《注水井调剖技术》PPT课件.ppt

注水井调剖技术,一、前言,采油工程研究院深度调剖技术有：流动凝胶深度调剖技术、聚合物凝胶深度调剖技术、预交联深度调剖技,常规的细分注水、堵水、单纯聚合物驱等措施不能完全解决注入水低效、无效水循环问题，因此，必须采用深度调剖技术。,二、流动凝胶深度调剖技术,该技术是针对聚驱无法解决厚油层非均质问题而研究的，它不仅适用于聚驱前后的深度调剖，而且也适用于主力油层发育较差，储层条带性明显，局部连片的厚油层规模小，进行规模性三次采油的可能性很小的水驱进行深度调剖，以提高局部发育河道砂体储层采收率，改善这类油田开发效果。,1.流动凝胶深度调剖剂的性能指标,流动凝胶深度调剖体系性能指标,2.流动凝胶体系的特点,体系的化学剂成本低；体系具有延缓交联特性，成胶时间和强度可控；选择流动特性；阻力系数低，残余阻力系数高；剪切稳定性好。,3. 流动凝胶体系具有液流改向能力,三管岩芯实验结果,4. 流动凝胶体系具有调驱双重作用,流动凝胶驱油效果表,流动凝比聚驱提高采收率4.65个百分点，表中的单管数据表明，CDG驱后高渗透岩芯提高采出程度2.16个百分点，说明CDG具有驱油作用；而中、低渗透层采出程度分别提高了9.04和3.84个百分点，说明CDG能够起到调剖作用。,图1 北一段西聚合物驱工业性试验区井位图,5.现场应用效果分析,凝胶驱与聚驱相比，具有较高的残余阻力,流动凝胶驱注入压力上升幅度较大。6口注入井平均注入压力由7.1MPa上升到注胶态分散凝胶结束时的11.24MPa，上升了4.14MPa,8.32,0.14PV,0.18PV,11.24,1236,0.11PV,9.92,789,2.82,218,凝胶驱后转水驱阶段视吸水指数继续下降,25.60,凝胶驱,后续水驱,13.26,18.33,28.4%,48.22%,凝胶驱与聚合物驱阻力系数对比表,从霍尔曲线计算出的阻力系数数据表明, 凝胶驱阶段的阻力系数比聚驱高,流动凝胶体系调整了吸水剖面，扩大了波及体积,凝胶驱,水驱,根据吸水剖面资料分析, 随着CDG体系累积注入量增加，改善了水、油流度比，调整了注入剖面，达到了进一步扩大波及体积的目的,流动凝胶调驱试验区取得了明显的增油、降水效果,2004年2月底，全区累积增油9.6007104t，中心井区累积增油1.2311104t，提高采收率2.49%，试验区目前仍然见效。,1713,172,89.96,凝胶驱,水驱,2075,362,52,91,17,1.24,6.14,96.1,81,91.2,155,1765,凝胶驱6口边角井与工业化聚驱6口中心井开采对比曲线,CDG驱,水驱,聚驱,12t,中心井区综合含水缓慢下降，见到一定的增油效果,采液指数变化规律,凝胶驱,后续水驱驱,32,2口中心井区综合开采曲线,三、聚合物凝胶深度调剖技术,该技术是针对聚驱无法解决厚油层非均质问题而研究的，它不仅适用于聚驱前后的深度调剖，而且也适用于水驱进行深度调剖，以提高厚油层的采收率，改善油田开发效果。,1.聚合物凝胶深度调剖剂的性能指标,聚合物凝胶深度调剖体系性能指标,2.聚合物凝胶深度调剖体系的特点,体系具有延缓交联特性，成胶时间和强度可控；剪切稳定性好；耐盐性能好。,3、聚合物凝胶调剖剂对岩心封堵及耐冲刷性,调剖剂突破压力测定结果,堵塞率和耐冲刷性能测定结果,调剖剂在岩芯中成胶后，突破压力随着渗透率的降低突破压力增大，岩心的突破压力在3.0-13.0MPa之间，具有较高的承压能力；岩芯的堵塞率都大于95%，驱10PV水后，平均堵塞率仍在90%以上，说明该调剖剂的堵塞和耐冲刷性能较好。,4、聚合物凝胶调剖剂调剖能力测定,三管岩芯实验结果,实验结果说明聚合物凝胶深度调剖剂对高渗透岩芯的堵塞率较大，确实具有调剖能力。,5、聚合物凝胶深度调剖驱油机理的研究,1）平行三管岩芯深度调剖模拟试验,聚合物凝胶深度调剖效果表,2）平板岩芯驱油模拟试验,正韵律三层模型调剖（0.2PV、0.3PV）综合数据,高渗透层段进行0.2PV和0.3PV的调剖处理后再水驱至出口含水率达到98%，采收率可分别提高16.5%和21.6%，说明进行深度调剖后再水驱，可以取得比较好的经济效果，而且调剖剂量越大，效果越好。,6、聚合物凝胶深度调剖剂与复合颗粒封堵剂的配伍性,实验结果表明，加入复合颗粒后聚合物凝胶深度调剖剂的成胶时间和粘度未受到影响，凝胶的粘度反而增加。,凝胶深度调剖剂与复合颗粒封堵剂的配伍性,7、 流动成胶试验,聚合物凝胶调剖剂动态成胶实验数据,实验结果表明，所研制的聚合物凝胶封堵剂在流动条件下能形成凝胶而且凝胶粘度与常压条件下相比略有下降。,聚合物凝胶调剖剂堵塞率和耐冲刷性能测定结果,北2-1-182井、2-1-CZ086井，调剖目的层PII4-10，砂岩厚度12.1m，有效厚度为11.2m，分别占全井厚度的30.1%、49.3%，渗透率为717.310-3m2，较全井的渗透率高出447.510-3m2，层间渗透率变异系数分别为0.78、0.72，油层的纵向非均质性强。,8、聚合物凝胶深度调剖现场试验,注入井2口，平衡采油井7口，2003年注采系统调整后为行列井网，注采井距为250m。,1、三厂调剖井区基本概况,概况,聚合物凝胶深度调剖施工工艺,污水配制，现场取样成胶率高,北2-1-182、CZ086井从6月10日开始,取样85个,45条件下，成胶率91.8%,成胶粘度4000-15000mPa.s，说明该调剖剂配方在污水配制条件下，能形成凝胶且成胶率较高。,调剖前后吸水剖面发生了变化,北2-1-CZ086井调剖前后吸入剖面对比图,自然电位,PII3,PII6-9,深度,射开状况,1130,1140,2003年6月6日,2004年12月4日,3.3 1.9 0.075,1150,3.7 0.950,2.5 1.421,7.5,9.14%,3.72%,6.7%,10.7%,10.1%,175%,24.1%,两口井调剖后压力降落明显减缓而且曲线上移幅度大，表明高渗透层得到了有效的封堵，渗流阻力增大,调剖前后压降曲线发生了明显改变,调剖后，连通油井见到了一定增油降水效果,产 出 377.3104元,投入药剂费用66.99104元； 测试费用15.5 104元； 施工费20 104元；,阶段少注水37000m3 产出：27.0104元,阶段多产油3421t 产出：350.3104元,投入产出比 3.7,从2004年8月初调剖到2005年10月,已累积增油3087.5吨，考虑自然递减(递减率10.8) 计算累积增油3421t ，累计降水4836t，少注水37000m3。采收率提高1.05（目的层地质储量32.58万吨）,四、预交联体膨型凝胶颗粒深度调剖技术,1、预交联体膨型凝胶颗粒的原理,2、预交联体膨型凝胶颗粒的性能指标,预交联体膨型凝胶颗粒膨胀前后的颗粒形状,该凝胶微粒具有变形虫特性，具有一定的可动性，这种可动性有利于扩大调驱剂的作用范围，提高调驱效果，具有驱油和调剖双重作用。 颗粒凝胶为地面交联产物，解决了常规地下交联调驱剂进入地层后，因稀释、降解、吸附等各种复杂原因造成的不成胶问题。 具有较好的选择性进入能力，有利于减少调剖剂对非目的层的伤害。可通过适当选择颗粒堵剂的粒径分布，使调剖剂在非目的产油层形成表面堵塞而顺利地进入水驱大孔道，从而达到调剖剂只进入的封堵层位的目的。 注入工艺简单，可以更有效地利用聚合物和交联剂，减少了聚合物和交联剂的使用量，节约大量化学剂和工程费用。,3、预交联体膨型凝胶颗粒凝胶的优点,4、调剖剂的颗粒粒径选择,预交联体膨型凝胶颗粒调剖剂性能,根据此图，适应于大庆喇萨杏油田的颗粒调剖剂粒径应为2-5mm。,5、预交联体膨型凝胶颗粒可流动性,粒径与注入压力关系曲线,（调前 水驱）,（注颗粒 ）,（注水）,此例说明该类颗粒具有堵塞、运移作用。,6、预交联体膨型凝胶颗粒调剖和提高采收率效果,平行填砂管实验结果,由表可以看出，颗粒具有可较好的改善液流方向的作用，可大大提高原油采收率。,7、预交联体膨型凝胶颗粒调剖剂现场试验,颗粒调剖施工工艺,2002年5-7月，该技术在采油四厂试验2口井。杏7-1-33井和杏7-2-F35井，累计注入预交联凝胶颗粒调剖剂72t。施工前后对比注入井启动压力升高2.6MPa。,杏7-1-33井,该井组开采层位萨葡油层，连通7口油井，注入压力由5.5MPa上升到8.7MPa，调剖半径为21.5m。调剖后井组连通油井7口，调剖前日产油50t，综合含水92.8%，平均沉没度259.75m。调后初期日产液745m3，日产油60t，综合含水91.9%。日增液46m3，日增油10t，综合含水下降0.9个百分点。,杏7-2-更35井,1.流动凝胶深度调剖技术的室内和现场试验结果表明：该调剖剂在地层条件下成胶强度高且稳定，它不仅适合于聚驱前后深度调剖，而且也用于水驱深度调剖。 2.聚合物凝胶深度调剖技术的室内和现场试验表明，该调剖剂成胶时间可调、成胶粘度高，抗剪切性能好，耐矿化度高，能满足大庆油田水驱厚油层挖潜的需要。 3.针对大庆油田的储层特征和水驱、聚驱不同的注入条件、特点，确定了段塞优化组合，施工工艺简便可行，颗粒调剖剂产品系列化。 4.对非均质厚油层水驱开发砂岩油田，用高强度调剖剂对高渗透层进行深度调剖处理后，可以明显地提高采收率。,8、小结,谢谢！,高聚物单液法 堵水技术,该堵剂包括预封堵剂、主剂、引发剂、转向剂、添加剂等。其中，主剂为一种粒径50m的丙烯酰胺树脂衍生物，在水中呈悬浮状。注入地层后，可在地层条件下经引发剂作用发生聚合反应，生成具有良好的耐冲特性和防渗滤的硬韧性高强度胶体，可有效的封堵地层的孔隙及裂缝。,图1,高聚物单液法堵水效果表,1、低压高渗透层封堵工艺,南5-4-232井,中32-510井,备注：5* （PI2II-32）为封堵层位,北1-51-544井,北l-丁6-更P127井,图,施工前后环空测试比较,谢 谢 大 家！,Thanks To All !,相渗透率改善剂选择性堵水技术,1、相渗透率改善剂,相渗透率改善剂(RPM)能大幅度降低水相渗透率，而对油相渗透率影响较小。,凝胶是润湿相的情况,RPM在岩石表面吸附，孔隙中的残余油滴能大幅度滴降低水流通道的有限宽度，而对于油驱，这个限制就不存在。,凝胶是非润湿相的情况,处理前，水流过岩心时，限制水流动的只有孔壁上的一层油膜，而当油流过相同的岩心时，孔隙中残余水滴限制了油的流动；处理后RPM在岩石孔隙中心代替水滴形成“凝胶微粒”，油在孔隙中可流动的空间与处理前相同；而“凝胶微粒”的存在大幅度降低了水的可流动空间,相渗透率改善剂提高采收率机理,控水提高采收率机理：相渗透率改善剂处理后，水的流动能力降低，油相相对流动量增加，因此，含水饱和度提高，采收率提高。,在油井上实施控水压裂技术,一是通过压裂裂缝，将相渗透率改善剂送到地层深部，在一个层内改变油水相渗关系，降低水相渗透率，保持油相渗透率，提高裂缝上下控制区域内的含水饱和度，降低含油饱和度； 二是通过压裂，提高单井产液量，延长达到极限含水率前的采油期，挖掘更