选择性堵水技术介绍

选择性堵水工艺技术研究 汇 报 内 容 项目简介 选择性堵水机理 配方优化与施工工艺 技术指标 现场试验 项目简介 项目简介 目前常用的堵水技术大都是非选择性堵剂，对出水层明确，隔层大，井况好的油井，其效果比较好。而对于隔层小，井况差，找水难度大的油井，采用非选择性堵水，在堵水的同时也将油层堵死，对油层产生很大伤害。 许多所谓的选择性堵水剂只是对层与层的选择，即优先进入渗透率高的地层，从而实现选择性。 本项目作为分公司科研项目，在室内进行了大量的实验研究，主要针对同层内油水相的特点，表现出选择性封堵的特征。尤其适用以下地层： 油井的地质状况很复杂，以致很难确定出水层位。 虽然可以找出出水层位，但是油水同层。 套管变形无法下封隔器采用机械法进行堵水。 项目简介 选择性堵水机理 聚合物分子结构式 羰基 酰胺基 阳离子基团 阳离子链 与带负电的岩石表面反应产生牢固的化学吸附，吸附键能比普通聚合物高2 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。 选择性堵水机理之一 孔隙 水流 油流 堵剂 遇阻力成弯月型 遇小孔喉捕集成物理堵塞 顺水流伸展 选择性堵水机理之二 物理堵塞 选择性堵剂配方研究 配方的确定 复合交联剂的研究 增强剂研究 配方的优化 配方的静态、动态评价 丙烯酰胺 阳离子单体 羧酸盐 耐细菌侵蚀；抗温；对盐及表面活性剂容忍性好；对粘土胶体有强的吸附作用。 提高堵水剂的吸附 性能和抗温性能 配方的确定 聚合物的合成 第一交联剂与酰胺基成胶速度慢 ， 在地层条件下能形成耐温 、 高强度凝胶 ， 封堵高渗层； 第二交联剂是以硅氧 （ O） 键为主链结构 。 该交联剂的热稳定性高 ， 高温下分子的化学键不断裂 、 不分解 。 基团 R)3水解 ，与砂粒表面的羟基形成新的硅氧烷 。 这样交联剂通过偶联作用与砂粒之间获得了良好的粘结 ， 并提高了堵剂的耐温性能 。 复合交联剂研究 配方的确定 在油层温度下 ， 复合体系的强度明显高于单一交联剂体系 。 随交联剂浓度的增加 ， 堵剂的粘度增加 ， 并且长期保持性能稳定 。 配方的确定 复合交联剂研究 0123456780 10 20 30 40 50 60 70 80 90时间（天）凝胶粘度（0 20 30 40 50 60 70 80 90 100时间（天）凝胶粘度（1单一体系强度变化曲线 90 复合体系强度变化曲线 在堵水剂中加入无机填充料，能起到一种骨架支撑的作用。形成的空间网状结构，不仅提高了堵剂的强度，也更有利于改变油水相的渗透率。 增强剂研究 配方的确定 编号 增强剂 室温 90 土 悬浮性好，但产生气 泡 ,絮凝 煤灰 悬浮性好 成胶强度增大 珠岩 悬浮性好，分散性差 璃丝 溶解在堵剂中 土 +粉煤灰 悬浮性较好 不成胶 珠岩 +粉煤灰 悬浮性较好 不成胶 聚合物浓度为 5000 体系粘度明显上升，浓度越高交联反应速度越快，体系粘度越高，强度越大。而浓度低于 3000时，体系的粘度并不上升，甚至下降。 90 下聚合物浓度选为 5000。 选择性堵剂配方优化 聚合物研究 01234567890 2 4 6 8 10 12时间（d ）粘度（1000 10000 15000 20000交联剂的浓度（m g / l ）凝胶粘度(102030405060成胶时间（h）成胶时间凝胶粘度第一交联剂浓度为 5000时 ， 成胶质量较高 ， 成胶时间适合现场的注入 。 选择性堵剂配方优化 交联剂研究 第二交联剂通过 使得堵剂与砂盐的粘结强度提高 。 从成本考虑 ， 90 下选取第二交联剂浓度为 500 。 第二交联剂 浓度（ ） 0 100 300 500 700 1000 成胶时间 （ h） 0 56 47 43 38 35 凝胶粘度 (121 445 1560 2110 3120 3750 选择性堵剂配方优化 交联剂研究 第二交联剂对凝胶性能的影响 增强剂范围一般为 5000， 根据地层渗透率的高低 ， 可适当调整 。 增强剂浓度 （ %） 0 2 成胶时间 （ h） 24 26 28 28 28 28 凝胶粘度( 择性堵剂配方优化 90 增强剂对凝胶性能的影响 增强剂研究 选择性堵水剂的最佳配方 组成 70 聚合物（ ） 5000一交联剂（ ） 5000二交联剂（ ） 500 增强剂（ ） 5000 选择性堵水剂的评价 堵剂挤入地层后，必须起到封堵大孔道高渗透层，调整产液剖面，提高采收率的效果。因此要求所用堵剂既能进入目的层，又堵的住。堵剂性能的好坏直接影响堵水的效果，影响选择性堵水剂性能的因素主要有 矿化度、温度、 田污水、剪切、堵剂的稳定性 等。 0123456750 70 90 110 130温度( )凝胶粘度（102030405060成胶时间（h）凝胶强度成胶时间选择性堵剂的评价 耐温性能曲线 012345670 10 20 30 40 50 60 70剪切时间（m i n ）凝胶粘度（择性堵剂的评价 不同剪切速率下堵水剂粘度变化曲线 012345670 1000 2000 3 0 0 0 4000 5000 6000剪 切 速 率 （ 转 / 分 ）凝胶粘度 抗剪切性能曲线 选择性堵剂的评价 当 时，凝胶强度最大。强酸性和强碱性条件下使凝胶强度大大降低，受拉即断，稳定性差。 012345670 2 4 6 8 10 12 影 响 曲 线 选择性堵水剂对残余阻力系数的影响 选择性堵水剂对不同渗透率地层的影响 注入不同孔隙体积的堵剂对地层的影响 堵剂在岩芯孔隙中耐冲刷能力的评价 选择性堵剂的注入性能评价 选择性堵剂的评价 流动实验 流动实验 选择性堵剂对残余阻力系数的影响 岩心 编号 堵前 堵后 w 10o 10w 10o 10# 70 # # 两次水相渗透率分别下降 油相渗透率下降 23%、 0 1000 2000 3000 4000 累计注入体积 （ 注入压力(相 油相 注堵剂 流动实验 封堵驱替曲线一 第 4 00 1000 1500 2000 2500累计注入体积（m l ）注入压力（00 1000 1500 2000 2500累计注入体积（m l ）注入压力（驱油驱注堵剂 流动实验 封堵驱替曲线二 堵后水相渗透率下降 油相渗透率下降 00 1000 1500 2000 2500累计注入体积（m l ）压力（相水相注堵剂封堵驱替曲线三 流动实验 堵后水相渗透率下降 油相渗透率下降 对不同渗透率地层的影响 随着地层渗透率的升高 ， 堵剂对水的封堵能力依次降低 ，但水相渗透率的降低均大于 85%， 油相渗透率的降低均低于25%。 水相残余阻力系数明显高于油相残余阻力系数 ， 说明该堵剂对不同渗透率的地层均有选择性封堵的作用 。 流动实验 空气 渗透率 10前 堵后 w w 8 187 5 145 704 70 7 25 450 注入不同孔隙体积的堵剂对地层的影响 堵剂注入的孔隙倍数越大，堵剂占据地层的空间越大 ,越难以被注入水击穿，封堵强度越高，对油水相渗透率的影响越大。水相、油相残余阻力系数均出现随着堵剂注入的孔隙倍数增加而增大的趋势。 流动实验 注入堵剂倍数前 堵后 % % 0o 10w 10o 10 0 50 100 150 200 250 300 350 驱替倍数（ 压力（动实验 耐冲刷曲线 经 300择性堵水剂具有明显的耐冲刷性。 序号 孔隙 体积 气渗透率 10前 堵后 水相渗率 下降 % 水相渗透率 /10 502 355 573 263 联填砂管选择性封堵试验 流动实验 第一次水驱后 第一次堵水后水驱 第二次堵水后水驱 第三次堵水后水驱 可视化实验模板 流动实验 备注：红色：油；绿色：水；蓝色：堵剂 3堵前水驱第一次堵后水驱第二次堵后水驱第三次堵后水驱水相 油相 采收率 （ %） 流动实验 可视化提高采收率曲线 使用选择性注入工艺技术的经验公式： t S+了使低渗透地层不进入或少进入堵剂，在挤堵剂时注入压力越低越好。 选择性堵水施工工艺研究 施工参数设计 根据堵水层的孔隙度、厚度、渗透率、吸水能力等因素，确定处理半径（ 3由封堵半径，按下式确定合理的堵剂用量。 V=(选择性堵水施工工艺研究 施工用量 由地层渗透率差异产生的选择性注入 由相渗透率差异产生的选择性注入 由高压注水产生的选择性注入 由对应注水井关井泄压产生的选择性注入 由低注入速度产生的选择性注入 选择性堵水施工工艺研究 工 艺 优 化 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储量； 具有一定的供液能力。 选择性堵水施工工艺研究 选井原则 耐温 70 120 抗盐 25 104mg/l 凝胶粘度 成胶时间 24 48h， 可调 170r/胶粘度损失率为 8% 。 水相渗透率下降 85%以上，油相渗透率 下降 25%。 选择性堵剂的技术指标 现场试验 在分公司科技部 、 工程院及采收率所领导的大力支持与协调下 ， 选择性堵水工艺技术 完成了九口井的现场试验 。 截至 2006年 9月 8日累计增油 降水 20688计创效 现场试验情况 现场试验井施工参数 井号 厚度 /层数 m/n 油层温度 采出程度 % 孔隙度 % 渗透率 10 井况 文 653 85 22 130 良好 濮 65 96 7 300 良好 文 131 125 36 20 55 套变 文 652 95 33 20 100 套变套漏 卫 957 68 33 17 80 良好 文 923 90 33 22 100 良好 6 74 25 20 350 良好 4 85 25 20 350 良好 75 25 20 350 良好 现场试验井效果统计 井号 施工日期 施工前 施工后 累计 增油 t 累计 降水 产液 t 日产油 t 含水 % 日产液 t 日产油 t 含水 % 文 651 0 756 濮 664 文 139 08 8856 文 659 2 4500 卫 955 20 1792 文 928 40 1920 91 13 3 77 187 7 9 8 21 100 29 0 100 合计 /t 0688 典型井例分析 5005年 5月施工， 8月 2日因抽油杆断脱，影响油井产液； 液量回升，d 。截至目前累计增油 效期 1年以上。 01234045566日产油 含水施工日期：2 0 0 5 . 5 . 1 3典型井例分析 5 . 622051015202530堵前 堵后初期 堵后日产油日产液日增油 措施前日产液 日产油 含水 措施后初期日产液 日产油 含水 目前日产液 21t， 日产油 含水 90%。 典型井例分析 123456045555666t/d）80859095100含水（%）井组日产油 井组含水该井措施后初期日增油 期在 组的注入水改变液流方向，整个井组累计增油 。 堵水后，日产液由堵前的 3t;日产油由堵前的 1t，含水堵前的 91%降至目前 77%，截至目前累计增油 187t。 典型井例分析 25101520253005666666日产液 日产油 含水技术创 选择性堵水剂堵而不死，对于隔层小，井况差，找水难度大的油井，与一般堵水技术相比具有明显的优越性。 施工中采用笼统注入，既节约了作业成本又扩展了堵水的范围。 新 结论与认识 结 论