驱剂制备ZHY803气化交联物

油溶性有机物1ZHY803交联物

微-纳米颗粒

交联剂油溶性有机物2升温升温气化活化密度调节剂聚冷ZHY803悬浮液升温水采用气相沉积法，先将ZHY803气化，然后通过超低温骤冷制备微-纳米颗粒，粒径200mm-5µm

ZHY803非体膨亲油水内悬浮调驱剂，粒径在200nm—5µm。亲油性颗粒粒径大于250µm时，在水中既不悬浮，也不分散在水中，而是聚集在表面，ZHY803克服了这一缺点，能够较好地在水内悬浮。ZHY803颗粒随携带水进入地层，在地层内依靠颗粒间的“微粘附力”聚结成“微粒团”。同时ZHY803颗粒本身具有的亲油憎水作用，和颗粒遇地层残余油部分溶解而形成的高粘微乳状液，也能较好改变深层内水流方向，提高层内波及效率，达到解决层内矛盾的目的。活性CDG颗粒制备流程简图有机溶液1溶胶1

溶胶2

有机溶液2溶胶混合物

凝胶混合物

活性CDG纳米颗粒

交联剂a交联剂bph温度激活剂1成型激活剂2干燥采用溶胶—凝胶转变法制备凝胶混合物，在用超临界干燥法制备活性纳米颗粒，粒径100—600nm活性CDG调驱剂，粒径在100nm—600nm，活性CDG调驱剂，是在地面形成弱凝胶并成型微纳米粒子，克服了以往非活性CDG弱凝胶在地层内形成，不耐高温及高矿化度、易破胶、有效期短等缺点。一方面，活性CDG具有较高表面活性，其调驱液的表面张力在16—17mN/m之间，能较好地改变岩石表面润湿性，具有较强的洗油能力。另一方面，活性CDG粒径小，比表面积大，能充