油井调剖技术.doc

油井调剖技术目 录一、问题的提出1二、油井调剖技术的基本原理2三、油井调剖技术路线及技术关键31、技术路线32、技术关键43、选井原则6四、油井调剖的矿场试验例61、喇8-P191井注入水的控制62、胜坨油田22N169井注入水的控制7五、目前油井调剖技术的进展9、关键技术进展9、下步攻关方向9六、认识及建议10一、问题的提出 调剖技术是文卫马油田主导的控水稳油手段，但随着调剖轮次的增加，调剖效果逐渐变差。为解决这个问题，通过不断地完善调剖体系，优化调剖工艺，选择最佳注入时机，取得了一定效果。2002-2004年，调剖平均单井增油由175t升至201t，保持稳中有升趋势。要从根本上解决问题，上述方法是有所欠缺的，其问题就是目前调剖技术增大的是水井中近井地带的波及体积，其波及体积的变化具有一定的周期性。因此，调剖必须可增大地层深部波及体积，真正意义上的深部调剖其处理半径大于30m，甚至是1/3-1/2井距。可见，从水井上注入实现深部调剖，成本是巨大的。为此，我们提出了油井调剖，从油井注入调剖剂，增大油井中远井地带波及体积（相当于4/5井距的深部调剖），解决水井深部调剖高成本的问题。二、油井调剖技术的基本原理油井调剖技术就是在不找水的情况下，注入调剖剂，按照油井产水层渗透率的高低、各层出水能力大小堵剂自然选择进入，对高含水油井的高产水井段或层段进行选择性深部封堵，通过过顶替，使封堵层堵而不死，以达到增大油井中远井地带波及体积，调整产液剖面，改变出水通道的目的。油井调剖技术与水井调剖技术的不同点：1、增大油井中远井地带波及体积水井调剖的主要作用于水井中近井地带，而油井调剖主要作用于油井中远井地带，增大增大油井中远井地带波及体积。2、影响范围小于水井调剖，对油井的影响大于水井调剖水井调剖通过增大中近井地带波及体积，而对整个井组产生影响；油井调剖主要影响油井中远井地带的渗流场，仅对相邻同井组油井略有影响，对调剖油井的影响比水井调剖大。油井调剖技术与常规堵水技术的不同点：1、堵而不死油井调剖技术采用过顶替工艺，使封堵后的出水层仍有一定的渗流通道。而常规堵水技术将出水层完全堵死。高含水层通常是主力层或I类层，堵死后不利于这类油层的采收率提高。文明寨油田明一西块含水大于90%的小层数占总层数的48.4%，采出程度平均29.7%，而明一西块标定采收率40.36%。这样完全堵死了，就对该层采收率的提高非常不利。2、对配套找水工艺要求不高油井调剖技术主要依靠调剖剂在不同渗流阻力下自然选择进入高含水层，对出水层的判断不需要很准确，一般情况下不找水，而常规堵水技术必须是在准确找水的基础上，否则有效率很低。3、具有一定的扩大波及系数的作用由于采用了深部封堵、堵而不死的工艺，相当于从水井将调剖剂置放到油井附近（深部调剖），使油井调剖技术可提高注入水波及体积，改变油井高含水层中远井地带渗流场，可对同一井组其他油井起到平面调整作用。这对于水井深部调剖是难以实现的。作用示意图见图1。图1 从油井控制注入水常规油井堵水将出水层完全封堵，反而损失了部分波及体积。三、油井调剖技术路线及技术关键1、技术路线利用调剖剂的阻力最小进入原则，控制堵剂有选择地进入高含水层，并采用过顶替堵剂的作法，在油井中远井地带建立封堵屏障，“半封堵”高含水层，扩大波及体积，提高油层生产压差，改善油井生产和油层开采状况，达到控水稳油的目的。油井调剖技术主要有两种实施方式：单井油井调剖；同井组多井调剖。作用示意图见图2。图2-1 单井油井调剖 图2-2 同井组多井调剖图2-3 油井调剖作用示意图 由图2可见，水井调剖主要作用与水井的中近井地带，其扩大的波及面积很难作用到油藏深部，否则，注入剂量很大。油井调剖主要作用于油井的中远井地带，其相当于油藏深部（相对水井而言），其剂量远小于水井深部调剖的剂量。同井组多井油井调剖在某种程度上，可看作水井深部调剖在油井上的分井点实施，其总剂量亦少于水井深部调剖剂量。2、技术关键、堵剂的选择性注入油井调剖技术的关键就在于使堵剂有选择性进入高含水层，其选择性主要有以下几种方式：、由地层渗透率差异产生的选择性注入因高含水层一般为高渗透层，堵剂必然优先进入高渗透层。、由相渗透率差异产生的选择性注入油井调剖剂通常为水基堵剂，从图3可以看到，水基堵剂将优先进入含水饱和度高的高渗透层。图3 油水的相渗透率曲线、由高压注水产生的选择性注入调剖前，向油层注一定量的水，使中低渗透层升压，从而使堵剂优先进入难于升压的高渗透层。、由对应注水井关井泄压产生的选择性注入对应注水井关井后，高渗透层压力比中低渗透层压力下降快，堵剂将优先进入低压的高渗透层。、由低注入速度产生的选择性注入以低注入速度注入的堵剂将优先进入流动阻力最小的高渗透层。其中，重点发展的是、，并且可和油井提液降压相结合。堵剂的选择注入工艺最终是在不动管柱条件下的注入。、选择性堵剂选择性堵剂是指对水和油有不同流动阻力的化学剂。聚丙烯酰胺及其冻胶、泡沫、松香皂、烃基卤代甲硅烷、聚氨酯、活性稠油、水包稠油和偶合稠油等都属于选择性堵剂。最重要的选择性堵剂是聚丙烯酰胺及其冻胶。聚丙烯酰胺选择性堵水机理见图4的说明，聚丙烯酰胺冻胶的选择性堵水机理是类似的。图4 聚丙烯酰胺选择性堵水机理3、选井原则 、供液充足，含水大于85%，注采反应明显； 、地层渗透率大于5010-3um2，温度低于120，地层水矿化度低于12104mg/l；、井况良好，无套破、管外窜槽。四、油井调剖的矿场试验例1、喇8-P191井注入水的控制 喇8-P191井为喇嘛甸油田P11-2油层的一口油井。该油层聚合物驱后已转后续水驱。由于不合理的流度比，注入水已突入喇8-P191井，施工前该井产液中含水率为98.6%。喇8-P191井控制注入水的方法是对应注水井关井泄压，使注水地层的高渗透层由高压层转变为低压层，然后从油井高速注入水，将中低渗透层升压，再低速注入冻胶堵剂，使它主要进入高渗透层，最后用过顶替液将堵剂顶替至离井眼3 m外的距离，关井5天后开井生产。工作液用量是升压水200 m3,冻胶堵剂756 m3，过顶替液135 m3，顶替污水4 m3。施工后，喇8-P191井产液中含水率降低，注入水得到一定的控制（表1）。表1 喇8-P191井控制注入水的效果时间生产情况日产液（m3d-1）日产油(td-1)含水率（%）施工前2003年9月10日116.01.698.6施工后2003年10月3日41.03.092.72003年10月8日40.03.092.52003年10月13日38.03.092.12003年10月16日40.03.790.82003年10月25日39.03.790.62003年11月3日39.04.089.72003年11月14日40.04.090.02003年11月19日38.04.089.52、胜坨油田22N169井注入水的控制22N169井为胜坨油田胜二区3单元（砂岩油藏）的一口油井（直井），其井位见图5。图5 22N169井所在区块的井位图该井油层中部深度为1994.2 m，油层厚度6.6 m，射开厚度1.2 m，油层温度75，地层水矿化度1.58104 mgL-1，由于不合理的流度比，注入水主要沿34层底部高渗透层指进入本井，使产液中的含水率高达97.0%（特高含水率）。控制该井注入水的方法是将不同成冻时间的冻胶型堵剂，设置在34层底部高渗透层的不同位置（包括近井地带、过渡地带和远井地带），并用过顶替液将堵剂顶替至离井眼3 m外的距离。关井5天后开井生产。工作液的配方为：远井地带堵剂 0.20% YG100 + 0.60% YG103过渡地带堵剂 0.30% YG100 + 0.90% YG103近井地带堵剂 0.30% YG100 + 0.15% YG102(I) + 0.30% YG102(II)过顶替液 0.30% YG100堵剂的总用量是585 m3，过顶替液为60 m3，顶替污水18 m3。该井于2003年9月4日施工，9月10日恢复生产。施工后，22N169井产液中含水率明显降低，产油量增加，注入水得到了有效的控制（见表2）。最低含水率降至34.5%，最高产油量达到9.6 td-1，目前一直有效。表2 22N169井控制注入水的效果时间生产情况日产液（m3d-1）日产油(td-1)含水率（%）施工前2003年8月23日45.21.496.92003年8月28日46.51.397.12003年9月2日41.01.496.6施工后2003年9月19日12.61.985.22003年9月26日15.09.636.02003年10月1日12.76.450.02003年10月9日10.95.351.52003年10月19日8.93.956.52003年10月30日9.43.859.92003年11月8日9.93.960.22003年11月18日10.43.962.6该井的采油曲线见图6。图6 胜坨油田22N169井的采油曲线五、目前油井调剖技术的进展、关键技术进展 1、选择性堵剂 在选择性堵剂方面，缔合聚合物调剖剂就是一种改性的聚丙烯酰胺冻胶，通过大量现场试验在技术上比较成熟。 2、选择性注入工艺选择性注入工艺可将常规堵水工艺与调剖工艺相结合，并通过现场试验进一步完善。、下步攻关方向1、过顶替液配方筛选过顶替液的作用是将调剖剂推至油井中近井地带，其性能须满足三方面要求：有较高粘度，以防止顶替液突进；溶解速度快；价格低廉。2、调剖剂的优化设计主