提高原油采收率原理(EOR)第三章-B

第三章调剖堵水PROFILECONTROLANDWATERSHUTOFF我国调剖、堵水的过去和现在我国十分重视调剖堵水工作。至今，这项工作的发展已经历了6个阶段：第一阶段是20世纪60年代，为油井单井堵水阶段。第二阶段是20世纪70年代，为水井单井调剖阶段。第三阶段是20世纪80年代前期，为井组的油水井对应调剖堵水阶段。第四阶段是20世纪80年代后期为区块整体调剖堵水阶段。第五阶段是20世纪90年代前期为区块整体以调剖堵水为中心的综合治理阶段。其中的综合治理包括注水井增注、油井提液、改变注采井别、调整生产层系和打调整井等。第六阶段是20世纪90年代后期至今为区块整体调剖堵水与驱油的结合阶段，即调驱阶段。发展了单液法调驱技术和双液法调驱技术。第一节调剖堵水的基本概念

地层的不均质性使注入水沿高渗透层突入油井。为了提高波及系数，从而提高采收率，必须封堵这些高渗透层。从注水井封堵这些高渗透层时，可调整注水层段的吸水剖面叫调剖。L

从油井封堵这些高渗透层时，可减少油井产水叫堵水。L

二次采油（即注水或注气）的地层需要调剖堵水，三次采油（即注特殊流体）的地层更需要调剖堵水。第一节调剖堵水的基本概念调剖:调整注水油层的吸水剖面。在注水井中注入化学剂，降低高吸水层的吸水量，从而相应提高注水压力，达到提高中低渗透层吸水量，改善注水井吸水剖面，提高注入水体积波及系数，改善水驱状况的工艺技术。油井出水的危害(1）消耗油层能量，降低油层的最终采收率；

a油层能量推动水向采油井前进；

b油井见水后，在纵向和横向上推进很不均匀，造成油井过早水淹，波及系数降低；

c出水后井内静水压头增大，影响低压气层的产气量，甚至不产气；

d井底附近含水饱和度升高，降低油气相对渗透率，引起水堵。(2）降低抽油井的泵效；产水量增加，抽油井做大量无用功降低含水率的重要性油井出水的危害(3）使管线和设备腐蚀和结垢；

a产出水加剧了H2S和CO2的腐蚀作用；

b产出水中离子在地面条件下结垢。(4）脱水负荷加大；

a产水量增加；

b油水乳化。（5）污染环境降低含水率的重要性近井地带窜漏射孔段太靠近底水—底水锥进水驱指进现象裂缝或高渗通道使油水井单向连通油井出水按水的来源有注入水、边水、底水、上层水、下层水、夹层水。减少油井出水的办法注水井调剖油井堵水降低含水率的重要性图3-1胜坨油田胜二区沙二3层系的生产曲线注入堵剂12500方，增产11900吨原油第二节调剖堵水提高采收率的原理图3-2胜坨油田胜二区沙二3层系的水驱特征曲线据曲线可计算调剖后水驱采收率可提高3.64%。图3-3濮城油田沙二上2+3层系的产液含水率与采出程度关系调剖堵水后产液含水率下降，达到极限含水98%时的采收率30%。

极限水驱标定水驱采收率27.68%，调剖后标定水驱采收率29.18%，可提高1.5%。

-封堵高渗透层

-提高注水压力

-启动高含油饱和度的中、低渗透层

-提高波及系数

堵水调剖提高采收率的原因与机理：采收率提高了第三节调剖堵水剂一、堵剂的定义堵剂是指注入地层能起封堵作用的物质。从水井注入地层的堵剂叫调剖剂。从油井注入地层的堵剂叫堵水剂。调剖剂和堵水剂都属堵剂。堵剂调剖剂－从水井注入的堵水剂－从油井注入的二、堵剂的分类

可按不同的标准对堵剂进行分类：若按注入工艺，可分为单液法堵剂（如铬冻胶)和双液法堵剂（如水玻璃-氯化钙双液法堵剂）。前者是指调剖堵水时只需向地层注入一种工作液；后者是指调剖堵水时需向地层注入两种工作液。若按堵剂封堵的距离，可分为渗滤面堵剂（如水膨体）、近井地带堵剂（如硅酸凝胶、硫酸和树脂等）和远井地带堵剂（如冻胶的胶态分散体，colloidaldispersiongel,CDG）。若按使用条件，可分为高渗透层堵剂（如粘土-水泥固化体系）、低渗透层堵剂（如硫酸亚铁），高温高矿化度地层堵剂（如各种无机堵剂）。若按配堵剂时所用的溶剂或分散介质，可分为水基堵剂（如铬冻胶）、油基堵剂（如油基水泥）和醇基堵剂（如松香二聚物醇溶液）。若按对油和水或出油层和出水层的选择性，可分为选择性堵剂（如泡沫）和非选择性堵剂（如粘土-水泥固化体系）。但是由于地层中的高含水层是高渗透层，因而是低注入阻力层，所以注入的非选择性堵剂，主要进入高含水层，起选择性封堵作用。二、堵剂的分类三、重要的堵剂1、铬冻胶（成冻体系）在w(HPAM)为6×10-3溶液中加入重铬酸钠和亚硫酸钠，直至w(Na2Cr2O7)为9.0×10-4和w(Na2SO3)为1.6×10-3配成。

2、硅酸凝胶（胶凝体系）在w(HCl)为0.10的溶液中加入w(Na2O.mSiO2)为0.15的溶液，直至pH为2配成。3、钙土-水泥体系（固化体系）在w(钙土)为0.08的悬浮体中加入水泥，直至w(水泥)为0.08配成。4、水玻璃-氯化钙双液法堵剂（沉淀体系）交替注入w(Na2O.mSiO2)为0.10的溶液和w(CaCl2)为0.08溶液，中以隔离液(如水)隔开。5、水玻璃-盐酸双液法堵剂（增注调剖体系）交替注入w(Na2O.mSiO2)为0.10溶液和w(HCl)为0.05的溶液，中以隔离液(如水)隔开。 其它堵剂参见“油田化学”有关章节6、钙土-碳酸钠双液法堵剂（活化体系）交替注入w(钙土)为0.20的悬浮体和w(Na2CO3)为0.08的溶液，中以隔离液(如水)隔开。7、钙土-聚丙烯酰胺双液法堵剂（絮凝体系）交替注入w(钙土)为0.20的悬浮体和w(HPAM)为1×10-3的溶液，中以隔离液(如水)隔开。8、钙土-水玻璃双液法堵剂（固化体系）交替注入w(钙土)为0.20的悬浮体和w(Na2O.mSiO2)为0.20的溶液，中以隔离液(如水)隔开。第四节压力指数值（PI）一、注水井井口压降曲线注水井井口压降曲线－关井后测得的井口压力随时间的变化曲线压力指数(pressureindex,PI)值是由注水井井口压降曲线和PI

值的定义求出的用于调剖堵水决策的重要参数。Ⅰ型迅速下降；Ⅱ型先迅速下降后缓慢下降；Ⅲ型是缓慢下降。图3-4注水井井口压降曲线类型二、PI值图3-5由注水井井口压降曲线计算PI——注水井的压力指数；

p(t)——注水井井口压力随关井时间t变化的函数。

t——关井时间。通常为90分钟三、PI值与地层及流体物性参数的关系PI与k反相关，与h成反比，与q成正比，与μ正相关。q－注水井日注量；μ－流体粘度；k－地层渗透率；h－地层厚度；

re－注水井控制半径；φ－地层孔隙度；C－综合压缩系数；t－关井时间。四、PI值的改正值将PI改正值作为堵水调剖的决策参数－单因素决策;还有多因素决策方法－RE决策为使注水井的PI值可与区块中其它注水井的PI值相比较，应将各注水井的PI值改正至相同的条件下。由式（3-2）可以看到，若将PI值改正至相同的q/h值（可选区块注水井的q/h平均值或其就近的归整值）下，PI值就直接与地层渗透率反相关，因此，可将此PI值的改正值（简称PI值改正值）作为调剖堵水的决策参数。

第五节适合堵水调剖区块的筛选标准一般来说，平均PI值低于10MPa；PI极差超过5MPa的区块就需要调剖堵水。一、区块注水井的平均PI值低

区块注水井平均PI值越低，地层渗透率越高，高渗透层（或裂缝）存在的可能性越大，就越需要调剖堵水。从统计得到，区块注水井平均PI值低于10MPa的区块均需要调剖堵水。

二、区块注水井的PI值极差大

PI值极差是指区块注入井PI

值的最大值与最小值之差，其值越大，地层越不均质，越需要调剖堵水。从统计得到，PI值极差超过5MPa的区块就需要调剖堵水。

第五节适合堵水调剖区块的筛选标准按区块平均PI值和水井的PI值选定①低于区块平均PI值的水井为调剖井②高于区块平均PI值的水井为增注井；③在区块平均PI值附近，略高或略低于平均PI值的注水井为不处理井。该区块需要调剖堵水调剖井增注井不处理井第六节堵水调剖存在的问题一、堵剂使用数量的限制

堵剂使用的数量限度是指由投入产出比的合理值所决定的堵剂的最大用量。图3-7平板模型多次注入堵剂的采油曲线图3-8单位堵剂增产油量与高渗区封堵率的关系在开始进行的调剖中，单位体积堵剂增产油量增加，但当调剖的次数超过一定限度时，单位体积堵剂增产油量减少，说明对应着投入产出比的合理值，堵剂的使用必然存在一个数量限度。为了突破这个限度，人们在降低堵剂成本、合理组合堵剂、把握堵剂注入时机、延长堵剂有效期和提高堵剂的整体效果上做了大量的工作。高渗区封堵率的增加-多轮次调剖。二、堵剂起作用的机理限制

采收率=波及系数×洗油效率可以看到，采收率的提高有两个机理，一个是提高波及系数机理，另一个是提高洗油效率机理。

堵剂只能通过提高波及系数机理起提高采收率的作用，这就是堵剂起作用的机理限度。

二、堵剂起作用的机理限制为了突破这个堵剂起作用的机理限度，目前研究了一种将调剖堵水与三次采油结合起来的技术，叫“2+3”提高采收率技术。该技术要求对区块上的注水地层充分调剖堵水，最大限度地提高注入水的波及系数，发挥二次采油的作用，在此基础上进行有限度的三次采油，注入少量含碱和(或)含表面活性剂的驱油剂，提高洗油效率，补充堵剂作用机理的不足，达到以最小投入得到最大产出的目的。第七节调剖堵水技术的现状与进展

一、多轮次堵水调剖技术二、调驱一体化与区块整体综合治理技术三、稠油热采井调剖封窜技术

四、裂缝性油藏堵水调剖技术五、疏松砂岩防砂堵水一体化工艺技术六、非均质大厚层选择性堵水与酸化一体化技术七、聚合物驱等后续堵水调剖与提高采收率技术

八、深部调剖液流转向剂第七节调剖堵水技术的现状与进展调剖应多轮次进行，即通过多轮次调剖，先后将调剖剂放置在离井眼不同距离的深部。为将调剖剂放置在离井眼不同距离的“深部”，必须改变每一轮次的调剖剂配方。因不同配方调剖剂有不同的突破压力梯度，它将滞留在地层中与之相等压力梯度的位置，起调剖作用，取得最好的调剖效果。第七节调剖堵水技术的现状与进展区块整体调剖是指在区块整体上选择需调剖的注水井（不是全部注水井），向这些井的高渗透层注入调剖剂，控制注入水在高渗透网络中的无效流动，从区块整体上提高水驱的波及系数，大幅度地提高水驱采收率。区块整体调剖有单井孤立调剖所没有的规模效应或称整体效应。第七节调剖堵水技术的现状与进展近年来在深部调剖液流转向剂研究与应用方面取得了许多新进展,形成包括弱凝胶、胶态分散凝胶(CDG)、体膨颗粒、柔性颗粒等多套深部调剖技术,为我国高含水油田改善水驱开发效果、提高采收率发挥着重要作用。仅中国石油天然气股份有限公司(中国石油)所属油田近年来的调剖堵水作业每年就达到了2500～3000井次的规模,增产原油超过50万t/a。目前,我国油田堵水调剖的综合技术水平处于国际领先地位。交联聚合物弱凝胶深部调驱技术胶态分散凝胶调驱技术体膨颗粒深部调剖(调驱)技术含油污泥深部调剖技术微生物深部调剖技术无机凝胶涂层深部调剖技术精细化学调剖技术组合调剖技术第七节调剖堵水技术的现状与进展交联聚合物弱凝胶深部调驱技术

弱凝胶也被称为“流动凝胶”。这里所谓的“流动”是指弱凝胶在试管内呈现流动状态,弱凝胶主要由聚合物和交联剂两部分组成,以整体形式存在,交联状态为分子间交联。一般选择高分子量聚丙烯酰胺作为交联主剂,浓度一般为800～3000mg/L。交联剂主要有树脂、二醛和多价金属离子类等。美国使用最多的是乙酸铬、柠檬酸铝和乙二醛。我国应用较多的为酚醛复合体、树脂预聚体、乙酸铬、乳酸铬、柠檬酸铝等。形成的凝胶强度通常在0.1～2.5Pa,现场应用则根据地层及生产状况选择凝胶强度。弱凝胶在地层中的封堵是动态的,凝胶在一定条件下可运移,使其具有深部调驱双重作用。多不抗盐,一般不适宜矿化度100000mg/L以上、温度90℃以上的低渗地层的深部调剖作业最早应用弱凝胶深部调驱技术的是胜利油田,1992年采用HPAM/乙酸铬体系在孤东油田西区进行了3个井组处理,共注入调剖剂15.5万m3,采用3000mg/LHPAM和500mg/L乙酸铬体系,调剖后注水井的注水压力平均上升了3MPa左右,累计增油9800t。辽河茨榆坨龙11区块是弱凝胶整体深部调剖效果最好的区块,油藏埋深1550～1700m,温度50～60℃,矿化度2200mg/L,平均孔隙度20%,渗透率为1.13D。1999年采用1000～1500mg/L的HPAM、400～500mg/L的酚醛复合交联体系进行了6个井组的整体调剖作业,共注入调剖剂12000m3,处理后注水压力上升0.6～2MPa左右,累计增油30000t,水驱开发效果显著改善,有效期长达3年多。交联聚合物弱凝胶深部调驱技术

胶态分散凝胶调驱技术胶态分散凝胶(亦称CDG)为聚合物和交联剂形成的非网络结构的分子内交联凝胶体系。CDG体系中聚合物浓度可低至100mg/L,交联剂一般是多价金属离子,如柠檬酸铝、乙酸铬等。中国科学院化学研究所、中国石油勘探开发研究院采收率所、大庆油田等对该技术进行了大量的研究,并在大庆、河南等油田进行了多项先导性现场试验,但使用的聚合物浓度大多在800～1500mg/L,显然这不是真正意义上的CDG驱。这些试验大多没有取得理想的效果。加之CDG耐温耐盐性能差,成胶条件苛刻,封堵程度低,目前国内外对该技术的研究与应用都几乎处于停止状态。体膨颗粒深部调剖(调驱)技术体膨颗粒调剖是近几年发展起来的一种新型深部调剖技术,主要是针对非均质性强、高含水、大孔道发育的油田深部调剖、改善水驱开发效果而研发的创新技术。体膨颗粒遇油体积不变而吸水体膨变软,在外力作用下可发生变形运移到地层深部,在高渗层或大孔道中产生流动阻力,使后续注入水分流转向,有效改变地层深部长期水驱形成定势的压力场和流线场,达到实现深部调剖、提高波及体积、改善水驱开发效果的目的。据对大庆、大港、中原等油田的不完全统计,在355个井组现场试验中,累计增油46.73万t,经济效益达6.57亿元,平均投入产出比1∶4.8,取得了良好的社会和经济效益。含油污泥深部调剖技术含油污泥是原油脱水处理过程中伴生的工业垃圾,主要成分是水、泥质、胶质沥青和蜡质。作为调剖剂,与其他化学调剖剂相比,含油污泥具有良好的抗盐、抗高温、抗剪切性能。含油污泥调剖的基本原理是:在含油污泥中加入适量添加剂,调配成黏稠的微米级的油/水型乳化悬浮液,当乳化悬浮液在地层达到一定的深度后,受地层水冲释的作用,乳化悬浮体系分解,其中的泥质吸附胶质沥青和蜡质,并通过它们的黏联聚集形成较大粒径的“团粒结构”沉降在大孔道中,使大孔道通径变小,增加了注入水的渗流阻力,迫使注入水改变渗流方向,从而达到提高注入水波及体积、改善注水开发效果的目的。该技术适用于纵向上渗透率差异大、有高吸水层段、启动压力低的注水井。在江汉、胜利老河口、辽河、河南、长庆等油田现场应用均取得了良好的效果,但受原料产地、产量限制,不易在其他油田推广。微生物深部调剖技术工作原理：把能够产生生物聚合物的细菌注入地层,在地层中游离的细菌被吸附在岩石孔道表面后,开始形成附着的菌群;随着营养液的输入,细菌细胞在高渗透条带大量繁殖,繁殖的菌体细胞及细菌产生的生物聚合物等黏附在孔隙岩石表面,形成较大体积的菌团,后续有机和无机营养物的充足供给,使细菌及其代谢产出的生物聚合物急剧扩张,孔隙越大,细菌和营养物积聚滞留量越多,形成的生物团块越大。细菌的大量增殖及其代谢产出的生物聚合物在大孔道滞留部位的迅速聚集,对高渗透条带起到较好的选择性封堵、降低吸水量的作用,使水流转向增加中、低渗透部位吸水量,从而扩大波及区域、提高原油采收率。南开大学在大港油田先后进行了5口井的试验,取得了很好的效果。并在胜利油田、辽河油田分别进行了室内评价及井下试验,均取得预期效果。最近大庆油田勘探研究院应用现代分子生物学方法研究油层本源微生物技术取得重大进展,在第三采油厂开展微生物调剖矿场试验获得成功,微生物处理后改善了吸水剖面,取得了压力上升、含水下降、增油多于1300t的效果,投入产出比达1∶9。无机凝胶涂层深部调剖技术针对：地层温度高、地层水矿化度高的油藏原理:该调剖剂与油藏高矿化度地层水反应形成与地层水密度相当的无机凝胶,通过吸附涂层,在岩石骨架表面逐渐结垢形成无机凝胶涂层,使地层流动通道逐渐变窄形成流动阻力,从而使地层流体转向,扩大波及体积。应用：2006年3月,利用该技术在塔里木轮南油田LN203井进行的现场试验中获得了成功,共注5%的调剖液3800m3,处理后注水压力升高、吸水剖面明显改善,并初步获得了增油降水效果。精细化学调剖技术

原理：精细化学调剖技术是以精细地质研究成果为依据,根据注水井内纵向上高吸水层的具体分布特点进行有针对性的化学调剖,从而实现吸水剖面的精细调整,达到挖掘各类油层剩余油目的的化学调剖技术方法。根据大庆油田的相关试验,通过精细化学调剖,提高了机械分层注水井中纵向上高吸水层附近的薄、差层的吸水动用程度;对层内各部位吸水状况存在较大差异的地层,调剖后,层内吸水剖面得到了明显调整;油层储量动用程度得到较大提高。组合调剖(调驱)技术

存在大孔道或裂缝的水驱油藏：采取弱凝胶与体膨凝胶颗粒的技术组合，大港油田应用该技术组合进行了100多井组的现场试验,取得了较好的效果存在高渗、大孔道的聚合物驱厚油藏：采取聚合物+体膨颗粒调驱技术组合，大庆油田部分聚驱井采出水分析,注入聚合物浓度为2000～3000mg/L的井组产出污水中聚合物浓度高达1000mg/L以上。在聚合物驱体系中加入适量的体膨颗粒,有效地改善了上述情况,体膨颗粒在大孔道中形成堵塞,使流动阻力增加,通道渗流能力降低,限制聚合物溶液流动,从而转向进入相对低渗透层带,既减少了聚合物溶液窜流,又提高了聚驱效果。

第八节选井原则、效果评定选井选堵剂施工工艺效果评价油井堵水选井原则：（1）单层厚度大，一般大于5米；（2）层间渗透率差异较大，优先选择渗透率级差大于2的油井；（3）优先选择纵向水淹不均匀，尚有增产潜力的油井；（4）油井的出水层位必须清楚；（5）油井固井质量好，没有窜槽；（6）优先选择水井调剖后的对应油井。水井调剖选井原则：（1）综合含水高，采出程度低，剩余油饱和度高区块的注水井；（2）与油井连通性较好的注水井；（3）吸水和注水状况良好的注水井；（4）吸水剖面纵向上差异大的水井；（5）固井质量好，无窜槽或层间窜漏的注水井。调剖剂的选择原则：

（1）封堵强度要高，必须满足多轮次调剖井对强度的要求，保证对高渗透层和大孔道实施有效的封堵，以保证较长的有效期；（2）可泵性好，粘度和成胶或者固化时间必须满足注入泵和施工时间的要求，保证调剖剂进入足够的地层深度和调剖作业的顺利进行；（3）稳定性好，调剖液不能出现严重的分层和沉淀，在地层温度下分解和降解慢，化学稳定性好；（4）与地层流体配伍性好，与地层水和原油不发生有碍调剖效果和开采的化学反应;

（5）适应性好，调剖剂性能适应于地层的矿化度、温度和pH值范围；

（6）调剖剂的粒径范围和级配与调剖地层的匹配性好，保证不在地层表面形成滤饼，即能在大孔道喉道处形成桥堵，又能进入地层深部，起到深部调剖的作用。