毕业设计（论文）-孤岛油田油层改造工艺发展与应用.doc

中国石油大学（华东）现代远程教育毕业设计（论文）题 目：孤岛油田油层改造工艺发展与应用 学习中心： 年级专业： 学生姓名： 学 号： 指导教师： 职 称： 导师单位： 中国石油大学（华东） 中国石油大学（华东）远程与继续教育学院论文完成时间： 年 月 日摘 要随着油田的深度开发，长期水驱造成油藏储层物性发生了显著变化，非均质性增强，主要表现在高渗透带窜流严重，水驱油效率降低，油井高含水增多，原有的堵水工艺适应性变差。通过不断改进、完善现有的油层改造工艺技术，先后开展了以油井堵水、酸化解堵为主的油层改造配套技术的研究与应用，加大新技术研究和工艺的集成配套，较好地改善了注水及产液剖面，取得了显著的增产效果，初步形成了具有孤岛特色的堵水调剖、酸化解堵等油层改造工艺技术。关键词：油藏储层，堵水，解堵，工艺技术第1章 前言孤岛油田是一个典型的稠油疏松砂岩油藏，1971年投入开发以来，经历了细分层系、加密井网、强化提液、低品位储量动用、扩大聚合物驱和稠油热采等开发阶段，自1983年以来，年产油量已在400104t以上连续稳产了20年。根据孤岛油田河流相正韵律沉积底部高渗透段水淹严重的特点，“九五”期间大面积推广了稠油固体粉末堵水、干灰砂堵水、以及两性高分子选择堵剂堵水工艺，在水井上推广了膨润土、榆树皮粉调剖和酸化解堵增注等油层改造技术，较好地改善了注水及产液剖面，取得了显著的增产效果，初步形成了具有孤岛特色的堵水调剖、酸化解堵等油层改造工艺技术。随着油田的深度开发，长期水驱造成油藏储层物性发生了显著变化，非均质性增强，主要表现在高渗透带窜流严重，水驱油效率降低，油井高含水增多，原有的堵水工艺适应性变差；聚合物驱造成地层细砂和粘土大量运移，至使部分注聚井注入困难，油井近井地带和防砂工具堵塞严重，导致油井液量降低或不供液；稠油热采井受边底水影响，多轮次吞吐后含水升高，效果变差。针对这些突出问题，“十五”以来我们通过不断改进、完善现有的油层改造工艺技术，先后开展了以油井堵水、酸化解堵为主的油层改造配套技术的研究与应用，加大新技术研究和工艺的集成配套，主要研究应用了有机冻胶、液膜型微胶囊和xl防砂堵水等常规油井堵水及以氮气调剖为主的热采井堵水工艺，解堵增注方面进行了解堵剂配方和施工工艺的改进，现场应用取得了较好的效果。自2005年以来共实施油井堵水64井次，油井解堵151井次，实现累积增油12.27104t；实施水井增注52井次，累计增注42.15104m3。第2章孤岛油田开发现状分析孤岛油田按照开采方式分为注水开发单元、注聚单元和稠油热采单元。截至到2006年12月，共有31个常规单元，油井总井1587口，开1310口，单元日液水平10.06*104m3，单元日油水平0.7*104t，含水93%，动液面394.4m，采出程度41.44%，采油速度0.77%，自然递减率10.17%。水井总井837口，开753口，单元日注9.4921*104m3 . 热采单元共有21区块，总井749口，开井589口，单元日液水平2.1484*104m3，单元日产油水平0.3517t/d，综合含水83.6%，采油速度1.98%，采出程度19.69%，目前蒸汽吞吐14年，累积注汽390.4104t，累积产油1055.8104t，累积油汽比2.71。图2-1 产量构成图从产量构成情况来看（图2-1），随着开发的不断进行，三次产量在总产量中的比例越来越大。由此可见靠开发方式的转换增油空间变小，而且孤岛油田进入开发后期，靠区块调整实现控水稳油的难度也越来越大，大量低效井的存在，制约了油田的开发效果。按照油井的生产状况来分类，低效井可分为两大类：一类是高含水井；一类是低液量井。下面我们对这两类低效井的情况作一简要分析。2.1高含水井数逐年增多2.1.1常规单元从常规单元历年特高含水井数的变化曲线来看，在注聚工程扩大实施以前，特高含水井数呈大幅度上升趋势，且随着单元含水率也越来越高。1997年以后随着第二批注聚工程的全面实施，特高含水井数有所下降。当注聚区油井数从1996年的76口上升到1998年的345口时，含水大于95的井数从573口下降到511口。但是随着注聚单元相继转入后续水驱，高含水井数又呈现上升的趋势。截至到现在，已经有11个注聚单元转后续水驱，含水大于95的井数达到了629口，占油井总开井数的48%。其中含水大于98%的低效井134口，平均单井日产液98.8m3，日油1.5t，含水达98.5，动液面177.2m。2.1.2 热采单元孤岛油田稠油热采自92年开始以来规模不断扩大，截止2006年12月，热采区共有20个区块。通过对孤岛油田20个稠油区块的分类统计（图2-2），有15个区块不同程度受到各类水侵的影响。在蒸汽吞吐开发过程中，随着弹性降压开采的进行，边中部区域压降差异大，水侵加剧。从孤岛油田稠油单元近十年的热采井含水变化表可看出，高含水油井井数呈大幅度上升趋势，截至到2006年12月，含水大于90%的稠油热采井数达218口，已占总开井数的39.4，平均单井日产液51.5m3，日油2.6t，含水达95，动液面177.2m，严重影响了蒸汽吞吐的开发效果。图2-2 含水比例变化图2.1.3低液量井分布广泛统计孤岛油田液量低于15 m3/d的井数共有298口井，生产特点是产液能力低、产油量低、液面低、含水低。从低液井生产效果表可看出，平均单井日液水平8.4m3，平均单井日油水平1.1t，综合含水65.9，平均动液面742.8m，按照低液井影响因素分类统计，分为五类:一是砂体边缘、断层附近油层发育差导致的低液量低效井。典型区块孤岛南区3-6单元，低液量井高达37口。这些井油层薄、物性差、原油粘度高，井网不完善、注采对应差，产能低开发治理难度大。二是在钻井或作业过程中，油层近井地带污染导致的低液量低效井，这类井工艺治理潜力大。在钻井及井下作业过程中，工作液中含有固相颗粒对油层造成污染堵塞伤害，主要表现形式是：最大颗粒在注入井井壁形成泥饼，较大颗粒进入地层在近井地带形成桥堵，微细颗粒可以进入地层深处形成沉积。开发上表现为单次或多次作业后，油井供液能力突然下降。例如gd2-32-34井，该井2004.06防砂解堵降粘后，自喷日液5方，压井作业后，油水不出，出少量的压井液mgcl2,2005年4月酸化解堵降粘后，恢复产液19.7方，产油量4.4吨。三是砂粒细，颗粒运移导致的低液量井。以ng1+2为代表粉细砂岩，粒度中值0.09-0.15mm，泥质含量10%以上，潜在有大量粒径小于0.01mm细粉砂运移造成堵塞。四是绕丝防砂对产能影响。对于粉细砂岩油层，采用砾石充填绕丝防砂后对生产开发起到非常重要作用，但生产能力低或者生产几个月后，产能下降。虽然砂是防好了，但在生产过程中的粘土及微粒也被阻挡在近井地带降低其渗能力。特别在注聚驱，由于聚合物粘度高，携带粘土、微粒、粉细砂能力强，造成对充填砂层和绕丝管污染伤害。尤其是应用筛管砾石充填防砂井，堵塞现象更为严重，在调查的104口低产井中，筛管砾石充填防砂占63.5%。例如中一区ng3-6正注聚单元，50%的低液井在防砂作业后短期内液量大幅度下降。五是油稠导致的低液量井，主要是油稠常规开采难度大井，这类井需要转换开发方式和降粘工艺。例如：中二中馆5常规单元7口低液量井位于北部稠稀油结合部。总之，随着孤岛油田进入开发后期，低效井逐年增加，仅靠开发方式的转换和区块调整增油难度越来越大，这就给油层改造工艺提出更大的挑战。第3章油层改造工艺面临的突出问题3.1油井堵水工艺3.1.1剩余油分布更加零散，层层见水，层内堵水难度大随着孤岛油田进入高含水期，剩余油高度分散，油井堵水工作物质基础变差。截至2006年12月底，非热采单元已经有17个区块注聚，涉及油井999口，占常规油藏开井数的76.2以上。通过对孤岛油田剩余油分布的综合研究表明：注聚提高了储量的动用程度，剩余油呈零散分布。河流相储层的结构差异，流动单元的不同成为影响剩余油分布的重要因素。主要表现在：层内正韵律厚油层顶部剩余油相对富集，夹层对剩余油起着控制作用；平面上储层非均质严重、流动单元变化比较大、聚合物波及程度低的边、角区域和低渗区域剩余油相对富集；由于压力递度和正韵律沉积特征决定正韵律厚油层油水井井间油层上部剩余油相对富集。层间：注聚后中、高渗透的厚层储量动用程度好，低渗透的薄层储量动用程度差。从总量上来看，由于厚油层储量所占比重大，剩余油整体分散但局部富集仍主要存在于厚油层中，薄油层虽然剩余油饱和度较高有一定的潜力，但总量相对较少。见于以上剩余油的分布特点，传统的机械卡封、炮眼封堵等工艺已不能适应油田深度挖潜的需要，随着孤岛油田进入特高含水期和聚驱后开发，层内、层间、平面三大矛盾更加突出，油井普遍含水较高，且油层层层见水，仅仅通过卡封改层、简单的笼统堵水很难有效调整产液剖面，取得好的堵水效果。堵水工作的重点已转移到解决层内矛盾上来，原有的机械卡封工艺被迫放弃了高含水层段的剩余地质储量，干灰砂又因封堵半径小，措施效果差，无法最大限度的发挥油层层内潜力。3.1.2储层物性发生变化，原有工艺适应性变差3.1.2.1 储层物性发生显著变化孤岛油田在长期的注水开发过程中，随着注入倍数的增加，储层的孔隙结构和物性参数均发生了较大的变化，注入水沿高渗透层段窜流严重，水驱油效率较低，在注水井和见水快、含水率高的开发井之间形成具有方向性的高孔高渗的“窜流通道”。以孤岛油田东区馆3-4单元为例（见表3-1），根据不同开发阶段的检查井、加密井以及生产测井二次数字处理得到的储层物性统计结果表明，多年的强注强采，储层非均质性增强，渗透率k与原始数据对比增大了3.6倍，孔隙度和砂粒半径d呈增大趋势，泥质含量vsh和束缚水饱和度swi不断下降。表明随着地下泥质和细砂的不断被采出，高孔高渗的“窜流通道”逐渐形成。表3-1 东区不同时期储层参数变化表阶段（%）（10-3m2）swi（%）d（mm）vsh（%）初期31.111012.7231.30.125610.45中高期33.561871.1929.60.13799.48特高期34.063611.6428.40.14588.483.1.2.2“窜流通道”发育，水驱效率大幅降低图3-3 东区3-4单元存水率变化示意图长期的注水开发，注入水在“窜流通道”之间形成无效循环。根据东区ng3-4注水单元（图3-3）存水率、耗水比、水驱指数等指标变化可看出，存水率下降，耗水比、水驱指数上升，注水利用率下降。而在“窜流通道”之外则形成较大范围的水洗波及较弱或未波及带，即剩余油相对富集的区域，工艺挖潜潜力较大。注聚及转后续水驱单元由于聚合物携砂性更强，储层物性的变化更大，非均质性更强，地层有大孔道存在，通过2006年8月对gd2-24x516井组同位素井间示踪测试解释结果也表明了这一点。中二中馆5单元的gd2-24x516井组注入示踪剂氚水，注入量40ci。对应的取样观察井共8口：一线井5口：23x504，23-209，25-510，24xn517，25-513。二线井3口：24-218，26n513，25-516，有3口井见到示踪剂（表3-2）。表3-2 示踪剂响应基本情况 井 号示踪剂示踪剂显示时间d示踪剂产出持续时间d最高浓度bq/ml平面运移速度m/d备注24xn517hto7230.4835.26明显见剂242182590.7113.61见剂255164120.77142.5明显见剂表3-3 井间示踪剂解释结果统计表注入井采油井示踪窜流层位层内波及系数 平均孔喉半径 m渗透率10-3m2厚度10-2m结论单井回采水率24x51624xn517ng530.23601905003.4特大孔道1325516ng530.1618019667001.6特大孔道3724218ng530.12581506002.7特大孔道3井间对应主流通道波及体积及层内波及系数小，处于裂缝大孔道范围内；对应主流通道平均喉道半径较大，介于58-180m之间；特大孔道发育；53的水量在3口见剂井间低效循环。从示踪剂解释结果（表3-3）可以看出井组范围内大孔道较为发育，达到特大孔道的程度；层内存在厚度很薄但是非均质很强的“贼层”发育；回采水率大，表明层内非均质很强；从平面见剂看，具有方向性，平面非均质也强。这些都给传统的油井堵水工艺提出了新的要求。3.1.2.3原有堵水工艺适应性变差自孤岛油田开展化学堵水以来，先后应用过干灰砂、稠油固体粉末、水玻璃氯化钙双液法和木钙等多种堵水工艺，其中应用规模较大，效果较好的典型是干灰砂（表3-4）和木钙（表3-5）。从“九五”干灰砂、木钙堵水效果统计表中可以看出，平均单井增油效果逐渐变差，2000年后两种工艺基本不采用。 3.1.2.4 工艺方法落后3.1.2.4.1 笼统堵水不适应油藏开发需要堵水工艺方向由解决层间矛盾转移到解决层内矛盾上来，工艺方向的改变决定了原有笼统堵水工艺适应性变差。原有的机械堵水工艺通过封隔器封堵油井中出水层，它适用于多油层开采时将高含水层卡封而开采低含水层的油井；干灰砂堵水多采用全井笼统注入的方式，通过选择性注入的方法改善产液剖面，以上两种工艺主要解决层间矛盾问题，随着开发的不断深入，油井层层高含水，机械堵水等笼统堵水工艺已不适应油藏开发需要。3.1.2.4.2单段塞近井封堵效果差干灰砂、木钙等以往的常规堵水工艺主要采用单段塞近井地带封堵，通过改变油井的产液剖面，达到降水增油的效果，但随着开发的不断深入，地质因素的变化，仅仅通过产液剖面的调整很难有好的效果，应着力开展多段塞深部堵水通过扩大水驱波及体积，挖潜层内剩余油，提高工艺措施效果。3.1.2.4.3原有堵剂性能无法满足工艺要求3.1.2.4.3.1强度与凝固时间不可控木钙堵剂属于冻胶类堵剂，木钙中含有多种特性官能团，官能团与交联剂发生络合交联生成复杂的网状结构，形成冻胶封堵高渗透层。堵剂存在问题：凝固时间较快，成胶强度高，由于其成胶强度和凝固时间无法控制，无法满足深部堵水的需要水玻璃-氯化钙堵剂属于沉淀型堵剂，其堵水机理是两种工作液相遇可产生沉淀封堵高渗透层，采用双液法注入，注入时这两种反应液是用水或油分割开的。但是水玻璃-氯化钙接触后立即发生化学反应生成沉淀，由于是双液法注入使得两种物质在地层内不易均匀混合，生成沉淀的时间无法控制，堵剂利用率低。3.1.2.4.3.2无法满足深部堵水的需要木钙堵剂成本较高，不适合大剂量深部堵水应用。干灰砂堵剂堵水机理是无机颗粒孔道堵塞，由于是颗粒类堵剂，注入性能及运移能力差无法进入地层深部，封堵半径小，不适合深部堵水应用。3.1.2.5热采井堵水适应性变差热采井堵水是随着采油厂热力吞吐规模的不断扩大而新兴起的一项工艺，主要通过封堵蒸汽突进的高渗透带，提高蒸汽波及系数和蒸汽有效波及面积，从而改善蒸汽吞吐开采效益。热采井高温堵水，主要试验了高温栲胶gx94-01、高温木钙以及颗粒型超细水泥。高温栲胶gx94-01由于成本高、配制复杂对人有伤害仅试验3口井，高温木质素磺酸钙效果不明显，只有固体颗粒型堵剂效果较好，从19972001年共施工25口，有效16口，有效率64，当年增油0.5995万吨，2002年后由于该工艺有效期短没有再应用。固体高温堵剂主要由超细水泥及各种添加剂组成。其封堵机理是在常温下将堵剂挤入地层高渗透层带，堵剂在地层温度下固化，从而封堵了高渗透层位或汽窜通道，改善蒸汽注入剖面，提高注汽效率。通过几年来的应用发现该堵剂存在下列问题：对于边底水较强的热采井封堵效果较差；针对于转周后不需要重新防砂的高含水热采井该堵剂无法应用；堵剂悬浮性较差，注入性能较弱，施工压力不易控制。3.2解堵技术3.2.1笼统酸化适应性变差常规笼统酸化解堵作为一项增产措施，在孤岛油田得到了较广泛的应用，平均年措施量60井次，取得了一定的效果，但笼统酸化工艺表现出了很大的局限性： 孤岛油田非均质性较严重，几乎所有的油、水井都不同程度的存在渗透率的差异（表3-6），部分井层内或层间渗透率差异级差达到了10倍以上。表3-6口井的生产层系渗透率数据统计表序号井号井 段厚度m渗透率(10-3m2)1gd1-12xn5051354.1-1378(63-4)9.891.30-408112gd1-15x9031321.3-1328.8(55+6)7.517.48-4581.63gd1-6-9051179.3-1187.5(33)8.2184.50-3021.074gd1-4n61177.3-1186(33)8.62785.66-18734.695gd2-26n11292.6-1301.6(63)7.21911.92-7871.896gd1-14x9101325.7-1336.3(63)8.3178.91-41552.407gd1-8x2011378.3-1385.4(65)3.22.51-3204.028gd1-7c031238.0-1265.5(53-5)10.20.10-2968.78对于厚油层、长井段笼统酸化施工时，由于地层的非均质性，酸液主要沿高渗透层漏失，高渗透层的堵塞虽然得到一定程度的解除，但低渗透层仍未能得到启动，注水及产液剖面未能得到改善，笼统酸化（3-7）有效期短，统计了2004年实施笼统酸化效果，平均有效期仅为92天； 在多层酸化施工时，必须下分层测试管柱进行分层酸化，对于套管变形无法卡封的井无法实施分层酸化。3.2.2机械解堵，解堵半径小，有效期短孤岛油田现有900多口井采用下绕丝筛管或割缝管等机械防砂工具防砂，取得了较好的效果。但生产过程中，有部分油井，由于各种原因造成绕丝筛管或割缝管缝隙堵塞严重，油井供液能力变差，产量大幅度下降。针对这种问题可以应用物理方法解堵，如水力振荡、高压水射流等解堵方法，均取得了一定的效果。但是常规的物理解堵方法仅针对于防砂管柱和炮眼附近的堵塞，对于地层堵塞较严重的井，效果较差。3.2.3 聚合物解堵不适应现场需要随着油田聚合物驱油技术范围的不断扩大，由于注聚堵塞造成注聚井欠注或停注的现象，严重制约了孤岛油田部分注聚区块的开发效果。针对这一情况，通过调查分析，认为个别井属于地层发育差引起的注入压力高，大部分欠注或停注井存在不通程度的交联聚合物堵塞情况。前期应用的聚合物解堵剂主要是二氧化氯和shg聚合物解堵剂。 二氧化氯解堵剂2000-2001年孤岛油田应用二氧化氯解堵9井次，成功5口，成功率55.6，成功率较低的原因是：a、措施针对性不强，没有考虑粘土、机杂等因素引起的堵塞。b、作业时发现仍有部分未溶解的已交联的聚合物团块，表明二氧化氯对交联强度较大聚合物降解性较差。c、 二氧化氯在现场应用时除有强腐蚀性外，此外还有刺激性的气味和一定的危险性，对施工人员的身体健康造成一定的伤害。 shg聚合物解堵剂该解堵剂是由三种颗粒类组分组成，现场施工中通过加料漏斗按h-g-s的顺序，用污水混匀，配成工作液，配置过程复杂，解堵剂溶解性差，影响施工效果，并且该解堵剂对交联聚合物解堵效果较差。针对于油层改造工作面临的突出问题，近年来，通过对各类工艺不断的完善和改进，增强了油层改造的针对性，取得显著的效果。从历年孤岛油田产量构成图来看，油层改造工艺在措施增油中的比例逐年升高。第4章油层改造工艺的发展及应用“十五”期间，依靠技术创新、科学管理，不断完善和改进工艺技术，涌现出有机冻胶深部堵水、氮气泡沫调剖、暂堵酸化、聚合物解堵等油层改造工艺亮点，逐渐形成了具有孤岛油田特色的油层改造工艺技术，大大提升了现场应用效果。4.1油井堵水工艺4.1.1 有机冻胶深部堵水4.1.1.1 工艺原理为了提高油井堵水的增产幅度、延长堵水有效期，应进行油井深部堵水，通过扩大波及体积提高工艺效果。油井深部堵水可得到更高的波及系数和采收率，油井深部堵水有两个关键：一个是有能在地层深部产生封堵的堵剂；另一个是堵剂深部放置方法。针对孤岛油田的条件，选用有机冻胶作为堵水剂，工艺方法为向地层注入不同成冻时间的水基冻胶型堵水剂，堵剂将优先进入高渗透层的不同位置，用过顶替液将堵水剂过顶替至离井眼4 m以外，保证本井的产液量，或以高强度堵剂封口，防止堵剂反吐。4.1.2 室内研究4.1.2.1 选用性能优良的抗盐聚合物普通高分子聚合物在水中就像线一样柔软，容易卷曲，在淡水中舒展，增粘性好，在盐水中收缩，粘度下降，在硬水中不但粘度下降，还产生沉淀。分析原因是因为聚丙烯酰胺的部分酰胺基团转化成丙烯酸钠在水中电离，所以聚丙烯酰胺主链呈负电性。在淡水中基团互相排斥，大分子主链舒展，表现出高粘度。但是在盐水中负电性被中和，大分子主链蜷缩，表现出粘度下降。更为严重的是，如果水中钙镁离子含量高，会与丙烯酸钠基团发生絮凝沉淀。将具有新型功能的单体与丙烯酰胺单体进行共聚，得到梳状抗盐聚合物。在相同盐水矿化度条件下，抗盐聚合物的增稠能力比目前国内外超高分子量聚丙烯酰胺的抗盐增稠能力提高50以上，而且不会与钙镁离子作用发生沉淀。4.1.2.2 抗盐聚合物的成胶性能抗盐聚合物普通聚合物图4-1 抗盐聚合物成胶性能实验从图中可看抗盐聚合物的成胶性（图4-1）能优于普通聚合物的成胶性能。4.1.2.3 抗盐聚合物冻胶的封堵性能评价试验采用磷酸铝胶结石英砂人造岩芯，其直径为25mm、长度为32mm。用水饱和岩芯后，挤入抗盐聚合物溶液，在70温度下恒温48小时，待抗盐聚合物溶液形成冻胶后，再测定抗盐聚合物冻胶(表4-1)对岩心的封堵能力。 表4-1 冻胶堵剂岩芯封堵实验岩芯号空气渗透率(mm2)堵塞率(%)012.8593.9022.7994.8032.6895.4045.1194.8055.8193.2从表中可以看出，该冻胶对岩心的堵塞率大于90，说明抗盐聚合物冻胶的封堵能力较强，试验结果说明抗盐聚合物冻胶是一种性能稳定的堵水调剖剂。4.1.3 选井原则a、初期产能高，近期含水上升速度较快，综合含水高（不小于95）。b、油井单层厚度大（厚度大于5米），具有较丰富的剩余可采储量。c、油井动液面高，通过降低产水量，降低液面，可以提高产油量所需的压差。d、地层非均质，出水层渗透率大于出油层渗透率，垂直渗透率接近水平渗透率。e、油井固井质量好，无层间窜槽。4.1.4 施工参数采用小排量，低泵压施工，最终压力控制在8mpa以内。4.2 防砂堵水一体化4.2.1 防砂机理该防砂材料是由液固两相多组分组成。液相防砂材料是可流动的胶状黏稠液体，流动性好，由粘结剂、交联剂、稀释剂和增孔剂等多种组分混合而成。尤其是液相里的增孔剂，树脂发生固化反应的同时，还发生发泡反应，发泡反应产生的气体能够在固化后的防砂材料中产生连通性良好的孔道，有效的保证了固结体的渗透性。固相材料是一种合成的特殊固体纤维材料，其本身是一种多孔介质能吸入液相，压缩性和可塑性强。从液相和固相的材料本身看，他们不容易堵塞地层，渗透性好。应用xl型复合防砂剂可以在地层中形成两道防砂线。一道是由材料中的固体纤维在井壁附近形成的。固相不易被挤入地层和推远，只能填充井壁附近已亏空的地层并堆积，滞留在井壁附近，被固相吸入的液相在固化剂的作用下将固相牢固的固结在一起，在井壁附近形成高强度、高渗透性的网状结构体系。另一道是液相流入地层深部，地层中疏松砂砾固结后形成的。防砂材料中的液相能浸透固相，并被推入井壁附近和深处，在固化剂作用下将周围的疏松砂砾固结住，避免井壁附近和深处的疏松砂砾运移流入井筒。由此形成的两道井壁有效的防止地层出砂的目的。4.2.2 堵水机理该材料泵入地层后，优先进入地层中的高渗透层，对高渗透层有一定的封堵作用，同时在固体纤维的外表层涂抹一层大约0.01mm厚的特殊材料。这种材料不参与液相材料的固结为油溶性材料。以游离状态存在，使得油易通过地层。所以，该材料又有选择性堵水功能。4.2.3 技术指标表4-2 防砂堵水剂技术指标序号项目技术指标1外观绿色固体分散于淡黄色的粘稠液体中2ph值6.57.53粘度（25）（mpa.s）2005004防砂材料固含量（%）605固结体抗压强度（mpa）56渗透率（m2）14.3 液膜型微胶囊堵水4.3.1 堵水机理液膜型微胶囊深部调剖技术研究开发出一种具有高性能的鳌合型微胶囊调剖堵水剂，该堵剂是由水玻璃、鳌合包覆剂以及其他助剂制成。通过控制鳌合包覆剂配比可控制成胶临界温度，临界温度以下，抑制反应进行，在一定的地层温度下，堵剂先稠化，随后缓慢固化，起到深层调剖堵水作用。该堵剂凝结强度较高，由于是单液法堵剂，注入能力优于双液法和其他颗粒类堵剂，并且堵剂成本较低，能够实现大剂量深部调剖堵水的目的，现场施工简单，可以采用不动管柱施工，节约了劳务费用。4.3.2 室内研究通过室内试验筛选出适合的包覆剂、鳌合剂以及其他助剂，通过室内试验对堵剂配方进行优化，得到了适合现场应用的四种堵剂，并通过室内试验对堵剂性能进行了评价。4.3.2.1 温度对固化时间的影响评价分别取系列液体堵剂少量，装入试管中密封，分别放入55、60、65、70、75、80、85、90的恒温箱中，观察液体变化情况，记录堵剂在不同温度条件下的固化时间。图4-2 微胶囊堵剂放置温度与固化时间关系曲线实验结果表明螯合包覆型微胶囊堵剂在常温下无稠化及固化迹象(图4-2) ，而在较高温度下放置，堵剂先稠化而后固化，温度越高，稠化固化时间越短。四个样品中，4#堵剂的稠化时间和固化时间最长，65时固化时间达到36小时。4.3.2.2 不同固化反应时间下固形物含量的测定分别称取一定量微胶囊液体堵剂，放入65恒温箱中，观察液体变化情况（图4-3），记录堵剂在不同时间下的固形物含量。图4-3 650c时固化反应时间与固形物含量关系曲线4.3.2.3 堵剂岩心封堵实验4.3.2.3.1 单管岩心封堵实验本实验通过监测实验过程中压力变化，来评价螯合包覆型微胶囊堵剂在岩心中的突破压力和残余阻力系数、封堵率，以及运移能力，为现场注入提供参数。（1）实验原料及条件实验所用模型为孤岛油井产出砂充填的岩心管（25300mm）；实验所用水为孤岛油田孤四联合站污水；实验温度65。（2）实验主要仪器设备多功能岩心驱替装置；（平流泵、真空泵、模拟管、回压控制系统压力计量系统、压力自动计量系统、恒温箱、抽空饱和系统）；恒温水浴：精度+-1；分析天平：感量0.01g；玻璃仪器。p1p2p3（3）实验模型图4-4 单管岩心封堵实验模型（4）实验结果分别将0.5pv的4种堵剂分别注入渗透率相近的01#、02#、03#、04#四根岩心管中，放入65的恒温箱中加热10-36h（根据堵剂固化时间决定表4-3）后，再次水驱测岩心参数，实验结果如下：表4-3 单管岩心封堵实验结果岩心编号堵剂编号岩心孔隙体积（ml）岩心孔隙度（）注入堵剂量（ml）岩心堵前渗透率（dc）岩心堵后渗透率（dc）残余阻力系数封堵率（）01#1#8032.61402.820.7063.9974.9602#2#7630.98382.120.4814.40877.3103#3#7932.2139.52.420.6243.87674.2104#4#7731.3938.52.250.2788.07787.644.3.2.3.2 双管岩心封堵实验（1）实验原料及条件实验所用模型为孤岛油井产出砂充填的岩心管两支（25300mm）；实验所用水为孤岛油田孤四联合站污水；实验温度65。（2）实验主要仪器设备多功能岩心驱替装置；（平流泵、真空泵、模拟管、回压控制系统压力计量系统、压力自动计量系统、恒温箱、抽空饱和系统）；恒温水浴：精度+-1；分析天平：感量0.01g；玻璃仪器。（3）实验模型p1p2p3p1p2p3低渗岩心管高渗岩心管图4-5双管岩心封堵实验模型（4）实验结果将0.38pv 的4#微胶囊液体堵剂注入岩心渗透率级差为2.30（岩心尺寸25*500，高渗3.52dc，低渗1.53dc）的双管岩心中，65恒温48h后，再次水驱测得分流率及其变化曲线（表4-4），实验结果如下：表4-4 双管岩心封堵实验结果项目高渗岩心低渗岩心综合封堵前(dc)3.521.531.81封堵后(dc)0.160.240.19封堵率（）95.4584.389.33双管岩心分流率变化曲线如图所示：图4-6 双管岩心分流率变化曲线从图4-6可以看出，在注入堵剂过程中，由于堵剂有一定的粘度，大量堵剂进入高渗岩心，经测定有78的堵剂进入高渗岩心。在封堵前高渗层岩心分流率在70左右，低渗岩心分流率30左右；封堵后高渗层岩心分流率明显降低，低渗层岩心分流率上升，低渗岩心分流率达60多，高渗岩心分流率降至约40，后续水驱1.3pv后，高渗岩心的分流率继续下降，低渗岩心分流呈上升趋势。从渗透率角度来看，注入前高渗岩心渗透率为3.52dc，低渗岩心渗透率为1.53dc，并联岩心综合渗透率为1.81dc；注入后高渗岩心渗透率为0.16dc，低渗岩心渗透率为0.24dc，并联岩心综合渗透率为0.19dc；封堵率高渗岩心封堵率为95.45，低渗岩心封堵率为84.3，并联岩心综合封堵率89.33。可见，微胶囊液体堵剂具有良好的分流能力和封堵性能。4.3.3 选井原则 油藏非均质性，存在高渗透带，出水部位准确可靠，出油层与出水层界线较清，油水同层少，出水层单一，层间差异大，非均质性明显； 油层厚度较大，一般5米，井况良好； 油井初期产油量高，当前产液量大于50m3/d,综合含水在95以上； 不动管柱施工时选择防砂管柱为绕丝或割缝的高含水井。4.3.4 施工参数设计由于该堵剂为液态堵剂，凝固后强度较高，为防止对中、低渗层的影响，注入排量不易过高，应控制在4-5m3/h，这样有利于充分利用地层非均质性特点，通过地层自然选择使大量堵剂优先进入高渗透带。注入压力不应超过8mpa，当堵剂进入地层时，井口压力升3-4mpa时，停注堵剂。4.4 氮气泡沫调剖近年来我们通过科研攻关和新技术新工艺引进，开展了以以氮气调剖为主的热采井堵水工艺，现场应用取得了较好的效果。4.4.1 氮气泡沫调剖机理通过广泛调研及室内研究认为氮气泡沫对治理边底水有较好的效果。氮气泡沫调剖机理有以下几点：扩大油层加热带、增加弹性气驱能量、稀释降粘、强化助排作用、优先进入水体，降低油水界面、提高驱油效率、减少热损失。4.4.2注入工艺及参数4.4.2.1注入工艺图4-7 地面注入工艺流程图在油井注蒸汽过程中（图4-7），在下入隔热油管情况下，由油管注入蒸汽，由环空注入氮气，蒸汽与氮气同时进入油层，在连续注完预计蒸汽量后，停注蒸汽及氮气。焖井后开井回采。4.4.2.2注入参数设计 蒸汽干度尽量高，锅炉出口干度在7075%，不低于70%。注入压力及注入速度视现场条件而定，但不超过安全限度（最高不超过16mpa），注汽量保持在前周期水平，即20002500t，一般按油层厚度计算，即每米80120t。总体说来，一般按氮气（标方）:蒸汽（水当量按吨计算）5080:1；注氮气速度由注入压力限定，一般控制在9001000nm3/h，由油套环空注入氮气，注入压力稍高于油管蒸汽压力，但不能超过套管安全压力；注入起泡剂：单井注入量510t（按商品浓度33%）、注入速度100kg/h，蒸汽中起泡剂浓度控制在0.3%0.5。4.4.3选井条件（1）综合含水90%的稠油井。（2）油藏非均质性强，存在含油饱和度较低的高渗透条带。（3）蒸汽加热半径范围内剩余油丰富。（4）边底水活跃的区块；（5）油层厚度5米；（6）井下套管完好。4.5 液体高温堵剂的应用4.5.1 堵水机理堵剂主要由高温树脂及各种有机、无机添加剂组成。高温树脂可耐高温达300，由于其中加热稳定剂，进一步提高了其抗温和抗盐能力，可在高温高盐环境下使用。堵剂的封堵机理是在常温下将堵剂挤入地层高渗透层带，堵剂在地层温度下迅速固化形成凝硬性非渗透树脂，从而封堵了高渗透层位或汽窜通道，明显地改善蒸汽注入剖面，提高注汽效率，提高油汽比及油井产量。堵剂在形成凝硬性非渗透树脂过程中，原油对其固化过程有破坏作用，堵剂在原油中几乎不凝固，因此，本堵剂对油、水具有优良的选择性封堵能力。其次该工艺可以不检换绕丝或割缝管进行施工，满足了现场需要。4.5.2 堵剂用量优化堵剂用量设计时，总是期望注入合理的堵剂量，达到增油降水，有效期长，取得最佳的经济效益，根据p决策计算堵剂的最大用量。 w=p hf式中：w-堵剂最大用量,t； -用量参数，t/mpa.m； p-预定施工过程爬坡压力提高值，mpa； hf-有效吸水厚度， m。根据现场测p值和几年热采调剖的经验，孤岛油田热采井调剖时，p46mpa，0.20.5 t/mpa.m。4.6 现场实施效果截止到目前共实施油井堵水主导工艺技术64口，其中有机冻胶深部堵水7口井，成功6口，有效率85.7，平均含水由措施前98下降到90%，平均单井注入堵剂200m3，累计增油5392.9t；实施防砂堵水一体化20口井，平均单井使用堵剂11t，增油有效率70，累计增油5580t；实施微胶囊油井堵水5口，开井4口，平均单井使用堵剂100m3，有1口井见到了降水增油的效果，其它井增油效果不明显，目前该工艺正在摸索阶段（表4-5）。 热采井堵水实施氮气泡沫调剖28口，平均单井注入氮气10.6万方，发泡剂6.9t，蒸汽2630t，措施成功率为92.3%。累计增油37617t，平均单井增油1567t；液体高温堵剂施工11口井，平均单井注入11.6t，措施成功率为66.7%，累计增油5728.7t。表4-5工艺统计表表12 油井堵水主导工艺应用效果统计表类别工艺名称施工井数（口）有效率（）累计增油（t）常规堵水有机冻胶堵水785.75392.2防砂堵水一体化20705580热采井堵水氮气泡沫调剖2695.337617液体高温堵水1166.75728.7合计6454317.9典型井例：常规油井冻胶堵水gd1-18x005该井属于中一区馆4单元，目前生产层位为ng42，有效厚度 7.9m，全井已累计产油3.3521万吨。 产水37.4511万方。该井措施前日液126.3m3，日油3.7t，含水97.1，2006年7月实施冻胶堵水，共注入堵剂200m3,封口剂6m3，措施后该井降水增油效果明显，含水下降近10，日增油10t以上，效果显著。图4-8 gd1-18x005生产曲线典型井例：热采井氮气调剖gd2-21x539（图4-8）该井为中二北馆5单元强水侵区前缘的一口高含水井，单井控制剩余地质储量8万吨以上。1993年注汽投产，效果好，排水期后，产量达到32.2吨/天，含水47.9。随着不断开发，地层水开始延高渗透条带推进，1996年12月，地层水延高渗透条带突破，含水达到94.5，日油只有1.2吨/天。97年以来，采油厂在中二北馆5单元实施“停、排、堵、避”四字方针水侵综合治理，开发形势有所缓和，含水降到90以下。2003年9月，水线彻底突破，含水达到97以上。氮气堵水措施前，日液32.9t/d,日油0.5 t/d，含水98.5%，动液面427m。储层特征:避射井段（1）油藏层内非均质性强。从该井每米渗透率分布柱状图（图4-9）来看，为多韵律段反韵律沉积，有高渗透条带2米，位于油层中部，渗透率级差51.7，变异系数0.56，对比非均质参数分析表，层内非均质性二级。从综合测井曲线看，微电极和自然电位反应层内发育1个灰质夹层，位于高渗透条带的下方。夹层的存在可有效制约蒸汽超覆，夹层上下油层均被动用，获得高产。 图4-9（2）流体特征：该井原油粘度17056mpa.s.油水粘度比大，流度比大。地层水易延高渗透条带推进。（3）剩余油理论计算：a:数据计算，单井控制储量单井控制面积油层有效厚度孔隙度原始含油饱和度11.1万吨，措施前累计采油量3.3132，剩余地质储量7.8万吨。b:目前，堵水前该井处于第1周期，并且周期内大部分时间在高含水状态下生产，近井地带剩余油丰富。（4）驱替特征：根据前面我们对水侵稠油藏的研究，利用单井的驱替特征可直观描述地层水延高渗透条带突进的见水过程。通过以上地质开发特征的分析，该井堵水潜力可观。2005年11月10日氮气设备搬上，11月11日开始注氮气，13日开始注蒸汽，11月27日结束，共注入氮气12104nm3，泡沫剂注入总量8t，蒸汽3307t，蒸汽压力范围10-12.5mpa，氮气压力范围10-11mpa。开井后截至目前平均日液55.6m3，含水55.8，日油24.6t，措施前月平均日液40.7m3，含水98.3，日油1.1t。平均日增油23.5t，含水下降41.5，已累计增油7168t。目前持续有效。施工图4-10 gd2-21x539措施前后对比曲线4.2解堵工艺4.2.1 暂堵酸化4.2.1.1 技术原理针对厚油层层内非均质性严重，底部供液好，顶部供液差，前期有一定的产能，后期产液量下降较快的油井，利用暂堵材料对高渗透层进行封堵，再挤酸液，酸化中低渗透层，使得注水剖面或产液剖面得到充分地改善，提高低渗透层段的供液能力。该技术一方面可以解决以往油水井笼统酸化增产增注工艺存在的弊端；另一方面可以实现套变井不能分层酸化的问题。4.2.1.2 主要研究成果研制了适合孤岛油田特点的水溶性暂堵剂和施工工艺（表4-6）。孤岛油田油层温度一般在60-70，要求暂堵剂在45-60起到暂堵作用，在酸化施工后再利用地层自身温度解堵，恢复油层渗透率。表4-6 暂堵剂岩芯流动试验情况表分 类适用地层温度原始渗透率10-3m2暂 堵解 堵暂堵率%渗透率恢复率（%）温度渗透率10-3m2温度渗透率10-3m2配方a45-60215.915018.9460201.3591.2293.26配方b60-75239.186521.7475220.4890.9192.18配方c75-90238.438022.7990218.6990.4492.24通过室内研究，得到了适合三种不同地层温度的暂堵剂的配方。现场实施时由于入井液使储层温度较低，暂堵剂进入井内，可形成暂堵层；作业完成开井后，随井内流体的运动，储层温度升高，暂堵材料逐渐溶解，随流体流出井筒，既起到了屏蔽暂堵的作用，又保护了油气层。4.2.2 复合解堵4.2.2.1 技术原理该技术通过物理方法与化学解堵剂配合作用提高解堵效果。要使机械化学复合解堵取得理想效果，针对不同类型地层或不同类型堵塞原因选取不同的化学剂。 对因稠油和胶质沥青质、蜡质等有机物质堵塞造成油水井产量降低的井，则应选取降粘剂、溶蜡剂、表面活性剂等。 对因机械杂质、泥浆和其它无机物堵塞造成产量降低的井则应选取适当的酸液、清洗剂以提高处理效果。4.2.2.2 选井条件： 采用绕丝、割缝防砂的低液量油井； 低液量油井有液量高峰期，且高峰期持续时间较长，生产一段时间后液量下降幅度较大的井； 油井无大孔道，地层亏空不严重； 油井井况较好，地层渗透率高，具有一定产能。4.2.3 聚合物解堵4.2.3.1 技术原理经过科研攻关，分析清楚了聚合物堵塞物的成分，明确了注聚堵塞的机理和伤害程度，研制开发出了doc-8聚合物解堵剂及其配套技术。doc-8