海洋石油开采工程(第六章注水与增产增注技术(一、二))课件

海洋石油开采工程（第六章注水与增产增注技术（一、二））海洋石油开采工程（第六章注水与增产增注技术（一、二））第一节注水技术注水开发是最重要的油田开发方式。注水是一种二次采油方法。通过注水井向地层注水，将地下原油驱替到生产井，增加原油的采收率。注水保持压力是一项工艺技术。把水注入油藏，补充油藏原有的天然能量，改善油田的生产特性。注好水（质）注够水（量）和有效注水是注水工程的基本任务。第一节注水技术注水开发是最重要的油田开发方式。注水是一水质水源及水处理注水井动态注水工艺注水井工艺措施主要内容第一节注水技术水质水源及水处理注水井动态注水工艺注水井工艺措施主第一节

1、注水中油层伤害原因及机理注水中油层伤害的原因：注入水与地层水不配伍注入水与储层岩石矿物不配伍注入条件变化不溶物造成地层堵塞一、水质第一节注水技术1、注水中油层伤害原因及机理注水中油层伤害的原因：注入水与油层伤害表现在直接生成CaCO3、CaSO4或BaSO4、SrSO4等沉淀水中溶解氧引起铁氧化物沉淀水中硫化氢引起硫化亚铁沉淀水中二氧化碳引起CaCO3、BaCO3等沉淀注入水与地层水不配伍第一节注水技术油层伤害表现在直接生成CaCO3、CaSO4或BaSO4、S注入水经地面管线到井底，含铁量显著增加。腐蚀产物主要是氢氧化铁和硫化亚铁。铁的沉淀机理注入水与地层水不配伍第一节注水技术注入水经地面管线到井底，含铁量显著增加。腐蚀产物主要是氢氧Fe2+氧化生成铁菌的代谢作用产生氢氧化铁沉淀生成机理注入水与地层水不配伍第一节注水技术Fe2+氧化生成铁菌的代谢作用产生氢氧化铁沉淀生成机理注入水水中硫化氢H2S与Fe2+生成水中硫酸盐菌还原成H2S，与Fe2+生成硫化亚铁沉淀生成机理注入水与地层水不配伍第一节注水技术水中硫化氢H2S与Fe2+生成水中硫酸盐菌还原成H2S，与F重碳酸钙、重碳酸镁等不稳定盐类，由于温度变化，析出生成沉淀。在硫酸盐还原菌作用下，生成CaCO3沉淀。碳酸盐沉淀的机理注入水与地层水不配伍第一节注水技术重碳酸钙、重碳酸镁等不稳定盐类，由于温度变化，析出生成沉淀。油层伤害表现在：矿化度敏感引起水敏物质的膨胀、分散与运移PH值变化引起的微粒脱落、分散和沉淀注入水与岩石润湿性反转注入水与储层岩石矿物不配伍第一节注水技术油层伤害表现在：矿化度敏感引起水敏物质的膨胀、分散与运移注入油层伤害表现在流速影响温度变化影响压力变化影响注入条件变化第一节注水技术油层伤害表现在流速影响注入条件变化第一节注水技术油层伤害表现在：外来的机械杂质堵塞地层注水系统中的腐蚀产物各种环境下生长的细菌油及其乳化物不溶物造成地层堵塞第一节注水技术油层伤害表现在：外来的机械杂质堵塞地层不溶物造成地层堵塞第一控制悬浮固体浓度与粒径控制腐蚀性介质（溶解氧、CO2、H2S）控制含油量控制细菌含量控制水垢的形成2、注水水质的基本要求第一节注水技术控制悬浮固体浓度与粒径2、注水水质的基本要求第一节注水一种厌氧条件下使硫酸盐还原成硫化物，以有机物质为营养的细菌。生成环境PH=7.07.5，温度为2035C。危害产生H2S并与铁作用形成FeS沉淀和产生粘液物，强化垢的形成。硫酸盐还原菌（SRB）第一节注水技术一种厌氧条件下使硫酸盐还原成硫化物，以有机物质为营养的细菌。多种细菌的总称，是好氧性细菌和兼性细菌。生成环境水中含有亚铁、氧和有机物，总铁量在16mg/L的水中，温度为2225℃。

危害促成二价铁氧化成Fe3+，产生氢氧化铁沉淀；粘液物质形成浓度差电池腐蚀。铁细菌第一节注水技术多种细菌的总称，是好氧性细菌和兼性细菌。铁细菌第一节注一类好氧“异养”型的细菌，存在分布较广。生成环境存在分布较广。

危害与铁细菌大体相同。腐生菌（TGB）第一节注水技术一类好氧“异养”型的细菌，存在分布较广。腐生菌（TGB）第一

五类指标：溶解气生物类矿物类相关指标综合类3、水质的指标体系第一节注水技术五类指标：溶解气3、水质的指标体系第一节注水技术溶解在水中的O2、CO2和

H2S的浓度单位：mg/L生物类描述菌类及种菌的含量单位：个/mL溶解气第一节注水技术溶解在水中的O2、CO2和H2S的浓度生物类描述菌类及种菌阳离子：钙、镁、铁、钡（锶）离子阴离子：氯根、碳酸根和碳酸氢根及硫酸根相关指标PH值温度含油：mg/L矿物类第一节注水技术阳离子：钙、镁、铁、钡（锶）离子相关指标PH值矿物类第一节

1、水源选择（1）水源类型地下水水量稳定，水质不受季节影响，矿化度较高。地表水矿化度低，泥砂含量高，溶解氧充足，水量受季节变化。二、水源及水处理第一节注水技术1、水源选择（1）水源类型地下水二、水源及水处理第一节油田污水偏碱性，硬度低，含铁少，矿化度高，含油量高和胶体物量高，悬浮物组成复杂,油田注水的主要水源。海水高含氧和盐，腐蚀性强，悬浮固体颗粒随季节变化,水源丰富。混合水混合水指上述二种或三种以上水源相混合的水。大多数情况是含油污水与其它水源混合注入地层。第一节注水技术油田污水第一节注水技术充足的水量，且供水量稳定。良好或相对良好的水质，且水处理工艺相对简单或水处理经经济技术可行。含油污水优先，以减少环境污染。考虑水的二次或多次利用，减少资源浪费。（2）水源选择原则水源总供水量：Q1—油田注水量；Q2—油田辅助生产用水量Q3—油田生活用水量；Q4—其它用水量第一节注水技术充足的水量，且供水量稳定。（2）水源选择原则水源总供水量：Q沉淀过滤杀菌脱气除油曝晒

2、水处理基本措施第一节注水技术沉淀2、水处理基本措施第一节注水技术沉淀是让水在沉淀池（罐）内有一定的停留时间，使其中所悬浮的固体颗粒借助自身的重量沉淀下来。提高沉降效果足够的沉淀时间：加迂回挡板，增大流程。快速的下沉速度：加入絮凝剂，增大颗粒直径。Stokes沉降规律：沉淀第一节注水技术沉淀是让水在沉淀池（罐）内有一定的停留时间，使其中所悬浮的固过滤过滤目的是除悬浮固体或除铁。常见的除铁方法自然氧化法（石英砂过滤）接触催化法（天然锰砂过滤）人工石英砂法。过滤器的种类不同的过滤器，过滤标准或过滤对象不尽相同。第一节注水技术过滤过滤目的是除悬浮固体或除铁。第一节注水技术杀菌杀菌方法有化学法和物理法。油田常用杀菌剂。第一节注水技术杀菌杀菌方法有化学法和物理法。第一节注水技术脱气真空除氧降低压力就降低了溶解气量。气提脱氧用天然气或惰性气体从水中逆流以提出水中溶解氧。化学脱氧化学药剂（氧化剂）与氧反应生成无腐蚀性产物。除去H2S和CO2在酸性条件下，可在真空脱氧或气提脱氧中完成。第一节注水技术脱气真空除氧第一节注水技术除油污水中含油分散情况有三类浮油、分散油及乳化油。浮油稍加静置即浮到水面，分散油如果有足够的静置时间，也能浮升至水面。重力分离提供足够的停留时间以便油珠聚结和重力分离。气体浮选气泡与悬浮在水流中的油滴接触，使它们象泡沫一样上升到水面。第一节注水技术除油污水中含油分散情况有三类第一节注水技术水处理系统分为闭式系统和开式系统两种。闭式系统是一种完全隔绝氧气的系统，适用于原来就不含空气（或极少量氧），并几乎不用化学处理的系统。海水注入系统可采用闭式系统。开式系统适用于被氧饱和的水源或需要以通气的方式除去H2S和CO2。应采用相应的隔氧技术。3、水处理基本流程第一节注水技术水处理系统分为闭式系统和开式系统两种。闭式系统3、水处理基本主要是悬浮物和含氧。海水处理流程：（1）海水处理回注流程第一节注水技术主要是悬浮物和含氧。（1）海水处理回注流程第一节注水技（2）含油污水处理回注流程第一节注水技术（2）含油污水处理回注流程第一节注水技术（3）地下水处理回注流程第一节注水技术（3）地下水处理回注流程第一节注水技术1、基本概念三、注水井动态流度比吸水指数视（比）吸水指数与比吸水指数相对吸水量注水井指示曲线吸水剖面第一节注水技术1、基本概念三、注水井动态流度比第一节注水技术流度比指在注水油藏中水侵区的水的流度与油汇区的油的流度之比值。在见水前，一个开发区流度比将一直不变；在见水后，流度比随含水饱和度、水的相对渗透率的增加而不断增大。人工注水时的流度比范围为0.022.0。流度比第一节注水技术流度比指在注水油藏中水侵区的水的流度与油汇区的油的流度之比值吸水指数表示注水井单井或单层的吸水能力。吸水指数指注水井在单位井底压差下的日注水量，单位用m3/MPa.d。吸水指数第一节注水技术吸水指数表示注水井单井或单层的吸水能力。吸水指数指注水井在单视吸水指数指日注水量与井口注入压力之比，单位用m3/MPa.d。比吸水指数指单位油层厚度上的吸水指数或称“每米吸水指数”。视吸水指数比吸水指数第一节注水技术视吸水指数指日注水量与井口注入压力之比，单位用m3/MPa.相对吸水量表示了各小层的相对吸水能力。相对吸水量指对于多层注水井，在相同条件下某小层的吸水量与全井吸水量之比。相对吸水量第一节注水技术相对吸水量表示了各小层的相对吸水能力。相对吸水量指对于多层注注水井指示曲线指在稳定流动的条件下，注入压力与注水量的关系曲线。注水井指示曲线分层指示曲线注水井指示曲线第一节注水技术注水井指示曲线指在稳定流动的条件下，注入压力与注水量的关系曲吸水剖面描述注水井在井底沿井筒各射开层分层吸水量的图形。吸水剖面形象地表示注水井分层吸水能力大小。同位素载体法是测注水井吸水剖面常用方法。井温测试可确定井下吸水层位。吸水剖面第一节注水技术吸水剖面描述注水井在井底沿井筒各射开层分层吸水量的图形。吸水IIIIII吸水剖面第一节注水技术IIIIII吸水剖面第一节注水技术Qw—注水量或吸水量，m3/dKw—水的有效渗透率，10-3m2h—吸水层段有效厚度，mPiwf-Pr—注水压差，kPaBw—水的体积系数w—水的粘度，mPa.sS—注水井综合表皮系数Re—水前缘半径，mrw—井筒半径，m单井注水量方程2、注水井的注水量第一节注水技术Qw—注水量或吸水量，m3/dKw—水的有效渗透率（1）注水量方程变量变化（2）吸水能力降低的现场因素3、吸水能力的因素分析第一节注水技术（1）注水量方程变量变化（2）吸水能力降低的现场因素3、吸水（1）常见指示曲线（2）用指示曲线分析油层吸水能力变化（3）井下工具管柱工况判断（4）检查配注准确程度和分配层段注水量4、注水指示曲线分析与应用第一节注水技术（1）常见指示曲线4、注水指示曲线分析与应用第一节注水曲线1直线递增式，反映了地层的吸水规律。曲线2垂直式，曲线出现在油层渗透性极差的情况，或测试故障或水嘴堵死。曲线3递减式，是一种不正常的曲线。（1）常见指示曲线第一节注水技术曲线1（1）常见指示曲线第一节注水技术曲线4曲折式，反映仪器设备有问题。曲线5上翘式，与仪表、操作、设备、油层性质有关。曲线6折线式，表示有新油层在注水压力较高时开始吸水，或地层产生微小裂缝。第一节注水技术曲线4第一节注水技术指示曲线右移，斜率变小：吸水指数变大，地层吸水能力变好。（2）指示曲线分析油层

吸水能力变化第一节注水技术指示曲线右移，斜率变小：（2）指示曲线分析油层第一节注指数曲线左移，斜率变大：吸水指数变小，地层吸水能力变差。第一节注水技术指数曲线左移，斜率变大：第一节注水技术指示曲线平行上移，斜率不变：吸水能力未变，地层压力升高。第一节注水技术指示曲线平行上移，斜率不变：第一节注水技术指示曲线平行下移，斜率不变：吸水能力未变，而是地层压力下降所致。第一节注水技术指示曲线平行下移，斜率不变：第一节注水技术封隔器失效油、套压平衡，注水量上升，注水压力不变而注水量上升，封隔的两层段指示曲线相似。配水器失效注水量逐渐下降，直至不进水，指示曲线向压力轴方向偏移；注水量逐渐上升，指示曲线向注水轴偏移；注水量突然上升，指示曲线向注水轴偏移。（3）井下工具管柱工况判断第一节注水技术封隔器失效（3）井下工具管柱工况判断第一节注水技术管柱失效全井注水量猛增，层段指示曲线与全井指示曲线相似；层段指示曲线与水嘴掉时相似；注水量上升，油压下降套压上升，层段批示曲线向注水轴偏移。第一节注水技术管柱失效第一节注水技术1、注水工艺参数设计四、注水工艺注水量预测与设计注水压力设计注水温度预测与设计注水井节点系统分析第一节注水技术1、注水工艺参数设计四、注水工艺注水量预测与设计第一节（1）不同含水阶段日注水量（2）单井平均日注水量N—全油田注水井数，口Qy—产油量，t/dB—注采比C—注水系数，取C=1.01.2B0—原油体积系数fw—含水率，%（重量百分比）0—地面原油密度，t/m3

w—注入水密度，t/m3Qw—全油田所需的注水总量,m3/dqiw—单井日注水量，m3/d2、注水量预测与设计第一节注水技术（1）不同含水阶段日注水量（2）单井平均日注水量N—全油田注qiwc—油层厚度h的日平均临界注入量，m3/dd—实验岩芯直径，cm h—油层厚度，mrw—井眼半径（射孔井为孔眼端部距井中心距离），cmqc—实验岩心的临界流量，cm3/min（3）单井油层临界注入量第一节注水技术qiwc—油层厚度h的日平均临界注入量，m3/d（3）单井油启动压差油层开始吸水时的注入压差，Pr。设计注水压力采用临界压力原则中、高渗油层，最大井底注水压力不得超过地层破裂压力的90%；对低渗油层，井底压力不超过地层破裂压力的10%。3、注水压力设计第一节注水技术启动压差设计注水压力采用临界压力原则3、注水压力设计第一节注水压差油层开始吸水时的注入压差，pr。第一节注水技术注水压差第一节注水技术pf—油管摩阻损失，MPaph—井筒静水压头，MPap—配水器嘴流损失，MPa注水井井口压力第一节注水技术pf—油管摩阻损失，MPaph—井筒静水压头，MP（1）分析步骤：按注水井动态方程绘制IPR曲线；绘制油管流动曲线或不同管径注水压力梯度曲线；将IPR和油管曲线联合，获得合适的注水压力、注水量或油管直径；按系统分析方法获得其他相关的工艺参数；3、注水井节点系统分析第一节注水技术（1）分析步骤：按注水井动态方程绘制IPR曲线；3、注水井节注水IPR与油管曲线砾石充填注水井压降曲线第一节注水技术注水IPR与油管曲线砾石充填注水井压降曲线第一节注水技注水井注水管网注水站系统效率（2）注入系统第一节注水技术注水井（2）注入系统第一节注水技术油田注水系统包括油田供水系统、油田注水地面系统、井筒流动系统、油藏流动系统。油田注入系统包括油田注水地面系统、井筒流动系统。由注水站、配水间、井口、井下配水管柱及相连管网组成。第一节注水技术油田注水系统包括第一节注水技术生产井转成的井低产井、特高含水油井或边缘井。专门钻的井因转换注水井的费用会比钻新注水井的费用高。多个注水井构成注水井组，注水井组的注入由配水间来完成。注水井第一节注水技术生产井转成的井注水井第一节注水技术典型注水井井口和注水管线连接方式第一节注水技术典型注水井井口和注水管线连接方式第一节注水技术注水井井下系统第一节注水技术注水井井下系统第一节注水技术经济流速注水管道运行费最低时的流速，对应的流量为经济流量。注水管网最远点水力压降限定值在注水系统正常运行的情况下，注水成本最低时，高压水输送到最远点的压力下降值。是确定注水站的规模、管辖范围或输水距离的依据。注水管网第一节注水技术经济流速注水管网第一节注水技术是注水系统的核心，注水站场设计包括确定总注水量和设计注水压力，并规划站内工艺流程。注水站规模：以管辖范围的注水量及用水量为依据。QZ

—注水站用水量，m3/d

Qw—注水站注水总量，m3/dQx—日洗井水量，m3/d

Qf

—日附加用水量，m3/d注水站第一节注水技术是注水系统的核心，注水站场设计包括确定总注水量和设计注水压力注水站压力设计由油层注水压力决定。多油层混注时，以各油层均能完成配注水量的最高压力为依据。站内注水工艺流程来水进站计量水质处理贮水罐泵出第一节注水技术注水站压力设计站内注水工艺流程第一节注水技术地面注入系统效率指注水站到井口的效率，包括注水泵机组效率及注水管网的效率。地—地面注入系统效率1—电动机平均效率2—注水泵平均效率3—注水管网平均效率系统效率第一节注水技术地面注入系统效率地—地面注入系统效率1—电注—注水系统效率供—供水系统效率地—地面注入系统效率井—井筒流动系统效率藏—油藏流动系统效率注入系统效率第一节注水技术注—注水系统效率供—供水系统效率注入系3、实施注水试注目的获得吸水指数及地层注水启动压力等重要参数及检验水质标准的适应性。转注对于特高含水的采油井，有时改为注水井即转注。（1）试注与转注第一节注水技术3、实施注水试注目的转注（1）试注与转注第一节注水技术分层注水在井口保持同一压力的条件下，控制高渗透层的注水量，加强中、低渗透层的注入量，防止注入水单层突进，使之均匀推进。（2）分层注水第一节注水技术分层注水（2）分层注水第一节注水技术1、注水井工艺措施分类五、注水井工艺措施改变注水井工作制度的措施注水井增注措施注水井调堵措施粘土控制措施第一节注水技术1、注水井工艺措施分类五、注水井工艺措施改变注水井工作制度的2、增压注水增压注水是为了提高井底砂岩面注入压力，来增加注水井吸水量的工艺措施。实现增压注水：提高井口注入压力（提高泵压或在配水间添加增压泵）或井下潜油电泵增压。提高注水压力后，不能保证达到各层吸水能力均衡增加。第一节注水技术2、增压注水第一节注水技术3、脉冲注水脉冲水嘴增压的基本理论是流体瞬间理论和水声学原理。高压水流过亥姆霍兹振荡器可产生大幅度脉动，形成高频水射流，经实验测试，注水压力10MPa时，出口压力可达11.2MPa左右。第一节注水技术3、脉冲注水第一节注水技术第一节注水技术第一节注水技术4、周期注水间歇注水或不稳定注水：周期性地改变注水量和注入压力，在油层中形成不稳定的压力状态，引起不同渗透率层间或裂缝与基岩块间液体的相互交换。储层非均质性，尤其是纵向非均质性，是采用周期注水方法的必要条件。第一节注水技术4、周期注水第一节注水技术注水量的波动幅度因素：B—注水量波动幅度—水的滞留系数qiw1—升幅注水注入量，m3/dqiw2—降幅注水注入量，m3/d—常规注水注入量，m3/d第一节注水技术注水量的波动幅度因素：B—注水量波动幅度—常规注水注入量，3、注水井调剖技术高渗透、有裂缝的层段迅速水淹，油井严重出水，中、低渗透层地层亏空，压力迅速下降。降低高渗透小层或层段的吸水能力，改善中、低渗透层的物性，增加岩石的绝对渗透率，达到剖面上的吸水均衡。高渗透层进行调堵，而对低渗透层进行增注改造措施。第一节注水技术3、注水井调剖技术高渗透、有裂缝的层段迅速水淹，油井严重出水注水井调堵方法分为：机械法、物理法和化学法。机械法主要是采取限流射孔或封隔器封堵特高吸水层段。物理法主要采取用注大颗粒固体或石灰乳、或重油或泡沫等堵剂，封堵高渗透层段渗流通道。注悬浮液或体膨剂是常用的调堵措施。第一节注水技术注水井调堵方法分为：机械法、物理法和化学法。第一节注水主要采用注化学剂方法：冻（凝）胶型调剖剂：如木质素磺酸钙，木质素磺酸钠等；吸附型调剖剂：如聚丙烯酰胺—硅土调剖剂等；沉淀物调剖：如水玻璃—氯化钙等；水膨型调剖剂：如聚丙烯醇颗粒等；粘弹性型：如TP-910调剖剂、三相泡沫等；混合型：如BD-861调剖剂等。第一节注水技术主要采用注化学剂方法：第一节注水技术4、粘土控制技术第一节注水技术粘土防膨剂段塞注入技术粘土防膨剂分为无机盐类、无机物表面活性剂，离子型表面活性剂（有机物离子表面活性剂）以及无机物离子型表面活性剂复配物。防膨剂的筛选必须经过初选和渗流防膨效果评价。4、粘土控制技术第一节注水技术粘土防膨剂段塞注入技术粘第六章注水与增产增注技术第一节注水技术第三节酸化技术第四节水力压裂技术第二节堵水调剖技术一、油井化学堵水工艺技术二、注水井调剖工艺技术三、深部调剖与区块整体堵调工艺技术四、堵水调剖施工工艺五、实例介绍第六章注水与增产增注技术第一节注水技术第三节酸第二节堵水调剖技术1、油井堵水基本原理一、油井化学堵水工艺技术油井出水的主要原因1．注入水指进和窜流2．底水锥进3．边水突进4．其他原因

同层水窜层（槽）水第二节堵水调剖技术1、油井堵水基本原理一、油井化学堵水油井出水的危害性1．消耗地层能量2．油井大量出水，造成油井出砂更为严重3．危害采油设备4．加重脱水泵站负担5．增加污水处理量第二节堵水调剖技术油1．消耗地层能量2．油井大量出水，造成油井化学堵水的基本原理基本原理将化学剂（堵剂）从油井注入到高渗透出水层段，以降低近井地带的水相渗透率，控制注入水、底水和边水的产出，增加原油产量。主要方式使用选择性堵剂选择性封堵同层水打隔板控制底水锥进，封堵底水。封堵水层和高含水层（可准确确定水层和高含水层）。第二节堵水调剖技术油井化学堵水的基本原理基本原理主要方式第二节堵水调剖技选择性堵水适用于封堵同层水和不易用封隔器与油层分隔开的水层的堵水工艺。堵剂的选择性选择性堵水地层的选择性2、选择性堵水与选择性堵剂（1）选择性堵水第二节堵水调剖技术选择性堵水适用于封堵同层水和不易用封隔器与油层分隔开的水层的活性稠油堵水剂为油基堵剂，其中的原油与活性剂混合液注入地层后，与地层水形成油、水分散体，改变岩石的界面张力。体系中的油滴产生Jamin效应使水流受阻，降低水相渗透率，起到选择性堵水的作用。堵剂的选择性有机硅堵水剂为醇基堵剂。氯硅烷的醇解产物具有线型或体型结构，可牢固吸附于砂岩表面而改变表面性质，形成亲油憎水膜，起到选择性堵水作用。第二节堵水调剖技术活性稠油堵水剂为油基堵剂，其中的原油与活性剂混合液注入地层后基本组成有机硅堵水剂中所用有机硅为氯硅烷釜残液，密度为1.11g/cm3，含氯量为39％～40％（质量）。醇类为乙醇或多元醇。堵剂中各组分配比（质量比）为：氯硅烷釜残液：醇＝100：（5～50）。作用机理有机硅堵水剂为醇基堵剂。氯硅烷的醇解产物具有线型或体型结构，可牢固吸附于砂岩表面而改变表面性质，形成亲油憎水膜，起到选择性堵水作用。有机硅堵水剂第二节堵水调剖技术基本组成有机硅堵水剂第二节堵水调剖技术渗透率差异较大的油层，水洗段都在高渗透层段，而低渗透地层则水驱效果极差。在堵水过程中，水溶性的堵剂将优先进入高渗透地层而很少进入低渗透地层，从而有效地封堵高渗透条带，扩大注入水的波及系数，改善低渗透条带的水驱效果，提高注水开发的原油采收率。地层的选择性第二节堵水调剖技术渗透率差异较大的油层，水洗段都在高渗透层段，而低渗透地层则水能够有效降低水相渗透率而对油相渗透率损害较小的堵剂。名称配方，mg/L作用机理适用条件部分水解聚丙烯酰胺溶胶堵剂HPAM：5000～10000；Na2S2O3：300～500（临苯二胺：400～800）分子侧链的-CONH2与地层岩石通过氢键作用产生单分子层吸附；-COONa对水有较强的亲和力，在粘度效应、残余阻力和粘弹效应作用下，封堵地层孔隙，阻止水流动，起到选择性堵水的作用。添加临苯二胺可增加体系耐温性能，扩大堵剂使用范围。适用于40～80℃（添加临苯二胺：80～130℃）、矿化度∠5000mg/L、渗透率∠0.3μm2的砂岩或碳酸盐岩油藏堵水。甲叉基聚丙烯酰胺溶胶堵剂甲叉基聚丙烯酰胺：3000～7000；Na2S2O3：300～500适用于40～90℃、空气渗透率∠0.3μm2的砂岩油层堵水。（2）选择性堵剂第二节堵水调剖技术能够有效降低水相渗透率而对油相渗透率损害较小的堵剂。名称配名称组成，mg/L作用机理适用条件F-HPAM堵剂HPAM：8000～12000；CH2O：6000～11000（间笨二酚：300～600）HPAM的-CONH2通过氢键吸附在岩石表面，-COONa对水有较强亲和力，增加水的流动阻力，使得水相渗透率降低；甲醛交联HPAM形成具有网状结构的冻胶堵塞地层孔隙；加入间笨二酚可增加体系热稳定性。适用于油层温度为50～70℃（加入间笨二酚：50～90℃）的砂岩油藏油井堵水和注水井调剖。活性稠油堵水剂原油：表面活性剂＝1：0.005活性稠油堵水剂为油基堵剂，其中的原油与活性剂混合液注入地层后，与地层水形成油、水分散体，改变岩石的界面张力。体系中的油滴产生Jamin效应使水流受阻，降低水相渗透率，起到选择性堵水的作用。适用于油层温度为40～60℃的砂岩地层封堵同层水。有机硅堵水剂氯硅烷釜残液：醇＝100：（5～50）有机硅堵水剂为醇基堵剂。氯硅烷的醇解产物具有线型或体型结构，可牢固吸附于砂岩表面而改变表面性质，形成亲油憎水膜，起到选择性堵水作用。适用于150～200℃的砂岩油层堵水第二节堵水调剖技术名称组成，mg/L作用机理适用条件HPAM：8000～12非选择性堵水封堵地层一切孔道，适用于封堵单一水层和高含水层。注入方法分单液法和双液法。还可把固体颗粒如水泥（或超细水泥）、粘土、粉煤灰等悬浮在油中或水中，泵入地层后凝固成固结体而封堵地层。3、非选择性堵水与非选择性堵剂第二节堵水调剖技术非选择性堵水3、非选择性堵水与非选择性堵剂第二节堵水调非选择性堵剂主要分为冻胶、凝胶、颗粒、树脂和沉淀等五大类。非选择性堵水所用堵剂无选择性，应用的先决条件是找准出水层段，并采取一定措施将油层和水层分隔开。第二节堵水调剖技术非选择性堵剂第二节堵水调剖技术砂岩油田选井条件（1）依据油藏及开发资料选择堵水井油井单层厚度较大(一般要求大于5m)。油井各油层纵向渗透率差异较大（可优先选择油层纵向渗透率级差大于2的井）。4、堵水井的选择第二节堵水调剖技术砂岩油田选井条件（1）依据油藏及开发资料选择堵水井油井单层优先选择纵向水淹程度不均匀，纵向上部分层段未发挥作用，尚有较大生产潜力的井。出水层位比较清楚。固井质量好，无层间窜槽。第二节堵水调剖技术优先选择纵向水淹程度不均匀，纵向上部分层段未发挥作用，尚有较碳酸盐岩油田选井条件生产层段是以裂缝为主的裂缝性储层。生产层段是以溶蚀孔洞为主的孔洞型储层。生产层段是以晶间孔和粒间孔为主的孔隙型储层。生产层段中存在多条裂缝或水平裂缝比较发育。生产剖面纵向差异大，除主力层段外有接替层段。第二节堵水调剖技术碳酸盐岩油田选井条件生产层段是以裂缝为主的裂缝性储层。第二节按有产能、高含水、处于低PI值区域（从区块PI值等值图找出）等条件选择堵水井。（2）依据PI值（压力指数PressureIndex，PI）选择堵水井第二节堵水调剖技术按有产能、高含水、处于低PI值区域（从区块PI值等值图找出）需要结合堵水井的堵水方式和具体地层条件选择堵剂。对于封堵同层水，需要选用选择性堵剂；对于封堵水层水和底水，可以选用非选择性堵剂。选择堵剂时，须考虑堵水井的地层温度、地层水矿化度和油井管柱等。5、堵剂的选择第二节堵水调剖技术需要结合堵水井的堵水方式和具体地层条件选择堵剂。对于封堵同层PI决策技术按地层温度、地层水矿化度、油井所处PI值的区域、成本等条件选择堵剂。

RE决策技术通过专家系统的产生式推理方式选择堵剂。本决策系统将常用的堵剂建成堵剂库，堵剂库中包含堵剂名称、堵剂粒径、堵剂对地层矿化度的适应范围、堵剂对地层温度的适应范围、堵剂对地层pH值的适应范围等堵剂的性能参数。堵剂类型选择时，系统将地层参数与堵剂库匹配，寻求最佳的堵剂类型。第二节堵水调剖技术PI决策技术第二节堵水调剖技术（1）堵水是否有效的评价条件油井堵水施工后符合下列条件之一者，可认为该井为堵水有效井：堵水后全井产液量上升，综合含水率下降5%以上。油井堵水后全井产液量下降，但综合含水率明显下降，实际产油量上升或稳定。堵水后含水率大幅度下降，产油量也略有下降。6、油井堵水效果评价第二节堵水调剖技术（1）堵水是否有效的评价条件油井堵水施工后符合下油井堵水施工作业成功的井数与堵水施工作业总井数之比为堵水成功率。堵水施工的油井中，有效井的总数与堵水施工油井中可对比井总数之比为堵水有效率。（2）堵水成功率与有效率第二节堵水调剖技术油井堵水施工作业成功的井数与堵水施工作业总井数之比为堵水成功日增产油量油井堵水后第一个月平均日产油量与堵水前最后一个月平均日产油量之差为堵水后的日增产油量。累计增产油量油井堵水有效期内的实际累积产油量与堵水前最后一个月平均日产油量和有效天数乘积之差为堵水后的累计增产油量。（3）堵水井增产油量与降低产水量第二节堵水调剖技术日增产油量（3）堵水井增产油量与降低产水量第二节堵水堵水有效期内的增油量，t堵水有效期内平均日产液量，t/d堵水有效期内平均含水，％堵水前一个月的平均日产液量，t/d堵前一个月的平均综合含水，％堵水有效期，d不考虑递减的增油量按下式计算第二节堵水调剖技术堵水有效期内的增油量，t堵水有效期内平均日产液量，t/d堵水考虑递减后堵水有效期内的增油量，t堵水有效期内平均日产油量，t/d考虑递减后油井堵水前一个月的产油量在有效期内的平均折算产量，t/d堵水有效期，d考虑递减的增油量按下式计算第二节堵水调剖技术日降水量油井堵水前最后一个月的平均日产水量与堵水后第一个月平均日产水量之差为油井堵水后的日降水量。考虑递减后堵水有效期内的增油量，t堵水有效期内平均日产油量，堵水有效期内的降水量，t堵水有效期内平均日产液量，t/d堵水有效期内平均含水，％堵水前一个月的平均日产液量，t/d堵前一个月的平均综合含水，％堵水有效期，d累计降水量油井堵水前最后一个月内平均日产水量和有效天数的乘积与堵水有效期内的实际产水量之差为油井堵水后的累计降水量。第二节堵水调剖技术堵水有效期内的降水量，t堵水有效期内平均日产液量，t/d堵水中低渗透率砂岩油藏该类油藏储层中，影响油水渗流的孔隙属于小孔细喉型，由于孔隙小，喉道细，储层易受伤害，产生堵塞。油藏条件堵剂选择40℃～85℃矿化度＜5000mg/L铬交联部分水解聚丙烯酰胺冻胶堵剂甲叉基聚丙烯酰胺溶胶木质素磺酸钙堵剂三相泡沫堵水剂高温、高盐阳离子聚丙烯酰胺冻胶堵剂部分水解聚丙烯腈高温堵剂超细水泥7、不同类型油藏的堵水工艺方法第二节堵水调剖技术中该类油藏储层中，影响油水渗流的孔隙属于小孔细喉型，由于孔隙由于强注强采，高渗透砂岩油藏长期受注入水的冲刷，油层物性发生较大变化，大孔道窜流严重。常采用价格低、来源广、封堵强度大、耐冲刷的高强度堵剂进行封堵。高渗透砂岩油藏第二节堵水调剖技术由于强注强采，高渗透砂岩油藏长期受注入水的冲刷，油层物性发生高强度堵剂树脂类颗粒类沉淀堵剂脲醛树脂酚醛树脂油基水泥硅土胶泥堵水剂石灰乳复合堵剂

氟硅酸-水玻璃第二节堵水调剖技术高树脂类颗粒类沉淀堵剂脲醛树脂酚醛树脂油基水泥硅土胶泥堵水剂油井一旦见水含水迅速上升甚至发生暴性水淹底水沿高角度裂缝快速锥进次生裂缝、微裂缝与底水沟通边水在驱动压差作用下向大裂缝突进高含水饱和度的大缝大洞本身的产量急剧下降对低含水饱和度的中小缝洞产生严重干扰。潜山裂缝性油藏第二节堵水调剖技术油井一旦见水含水迅速上升甚至发生暴性水淹底水沿高角度裂缝快中、低含水期

自喷油井裸眼井段中裂缝间的相互干扰：井段下部出水层段对上部含油层段的干扰，聚丙烯酰胺高温溶胶，高温铬冻胶中、高含水期

抽油生产，裂缝发育放空漏失严重，原使用堵水剂强度低、热稳定性较差树脂凝胶复合凝胶高含水期岩块系统的采出程度低，含油饱和度相当高，为发挥岩块系统小缝小洞的生产潜力，需要高强度、耐大压差的堵剂封堵大缝洞

水泥石灰乳无机堵剂

高含水后期在剩余含油厚度小、油水混杂的裸眼层段内部封堵高渗透水淹缝洞，发挥低渗透含油缝洞的生产潜力，进行裂缝系统内的油水调整挖潜HB—952堵水剂，多元高分子聚合物堵水应从储层特征和含水变化特点出发，根据不同的含水阶段，选择性能适宜的堵剂，以取得最佳堵水效果。渗透砂岩油藏第二节堵水调剖技术中、低含水期自喷油井裸眼井段中裂缝间的相互干扰：井段下部由于储层的非均质性，在注汽开采过程中，普遍存在严重的蒸汽指进和超覆、井间气窜、边水突进、蒸汽热效率低等问题。化学堵调是解决汽窜的有效手段。名称组成，%特点苛化泥封窜剂苛化泥：30~35、GS固化剂：30~33、x—88悬浮剂：0.6、x—l68缓凝剂：0.4

成本低、可泵性好，高强度、易解堵GH高温封窜剂由一种热固性PF树脂作为成胶骨架，与无机物复合长期耐高温、岩心堵塞率高、易泵入水泥堵剂20%G级水泥+2%JMH+1%OS+0.6%CH-2+0.6%NaCl+1%CaCl常温下粘度低，有利于泵入，滤失量小，有利于深部封堵，凝结时间长、利于施工。膨润土5%膨润土+15%G级水泥+1%JMH+2%JSF+0.8%OS+0.4%CH-1有机无机复合在水泥、膨润土中加入JHTD树脂稠油油藏第二节堵水调剖技术由于储层的非均质性，在注汽开采过程中，普遍存在严重的蒸汽指进对于底水锥进的井，一般采用在油水界面上0.5m～2.0m处的0.5m～1.0m间隔内将套管密集射孔，然后向密集射孔段挤入建立隔板的物质，以阻止底水锥进。温度：50℃～80℃、矿化度＜5000mg/L：PAM或HPAM冻胶堵剂温度：90～130℃、矿化度＜50000mg/L：HPAN堵剂或高温木钙堵剂封堵底水第二节堵水调剖技术对于底水锥进的井，一般采用在油水界面上0.5m～2.0m处的压裂投产的部分低渗透井，由于压开水层后造成水层水沿裂缝窜流至井口产出，使得产出液高含水。压裂所形成的人工裂缝为油水的主要流动通道，如果对其实施封堵，在限制水的产出的同时，也阻止原油的产出。为了既有效封堵住人工裂缝，又不妨碍原油产出，筛选出适用的堵剂和施工工艺。封堵人工裂缝第二节堵水调剖技术压裂投产的部分低渗透井，由于压开水层后造成水层水沿裂缝窜流至封堵与裂缝连通水层封堵油层裂缝50℃～80℃地层：J-PAM封堵剂80℃～120℃地层：PAN封堵剂一是将封堵与裂缝连通水层的封堵剂挤出油层裂缝，一是对油层裂缝中的产出水进行选择性封堵。SHD-1型选择性堵剂第二节堵水调剖技术封堵与裂缝连通水层封堵油层裂缝50℃～80℃地层：J-封堵与裂缝连通水层的封堵用量按下式进行计算。V=πR2Φh封堵油层裂缝的选择性堵剂用量设计依据压裂压开油层裂缝的孔隙体积计算。注入压力施工压力上限为不超过地层破裂压力的80%顶替水量地面管汇容积＋施工管柱容积堵剂用量第二节堵水调剖技术封堵与裂缝连通水层的封堵用量按下式进行计算。堵剂用量第二节1、注水井调剖概述二、注水井调剖工艺技术注水井调剖分类单井小剂量调剖区块整体调剖大剂量深部调剖第二节堵水调剖技术1、注水井调剖概述二、注水井调剖工艺技术注水井调剖分类单井油藏构造图、油藏剖面图、井身结构图、吸水剖面图注水井调剖基本做法编写制定施工方案现场实施效果分析压降曲线对比注水启动压力变化吸水剖面变化吸水指数变化对应油井累计增油量与降水量投入产出比收集相关的油藏及开发资料注水曲线及对应油井采油曲线、注水指示曲线、压降曲线、水驱特征曲线注水层位及注水动态数据第二节堵水调剖技术油藏构造图、油藏剖面图、井身结构图、吸水剖面图注水井调剖编写分流改善流度堵塞2、注水井化学调剖作用原理调剖剂优先进入流动阻力低的高渗透层段，并在预定时间内生成冻胶、凝胶或固体沉淀，对高渗透层段造成封堵，迫使注入水改变流动方向而进入中低渗透层段。用溶胶、冻胶进行调剖时，注入水将沿聚合物的边缘流动，聚合物与水接触的部分逐渐溶解、溶胀，增加了水的粘度，从而改变了油水流度比，提高了面积扫油效率，扩大了调剖的影响半径。聚合物链上的反应基团与交联剂发生反应，形成网状结构，把水包含在晶格结构中形成具有粘弹性的冻胶体，这种冻胶体在孔隙介质中形成物理堵塞，阻止水流通过或改变水流方向，而未被交联的分子或极性基团，可卷缩在孔道中，起到阻止水流的作用。第二节堵水调剖技术分流改善流度堵塞2、注水井化学调剖作用原理调剖剂优先进入流冻胶类凝胶类颗粒类树脂类沉淀类泡沫类调剖剂3、调剖剂第二节堵水调剖技术冻胶类凝胶类颗粒类树脂类沉淀类泡沫类调3、调剖剂第二OCrOOC=O－CH-CH2-NHCH2NHC=O－CH-CH2-O以水溶性高分子材料（PAM、HPAM、HPAN、XC等）为主剂，以高价金属离子（铬

Cr3+、Al3+等）或醛类为交联剂，在地层条件下反应生成具有网状结构的冻胶，堵塞地层孔隙，阻止注入水沿高渗透层流动。Cr3+交联：－CH2-CH-－CH-CH2-醛交联：－CH2-CH-

O=CC=OO=C（1）冻胶类调剖剂第二节堵水调剖技术OCrOOC=O－CH-CH2-NHCH2NHC=O－CH-冻胶类木素冻胶聚丙烯酰胺冻胶其他类冻胶第二节堵水调剖技术木素冻胶聚丙烯酰胺冻胶其他类冻胶第凝胶：由溶胶转变而来的失去流动性的体系。活化剂可使水玻璃变成溶胶而后变成凝胶的物质。无机活化剂：盐酸、硝酸、硫酸、氯化铵、硫酸铵、碳酸铵、碳酸氢铵、氨基磺酸、磷酸氢二钠等有机活化剂：甲酸、甲酸乙脂、乙酸、乙酸铵、乙酸乙脂、氯乙酸、三氯乙酸、草酸、柠檬酸、甲醛、苯酚、临苯二酚、间苯二酚、对苯二酚、间苯三酚等（2）凝胶类调剖剂第二节堵水调剖技术凝胶：由溶胶转变而来的失去流动性的体系。活化剂无机活化剂：盐硅酸凝胶：水玻璃（Na2O·mSiO2）和活化剂（盐酸）反应生成的凝胶。将水玻璃加到盐酸中，反应在H＋过剩的条件下发生，所制得的凝胶为酸性硅酸凝胶。将盐酸加到水玻璃中，反应在硅酸根过剩的条件下发生，所制得凝胶为碱性硅酸凝胶。第二节堵水调剖技术硅酸凝胶：水玻璃（Na2O·mSiO2）和活化剂（盐酸）反颗粒类分散颗粒类水膨体类固结体类（3）颗粒类调剖剂第二节堵水调剖技术分散颗粒类水膨体类固结体类（3）颗粒类调剖剂第二节固体分散颗粒石英、氧化镁、氧化钙、碳酸镁、碳酸钙、滑石、粘土、木粉、粉煤灰等。堵塞机理当颗粒粒径大于地层孔径时，对地层孔隙产生堵塞；颗粒粒径小于地层孔径，但大于其1/3时，通过架桥对其产生堵塞。分散颗粒类第二节堵水调剖技术固体分散颗粒石英、氧化镁、氧化钙、碳酸镁、碳酸钙、滑石、粘土通过在合成高聚物时加入一定量的交联剂和膨胀剂，生成胶体状水不溶物，用胶体磨将其制成不同粒径的颗粒，用分散剂将其带入地层，依靠其遇水膨胀的性能堵塞地层孔隙。水膨体调剖剂主要为部分交联聚丙烯酰胺水膨体，在单体丙烯酰胺聚合时加入N、N－亚甲基双丙烯酰胺作交联剂、加入丙烯酸类化合物作膨胀剂，有的产品中加入小量粘土作为添加剂。水膨体类调剖剂第二节堵水调剖技术通过在合成高聚物时加入一定量的交联剂和膨胀剂，生成胶体状水不随着水的矿化度的增加，调剖剂的膨胀倍数减少。调剖剂遇水后，在前30min膨胀较快，以后膨胀速度减缓，放置

10h左右，基本可膨胀完全。温度升高，膨胀速度加快，膨胀倍数增加。随粒径增大，膨胀速度减慢。相同质量样品的最终膨胀倍数相近。水膨体调剖剂一般具备如下性能第二节堵水调剖技术随着水的矿化度的增加，调剖剂的膨胀倍数减少。水膨体调剖剂一般序号名称主要性能与适用条件1TP-1体膨型调剖剂1．耐温：≤120℃，耐盐：≤5×104mg/L；2．膨胀倍数：30～60倍；3．适由于高含水、特高含水地层的调驱、调剖、堵水2TPKL-10堵水调剖剂具有良好的体膨特性（膨胀倍数≥20），主要用于高含水、特高含水地层的调驱、调剖、堵水。3CYY-2型调剖剂1．适用温度：40～120℃，耐盐：≤10×104mg/L；2．膨胀倍数：15～80倍；3．适由于高含水、特高含水地层的调驱。常用的水膨体类调剖剂第二节堵水调剖技术序号名称主要性能与适用条件11．耐温：≤120℃，耐盐：在地层条件下可固结成较坚硬的固体，堵塞地层中的大孔道和高渗透层。既可用于油井堵水，又可用于注水井调剖。固结体类调剖剂水泥（超细水泥）类矿物粉类树脂包覆颗粒类粉煤灰＋水泥类无机颗粒＋固化剂类固结体类调剖剂第二节堵水调剖技术在地层条件下可固结成较坚硬的固体，堵塞地层中的大孔道和高渗透项目油井水泥45℃水泥75℃水泥95℃水泥水泥浆密度，g/cm31.85±0.021.85±0.021.85±0.02水泥浆流动度，cm>24>24>24析水率<0.01<0.01<0.01初凝时间，min90～150120～180180～240初凝至终凝时间，min<60<60<6048h抗折强度，MPa>3.54.0～5.5>5.5适用井深，m15001500～25002500～3500油井水泥主要性能及适用井深第二节堵水调剖技术项目油井水泥常用水泥类堵剂触变水泥堵剂

超细水泥堵剂低滤失水泥封堵剂改性水泥堵剂水泥堵剂复合堵剂第二节堵水调剖技术常用水泥类堵剂触变水泥堵剂超细水泥堵剂低滤失水泥封堵剂改性

粒径由普通水泥的53μm左右变为10μm左右，对0.25μm窄缝的通过量由普通水泥的15%左右提高到95%左右；比表面积大，水化速度快，水化程度高，水泥利用率比普通水泥约高1倍。水灰比同为2:1时，级超细水泥浆比普通水泥浆的析水率降低1倍，而水泥结石的抗压强度和抗折强度则提高1倍，抗渗性提高了14倍。超细水泥堵剂第二节堵水调剖技术粒径由普通水泥的53μm左右变为10μm左右，对0.25μ失水速度可控制在200mL/30min以内，足以满足各种情况下的施工要求。能有效降低水泥浆的滤失量。JS-1加量越大，水泥浆滤失量越低，当JS-1加量在2%以上时，水泥浆的滤失量可控制在较低范围内。可控制水泥浆的初凝时间。当JS-1加量为2％～3％时,水泥浆的初凝时间为6h～9h，能够满足现场施工安全要求。可有效地提高抗压强度，保证封堵效果。低滤失水泥封堵剂第二节堵水调剖技术失水速度可控制在200mL/30min以内，足以满足各种情况水泥浆的触变性是指搅拌后水泥浆变稀、静止后水泥浆变稠的特性。其具体表现为：在一定时间内，浆体静止不动时似凝固体，一经搅动或摇动，凝固的浆体又重新获得流动性，若再静止又重新凝固，并可这样重复多次。在水泥中加入触变剂配制成水泥浆，触变剂水化后与铝酸三钙反应，生成硫代铝酸钙矿物并沉积在水泥颗粒的表面，即制成触变水泥。钙铝钒晶体会促进水泥颗粒间的自然结合，导致网状结构的形成。当搅拌时，网状结构很容易破坏，水泥浆又转变为流体状态。触变水泥堵剂堵漏原理第二节堵水调剖技术水泥浆的触变性是指搅拌后水泥浆变稀、静止后水泥浆变稠的特性。指两种或多种能在水中反应生成沉淀封堵高渗透层的化学物质，多为无机物。该类调剖剂一般采用双液法施工，即将两种或多种工作液以1：1的体积比分别注入地层，中间用隔离液分隔。当其向地层推进一定距离后，隔离液逐渐变稀、变薄，失去分隔作用，注入的不同工作液相遇，反应生成沉淀，封堵高渗透层。4、沉淀型调剖剂第二节堵水调剖技术指两种或多种能在水中反应生成沉淀封堵高渗透层的化学物质，多为序号名称基本组成，％（质量）主要性能与适用条件1水玻璃氯化钙水玻璃：15～20；氯化钙：17～26；1.粘度低、易泵送、胶凝时间短、凝胶强度高，堵塞率85%～95%，抗盐、耐温。2.适用于40℃～80℃砂岩高渗透地层堵水调剖。2聚丙烯腈氯化钙HPAN：6.5～8.5CaCl2：20～30；1.抗剪切、沉淀物耐温、稳定期长、可堵可解。2.适用于50℃～90℃砂岩高渗透地层堵水调剖。3碳酸钠三氯化铁Na2CO3：5～20；FeCl3：5～30；适用于砂岩高渗透地层堵水调剖。4水玻璃三氯化铁Na2O·mSiO2：1～25FeSO4：5～13适用于砂岩高渗透地层堵水调剖。5水玻璃氯化镁Na2O·mSiO2：1～25MgCl2：1～15适用于砂岩高渗透地层堵水调剖。常用沉淀型调剖剂第二节堵水调剖技术序号名称基本组成，％（质量）主要性能与适用条件1水玻璃水由低分子物质经过缩聚反应产生的高分子物质，具有强度高、有效期长等优点，适用于封堵裂缝、孔洞、大孔道和高渗透层。序号名称基本组成（质量比）主要性能与适用条件1酚醛树脂堵剂配方1：羟甲基酚：草酸＝1：0.06配方2：羟甲基酚：氯化铵：盐酸（20％）＝1：0.025：0.0251．先在碱性条件下将甲醛与苯酚制备成羟甲基酚，羟甲基酚在酸性条件及固化剂存在下进一步缩合成热固性树脂。2．粘度低(<30mPa.s)、易泵送、凝固时间0.5～3h、固化后强度大、堵塞率：98%。3．适用于40℃～150℃砂岩或碳酸盐油藏堵水调剖。2脲醛树脂堵剂尿素：甲醛：水：氯化铵＝1：2：0.5～1.5：0.01～0.051．在一定温度和碱性条件下，尿素与甲醛进行加成反应，生成一羟、二羟或多羟甲基脲。生成物在硬化剂氯化铵作用下，进一步缩合成多孔结构型不溶不熔的高分子化合物。2．粘度低(<10mPa.s)、易泵送、凝固时间：0.5～3h、固化后强度大、堵塞率：98%。3．适用于40℃～150℃砂岩或碳酸盐油藏堵水调剖。5、树脂类调剖剂第二节堵水调剖技术由低分子物质经过缩聚反应产生的高分子物质，具有强度高、有效期泡沫类堵剂是利用起泡剂产生的泡沫进行调剖。常用的起泡剂，主要为非离子型表面活性剂（如聚氧乙烯烷基苯酚醚）和阴离子型表面活性剂（如烷基芳基磺酸盐）。泡沫可优先进入出水部位并稳定存在，通过Jamin叠加效应封堵来水。6、泡沫类调剖剂第二节堵水调剖技术泡沫类堵剂是利用起泡剂产生的泡沫进行调剖。常用的起泡剂，主三相泡沫调剖剂的基本配方为：起泡剂可用十二烷基磺酸钠，有效成分为1.0％～1.5％，也可用烷基苯磺酸钠，质量为1.5％～2.0％的；稳定剂为羧甲基纤维素，质量为0.5％～1.0％；固相为膨润土，质量为6％～8％；其余为水。三相泡沫调剖剂，是由起泡剂的水溶液、气体和固体颗粒组成的一种低密度、高粘度的假塑性流体。其中液体为连续相，气体是非连续相，固体颗粒则充分分散并附着在泡沫的液膜上，使液膜强度大大提高，进而增强了泡沫的稳定性。第二节堵水调剖技术三相泡沫调剖剂的基本配方为：起泡剂可用十二烷基磺酸钠，有效成在酸液中加入适当的暂堵剂，暂时封堵已酸化层(或高渗透层)，使后续的酸液转向到另外一层或低渗层(污染严重层)，达到均匀进酸、均匀酸化。类型水溶性聚合物惰性固体萘、苯甲酸颗粒（6）暂堵剂第二节堵水调剖技术在酸液中加入适当的暂堵剂，暂时封堵已酸化层(或高渗透层)，使深部调剖工艺技术粘土颗粒深部调剖技术弱冻胶深部调剖技术其他深部调剖技术三、深部调剖与区块整体堵调工艺技术所谓深部调剖，就是采用大剂量调剖剂，深入油藏内部封堵高渗透带，迫使液流转向，使注入水波及以前未被波及到的中、低渗透区，改善驱替效果，提高采收率。第二节堵水调剖技术深部调剖工艺技术粘土颗粒深部调剖技术弱冻胶深部调剖技术其他粘土悬浮体－聚合物双液法封堵剂采用10％（质量）的潍坊钠土悬浮体为A液，以400mg/L的HPAM水溶液为B液，以水为隔离液。（1）粘土颗粒深部调剖技术1、深部调剖工艺技术第二节堵水调剖技术粘土悬浮体－聚合物双液法封堵剂（1）粘土颗粒深部调剖技术1粘土悬浮体－冻胶双液法封堵剂采用10％潍坊钠土悬浮体为A液，以冻胶堵剂（如铬冻胶、醛冻胶）为B液，以水为隔离液。粘土单液法堵剂采用10％左右的潍坊钠土悬浮体，或10％左右的潍坊钠土、钙土混合悬浮体，以单液形式注入地下封堵大孔道。第二节堵水调剖技术粘土悬浮体－冻胶双液法封堵剂第二节堵水调剖技术弱冻胶深部调剖剂是由聚合物加入少量缓交联型交联剂制成。聚合物溶液注入地层后，优先进入油藏的高渗透区，在地层温度条件下缓慢产生轻度交联，形成粘度较大的交联聚合物段塞，使高渗透部位流动度明显下降，使注入水分流或转向，达到深部调剖的目的。（2）弱冻胶深部调剖技术第二节堵水调剖技术弱冻胶深部调剖剂是由聚合物加入少量缓交联型交联剂制成。聚合物弱冻胶的组成弱冻胶主要由聚合物和交联剂组成。聚合物主要为PAM或HPAM，使用浓度一般为0.2％～0.5％（质量）；交联剂多为铬盐或铝盐的络合体系，使用浓度一般为0.02％～0.15％（质量）。成胶时间随两种物质浓度的增加和温度的升高而缩短。第二节堵水调剖技术弱冻胶的组成弱冻胶主要由聚合物和交联剂组成。聚合物主要为P弱冻胶从注水井注入目的层后，在近井地带形成冻胶体。由于弱冻胶具有可运移性，在继续注水的过程中，可在注水压差的作用下，进入油层深部，形成堵塞，迫使液流转向，提高波及效率。同时，在其运移过程中发生驱替作用，提高驱油效率。即具有调驱双重作用。弱冻胶的作用机理第二节堵水调剖技术弱冻胶从注水井注入目的层后，在近井地带形成冻胶体。弱冻胶的作弱冻胶有很好的选择性进入能力。在注弱冻胶调驱剂的过程中，生产井含水和产液下降而产油上升，并延续一段时间。说明弱冻胶有调剖和驱油双重作用。弱冻胶的性能特点第二节堵水调剖技术弱冻胶有很好的选择性进入能力。弱冻胶的性能特点第二节堵多种类型调剖剂组合的多段塞深部调剖技术针对油藏选用不同类型、性能有所差异的多种调剖剂，分成几个不同段塞注入地层，起到深部堵塞的效果。多段塞多轮次深部堵调技术在第一次调剖进行一段时间后，再进行第二次调剖（有的井也许还要进行第三次、第四次施工），后来注入的调剖剂将前面注入的调剖剂推向地层深部，达到深部堵调目的，提高深部堵调效果。（3）其他深部调剖技术第二节堵水调剖技术多种类型调剖剂组合的多段塞深部调剖技术（3）其他深部调剖技术大孔道高渗井：弱冻胶—强冻胶—低度固化体—高度固化体＋封口剂。高渗区：弱冻胶－强冻胶－低度固化体系－高度固化体系；较高渗透区：弱冻胶－强冻胶－低度固化体系；中低渗区：弱冻胶－强冻胶；较常见的多种调剖剂组合使用技术第二节堵水调剖技术大孔道高渗井：弱冻胶—强冻胶—低度固化体—高度固化体＋封口剂粉煤灰＋超细水泥：应用范围较广。PMN-PER+粘土（粉煤灰）：适用于较高温度地层使用。水玻璃－CaCl2＋木钙：主要用于封堵底水。粘土双液法调剖剂：粘土＋HPAM、粘土＋HPAM冻胶、粘土＋水泥等。第二节堵水调剖技术粉煤灰＋超细水泥：应用范围较广。第二节堵水调剖技术区块整体堵水调剖，既不同于面积的油井堵水，也不同于一般的以水井为中心的单一井组堵水，而是将堵水调剖区块的油层（目的层）看成一个整体，同时对区块上的重点注水井进行调剖，对周围对应油井进行相应封堵，是将注水井调剖和油井堵水有机结合起来的一种综合性堵水技术。（1）区块整体堵调的定义2、区块整体堵调工艺技术第二节堵水调剖技术区块整体堵水调剖，既不同于面积的油井堵水，也不同于一般的以水区块整体堵水调剖，不仅要考虑到油水井之间的对应关系，而且还要注意到井组与井组之间的相互联系，在整个区块上改变注入水水平方向的流动和纵向上的分配，调整注水井吸水剖面和油井出油剖面，达到整个区块降水增油、提高采收率的目的，比单井堵调具有更加明显的主体结构优势。（2）区块整体堵调的意义第二节堵水调剖技术区块整体堵水调剖，不仅要考虑到油水井之间的对应关系，而且还要四、堵水调剖施工工艺1、堵水调剖施工工艺从目标井

类型考虑从使用堵剂

类型考虑从堵剂用量方面考虑油井堵水施工工艺注水井调剖施工工艺颗粒类堵剂施工工艺冻胶类堵剂施工工艺泡沫类堵剂施工工艺双液法类堵剂施工工艺小剂量施工工艺大剂量施工工艺堵水调剖施工工艺第二节堵水调剖技术四、堵水调剖施工工艺1、堵水调剖施工工艺从目标井

类型考堵水调剖施工工艺选择堵水调剖试验井；收集堵水调剖试验井相关油藏及开发资料；制定施工工艺方案；现场实施；分析、评价试验效果。第二节堵水调剖技术堵水调剖施工工艺第二节堵水调剖技术砂岩油田油井堵水选井条件油井单层厚度较大(一般要求大于5m）。油井各油层纵向渗透率差异较大（可优先选择油层纵向渗透率级差大于2的井）。优先选择纵向水淹程度不均匀，纵向上部分层段未发挥作用，目前尚有较大生产潜力的井。出水层位比较清楚。固井质量好，无层间窜槽。（1）选择试验井堵水井的选井条件第二节堵水调剖技术砂岩油田油井堵水选井条件（1）选择试验井堵水井的选井条件第二碳酸盐岩油田油井堵水选井条件生产层段是以裂缝为主的裂缝性储层。生产层段是以溶蚀孔洞为主的孔洞型储层。生产层段是以晶间孔和粒间孔为主的孔隙型储层。生产层段中水平裂缝比较发育。生产剖面纵向差异大，除主力层段外有接替层段。第二节堵水调剖技术碳酸盐岩油田油井堵水选井条件第二节堵水调剖技术位于综合含水高、采出程度低、剩余饱和度较高的开发区块。油层厚度较大（一般要求大于5m）。吸水和注水状况良好。固井质量合格，无窜槽和层间窜漏。纵向渗透率差异较大，具有高吸水层段。与井组内油井连通情况好。对应油井采出程度较低，有较多剩余可采储量，具有一定增产潜力。井组（或区块）油井产量差异大。调剖井的选井条件第二节堵水调剖技术位于综合含水高、采出程度低、剩余饱和度较高的开发区块。调剖井求出区块注水井的多因素综合决策因子后，选择该因子比较大的井进行调剖。通常是大于平均值的井需要调剖。单因素选井多因素选井利用渗透率选择调剖井：渗透率比较高、渗透率变异系数比较大利用注水井注入动态选择调剖井：单井吸水强度大利用吸水剖面选择调剖井：吸水百分数变异系数较大利用井口压力降落曲线选择调剖井：PI值较小的井利用注采井组含水－采出程度关系来选择调剖井：低采出程度，高含水的注采井组内的注水井应用RE决策技术选择调剖井第二节堵水调剖技术求出区块注水井的多因素综合决策因子后，选择该因子比较大的井进RS决策技术主要根据影响调剖井选择的主要参数进行选井。其中包括注水井的吸水指数、视吸水指数、井口压降曲线、渗透率变异系数、吸水剖面、油层平面非均质性、对应油井的含水及产液能力、采出程度及控制储量等。多项参数对选择调剖井的影响是不确定的，有的值越大越有利于调剖井的选择，有的则相反。需要对多种参数建立模糊数学综合评判模型进行优选。第二节堵水调剖技术RS决策技术主要根据影响调剖井选择的主要参数进行选井。其中包反映注水井吸水能力的参数：油层每米的视吸水指数笼统注水井分层注水井油层每米的视吸水指数，m3/（d·m·MPa）日注水量，m3/d井口压力，MPa（正注为油压，反注为套压）吸水层厚度，m各吸水层吸水量，m3/d水嘴损失，MPa各吸水层厚度，m第二节堵水调剖技术反映注水井吸水能力的参数：油层每米的视吸水指数笼统注水井分层反映注水井吸水能力的参数：油层每米吸水指数油层每米吸水指数，m3/（d·m·MPa）日注水量，m3/d注水井井底压力，MPa油藏压力，MPa厚度，m第二节堵水调剖技术反映注水井吸水能力的参数：油层每米吸水指数油层每米吸水指数反映区块中注水井周围生产井生产动态的参数连通井总产液量连通井总产液量，m3/d；第j口井日产液量，m3/d连通井数平均含水率第j口井日产液量，m3/d第二节堵水调剖技术反映区块中注水井周围生产井生产动态的参数连通井总产液量连水驱特征曲线表达式累积产水量，m3

水驱曲线的截距水驱曲线的斜率累积产油量，t地质储量：目前采出程度：剩余储量：第二节堵水调剖技术水驱特征曲线表达式累积产水量，m3水驱曲线的截距水驱曲视吸水指数指示曲线压降曲线分析渗透率非均质性吸水剖面平面非均质性含水和产液量剩余储量选井垂向非均质性周围油