底水油藏堵水技术进展及存在问题课件

底水油藏堵水技术进展及存在问题赵仁保2006年12月9/5/20231底水油藏堵水技术进展及存在问题赵仁保8/4/20231目录一、引言二、底水油藏的开采特征三、出水的原因及类型四、堵水技术现状及存在的问题五、进展简介9/5/20232目录一、引言8/4/20232从世界范围来说，目前油井平均含水83.3%。世界石油储量的50%分布在碳酸盐岩储层中。根据流体在不同类型储集空间的流动特点，碳酸盐岩储集层可划分为裂缝孔隙型、溶蚀晶洞孔隙型、粒间或晶间孔隙型和混合孔隙型等4种类型。油井生产见水后，含水率迅速上升，加速油藏的衰竭，会导致过早的废弃，产量也会迅速下降，甚至损失储量，严重影响油田的生产，急需研究解决。1、引言9/5/20233从世界范围来说，目前油井平均含水83.3%。1、引言8/4/1、引言我国自50年代开始进行堵水技术的探索和研究，1957年，玉门老君庙油田开始了水层的封堵工作。上世纪八十年代，又提出了以调整、改善一个井组或一个区块的注水波及效率为目的的整体调剖思路，并在许多油田进行了试验和推广，取得了显著的成效。上世纪九十年代以来，大剂量注入的油藏深部调剖（或调驱）技术引起了研究者的注意。油藏深部液流转向概念的出现以及各种凝胶体系的研究是提高采收率领域中的研究热点，如曾经引起国内外广泛关注的胶态分散凝胶调驱技术；但由于对其机理的认识仍不十分清楚，在某些方面存在很大的争议。9/5/202341、引言我国自50年代开始进行堵水技术的探索和研究，1957（1）底水油气藏开发过程中最显著的特点之一就是底水的脊进，在井周围形成水脊（或水锥）。2、底水油藏的开采特征9/5/20235（1）底水油气藏开发过程中最显著的特点之一就是底水的脊进，2、底水油藏的开采特征

（2）当水锥在井底突破之后，油井即产水。由于射孔井段离底水的距离较近，因此，与边水油藏相比，开采底水油藏的油井往往见水较早。见水早，无水采油期短，是底水油藏开发过程中的第二个显著特点9/5/202362、底水油藏的开采特征（2）当水锥在井底突破之后，油井即产2、底水油藏的开采特征（3）油井见水之后，含水率快速上升，而日产油量则快速下降，这是底水油藏开发过程中的第三个主要特征。9/5/202372、底水油藏的开采特征（3）油井见水之后，含水率快速上升，而（4）底水油藏的可采储量一半以上都是在中－高含水阶段采出的，采油成本通常相对较高；而边水油藏的可采储量一半以上则是中－低含水阶段采出的，采油成本通常相对较低。2、底水油藏的开采特征9/5/20238（4）底水油藏的可采储量一半以上都是在中－高含水阶段采出的，底水边水裂缝高渗透层套管漏失管外窜流两个因素油藏条件井身结构（主要因素）3、出水原因及类型(1)出水原因分析——关键9/5/20239底水边水裂缝高渗透层套管漏失管外窜流两个因素油藏条件井身结构3、出水原因及类型(1)出水原因分析——关键9/5/2023103、出水原因及类型(1)出水原因分析——关键8/4/2023高渗透带常产生径向流裂缝经常产生线性流或线状出水3、出水原因及类型q/Δp≤∑kh/[141.2μln(re/rw)]流量(产量)计算公式q/Δp＞＞∑kh/[141.2μln(re/rw)](1)出水原因分析——关键9/5/202311高渗透带常产生径向流裂缝经常产生线性流或线状出水3、出水原因3、出水原因及类型(1)出水原因分析——关键9/5/2023123、出水原因及类型(1)出水原因分析——关键8/4/20233、出水原因及类型底水脊进两种类型裂缝突进曲面状出水：油井严重水淹，油井变水井

点状出水：含水上升相对缓慢线状出水：含水上升很快，产油明显下降一个月甚至几天之内，产水急增，产油骤减(2)出水类型9/5/2023133、出水原因及类型底水脊进两种类型裂缝突进曲面状出水：油井严裂缝、裂缝网络形成的水锥溶蚀孔或缝洞通道形成的窜流通道3、出水原因及类型(2)出水类型9/5/202314裂缝、裂缝网络形成的水锥溶蚀孔或缝洞通道形成的3、出水原因及底水没有发生侵入时的油藏底水侵入时的油藏当油水的流度μw＞μo

(3)形成机理3、出水原因及类型9/5/202315底水没有发生侵入时的油藏底水侵入时的油藏当油水的流度(3)油水不同层水泥隔板——即硬隔板解决方法3、出水原因及类型(4)解决方法目前较普遍采用的方法有：机械卡堵、水泥隔板、注入泥浆（或粘土）颗粒、乳状液、水玻璃凝胶；较成功的方法有：地下聚合体系、交联聚合物溶液、硅酸盐凝胶等。9/5/202316油水不同层水泥隔板——即硬隔板解决方法3、出水原因及类型(4底水保护段塞+凝胶——即软隔板解决方法3、出水原因及类型9/5/202317底水保护段塞+凝胶——即软隔板解决方法3、出水原因及类型8/油水同层凝胶软隔板解决方法3、出水原因及类型9/5/202318油水同层凝胶软隔板解决方法3、出水原因及类型8/4/2023可动凝胶的形态9/5/202319可动凝胶的形态8/4/2023194、堵水技术现状及存在的问题堵水剂的分类

9/5/2023204、堵水技术现状及存在的问题堵水剂的分类8/4/20232找到合适的化学剂：具有较强的油、水选择性，合成生产方便，化学性能稳定，适应性强，施工工艺简单。解决方法③价格昂贵②适用的油藏化学环境太窄选择性不强，堵住了水，但同时油的产量也下降了，没有经济效益

不能推广的原因问题：提出了几十种有机、无机化学剂，没有一种选择性较好的堵水剂得到广泛的应用4、堵水技术现状及存在的问题9/5/202321找到合适的化学剂：具有较强的油、水选择性，合成生产方便，化学高温堵剂评价程序及评价的关键参数5、进展简介充分成胶时的时间确定热稳定性评价水相渗透率的降低性能评价9/5/202322高温堵剂评价程序及5、进展简介充分成胶时热稳定性评价水相渗透耐高温堵剂主体材料的配方组成——HTCP“C”名称丙烯酰胺（%mol）AMPS（%mol）N-N,DMA（%mol）C-1104545C-2205030C-3157015C-42030505、进展简介名称丙烯酰胺（%mol）AMPS（%mol）B-12080B-21090B-31585耐高温堵剂主体材料的配方组成——HTCP“B”9/5/202323耐高温堵剂主体材料的配方组成——HTCP“C”名称丙烯酰胺（HTCP“B-1”体系在填沙管中的成胶情况(a)HTCP“C－2”在砂岩中的成胶情况（a）2％KCl,pH=10.682%活化剂PEI（b）10％KCl,pH=92%活化剂PEI（a）2％KCl,pH=10.681%活化锆(b)HTCP“C－2”在碳酸盐岩中的成胶情况5、进展简介9/5/202324HTCP“B-1”体系在填沙管中的成胶情况(a)HTCP“C5、进展简介条件1＃填沙管2＃填沙管聚合物体系HTCP“B-1”HTCP“B-1”测试温度176.7℃176.7℃成胶实验温度148.9℃148.9℃液测渗透率242.6mD689.4mD残余油下的水相有效渗透率52.3mD148.5mD最终渗透率0.02mD0.05mD1天后渗透率下降百分数99.9％99.9％7天后渗透率下降百分数10.5％－24.8％堵剂封堵性能评价聚合物热稳定性差引起堵水效果变差9/5/2023255、进展简介条件1＃填沙管2＃填沙管聚合物体系HTCP“B-HTCP“B-1”的成胶特性5、进展简介9/5/202326HTCP“B-1”的成胶特性5、进展简介8/4/2023265、进展简介条件1＃填沙管（砂岩）2＃填沙管（碳酸盐岩）聚合物体系HTCP“C-2”HTCP“C-2”测试温度176.7℃176.7℃成胶实验温度148.9℃148.9℃液测渗透率951.3mD509.2mD残余油下的水相有效渗透率331.7mD129.2mD最终渗透率0mD0mD1天后渗透率下降百分数100％100％7天后渗透率下降百分数100％100％（强度有所增大）堵剂封堵性能评价9/5/2023275、进展简介条件1＃填沙管（砂岩）2＃填沙管（碳酸盐岩）聚合5、进展简介HTCP“C-2”的成胶特性9/5/2023285、进展简介HTCP“C-2”的成胶特性8/4/2023285、进展简介从目前调剖堵水的整个发展过程来看，它的进步体现在以下几个方面：（1）该技术着眼点由初期的单井向井组、区块化发展：即由初期的油井堵水向水井调剖、区块整体调剖方向上发展。（2）小剂量段塞深部调剖技术思路的提出：调剖技术发展初期，由于只是解决单井以及近井问题，因此小剂量的工作液满足了当时需要，但效果有限。后来由于要解决整个区块问题，在现有的技术水平下，大剂量注入的思路一开始就普遍被认可，但成本较高。为了解决深部调剖效果和成本之间的矛盾，小剂量段塞的精确设计是一条非常有意义的技术思路。（3）油藏认识的深入：现在的