深部调剖工艺技术

1 第一部分 前言 文南油田位于东濮凹陷中央隆起带文留构造南部次级地堑内，是一个异常高压、高温、高气油比、低渗、高饱和的复杂断块油气藏。投入开发了 9 个断块区 34个开发单元，动用含油面积 用石油地质储量 04t ，标定可采储量 04t ，标定采收率 文南油田 经过多年的开发，已进入高含水期开发期， 受复杂地质特征的影响，04t ，水驱控制程度 50%；水驱动用储量 04t ，水驱动用程度 有部分难动用储量水驱 动用困难，这部分难动用储量地质储量2807104t，占文南油田总储量的 文南油田动用状况较好的一类主力层石油地质储量 3101104t ，水驱动用较好，但目前已大面积水淹。而储层物性较差的二类层地质储量 1967104t ，目前能够进行注水动用的文 33块沙二下、文 95块、文 85 块，地质储量 912104t ；文 79断块区、文 72断块区的其它区块二类层地质储量 1055104t 。 为改善油田开发效果 ,应用深部调剖技术挖掘高含水主力大砂体剩余油潜力。 近年来 开展了一些地下交联聚合物和地面预交联颗粒进行注水 井深度深部调剖的研究和现场试验，取得 了一定的降水、增油效果，但由于油藏条件的 复杂性，致 使深部调剖 对应油井见效不明显， 特别是高温（ 100以上）、高盐（ 20 104 以上）区块油藏地层条件，常规的 调剖 体系仍难以满足深部调剖目的。用调剖的手段来挖掘剩余油潜力的工艺没有推开，分析其主要原因大致有以下几个方面： 调剖体系单一，不能适应复杂的断块油气藏。 调剖体系的性能不能满足油田高温、高盐的储层特性。 地质和工艺的结合力度不够。 施工工艺不够完善。 针对 以上存在的 问题， 引进 温抗盐凝胶型颗粒调剖剂 、无机凝胶调剖剂、橡胶颗粒调剖剂等三种调剖剂，丰富了调剖体系。 对调剖剂从耐温、抗盐、膨胀率、 2 可变性等方面进行室内评价，施工同时进行调剖剂质量监测 ，对实施效果进行跟踪评价 。 在选井方面，加强工艺地质的结合，综合考虑油水井连通、剩余油分布、 水驱动用程度、 地层矿化度、井温 等情况，确保实施效果。 在施工工艺方面，采用笼统调驱与分层调驱相结合，对于启动压力较高的井，调驱前实施酸化预处理，保证施工顺利进行。在运行模式上，由局采油院统一组织 ， 采油厂配合，进行方案编制、现场监督，充分利用采油院的技术优势，确保措施高效运行。 截止 到 12 月底，我厂地质方案审批 14 井次，工程方案运行 12 口井：目前已实施完 11 井次，正在施工 1 井次， 2 井次未实施。 累计注入调驱剂 28757 方，注入压力上升 14调剖对应油井累计增油 增天然气 416297实现了高温高盐油藏深部调剖技术的突破，为该类油藏的开发提供了技术支撑。 第二部分 调剖体系的研究试验 及效果评价 一 、 温抗盐凝胶型颗粒调剖 剂是一种经过特殊处理的高分子聚合物，它主要由 含有磺酸基团、环状侧基的耐温抗盐单体， 丙烯酰胺单体、聚氨脂及 活性抗温材料和化学联接剂等组分经聚合、交联而成， 在地层中可形成高渗透层颗粒堵剂，封堵住注水井高渗透层，降低油水的流度比，形成可移动的驱动带，进一步 驱替地层中的剩余油 。 （ 一 ） 、技术指标 针对 文南油田 高温高盐的特性，耐温抗盐预交联颗粒调剖剂必须达到以下技术要求： 1 耐温： 70 120 ； 2 抗盐：大于 20104； 3 粒径： 1 20调； 4 膨胀倍数： 3； 5固含量： 20% 3 （ 二 ）、室内实验 通过对 温抗盐凝胶颗粒的室内评价，该调剖剂能够适应我厂深部调剖的需要。 （三）调剖机理及 特点 当凝胶颗粒与水接触时，水分子进入凝胶网络结构内与亲水基团作用产生氢键，形成较强的亲和力，同时，具有空间网络结构的凝胶体各交联点之间的分子链因吸入水分子而由无规蜷曲状态变为伸展状态，并产生内聚力，当这种作用力达到相对平衡时，吸水膨胀达到饱和状态，膨胀后的颗粒具有一定的弹性、强度和保水功能。 凝胶颗粒调驱机理：凝胶颗粒调剖剂进入地层后 ,由于渗透率差异和微裂缝存在 ,调剖剂优先进入高渗透层和裂缝地带 ,在地层温度条件下 ,生成凝胶 ,形成低渗透屏障 ,增大渗流阻力 ,控制主要吸水层的吸水能力 ,使注入水进入中、低吸水层 ,实现油藏平面矛盾和纵向层间矛盾的调整 (即调整注水剖面 )。 凝胶颗粒的 特 点：体系属于地面交联产物 ,解决了常规地下交联调剖剂进入地层后 ,因稀释、降解、吸咐等各种复杂原因造成的不成胶问题；并且该技术配制简样品名称 剖剂 样品粒径 1验环境 室内 执行标准 Q/04测设备 天平、恒温烘箱、密封钢筒 序号 检验项目 单位 标准要求值 检验结果 单项结论 1 外观 白色、淡黄色或灰黑色 黑色 合格 2 固含量 % 20格 3 膨胀倍数 倍 3格 4 耐温性 颗粒完整不 破碎 90条件下两周颗粒完整不破碎 合格 5 抗盐性 20 104 22 104 合格 检验结论 合格 4 单 ,施工方便 ,无毒安全。其次，凝胶软颗粒具有良好的运移能力，在多孔介质中表现出“变形虫”特征。和硬性颗粒相比，这种可动性有利于扩大颗粒的侵入及作用范围。 而且 ，该调驱剂 还 具有较好的选择进入能力 ,可减少对非目的层的伤害 ,并且调驱剂颗粒柔顺性好 ,有利于扩大调驱剂作用范围 ,起到调驱作用。 图 1：凝胶颗粒通过孔喉是的四种情况 （四） 胶颗粒调剖剂在现场 实施 情况及效果 我厂使用该体系实施调剖 7井次 ，对应油井 12 口，见效 4口，累计增油 2819吨。 1、文 72调驱 1段 n。该井 3 月16 日开始施工，设计调驱剂用量为 3450 方。 5 月 19 日施工完毕，共注入调驱剂 3400 方，注入 温耐盐凝胶颗粒 ，调驱初期 压力 19力最后上升至 34力上升了 14应油井 1 口 ，见效，累计增油 。 2、文 79调驱情况调驱 2，井段 n；该井于 2008 年 4 月 23 日开始施工，设计调驱剂总用量为 2550 方，前置液用量 600方，凝胶颗粒粒径 25 月 5 日前置液注入完毕后注主体段塞，设计用量1600 方，凝胶颗粒粒径为 4置段塞设计用量 300 方，凝胶颗粒粒径6井累计注入调驱剂 2007 方，颗粒 ，调驱初期压力 165 目前压力 34对应油井 2 口，见效 1 口 ，该 井与 见效，累计增油 3、文 33调驱情况 调驱 2段 n。 5月 2 日开始施工，设计调驱剂总用量为 4950 方，前置液用量 700 方，凝胶颗粒粒径 25 月 12 日前置液注入完毕后注主体段塞，设计用量 3500 方，凝胶颗粒粒径为 4前该井累计注入调驱剂 2000 方，注入凝胶颗粒 ，压力由调驱初期的 15升至目前的 35注入压力高，改注清水， 6月 5 日在井口测油压 35压 0隔器完 好，注水量 0 方。因注入压力高中途完井，该井软探砂面显示调驱剂已埋住油层，目前待上作业。该井使用的调驱剂为黑色凝胶颗粒，该颗粒悬浮性较差，注入主体段塞时使用的时 4径的黑色凝胶颗粒，进入井筒后沉降在井筒底部，堆积在炮眼附近，进入地层后也易于堆积，造成施工压力过高。对应油井 2 口，未见到调驱效果。 （五）、 调剖剂评价分析 通过对该调剖体系在现场的应用，能够满足文南油田深部调剖 的需要 。调剖后水井吸水剖面有明显改善， 注入压力上升， 主力吸水层得到有效控制，新层得以启动。 但在 现场实施过程中 也 发现一些不足 ：、对于异常高温高压、高矿化度井，大直径颗粒进入地层后表现出压力升高过快，注入困难。、黑色凝胶颗粒虽然有耐异常高温的优点，但悬浮性较差，进入井筒后易堆积在炮眼附近造成堵塞，影响正常施工。 针对出现的问题，下步在方案设计时应考虑首先采用低浓度、小粒径颗粒进行试注，压力变化时应及时调整施工参数。对于调剖剂进行试验加以改良，进一步提高调剖剂的适应性。 二、 无机凝胶 调剖剂 无机凝胶作为一般的调剖堵水材料在油田应用得较早，如比较传统的水玻璃 氯化钙双液法调剖等。主要利用如下反应： 2于该方法产生的硅酸钙凝胶性能差，体系在地面或地下形成的凝胶中有大量 6 的沉淀颗粒，而且粒径不易控制，因此无法实现大剂量的注入。而 S 型无机凝胶则 利用颗粒控制剂和酸反应生成酸性中间体，该酸性中间体与水玻璃接触时发生酸碱反应。在一定条件下，随着酸性中间体的加入，体系的 缓慢降低，同时 S 型材料以胶体粒子形式存在的高聚态硅酸根离子不断长大。并结合溶胶 凝胶生产纳米材料的技术，在较低成本的前提下，通过反复试验，找到一种高性能无机 凝胶体系。由于粒径尺寸可控，因此，配合适当的工艺，这种凝胶体系可以运移到油藏深部 ， 与岩石的相容性较好，吸附损耗的影响几乎可以忽略 。 该体系具有耐温性能良好，施工方便的特点。 （一）、 技术性能指标 (1)成胶时间： 95条件下调整组分浓度成胶时间可控制在 5 (2)成胶前粘度 调； (3)胶后粘度 2000 调； (4)热稳定性： 200内长期稳定； (5)盐稳定性： 0 30 104 l 长期稳定； （二） 、 S 型凝胶性能实验 溶液的准备 先配制颗粒控制剂体系，再 配制一系列浓度的 S 型材料 100一定的搅拌速度下向上述 S 型材料 中加不同量的 实验内容及结果 在 S 型材料浓度相同的条件下，分别考察了上述体系在不同温度下和不同度下的成胶时间；同时考察了矿化度对凝胶强度的影响，结果如下： 7 A、温度对体系成胶时间的影响 温度对成胶时间的影响 02040608010012014020 30 40 50 60 70 80 90 100温度（）时间（h）B、 系浓度对成胶时间的影响 (实验温度为 95 ) 成胶时间的影响 h）C、矿化度对凝胶强度的影响 (实验温度为 90 ) 矿化度对凝胶强度的影响 10 15 20 25 30成胶强度过对无机凝胶的成胶实验看出，该调剖体系随着温度、浓度的提高，其成胶速度加快， 强度随矿化度增大而增强 。 （三）、无机凝胶调剖剂特点 (1) 可以根据油藏渗透率的大小调整凝胶的颗粒的粒径。 无机凝胶的材料是小分子，因此，通过控制其聚集数来达到控制其粒径的S 型材料浓度为 S 型材料浓度为 4% S 型材料浓度为 S 型材料 浓度为 S 型材料 浓度为 4% 矿化度（ 104） S 型材料浓度为 4% 8 目的。一般地，无机凝胶的刚性强，而且粒径越小，其强度越大。 (2) 成胶过程相对简单，该凝胶体系只受温度和 的影响。 无机凝胶 体系中各组分与岩石的相容性较好，吸附损耗的影响几乎可以忽略，而且在适当钙镁离子浓度下，其强度会增大。 (3) 成本低，与 聚合物凝胶相比，该体系是一种较廉价的 调剖 调驱剂。 （四） 无机凝胶 调剖剂在现场实施情况及效果 我厂采用的是凝胶颗粒 +无机凝胶调剖体系，未单独采用无机凝胶体系。 1、文 79调驱情况（未施工完）调 驱 4段 5n；该井于 2008 年 4 月 28 日开始施工，设计调驱剂总用量为 3330 方，前置液用量 400 方，凝胶颗粒粒径 25 月 11 日前置液注入完毕后注主体段塞，主体段塞采用无机凝胶，设计用量 2500 方，后置段塞设计用量 300 方，凝胶颗粒粒径 4井 共注入调驱剂 2206 方，其中无机凝胶注入 粒 ，调驱初期压力 17期注入压力 注入压力高，改注清水后中途完井。对应油井 8 月 5 日见到调驱效果，目前已失效。 2、文 133调驱情况（已施工完）调驱 1段 2m/11n。 8 月 1 日开始施工，设计调驱剂总用量为 3750 方。该井采用凝胶颗粒与无机凝胶交替注入的方式进行注入，注入 200 方无机凝胶后注 100 方凝胶颗粒。该井累计 注入 调驱剂 3440 方，注入无机凝胶 2000 方，注入凝胶颗粒 压力由调驱初期的 9升至 13压力只上升了 4主力吸水层未得到控制，剖面无明显改善， 调驱效果不理想。 对应油井文 133 9 月 18日见效，累计增油 64 吨。对应油井文侧 33未见到调驱效果。 3、文 33 72次调驱） 井调驱情况（未施工完） 两口井 设计调驱剂总量为 70200 方，实际注入为 1895 方，这两口井均在注入无机凝胶调剖剂后压力大幅上升，注入困难， 每天注入量不足 30 方。因注入压力高（均在 35中途完井，未完成设计要求。 9 （五）、 调剖剂评价分析 无机凝胶 在现场施工中表现为施工注入压力上升较快，后续调堵剂注入困难。 综合分析认为该体系对中低渗透率，高矿化度高启动压力的井表现为成胶速度快，强度高，注入性差等现象。 因此 在选用无机凝胶调驱剂前应综合考虑地层情况， 充分发挥 无机凝胶 封堵强度高、 耐盐耐温调驱剂的优势，起到更好的调驱效果。 三、橡胶颗粒调 剖 剂 橡胶颗粒调剖剂在文南油田现场使用 1 口井，文 133，设计注入量 1530方，实际注入 330 方，施工压力由 12升至 35注入压力高中途完井 。该调剖剂具有耐温、抗剪切的特点，是一种机械堵塞较强的体系，但在施工过程中表现为增压快、压力高、注入困难。因此在施工过程中首先采用试注段塞，根据施工情况及时调整粒径、浓度及排量。 同时建议下步施工前在选井、施工工艺、体系组合上进行优化，为以后该体系的应用提供更大的选择空间 。 第三部分 典型井组分析 一、文 793 井组分析 文 793 井组位于文 138 块北部，储层发育近似条带状，对应油井 2 口 ，文 79文 79 793 井砂组发育单一，是单层注水（该井注水层位为 2 的 5 号层 , n）， 孔隙度 渗透率 储 层 物性较差，属于低孔、低渗透储层。 由于层内非均质性突出，造成垂向上的层内突进，降低了水驱油厚度，同时由于平面舌进，降低水驱波及面积，致使井组水驱油效率大大降低，井组水驱采出程度仅 通过深部调驱，对水井一类主力吸水层大孔道进行有效封堵，提高注水压力，增大水驱扫油面积和厚度，提高一类层注水驱替效果，从而降低井组自然递减，有效提高井组最终采收率。 文 793 井生产层为 5#n，即本次 的 调 驱 目的层 。结合该区的局部构造、油水井距， 欲 将调 驱 剂放置在距 水 井 （ 1/3 井距） 3范 围内 。 考虑 10 到该注水井温度较高，渗透率较低， 本次调 驱 选用 盐抗温 凝胶颗粒 作为主体调驱 剂，通过调 驱 剂颗粒粒径和浓度的合理设计，确保调 驱 剂进入油层更深处，增加调 驱 体系的残余阻力系数，进一步扩大水驱波及体积。 文 793 井 2008 年 4 月 23 日至 6 月 29 日调驱。 前置段塞浓度 为 6000 、 粒径 2注入 152，施工 压力 16 26压力上升过快，将注入浓度降为 4000 ，继续注入 448工压力 22 26束前置 段塞。主体段塞注入中，为保证药品的顺利注入，决定调整方案设计浓度为 4000 ，注入 1000压力由 26升至 34于压力上升较高（后期压力 33要由于凝胶颗粒快速封堵地下高渗条带所致），决定采用施工压力不高于 34间歇式注入，后续又注入 475力稳定在33于施工压力过高，考虑施工安全和后期注水的需要，该井中途结束调驱施工，共累计注入凝胶颗粒 2057工用料 。 文7 9 - 侧7 3 现场施工分析曲线( 0 8 . 4 . 2 3 - 6 . 2 9 调驱)010002000300040005000600070000 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000 2200 2400累计注入量(注入浓度(mg/l)0510152025303540注入压力(度 压力图 2 文 793井调驱施工曲线 文 793井调驱前日注 水 10水 压力 10驱后 日注水 50水 压力 32文 793井组注采层位为沙二下 2，对应油井文 795月 8 10日泵升级，泵径由 38 更换为 44，日产液量大幅度上升，由原来的 月 3 5 日最高上升到 60t 左右。 对应油井 文 79， 5 月 14日产液量大幅度上升，日产液由 水也有所下降。 5 月底至 6 月初，日产液 42t，日产油 15t，含水由 11 97下降到 65。并有产液量上升含水下降的趋势，日产油量最高达 51t。 文 79位于该井组北部， 05年 9月转注沙二下 1应油井文 795年底见效。 06年 5 月中旬至 08 年 3 月底因地层压力高 (35不进水而停注。 08 年 3 月底该水井钻塞重炮沙二下 2 开始恢复井网注水，日注水 80水压力 146月 3 日配注降为 40 水压力降为 12配注量降低的情况下，对应油井文 79液、产油量却稳步上升。 9月 14 10 月 6 日再将配注降为 20 文 79液量、油量仍持续上升，日产油 最高达 51t，产液达 70 析认为，文 79投注确保了井组 西北部的能量，使得文 793注入水进一步增大驱油面积，也使文 79见到了很好的增油效果 。 根据文 793、文 79组水淹图 （图 3）、井组联通图（图 4）， 综合分析文 79井见到的很好增油效果，文 79 793 都对其有影响。该井累计增油 。 图 3 文 793、文 79组沙二下 2 水淹图 792950 3050 12 W 7 9 - 6 2 2950 2960 2970 2980 2990 3000 1 1 水 5 2 干 6 3 油 7 4 油 S 2 下 1 W 7 9 - 4 2990 3000 3010 3020 3030 3040 3050 3060 3070 3080 3090 3100 3110 2 1 干 3 2 干 5 3 油 5 4 油 6 5 干 6 6 干 1 7 干 2 油 4 9 油 7 10 干 13 11 干 5 13 干 6 14 油 7 15 油 S 2 下 1 S 2 下 2 S 2 下 3 W 7 9 - 1 0 1 3120 3130 3140 3150 3160 3170 3180 3190 3200 3210 3220 3230 3240 3250 5 1 干 5 2 干 6 3 油 7 4 干 2 油 4 6 干 6 7 干 10 8 干 1 9 干 2 10 干 31 油 7 12 干 S 2 下 1 S 2 下 2 S 2 下 3 下下下W 7 9 - 1 0 2 3110 3120 3130 3140 3150 3160 3170 3180 3190 3200 3210 3220 3230 3240 2 1 干 3 2 水 5 3 干 5 4 干 6 5 干 1 6 干 2 油 5 8 干 7 9 干 8 10 低产油 2 11 干 3 12 干 5 13 干 6 14 干 S 2 下 1 S 2 下 2 S 2 下 3 W 7 9 - C 7 3 3150 3160 3170 3180 3190 3200 3210 3220 3230 3240 3250 3260 3270 3280 3290 3300 1 1 干 5 2 低产油 5 3 干 6 4 干 1 油 3 6 干 5 7 低产油 7 干 9 干 2 10 干 3 11 干 8 12 干 S 2 下 1 S 2 下 2 S 2 下 3 图 4 文 793、文 79组连通图 二、文 72组分析 文 72 组位于 文 85 块南部， 文 85 块油藏位于东濮凹陷中央隆起带文留构造南部文 72断块区的东北部，是由徐楼断层与文 211断层组成的断阶带，周围被断层所封闭，平面上呈一长条形小断块，含油面积 质储量 356 104t。 油藏储集层以石英粉砂岩为主， 粘土矿物以伊利石为主 ，具有低硫高蜡高凝固点的陆相原油特点，原油性质较好 。 文 85 块油藏井况损坏严重，注采系统不完善。其中受井况影响 关井的有 9 口，还有部分井无法实施堵水、分注、补孔、钻塞等措施， 损失水驱控制储量 45104t，水驱动用储量 21104t，减少可采储量 04t。 另外，由于油藏各储层物性差异大，注水井纵向上吸水严重不均，造成储量动用不均。为了封堵大孔道以提高层内波及体积， 2005 年以来，通过调驱改善水驱效果，取得了较好的增油降水效果。 文 72 组注采目的层为 2井组含 油面积 力层控制地质储量 04t，可采储量 04t。 文 72 对应 2 口油井 文 7288 （ 图 5），平均油水井距为 205m，目前井组日产液 产油 6t，含水 历史上区域见效井包括文 72 72至目前区域 累 计 104t，采出程度 43%， 剩余可采储量 约为 104t。 13 图 5：文 72组井位图 从井组油层连通图上看，油水井间油层连通状况较好。结合井组连通图（图6）可以看出，文 72的注水状况对对应油井产液状况的影响较明显，油水对应关系明确。 2006 年 5 月文 72用耐温抗盐凝胶颗粒进行调驱，对应油井 72到调驱效果。 （ 下 图 6：文 72组连通图） 14 该井于 7 月 28 日开始施工，设计调驱剂总用量为 4200 方。施工初期 采用粒径为 2胶颗粒注入，浓度 5000mg/l 日注入量 40 方。 8 月 20 日，该井注入压力上升至 30采油院结合后调整注入浓度（由 5000mg/500 mg/l），目前累计注入调驱剂 3740 方，注入凝胶颗粒 ，压力由调驱初期的 14升至目前的 30应油井文 72于 8 月 9 日见到调驱效果，含水由 96%下降至 90%，油量由措施前的 t 上升到目前的 t，累增气 方。 第四部分 实施过程中 的做法及经验 （一） 优选调剖井 组， 充分论证 ,录取详细的资料 ,为方案的科学设计提供依据 1、井组的选择 同任何油井措施一样 ,调剖也有较为严格的选择原则： (1)调剖井组要有一定的物质基础，井组连通状况好 ,水驱程度高 ,连通油井具有层间、层内接替潜力。 (2)主力砂体分布范围广，长期高吸水且油井见效明显的主力大砂体 (3)油层厚度较大 ,且存在一定的纵向和平面非均质性。 (4)油藏必须有一定数量的剩余可采储量。 (5) 注水井具有一定的吸水能力，能满足正常注水和调剖剂注入需要。 (6) 所选注水井应远离未封闭的断层边缘或未确定的断层附近。 (7)油层温度小于 120。 依据选择原则，我们在文南油田文 85块 、文 133 块、文 138 块 等 5 个区块12个井组开展了深部调剖工作，挖掘剩余油潜力，取得了良好的措施效果。 2、 由油气技术部、开发部组织采油院、采油厂对调剖井的潜力、实施的可行性进行论证。和地质结合，收集调剖井油藏地质特征，开发现状及存在的问题，录取单井的压降曲线、吸 水 指示曲线、调剖井段井温资料、及以往区块单井调剖效果资料，为方案编制提供必要的技术资料。 15 （二）超前组织，超前运行 1、提前落实现场情况：由采油院、工艺所、注