堵水及调堵技术2

油田开发主要矛盾Ⅰ类储层的高含水通过调剖、堵水达到稳油控水的目的ⅡⅢ储层动用程度低通过油层改造、重复改造达到提高动用程度的目的改善油藏整体开发效果油藏整体堵调技术类型

大孔道及管外串槽的封堵技术

边底水先期堵水技术

高含水层选择性堵水技术

井组及区块的整体调堵技术调剖堵水的发展历程（1）探索研究阶段（50－60年代）。主要时单纯油井堵水试验。（2）发展阶段（70－80年代初），主要以机械堵水为主，也开展单纯油井堵水与单纯注水井调剖。（3）调剖堵水大发展阶段（80年代中期－90年代初）。主要是堵剂研究与开发，形成聚丙烯酰胺系列冻胶堵剂，水玻璃凝胶堵剂。继续开展单纯油井堵水与注水井调剖同时，还开展了以井组为单元的调堵综合治理。（4）油田区块整体调堵阶段（90年代）。开展了大面积堵水调剖工业化试验。国内现状（1）堵剂形成系列。包括醛（甲醛）高价金属离子和复合交联PAM或HPAM、HPAN、XC、CMC等高分子及生物聚合物系列堵剂；各种硅酸盐凝胶堵剂。适用于中高渗透的颗粒类堵水剂；适用高温地层的高温堵剂和调整注气剖面、蒸汽吞吐井封窜的热采堵剂。还应用了树脂类、泡沫类、稠油类堵剂。（2）堵水调剖工艺由单纯的油井堵水、水井调剖，发展到以单井、区块或油田为对象的整体调堵上来，调剖也由单井小剂量近井地带调剖发展到大剂量深部调剖。（3）推广研制了三套流程。适用于单井规模小的水泥车、压裂车式活动注入流程；适用于注水井大剂量的撬装流程；适合于大规模、多井点调堵驱结合的固定站式注入流程。（4）研制开发了PI、RE、RS决策技术。国外现状（1）美国主要推广了以聚丙烯酰胺（或衍生物）为主剂的各种冻胶（如WORCON),前苏联主要研制了部分聚丙烯晴堵水调剖剂。另外研制了各种超细水泥和稠油类堵水调剖剂。（2）开发并推广了各种决策方法。如哈里伯顿的KTROL程序，有判断出水原因、优选堵剂、方案设计等功能的XERO决策系统，有反映堵剂在地层中运移、计算堵剂用量、预测效果的FPAMS软件等。（3）堵剂研制。聚丙烯酰胺（PAM)及其衍生物冻胶堵剂为主，近年研制了广泛应用的大剂量深部调剖的胶体凝胶分散体（CDG);还开展了用微观玻璃刻蚀二维物理模型进行的堵调机理研究，对冻胶堵水堵水能力的物模研究，调剖后注水注水速度与封堵效果研究，及深部调剖技术的研究与应用。触变型堵剂封窜堵漏工艺技术GX-1触变型堵剂主要成分1、主剂：超细油井水泥和有机高分子化合物的复配体。2、JN-2胶凝固化剂：在地层温度、压力下使堵剂形成高强度的固化体。3、T1膨胀填充剂：强化固化体与地层岩石的界面胶结强度。4、CT-1触变调节剂：调节堵剂浆体的触变性。5、ZQ-3微晶增强剂：使固化体结构致密，强化本体强度和界面胶结强度。6、ZR-1活性增韧剂：提高固化体韧性，提高耐冲刷能力。

外观灰色粉末密度（g/cm3）1.8-1.9水分，%，≤10适应温度（℃）50-120初凝时间（h），>8终凝时间（h），>10抗压强度（Mpa），>26GX-1堵剂主要性能指标GX-1触变型堵剂的性能特点配制的浆体流动性和稳定性好，挤注压力低，固化时间易于调整。GX-1堵剂进入封堵部位后，通过触变作用，快速由易流动的悬浮体变成流动性差的粘稠态，有效滞留在封堵部位。在井下温度和压力条件下，堵剂在封堵层位形成抗压强度高、韧性好、微膨胀和有效期长的固化体。GX-1触变型堵剂的性能特点现场施工验收指标为：油井12MPa，30min压降〈0.5MPa；水井20MPa，30min压降〈0.5MPa。堵剂固化体的本体强度优于油井水泥。在各种工况下，堵剂与周围介质胶结成一个牢固的整体，而且界面胶结强度高，提高封堵有效期。封堵窜槽、炮眼、裂缝、套漏井油水井大孔道油井堵水水井分层调剖GX-1堵剂适用范围堵剂颗粒分子之间通过离子键等化学键形成桥接，生成晶体，然后生成一种具有高胶凝强度的交联垫状层，当施加剪切力时，交联垫状层破裂，浆体变成流体状，因而GX-1堵剂具有触变性。堵剂进入封堵部位层后，通过触变作用，快速形成网状结构的粘稠态，有效地滞留在封堵部位，提高封堵效率。

作用机理

概述在井下温度和压力的养护条件下，通过有机和无机堵剂的协同效应和化学反应，GX-1堵剂在封堵层位形成强度高、韧性好、微膨胀和有效期长的固化体。

在各种油水井化学堵漏工况下，都能将周围介质胶结成一个牢固的整体，与所胶结的界面具有较高的胶结强度，从而大大提高施工有效期。

下管柱挤堵工艺示意图

地层窜槽空井筒平推工艺封堵窜槽示意图

窜槽地层下封隔器挤堵工艺示意图

窜槽地层现场应用情况GX-1触变型堵剂封窜技术应用概况

中原油田：封窜施工100余口井，工艺成功率100%，措施有效率93%。河南油田：封窜施工9口井，工艺成功率100%，措施有效率95%。典型井例分析该井为一水井，人工井底2571.95m，水泥返高1696m，注水井段S2上34-52339.2—2355.2m和S2上41-32377.4—2400m，与油井濮2-89相距100m。濮2-88正常注水时，濮2-89生产正常，2002年3月濮2-88调剖时，濮2-89含水上升至100%，化验分析出化堵液，对濮2-89找漏，油层以上未发现有漏点。濮2-89单采S2上37，而濮2-88S2上37未射开，两者无联系，分析为濮2-88由于调剖压力上升造成S2上37窜槽（2355.2—2371.6m）。濮2-88井典型井例分析濮2-88井经10月22日—23日对濮2-88的找窜、验窜工作，证实2355.2—2371.6m井段发生严重管外窜槽并漏失，决定对该井段进行封窜堵漏，并于10月25日进行挤堵施工作业。笔尖位置2027m，共挤入堵剂13m3，最高施工压力18MPa，关井候凝24h后，探灰面2185m，钻塞、试压合格；对2339.2—2355.2m井段重炮；下生产管柱，正常注水。典型井例分析濮2-88井完井后，濮2-88注水压力15MPa，日注100m3，濮2-98井日产液30吨，日产油5吨，含水稳定在83%。濮2-88井施工前因不能正常注水，影响着周围濮3-36、濮3-185、濮2-437、濮2-223、濮2-415五口油井的产能，自濮2-88井恢复注水以来，以上五口井的生产状况明显好转。截止2003年12月10日，该井已开井400天，累计注水35000m3，对应油井增油2364吨，且继续有效。H5-157井封窜依据

H5-157井为双河油田Ⅶ上层系采油井，2003年1月24日投产，生产层位H三Ⅶ11单层，在￠44*3.6*6*1808.81的工作制度下，不产油，日产水16.7m3，含水100%，动液面230米，施工前停产。Ⅶ11小层为双河油田Ⅶ上层系非主力油层，地质储量18.5万吨，目前生产Ⅶ11小层的有5-168、K484两口油井，平均日产油10.2吨，含水56%。H5-157井Ⅶ11电测曲线显示较好，电测解释为油层，且油层顶面海拔深度较K484井高6米，动态分析认为H5-157井目前高含水可能为层间窜通所致。2003年2月21日对H5-157井进行同位素找窜，证实射孔井段Ⅶ11（2131.6~2134.6米）至2170米管外窜槽。为恢复该井正常生产，讨论决定对该井进行封窜。单井分析H5-157井施工情况及效果分析施工日期：2003年3月22日窜槽井段厚度：35.4米堵剂用量：8m3

挤注压力：17~30MPa试压情况：2003年4月1日验窜试压12Mpa，30min保压不降，试压合格。

单井分析单井分析施工前施工后目前产油（吨）产液m3含水（%）产油（吨）产液m3含水（%）产油（吨）产液m3含水（%）016.71008.612.5317.68.7114月5日封窜、重复补孔Ⅶ11后开抽，截止11月30日累计增油1854吨。

H5-157封窜效果对比表2003年4月5日开抽，产液稳定后，日产油8.6吨，产水3.1m3，含水31%；目前日产油7.6吨，产水1.1m3，含水11%。

H10-195井封窜依据

H10-195井为双河油田ⅧⅨ的一口新油井，射开层位为Ⅷ32、Ⅷ64-6、Ⅸ14三小层，目前关井。该井于2003年1月29日投产Ⅷ32单采，低能不出；2月6日补孔Ⅷ64-6、Ⅸ14合采，日产油0t，日产水39.9m3，含水100%

，动液面在井口；3月20日机堵Ⅷ32、Ⅷ64-6，单采Ⅸ14，产状如上。Ⅷ64-6、Ⅸ14为该井主要目的层，综合分析认为有潜力，而生产资料证实此两小层均产水不产油，与分析矛盾，因而怀疑管外窜槽。2003年5月14日对该井进行UCT测井，结果证实Ⅷ64-6与Ⅷ61-3（2262.6-2279.5）、Ⅸ14与Ⅸ11-2及Ⅷ12（2362.8-2389.5）之间管外窜槽，而Ⅷ61-3、Ⅸ11-2及Ⅷ12分别为水层、强水淹层及水层。为恢复该井正常生产，讨论决定对该井进行封窜。单井分析H10-195井施工情况及效果分析

施工日期：2003年7月4日窜槽井段厚度：43.6米堵剂用量：10m3

挤注压力：18~42Mpa试压情况：2003年7月11日验窜试压10Mpa，30min保压不降，试压合格。

单井分析H10-195封窜产量对比表单井分析H10-195井封窜效果对比表施工前施工后目前产油吨产液m3含水%产油吨产液m3含水%产油吨产液m3含水%0331004.2847.58.2997月14日封窜、重复补孔Ⅷ3264-6后开抽，截止11月30日累计增油1067吨。该井测井解释孔隙度21.06—28.01%、渗透率K=0.21—0.897×10-3μm2，抽汲日产水13m3，经分析及同位素找窜验证油层与824.0—837.0m窜通。于2003年2月27日进行封窜施工，施工管柱650m，试挤清水，压力9MPa，吸水0.4m3/分钟。停泵压力14Mpa，憋压关井候凝，最后稳压5.5MPa，32小时后放喷，钻塞后试压8Mpa，30分钟未降.经补孔后开抽，排水66.4m3后，该井由措施前日产水13m3变为日产油6.7m3、水0.3m3。效果显著。典型井例分析楼802井边底水油藏堵水技术

微观模型采用实际油层岩芯经抽提、烘干、切片、磨平等工序后，粘夹在两块优质玻璃之间制作而成。其矿物组成，岩石表面物质，孔隙结构等与实际油藏一样，以使实验结果更符合实际，具有较强的现场指导意义。3#2#4#5#2.52.51#注水口底水入口底水出口堵剂注入口采油口微观模型的设计模拟开采底水锥进示意图(红色为油、蓝色为水)

当岩石的孔隙结构相对较均质时，首次负压开采中，往往刚刚开采，底水就会发生上窜，使采油区出口很快只出水不出油，对应在油井即为“水淹”。并且采液速度越快，底水向上窜的速度也越快，出口“水淹”的速度也越快。当采油区出口被“水淹”时，采油区绝大部分区域还未被“动用”，再加大采液强度，只是出水速度加快，而对未动用的油几乎不起作用。底水油藏模拟采油实验底水区底水区造底水后底水区

注堵剂前首次负压开采后底水区

采油区采油区造底水后采油区注堵剂前首次负压开采后采油区

后期治理开采底水锥进示意图(红色为油、蓝色为水)

注堵剂后负压开采：由于堵剂在采油区出口端一侧的底水区上部形成了形状不甚规则的“软隔板”，对底水的上窜起到了较好的阻隔作用，这样再次负压开采中底水会绕过“软隔板”，然后再向上往采油区运动，驱走了相当一部分油。并且观察到采液速度越快，底水驱油的路线弯曲程度越差，即水驱油路线容易“弃弯取直”，使底水驱油的路线大大减少，驱油效果也就变差。底水上窜后期治理开采效果实验采油区采油区造底水后全视域注堵剂再次后负压开采采油区堵剂区采油区造底水后全视域注堵剂再次后负压开采先期堵水实验由于“软隔板”的存在，开采过程中底水的运动特征与后期治理再次负压开采过程中底水的运动特征相类似，但由于先期堵水和后期治理试验相比堵剂的赋存状态的差异，使先期堵水试验负压开采中底水驱油路线更多，驱油更彻底。先期堵水底水驱油示意图（红色为油、蓝色为水、黄色为堵剂）

先期堵水后模拟开采实验造底水前饱和油

堵剂区注堵剂后全视域

底水区采油区造底水后饱和油

采油区注堵剂后首次负压开采

堵剂的赋存状态与堵剂的注入时机的关系

堵剂的赋存状态是影响底水油藏堵水效果好坏的非常重要的因素。实验中观察堵剂的赋存状态与注入堵剂的时机、注入速度等多种因素有关，其中注入堵剂的时机是首要因素。注入堵剂的时机对堵剂赋存状态的影响先期堵水后期治理模型号堵剂状态描述L1/L2模型号堵剂状态描述L1/L23-1居中向前4-52-1进入底水区3-3.59-1居中向前414-1居中1.5-211-1进入底水区4-4.57-1进入采油区0.2515-1b居中向前稍偏向底水区6-712-1进入底水区(采油区有气)3平均居中向前4.5-5.1平均形状不规则1.94-2.19堵剂的赋存状态与堵剂的注入时机的关系

注入堵剂的时机对堵剂赋存状态的影响堵剂区堵剂区先期堵水的堵剂赋存状态呈居中向前状，L1/L2的值也较大,平均4.5-5.1。堵剂区采油区堵剂区呈不规则形态，主体较扁，且堵剂主体常常进入底水区或沿着底水上窜的路线进入采油区，L1/L2的值也较小。后期堵水的堵剂赋存状态堵水方式先期堵水后期堵水水波及效果底水驱油线路多，驱油彻底底水驱油路线较少，驱油不彻底堵剂赋存状态多呈居中向前状，L1/L2的值也较大(4.5-5.1)多呈不规则形态，主体较扁，L1/L2的值也较小，平均为(1.94-2.19)施工难度难度较小,光油管施工,无风险。较大，需保护生产井段，下工具施工，风险大。措施费用约15万元约20万元开采效果水驱油效率高57%水驱油效率高29.7%先期堵水

厚油层大底水先期堵底水施工工艺根据室内模拟实验研究结果，要提高油藏的开发效果，厚油层大底水油藏应实施先期堵水。底水油藏油水之间没有隔层阻挡，要延缓底水的上升速度，必须尽量加大堵剂的封堵范围。堵剂可选用具有较好流动性的冻胶进行深部封堵，为避免堵剂反吐，采用树脂堵剂封口。厚油层大底水先期堵底水施工工艺

先期堵大底水示意图水层油层油层水层（2）堵剂的选择堵剂可应用耐温性好，成本低的HPAN冻胶，配合AM与HPAN复配体系或树脂堵剂封口。（3）工艺步骤①补开油层段之前，在油水界面附近位置射孔（射开0.5-1m）。②下入光油管注入堵剂；③补开目的油层段，投产。（1）选井原则根据先期堵水堵剂在地层中的分布赋存状态，L1/L2的值平均为4.5～5.1；处理半径按10米计算，目标油井的油层厚度应大于3米以上，以保证堵剂在纵向污染一部分油层段后仍有足够厚度的产液油层段。该井2003年3月酸化后产液量大幅度上升，由7吨上升至60吨左右，含水由40%上升到95%，后证实为底水上窜所至。03.11下防反吐可反洗堵水管柱用颗粒堵剂7.5吨配制多段塞灰浆，采用套管平衡挤注工艺，措施后油井见到明显的增油效果，含水90％降到82％，产油由2.5吨上升至10吨左右，日增油7.5吨，目前累计增油2202吨,仍继续有效。典型井例现场应用情况（M17－15）

G211-6井采油曲线先期堵水该井因原生产层含水达到95%，上返14＃层，层间夹层为3.1米。为避免15＃层水上窜，2003年10月下防反吐可反洗堵水管柱挤入树脂堵剂13.4方，大半径封堵15#层。14#层射开生产后,不保护直接酸化，液量55吨,产油9吨,含水85%左右，目前含水仍为90%。典型井例现场应用情况（G211－6）经济效益分析2003、2004两年共实施先期堵水，封窜16井次，除去边水调剖井、大修井不作统计外，其余10口井共投入总费用约180万元。累计增油6356.5吨，吨油价格按1770元计算，创产值1125万元，实现经济效益945万元，投入产出比为1：6.25，经济效益明显。堵好一口井就相当于少打一口新井，节约资金效益良好。高含水层选择性堵水工艺技术

堵剂由三元聚合物与复合有机硅交联剂在地层条件下交联而成，聚合物分子中含有羰基、酰胺基及阳离子基团，在有机硅复合交联剂的作用下可以形成一种高强度的网络结构。选择性堵水技术原理

分子中的阳离子链与带负电的岩石表面反应产生牢固的化学吸附，吸附键可达500-1000KJ/mol。非离子链中的亲水基团与水形成氢键，表现出强的亲水能力。由于体积膨胀，对流经地层孔隙和毛管的水产生较高的摩擦阻力，使水相渗透率大大降低。而它在油中收缩，蜷曲在岩心的毛管和孔喉中，不影响油的流动。选择性堵水技术原理

孔隙选择性堵水机理—吸附缠绕堵剂堵剂-------------++N--PDA++选择性堵水机理—吸附缠绕水流油流遇到水时遇到油时O—HᆞᆞᆞO

选择性堵剂的技术指标

耐温70—120℃

矿化度25×104mg/l

凝胶粘度达到7.4×104mpa.s

成胶时间24--48小时，可调

60min剪切后，凝胶粘度损失率为8%。水相渗透率下降80%以上，油相渗透率下降30%。井况清楚，套管无漏失；固井质量好，油水层无管外窜槽；油井控制范围内具有较多的剩余油；具有一定的供液能力。适用范围及使用条件技术创新研制的聚合物分子中含有阴阳非三种离子基团，与岩石产生牢固的化学吸附；遇水膨胀，遇油收缩。施工中采用段塞注入，既节约了成本又起到选择性堵水的目的。典型井例分析---文65-53措施前日产液26.7t，日产油0.6t，含水97.8%；措施后初期日产液3.7t，日产油0.6t，含水83.8%；目前日产液21t，日产油2.1t，含水90%。截至目前累计增油331吨，有效期1年以上。日产油3吨典型井例分析---胡12-139日产液由堵前的11.6t13t;日产油由堵前的1t3t;含水堵前的91%目前77%;截至目前累计增油187t。一、基本原理该体系是由在高分子链中引入具有耐温抗盐功能的结构单元（主要为丙烯酰胺单体、丙烯酸十八烷基酯、2-丙烯酰胺基-2-甲基丙磺酸（功能性单体），增大链的刚性，抑制酰胺基的水解，增强水化能力，降低对二价阳离子(Ca2+、Mg2+)的敏感性，提高抗水解能力，并且能络合二价离子、提高其抗盐性能。它们以分子间及功能团的相互作用为基础，通过高分子(同类分子与不同结构分子)间强大的相互作用与反应性的多官能团的作用，利用油藏条件形成超分子结构。二、技术指标耐温：≤120℃抗盐：≤20×104mg/l主剂浓度：可在300-3000ppm内成胶凝胶强度：1500-50000mPa.s

封堵率：≥85%长期稳定性：180天粘度保持率在90%

以上三、应用范围适用于任何高含水油藏，尤其适用于高温、高盐地层深部调剖和调驱。文92-108井组是文115块注水井,该区块原始油藏温度125℃,地层总矿化度28×104ppm,油藏压力32.49MPa,平均孔隙度为18-19%,平均渗透率11-49×10-3μm2。该井于2004年8月27日上设备，依据工程方案的要求，于8月30开始对地层进行预处理，9月4日正式注入调驱剂，启泵压力22.5Mpa，最高压力34Mpa，结束压力32Mpa，压力变化情况比较平稳，反应出体系在地层中成胶良好并平稳的向前推进。

应用井例注入过程实时动态监测

取得效果

该井04年9月4日开始调驱，9月14日对应油井92-102开始有反应，产油量逐渐上升，含水下降，最高日增油2.0吨。截止2005年8月31日，净增油411吨，含水由98.5%下降到96%，下降了2.5个百分点。92-102生产曲线

配套堵水工艺技术找水技术油井中子寿命测井产出剖面找水DDL-3流量计找水井温找水抽汲找水找堵水一体化管柱高精度碳氧比地质分析法机械找水法目前主要找水技术:测井法溢流井下封隔器管柱

一、地质分析法：

综合分析测井资料、各层系内部情况、油水井连通情况等，能够比较准确地确定出水层位。

找水技术简介

二、测井法（1）测C/O和高精度C/O：

通过向地层发射中子流，中子与各种原子核发生非弹性碰撞，被激发的原子核返回基态时放射出伽玛射线。碳和氧元素具有明显特征能量峰，从而判定出油、气、水层。能够有效反映地层流体含油饱和度情况。找水技术简介优点：高矿化度地区高精度碳氧比能谱测井可以很好地反映砂泥岩剖面地层剩余油饱和度，利用高精度碳氧比能谱可以有效解决多层合采时主力产水层，高精度碳氧比能谱测井分层能力可以达到0.8米，可以对0.5米-0.8米地层半定量解释，为薄、差油层、未分层的地层含油性评价提供了有效工具利用高精度碳氧比能谱测井可以在射孔前确定储集层目前水淹状况，为可靠射孔和补孔提供可靠的依据。

完善提高：通过高精度C/O能谱测井技术技术应用，将解释成果和油藏动态分析结合，提出高含水层内部存在剩余油富集段，为层内挖潜提供了依据。找水技术简介

（2）硼—中子寿命测井技术：

通过测量记录中子源发出的中子被地层俘获的能力（不同的地层对中子的俘获能力是不一样的），来反应地层的有关参数，在高矿化度地层，水层俘获截面值与油层俘获截面值差值大，从而判定油、气、水层。找水技术简介

硼—中子寿命“测—注—测”测井技术：

通过先在井筒原始状态下测试，取得原始基线，然后注入高浓度硼化物。硼元素渗入地层水中，大大提高俘获截面值；而硼不能渗入到油中，不能改变油层俘获截面值；接着进行再一次测试。这样，通过使用硼作示踪剂，用测-注-测的方法使油层、水层出现较大差值，从而区别出油层、水层，判断水淹程度。*************************************＊＊＊＊＊＊＊＊＊＊＊＊＊＊＊＊＊＊

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油层水层硼液找水技术简介硼—中子寿命测井曲线主要记录四条曲线GR曲线孔隙指数曲线Σ基线

Σ曲线

基线与曲线间的差异是由所灌注到地层中的硼元素引起的，在叠合图上直观显示为“离差”，它是对由注硼扩散引起的环境变化的度量，离差大小反映了自由水的多少，有直观的物理意义：特大离差——自由水特多的出水点，可能是大孔道所在；大离差——以出水为主；一般离差——油水同出；小离差——油层；无离差——眠层或死油层。（3）DDL-Ⅲ流量计找水：能够定性解释套漏点位置和套漏状况，找水技术简介主要用途：确定油、气、水井的具体漏失位置。测井要求：漏失量一般大于50m3/d以上；形成向井内稳定注水（出水）的条件主要技术指标：

仪器外径：38mm最大耐温：175℃最大耐压：100MPa最大测速：50m/min漏点

产出剖面可以有效及时准确地判断油井主力出水层，为堵水提供较为准确的出水依据，通过产出剖面测井结果和水井吸水剖面、动态分析结果相结合，提高找水准确率。

（4）油井产出剖面测井找水技术：

找水技术简介(5)井温找水技术：

油井在正常生产时，井筒内的地温梯度随深度增加而增加，按一定的规律变化，若油层见水后，受低温注入水的影响局部温度下降，测量的井温曲线就会在该部位产生异常，然后结合自然伽玛、磁定位曲线就可以判断出水层位。

找水技术简介

井温找水技术采用JH-1三参数测井仪，地面设备为SSL-204数控测井系统。井温仪主要技术指标如下：

*.测温范围：0—150OC，分辨率0.01OC；*.梯度井温自动补偿值为5OC、10OC、15OC可选择；*.梯度井温、微差井温输出电压连续可调；*.下井仪器外径Φ38mm，最高耐温150OC，最高耐压70MPa；

*.仪器测速600—1200m/h。该工艺技术在起出生产管柱后，即可进行，操作简单、测试成功率高、解释精度高、施工时间短。找水技术简介三、机械找水法（1）溢流井下封隔器找水管柱：封隔器找水技术—ZS-01找水技术对于有溢流的油井，采用ZS-01找水技术。该技术使用的井下工具主要有球座、Y221-114封隔器、断销式泄油器、Y111-114封隔器等，它可以同时判断出三个层位是否出水、溢流量大小、压力高低，是一种非常直观、准确、方便的找水技术。找水技术简介基本原理：封隔器坐封后，如果套管有溢流，则断定1#层出水，记录其出水量2#泄油器（Q1）；如果油管内出水，则断定为3#层及以下油层出水，记录其出水量（Q2）；这时从油管内投一根2-3m长的抽油杆杆体，打开断销式泄油器，然后记录油管出水量（Q3）。如果Q3Q2，则断定2#层也出水。找水技术简介（2）抽汲找水:

利用抽汲管柱下带封隔器逐层抽汲，根据抽汲结果确定出水层，在油井出水层位不太明确时，采取下封隔器的方法将地质分析的各层分开，对每一层进行抽汲，确定每一层的液量、含水、矿化度、CL—等资料，从而确定出水层位，判断地层供液能力，这就是分层抽汲技术。优点：直观、准确。缺点：时间长、费用高。

找水技术简介（3）找堵水一体化管柱找水技术：工作原理：找堵水一体化管柱主要由卡瓦封隔器，Y111封隔器和找堵水开关等组成。用封隔器将各生产层分隔开，对应各生产层位置各下入一个找堵水开关，全部管柱用普通卡瓦封隔器锚定。通过液压调整各生产层开关的工作状态，对各目的层进行生产，通过地层正常生产时产出液的情况来判断各层含水情况，确定高含水层。关闭对应高含水层找堵水开关，达到不动管柱完成找堵水的目的。找水技术简介

找堵水一体化工艺技术管柱主要由过桥泵、特殊筛管、两种封隔器、两个找堵水开关组成，该管柱有两种配制：

a、过桥泵+特殊筛管+Y221（或211）卡瓦封隔器+找堵水开关+Y341封隔器+找堵水开关+丝堵

b、过桥泵+特殊筛管+Y111封隔器+找堵水开关+Y221（或211）卡瓦封隔器+找堵水开关+丝堵管柱结构找水技术简介两开关工艺管柱技术原理

该管柱主要由卡瓦封隔器、Y341封器和找堵水开关组成。用Y341封隔器将各产层分隔开，对应各产层位置下入一个找堵水开关，全部管柱用普通卡瓦封隔器锚定。通过液压调整各产层开关的工作状态，对各目的层进行生产，通过地层正常生产时产出液的情况来判断各层、含水情况，确定高含水层，关闭该层找堵水开关，达到不动管柱完成找堵水的目的。找水技术简介技术指标：1、可满足任意一层的生产或关闭。2、封隔器耐温120℃，3、封隔器耐压差35MPa。4、开关调层压力15MPa。找水技术简介现场应用范围：1、适用套管内径：51/2"套管2、下井深度：小于3000m3、适用生产层段：二层4、选井条件：层系清晰隔层大于5米无窜层油层以上套管无漏失找水技术简介三开关工艺管柱结构：

该管柱主要由双向锚定丢手封隔器、Y341压力平衡式封隔器和三层找堵水开关组成。找水技术简介

用Y341压力平衡式封隔器将各产层分隔开，对应各产层位置下入一个找堵水开关，全部管柱用双向锚定丢手封隔器锚定。通过液压调整对应产层开关的工作状态，对各目的层进行生产，通过地层正常生产时产出液的情况来判断各层含水情况，确定高含水层，关闭对应高含水层的找堵水开关，达到不动管柱完成找堵水的目的。三开关工艺管柱工作原理：找水技术简介开关2开关关开关1关关开开关3关开关层位1层位3层位2开关换向过程：主要技术指标：1、封隔器耐压差：35MPa；2、封隔器耐温：120℃；3、开关调层压力：15MPa。找水技术简介现场应用范围：1、适用套管内径：51/2"套管2、下井深度：小于4000m3、适用生产层段：三层4、选井条件：

层系清晰隔层大于5m无窜层油层以上套管无漏失找水技术简介用于动态分析两层之间主力出水层难以判断的油井堵水，认识储层连通性。用于验证同一油井层间干扰、高压层向低压层倒灌。用于高含水层分别单采验证，认识水淹程度。用于打水泥塞，化学堵水等直接堵死措施前的动态验证。主要用途及特点：找水技术简介优点：在找水方面有一定突破，可以实现及时跟踪找堵水效果，同时成本较低。问题：通过实验发现找堵水一体化管柱在确定了主力出水层后，只生产低含水层，往往形成低能生产，或者由于高低含水层在小井段内存在，无法有效封隔高低含水层。

找水技术简介堵剂类型选择性堵剂：聚合物冻胶类、多元共聚物凝胶类、改性淀粉堵水剂、硅酸钠堵剂、对烷基酚－乙醛树脂堵剂、超细水泥堵剂。非选择性堵剂树脂型堵剂、凝胶堵剂、水膨体堵剂、油分散超细水泥堵剂、复合离子共聚物堵剂。

分层挤堵管柱

①、对于堵上采（注）下的油（水）井，采用打水泥塞、电缆桥塞、填砂和封隔器等措施，保护下部地层，待上部油层堵水后再钻塞、冲砂。②、对于堵中间采（注）上下的油（水）井，采取封隔器分隔上部油层，将下部油层封堵，生产上部油层。

③、对于堵下采（注）上的油（水）井。采用以下两种方法。挤堵工艺技术封上采下管柱填砂油层化堵层

该工采用打水泥塞、电缆桥塞、填砂和封隔器等措施，保护下部地层，待上部油层堵水后再钻塞、冲砂。挤堵工艺技术

一种方法是下部填砂，打桥塞、悬空水泥塞等，上部用封隔器分开，堵中间层位。另一种方法是利用两级封隔器实现对中间油层挤堵水泥或复合堵剂。油层

化堵层油层

封中间采上下管柱挤堵工艺技术

采用桥塞、注灰或填砂，将下部油层封堵，生产上部油层。封下采上管柱油层堵层桥塞或砂面氮气泡沫

采油技术简介

氮气的作用机理●抽提作用●补充地层能量●重力泄油作用●解堵助排作用

泡沫的调驱机理

●驱替作用●调剖作用●选择性

●低伤害性

堵水不堵油，堵大不堵小一、作用机理泡沫的渗流特性和驱油过程泡沫在渗流时不断地破灭与再生；泡沫视粘度随介质孔隙度的增大而升高泡沫在含油孔隙介质中的稳定性变差，并随含油饱和度的升高而降低。泡沫驱油过程二、主要技术指标

耐温90-120℃；耐矿盐15-25×104mg/L（二价阳离子≥4500mg/L）；界面张力≤1mN/m；表面张力≤35mN/m；泡沫质量>65%；发泡量>300ml；半衰期>70min；阻力因子>4.

性能指标技术指标工艺成功率：100%；措施有效率：90%；投入产出比1：2以上

三、选井条件

1、初期产量较高，采出程度不高，后期产量下降较突出；2、油层温度≤120℃，地层水总矿化度≤25×104mg/L，二价阳离子≥4500mg/L；3、套管无变形，无损伤，固井质量好；4、区块封闭性好，无大裂缝；5、边部低能井或边部水驱不到的同层系油井之间，并有一定的地层倾角；注入工艺流程示意图

制氮车发泡剂储存罐水泥车单流阀防喷管油层光杆抽油泵丝堵渡压力表压力表单流阀四、现场注入工艺五、现场应用情况构造井位图胡12-109井是胡状油田12断块S3中86-8层系的一口油井。胡12-109井与胡12-83同开发一套层系，井底距离130米。

层内生气复合降压增注技术

油层堵塞原因分析技术原理油藏本身因素注入水的影响各种生产作业措施的影响

化学剂Ａ的解堵作用化学剂B的解堵作用热解堵作用表面活性剂的作用一、技术原理自生弱酸解堵降压增注示意图低渗透层前置稀酸暂堵剂

自生弱酸化学剂B隔离液自生弱酸化学剂A自生弱酸解堵降压增注示意图稀酸首先解除近井地带污染低渗透层自生弱酸解堵降压增注示意图暂堵剂进入地层低渗透层自生弱酸解堵降压增注示意图低渗透层两种自生酸处理剂相遇发生化学反应（三）解堵剂配方研究耐温耐盐暂堵前置液研究主体解堵体系研究

添加剂优选实验室内研究

耐温耐盐暂堵前置液研究

暂堵前置液配方研究

聚合物筛选实验

耐温耐盐暂堵前置液研究

暂堵前置液配方研究

聚合物筛选实验

耐温耐盐暂堵前置液研究

暂堵前置液配方研究

耐温耐盐暂堵前置液研究

暂堵前置液配方研究

耐温耐盐暂堵前置液研究

暂堵剂性能评价

耐温耐盐暂堵前置液研究

暂堵剂性能评价

暂堵剂性能评价

耐温耐盐暂堵前置液研究

耐温耐盐暂堵前置液研究

暂堵剂性能评价

暂堵剂抗剪切性能实验

暂堵剂性能评价

耐温耐盐暂堵前置液研究

耐温耐盐暂堵前置液研究

暂堵剂性能评价

耐温：70~120℃。耐盐：25×104mg/l。成胶时间：4~6小时PH值：6-9与其它处理剂配伍性好，剪切稳定性、热稳定性、热化学稳定性好。

室内研究结果

耐温耐盐暂堵前置液研究

采用酸碱反应原理使酸、碱两种溶液在地层内发生化学反应生成CO2气体，一部分CO2气体溶于水后生成碳酸，另一部分CO2气体在低渗油藏具有很好的穿透作用，达到解除油藏深部污染的目的，注入酸与碳酸及CO2气体共同作用，使解堵效果更好。

主体解堵体系研究酸化缓蚀剂浓度筛选实验

添加剂优选实验

添加剂优选实验

表面活性剂浓度筛选实验

注入工艺研究

1、注入参数设计2、施工注入顺序1、注入参数设计注入方式：分段塞连续注入；注入压力：低于油层破裂压力；注入量：每米油层厚度8~10m3；注入速度：根据注水井视吸水指数决定；关井反应时间：控制在20~30min。（四）注入工艺研究

2、施工注入顺序

稀盐酸活性水暂堵液能够产生弱酸的稀浓度碱液隔离液能够产生弱酸的稀浓度酸液顶替水

注入工艺研究综合性能评价试验二、室内研究

综合性能评价试验

现场实施结果分析

该技术于2002年2~9月在中原油田文13块等10个区块，实施31个井组，共32井次，其中在常规酸化无效的文13块、卫79块、桥18块、徐14块等应用后，效果尤其显著。现场应用

文13块措施前后降压增注效果数据卫79块措施前后降压增注效果数据徐14块、马11块、桥18块措施前后降压增注效果数据表（三）典型井例分析13-63井措施前后对比（三）典型井例分析（三）典型井例分析WC98-2井：措施前：

注水压力：33MPa注水量：0措施后：

注水压力：21MPa注水量：60m3

措施累增注水量：9300m3

对应2口油井累计增油：1103t图12（三）典型井例分析图13（三）典型井例分析-对应油井图14（三）典型井例分析-对应油井图15（三）典型井例分析-对应油井经济评价与推广前景现场施工时间：2002年2~9月施工地点：中原油田文13块等10个区块施工井数：31个井组（32井次）措施井平均注水压力下降：8.8

MPa单井平均增注水量：4345.6m3措施累计增注：134715m3对应油井累计增油：4720.3t创经济效益：728.1万元五、技术创新点该项目研制的解堵剂是一种由酸、碱、聚合物及一些添加剂构成的复合体系，具有近井地带和远井地带综合解堵的作用，使解堵效果明显优于常规酸化解堵，有效期长。该技术运用了多种解堵机理，达到了综合解堵的目的。该技术提出了一种新的解堵理念，打破了人们一贯遵守的常规酸化解堵思路，是解堵技术的一大进步。该技术对中低渗、污染严重的油层具有明显的解堵效果。结论与认识

地层自生弱酸解堵降压技术在现场应用32井次，取得了显著的降压增注效果。措施后水井注水压力平均下降8.8MPa，单井压力下降幅度最高23.5MPa。工艺成功率100%。该技术运用了多种解堵机理，二氧化碳气体的作用、碱的作用、聚合物的复合作用，达到了综合解堵的目的，使得处理半径大，解堵效果好，有效期长，且受地层条件制约因素少，是一项非常有推广应用前景的降压增注技术。调堵解综合一体化技术该技术为高强度调堵与酸化增注相结合的复合技术，即在一口注水井中同时实施对高渗透强吸水层的封堵和对低渗污染层的增注措施，发挥两种技术的综合作用机理、强化改善吸水剖面，启动二、三类油层，实现层间接替，扩大水驱动用储量。水井调堵解技术原理研究成功了新型高强度调剖剂NPA-Ⅱ,具有封堵强度大、效果好、适用范围宽，易于调整、使用简便的特点。耐温130℃，抗压强度≥12MPa，耐矿化度30×104ppm。研究了酸化复合解堵剂，具有解堵能力强、缓速、低伤害的特点。有效作用距离1～3m，表面张力≤23×10-3N.m-1，界面张力≤0.5×10-3N.m-1，120℃下动态腐蚀速率＜8.5g/m2.h；防膨率≥74%；对天然岩芯溶蚀速率比常规土酸慢4倍。研究出了耐酸封口剂、调剖暂堵剂及其应用技术。根据现场注水井剖面分布多样性对调解综合工艺的不同要求，结合各种调堵剂的不同性能，研究出了四种调剖解堵综合工艺技术方案。研究创新内容

工艺成功率100％，措施有效率80％以上。措施有效期180天以上。主力吸水层相对吸水下降幅度50～100％。解堵层相对吸水增加50％以上或启动新层1～3个。技术指标施工管柱示意图（一）堵水层酸化层酸化层堵水层封隔器砂面图1堵上—酸下图2堵下—酸上施工管柱示意图（二）酸化层酸化层堵水层封隔器酸化层砂面堵水层封隔器酸化层封隔器图3堵中间酸两头图4堵中间酸两头油井堵水—解堵综合增产工艺实现了油层改造机理和技术思路的创新。油井堵水、酸化单项工艺结合形成新的综合工艺在国内属技术创新。研究解决了堵剂耐温、抗盐并且耐酸的技术难点。查新结论：该工艺国内外无成功的先例，在技术上具有一定的独创性和新颖性。技术创新与突破截止目前该技术现场应用22口井的资料为：工艺成功率100％，施工井增油有效率91％。有效期最长的井为495天，单井增油最高达1390吨，共累计增油10930吨，仍有三口井继续有效。投入产出比1：4.96。推广应用效果泡沫充气酸解堵技术该工艺技术是把预先配制好的高效泡沫酸液体系，注入泡沫发生器与高压氮气混合，形成稳定的泡沫充气酸再泵注入井，对目的层进行酸化解堵。由于泡沫充气酸是一种高效多组份活性体系酸，可广泛的溶解CaCO3，MgCO3，FeS粘土等各种矿物和机械杂质，还可溶解沥青质，胶质和重油，解除各种乳化堵塞。当开井时，井口压力降低，气体膨胀，残酸携带大量溶解和不溶解的油层堵塞物排出地面，从而达到疏通油流孔道，达到增产的目的。泡沫酸酸化基本原理1、泡沫酸在地层中的分流特性，在纵向非均质及多层油气藏，均匀布酸提高吸酸剖面、均匀改善各层渗透率。2、缓速性能好，能进入地层深部进行解堵；3、属增能型液体，