堵水调剖技术

堵水调剖技术（共3篇）

堵水调剖技术 篇1

1 高温深井油藏的堵水调剖及深部调剖技术

近年来, 伴随着一些油田的开发, 例如塔里木油田、轮南油田等, 开发工作逐步进入一个高含水油藏的开发时期, 因此, 必须要重视起高温深井中的控水稳油工作以及水驱问题的改善。可是目前所主要采用的调剖堵水技术和其它配套技术通常不适宜在120℃以上的温度和100000 mg/L以上的矿化度下实施。近些年来, 工作者们根据一些油田的具体特点研究了一系列专门的技术, 但是大都处于初始阶段, 仍有大量的问题无法得到有效解决。以塔里木油田为例, 它面临的技术难题主要为水驱技术的局限性, 改变这个局限性是很多类似油田均面临的一道难题。因此, 对于高温高盐油藏的堵水剂的研发、深部调剖技术的改善、对水驱效果的改善显得很有必要, 同时也要增加注入水的利用率, 从而实现油田的控水稳油目标, 进一步将油田的采收率提高上去。

2 厚油层的深部液流转向提高水驱效率技术

大庆油田也不例外, 目前已经进入高含水时期的开采, 大庆地区的油田中当属喇萨杏油田储量规模最大。该油田厚油层原始非均质性比较严重, 另外长期的水流冲刷导致了大量大孔道的行成, 然后就出现了注入的水沿着这些大孔道进行低效乃至无效地循环, 极大地影响了水驱开发的效果, 更损害了油田的经济效益。据最近的调查资料分析, 喇萨杏油田里处于未水洗状态的油层厚度仍有29.2%, 有12.3%的厚度处于弱水洗状态, 只有14.5%属于强水厚度, 这些现状为水驱开发效果的改善留下了广阔的空间。然而, 厚油层深部绕流的难题在通常情况下是无法通过堵水调剖或大剂量深部调剖技术来解决的。所以, 开发能够解决水驱低效乃至无效循环的难题的技术对于大庆油田中的喇萨杏厚油层水驱难题具有重要的意义。

3 海上油田的堵水调剖、深部调驱技术

到目前为止, 堵水调剖、深部调剖技术对水驱开发效果的改善已经广泛应用于陆上的油田, 具有了十分成熟的技术和丰富的经验。但该项技术在海上油田系统的应用研究则处于起步阶段。由于海上油田油藏具有其独特的条件与环境, 十分有限的开采空间, 极其稀缺的淡水资源, 较高的环保要求这些都制约着油田的开采, 其所特有的大井距、长井段、一套井网多层合采的手段加剧了油藏非均质及水指进程。正是由于以上的问题, 已经在陆上油田成功应用的堵水调剖、深部调剖技术无法达到海上油田的作业要求, 因此有必要开发出适宜海上油田特点的改善水驱技术, 从而使油田的采收率得到大大的提高。

4 水平井的堵水技术

水平井技术已经成为了一种十分成熟的油气田开采技术, 它能够应用于大多数类型的油气藏。可是, 该技术也具有一些难题, 其中之一就是当油田开采时间过长的时候, 边底水能够沿着高渗透层段或裂缝侵入从而导致水平井出水乃至关井。统计资料表明, 隶属中石油管辖的塔里木油田的将近200口水平井中, 由于含水量高的问题已经关闭了17口, 其中有将近20口的油田含水率在90%以上;还有轮南以及塔中等油田, 这些油田的水平井含水率均超过了70%;位于冀东油田的110多口水平井的平均含水率达到了80%以上, 这些问题都需要合适的堵水技术来改善。不幸的是目前国内外还没有开发出能够工业化的水平井堵水技术。因此, 开发能够应用于实际油气田的水平井堵水技术及相关的配套工艺, 能够从根本上帮助我国乃至世界解决水平井生产面临的一系列难题。

5 特高渗大孔道油田深部调剖改善水驱技术

由于长期水驱油藏, 东部一些老油田如大港、辽河、吉林等, 层间、层内、平面非均质矛盾日益突出, 再者, 由于天然或人工裂缝等因素使得油藏内部形成很高的渗水流通道, 随后注入的水沿着水流优势通道低效、无效循环, 从而严重影响了生产的进程。同时还涉及设备及管线腐蚀问题, 增加了才有成本。一些现有开发出的技术如交联聚合物弱凝胶, 体膨颗粒深部调剖剂等, 在原油开采中的应用已经初见成效, 但是仍需继续开发新的更适宜的技术, 比如高强度长膨胀时间吸水剂油藏深部液流转向技术, 地层内生产成高强度泡沫的深部液流转向技术, 触变性高强度深部液流转向技术等。

6 结语

鉴于我国油藏的实际情况以及长时间的强注强采开发现状, 高含水的储集状况已经发生了很大的改变。因此, 传统的数值模拟及优化设计技术已经远远无法达到满足深部液流转向, 改善水驱技术的要求, 于是开发出适应当前现状的数值模拟及优化条件的软件, 就成为了有效利用转向剂材料, 实现高效深部液流转向的重要目标。

参考文献

[1]郭肖, 杜志敏.非均质性对水平井产能的影响, 石油勘探开发, 2004.

[2]纪朝风, 葛红江.调剖堵水材料研究现状及发展趋势.石油钻采工艺, 2002.

[3]王平美, 罗建辉等.国内外气井堵水技术研究进展.钻采工艺, 2001.

[4]李宇乡, 唐孝芬, 刘双城.我国油田化学堵水调剖的开发与应用现状.油田化学, 1995.

[5]熊春明, 唐孝芬.国内外堵水调剖技术最新进展及发展趋势, 石油勘探与开发, 2007.

油田化学堵水调剖综述 篇2

下面分析一下各种油田堵水剂的特点和原理, 以及以后的发展方向。

1 机械堵水

机械法堵水从1994年开始研制, 这种方法用分隔器将出水层位在井筒内卡开, 以阻止水流入井内。主要利用可膨胀坐封元件 (ISE) 的膨胀和收缩来控制组合套筒。是一种简单、经济实用的堵水方法。

2 化学堵水调剖剂的品种

2.1 非选择性堵剂

2.1.1 水泥类堵水剂

主要包括水基水泥、油基水泥、活化水泥及微粒水泥。具有价格便宜、堵水强度大的优点, 同时也存在着封堵强度低、有效期短的缺点。

2.1.2 树脂型堵剂

树脂型堵剂是一种高分子物质, 是低分子物质通过缩聚效应形成的。分为热固性树脂 (非选择性堵剂大多采用此类) 和热塑性树脂两种。其中, 热固性树脂主要包括脲醛树脂、糠醇树脂、酚醛树脂、环氧树脂等几种:

(1) 脲醛树脂:此类树脂由脲与甲醛在NH4OH等碱性催化剂作用下, 压缩凝和而成。 (2) 糠醇树脂:在堵水层中, 将80%的磷酸与糠醇树脂混合, 中间以隔离液进行隔离, 便生成质地坚硬的树脂, 以便很好的堵塞孔隙 (。3) 酚醛树脂:将此类树脂与固化剂按一定比例混合, 直到均匀为止, 然后加热, 使固化剂与酚醛树脂完全溶解, 直至呈现淡黄色。然后将混合物放入水层, 形成不透水层 (。4) 环氧树脂:在液态的环氧树脂中加入硬化剂, 两者反应后形成坚硬的固体。常用的环氧树脂有环氧树脂、环氧苯酚树脂和二烯烃环氧树脂。

2.1.3 无机盐沉淀型调剖堵水剂

这种堵剂的代表是硅酸钙堵剂。将水玻璃与氯化钙溶剂溶合挤入地层, 中间以隔离液隔离, 生成白色的硅酸钙沉淀物。这种堵剂施工非常简便, 价格较便宜, 但施工时对有污染的地层必须采取适当的保护措施, 以防止堵水剂堵塞油层。

2.1.4 凝胶型堵剂

凝胶是固态或半固态的胶体体系, 根据凝胶的特性, 分为刚性和弹性两类。主要包括以下几种:a.硅酸凝胶:硅酸凝胶是在稀释的硅酸溶液中加入电解质, 或者在适量的硅酸盐溶液加入酸形成的。其优点是价格低, 高温下性能较稳定。同时也存在着强度不高的缺点, 适当时需要用固体 (如水泥) 增强其强度。b.氰凝堵剂:氰凝堵剂是一种坚硬的固体堵剂, 是异氰酸根与水化学反应形成。由聚氨酯、丙酮和邻苯二甲酸二丁酯三者组成。该堵剂要求较高, 必须在无水的情况下使用, 所以必须要配套使用大量的有机溶剂, 现在正在研究开发之中。c.丙凝堵剂:丙凝堵剂可用于油、水井的堵水, 是过硫酸铵和铁氰化钾的共同作用下形成的凝胶, 这种堵剂不溶于水。

总之, 在非选择性堵剂中, 树脂堵剂强度最好, 其次是冻胶、沉淀型堵剂, 凝胶强度最差。在成本方面, 凝胶、沉淀型堵剂成本最低, 其次是冻胶, 树脂型成本最高。

2.2 选择性堵剂

在施工作业中, 选择性堵水剂也经常使用。它适用于不易用隔离器进行油水分离的作业。分为水基堵剂、油基堵剂和醇基堵剂三种。

2.2.1 水基堵剂

这类堵剂以水作溶剂配制而成, 应用非常广泛, 品种也很多, 成本不高 (。1) 聚丙烯酰胺 (PAM) :这种堵剂易溶于水, 但不易溶于油, 注入后可以控制井内出水, 但却不影响油气产量, 所以使用起来费用较低 (。2) 部分水解聚丙烯腈 (HPAN) :其特点是其与水中的电解质反应, 形成不易溶解的聚丙烯酸盐, 水解后的聚丙烯酸盐沉淀物有淡化的现象出现, 主要用于地层水中多价金属离子含量较高的地层。

2.2.2 油基堵剂

(1) 有机硅类堵剂:有机硅类堵剂适用于各种温度, 可用于一般地层温度, 也可用于高温 (200 ℃) 地层。主要包括Si Cl4 、氯甲硅烷和低分子氯硅氧烷等。 (2) 聚氨酯:这类堵剂是由多羟基化合物和多异氰酸酯聚合而成的。 (3) 稠油类堵剂:稠油类堵剂包括活性、偶合性和固体粉末等几种。

3 对堵剂和调剖剂发展方向的几点建议

3.1 大力推广原料价格低的产品, 充分利用化工废弃物

我国现在的油田, 大部分处于含水量超高的开采现状, 非均质性已经非常的严重, 堵水是一项非常重要的安全防范措施, 致使堵剂的使用量加大, 这已经成为一个不争的事实。

3.2 大力研究开发选择性新型堵水剂

近年来各大油田为了控水, 进行了区块的整体综合治理, 极大改善油田藏量的开发效果, 扩大了开采量, 取得了一定的成效。在肯定成效的同时, 我们也看到, 非常需要开发一种效果较理想的选择性堵水剂, 可以用来处理油水交互层的堵水问题。

3.3 微生物调剖技术的研究应用

微生物调剖技术是一种较先进的堵水技术, 现在国际上处于研究开发阶段。这种技术是通过调整油井的剖面, 从而达到提高原油采收率的效果。这项技术总的说来工艺较简单, 施工也较安全, 环保效果好, 也有效降低了材料和施工的成本。由于这项技术尚在研究开发之中, 属于国际研究课题, 所以它的发展空间较大, 有望在未来得到进一步的发展。

参考文献

[1]罗跃, 王正良等.油田化学, 1999, 16 (1) :212~213.

堵水调剖技术 篇3

靖安油田虎狼峁区位于鄂尔多斯盆地一级构造单元陕北斜坡中东部, 构造底层平缓, 为一平缓的西倾单斜 (地层倾角小于1°) , 在单斜背景作用下发育了多组宽缓的鼻状隆起构造。虎狼峁长6油藏以低渗—特低渗为特征, 微裂缝发育。该区为典型的三低油藏, 原始地层压力为10.27M p a, 平均孔隙度为11.6%, 平均渗透率为0.64*10-3um2, 储层物性差。

2 虎狼峁区化学调剖堵水技术工艺参数选取

2.1 堵剂用量的选择

一般情况下, 在不致使水井堵死的情况下, 堵剂总用量越多, 其在一定范围内调剖的效果就越好。在理论上, 数值模拟可解决调剖堵剂用量的问题, 但要求建立精确的地质模型和数学模型, 这在实际操作中, 经济成本不允许, 而且精确性也很难达到。

目前常用的主要有经验法和公式法。一般认为, 长期注水后形成的大孔道占井组地层孔隙总体积的1-5%, 因此堵剂总用量也应该按地层总孔隙体积的1-5%。

(1) 聚丙烯酰胺 (HPAM) 与重铬酸钠用量比

配置多重乳液时使用的聚丙烯酰胺与交联组分重铬酸钠的质量比, 对成冻时间和冻胶强度有很大的影响, HPAM/Na2Cr2O7质量比越减小, 则成冻时间延长, 但成冻强度也迅速下降。因此, 在冻胶强度满足调剖要求的前提下, 用较小的HPAM/Na2Cr2O7比配置, 可以达到延缓交联, 实现深度调剖。根据靖安长6油藏特点, 二者的比值应该在1-29之间。

(2) 聚丙烯酰胺浓度和分子量的选择

通常情况下, 提高聚丙烯酰胺的浓度, 可以增加凝胶强度;增大其分子量, 可以减少主剂用量。但浓度和分子量过高, 体系粘度太大, 泵入困难;分子量过低, 堵剂则同时进入高渗透层和低渗透层, 对低渗透层造成伤害。根据靖安油田裂缝特点、裂缝大小和对高渗透层的判断, 聚丙烯酰胺的浓度应在1-5%之间, 分子量在 (20-200) *104之间。

(3) 还原剂亚硫酸钠的用量选择

只有在Na2Cr2O7和Na2SO3发生氧化还原反应后, 才能将HAPM大分子交联起来。因此二者的比例在1:1的情况下最好。因在现场情况不能准确计量, 可大致按1:1来配比。

2.2 调剖管柱下入深度的选择

由于各种因素的影响, 分层调剖的困难太大, 因此在该区实行笼统注水调剖, 选择光油管+斜尖井下调剖。斜尖一般下到射孔段下0-10m。

2.3 调剖剂的注入排量和压力控制

在调剖剂注入地层后, 它首先选择进入相对吸水好、渗透率高的地层, 这也是光油管调剖的依据。注入排量过大, 会使堵剂进入那些相对吸水差, 渗透率低的地层;注入排量过小, 又延长了施工周期, 提高了施工成本, 影响了产量。根据这几年在该区所进行的调剖实验, 加上对其他区块调剖的借鉴, 注入排量为4-5m3/h最好。

注入压力的上升速度和注入排量是联系在一起的。因为在选定排量注入下, 注入压力会平稳上升, 堵剂能选择性的进入高渗透层。本着既要调剖又要注入的原则, 选择的最高注入压力一要不大于注水管网干线压力、二不能高于折算至井口油层的破裂压力。

2.4 顶替清水的用量

在堵剂注完后, 必须使油管内的堵剂也挤入地层, 同时考虑到套管内是不是因各种原因也存在堵剂。因此, 应同时在油、套管内分别注入清水顶替, 顶替水量应该根据井深计算, 其下限应为井口到射孔段之间的油管体积和油套环空体积之和。

3 化堵技术在虎狼峁长6油藏的应用和效果分析

2008年至2010年该区共实施化学堵水调驱30井次, 截止目前累计增油8841t。主向水淹井含水下降, 侧向油井逐步见效, 化堵水淹井组递减呈下降趋势。

(1) 单点裂缝型, 注入水沿裂缝带水窜明显, 主向油井液量上升幅度大, 含水上升快, 压力上升明显, 水线推进速度快, 此类水井如封堵及时, 对应见水井见效程度高。化堵后表现为以下几个特点:

1) 见效较快, 封堵后立刻见效;

2) 见水井含水大幅度下降, 井组增油效果明显;

3) 见效期比较长;

4) 但由于堵剂后期影响, 井组易出现堵塞井。

柳129-25井组施工参数:堵剂总量2674m3, 其中防膨剂32m3, 聚合物交联剂1246m3, 水驱流向改变剂1300m3, 木粉96m3, 压力爬升12.5↑14.5Mpa。

自2010年9月20日实施化堵后, 主向水淹井128-27液量、含水大幅下降, 柳130-24、柳130-23含水都有不同程度的下降。3口井目前仍处于见效期, 截至目前累计有效1118天, 井组累计增油2698t, 有效的提高了采收率。

(2) 裂缝带发育区化堵:

虎狼峁油藏东南部区域发育多条裂缝, 主向油井水淹严重, 侧向油井长期低产不见效。

特点:

1) 主向井水淹程度较大, 裂缝形成后逐渐扩大, 且互相沟通, 封堵难度大;

2) 化堵后水淹井液量下降, 降含水幅度不大;

3) 化堵后水驱方向改变, 区域整体水驱状况好转, 注水一段时间后侧向井逐步见效。

4 对化学调剖堵水技术的认识和结论

应用部分水解聚丙烯酰胺和硅酸盐的双网状结构体系的化学调剖堵水技术在虎狼峁区取得了良好的效果, 对油藏治理起到了关键的作用;通过三年化学堵水调剖技术的应用发现, 孔隙性见水井效果好于裂缝性见水井;见水时间长, 调驱效果差, 见水时间短, 调驱效果好。

部分水解聚丙烯酰胺和硅酸盐的双网状结构体系的化学调配堵水技术, 对改善吸水情况具有突出作用, 增加了吸水厚度, 提高了水驱效率, 增油效果明显, 为油藏稳产奠定了基础。

摘要：虎狼峁区属于典型三低油藏, 储层物性差, 水驱状况不均, 单井产量低, 由于区块本身复杂低渗油藏地质特征, 伴随着油田投入注水开发, 虎狼峁区呈现部分油井含水上升过快甚至暴性水淹, 近几年来虎狼峁区实施了以化学调剖堵水为主的水井剖面治理, 提高了水驱效率和水驱动用程度, 取得了良好的效果。本文通过对该技术思路及调剖井效果分析研究, 在取得了一定认识的基础上, 对该技术的应用提出了合理化建议。

关键词：化学调剖堵水,长6油藏,延迟交联

参考文献

[1]《化学调剖堵水技术》刘一江王香增石油工业出版社, 1999.[1]《化学调剖堵水技术》刘一江王香增石油工业出版社, 1999.

[2]《选择性化学堵水优化研究》柳继仁大庆石油学院学报2007.[2]《选择性化学堵水优化研究》柳继仁大庆石油学院学报2007.