油井堵水技术.

1油井堵水技术石油大学(华东)石油工程学院赵福麟二〇〇四年四月2一、油井堵水的概念二、油井堵水的重要性三、油井堵水的方法四、油井堵水的存在问题五、油井堵水的发展趋势六、结论3一、油井堵水的概念二、油井堵水的重要性三、油井堵水的方法四、油井堵水的存在问题五、油井堵水的发展趋势六、结论4一、油井堵水的概念油井堵水是指从油井控制水的产出。油井堵水的目的是提高水驱采收率。5一、油井堵水的概念二、油井堵水的重要性三、油井堵水的方法四、油井堵水的存在问题五、油井堵水的发展趋势六、结论6二、油井堵水的重要性油水井间压力分布曲线调剖空间：曲线拐点至注水井这一侧。堵水空间：曲线拐点至油井这一侧。注水井油井堵水空间调剖空间拐点7在调剖空间和堵水空间任何位置放置堵剂，引起高渗透层封堵，都可改变注入水的液流方向，提高水驱波及系数从而提高水驱采收率。8堵水空间与调剖空间大小相当，说明油井堵水与注水井调剖在提高水驱采收率中占同等重要的地位。9一、油井堵水的概念二、油井堵水的重要性三、油井堵水的方法四、油井堵水的存在问题五、油井堵水的发展趋势六、结论10三、油井堵水的方法1.找水堵水法2.不找水堵水法11找水堵水法1.找水如用测井组合图、产液剖面、井温、碳氧比、抽汲等方法找水。2.卡层如用下封隔器、填砂等方法卡层。3.注入堵水剂主要为非选择性堵水剂，如粘土-水泥等。12不找水堵水法用选择性堵剂和选择性注入法堵水。13一、油井堵水的概念二、油井堵水的重要性三、油井堵水的方法四、油井堵水的存在问题五、油井堵水的发展趋势六、结论14四、油井堵水的存在问题1.成功率低；2.增产效果差；3.有效期短。15油井堵水存在问题的产生原因1）油井堵水单井进行；2）油井堵剂主要设置在近井地带；3）堵水剂选择性注入工艺不配套；4）油井堵水未与其他措施有机地结合起来。16对存在问题的克服，将促使油井堵水形成5个发展趋势。17一、油井堵水的概念二、油井堵水的重要性三、油井堵水的方法四、油井堵水的存在问题五、油井堵水的发展趋势六、结论18五、油井堵水的发展趋势1.油井区块整体堵水；2.深部堵水；3.选择性堵水；4.能控制不同来水的堵水；5.与其他措施有机结合的堵水。191.油井区块整体堵水•油井区块整体堵水存在整体效应。•整体效应是指通过区块整体堵水，将水从高渗透层的出水口全部控制后所产生的效应。•油井单井堵水必将向油井整体堵水的方向发展。20油井区块整体堵水可用WI决策技术21油井产液中含水率随时间的变化t2tt1fw21dttwtf1221dtttfWIttwWI—油井产液中的含水率上升指数；fw—油井产液中的含水率；t1—统计开始时间（按月或按季度）；t2—统计结束时间（按月或按季度）。22WI值对油井堵水的指导意义1）WI值越大，油井水侵速度越快，该井越需要堵水；2）WI值越大，油井堵水需要堵水剂的强度越大，可为油井堵水选择堵水剂提供依据；3）WI值越大，油井堵水需要堵水剂量越多，可为油井堵水计算堵水剂用量建立新的方法。23五、油井堵水的发展趋势1.油井区块整体堵水；2.深部堵水；3.选择性堵水；4.能控制不同来水的堵水；5.与其他措施有机结合的堵水。242.深部堵水近井堵水的发展趋势是远井堵水，即深部堵水。25说明深部堵水为油井堵水发展趋势的试验261-计算机；2-微量泵；3-模型；4-摄像机；5-电视机可视化驱油装置27—注入井；—油井平板模型放置堵剂的位置·31245·28堵剂放置位置对采收率的影响堵剂放置的位置波及系数×10229油井深部堵水用的堵水剂1.双液法堵水剂如水玻璃-氯化钙2.不同失去流动性的堵水剂如不同成冻时间的铬冻胶30（60℃，图中数字为成冻时间，单位为h）1．102冻胶w(100)×102w(102（Ⅱ）)×1020.10.20.30.40.50.60.20.30.40.50.6500400258188164140500400210154978350040018814083635004001771408355500400300977555w(103)×1020.20.30.40.50.6600500400300600500400321296500335310272228204500310296285216193400228193182158148w(100)×1020.20.40.60.81.01.22．103冻胶埕东油田埕15块冻胶的成冻时间等值图31成冻时间编号dh配方14960.40%YG100+0.12%YG102(I)*+0.48%YG102(II)**261440.40%YG100+0.10%YG102(I)+0.38%YG102(II)381920.40%YG100+0.07%YG102(I)+0.28%YG102(II)4102400.40%YG100+0.96%YG1035122880.40%YG100+0.76%YG1036143360.40%YG100+0.40%YG1037163840.30%YG100+0.82%YG1038184320.30%YG100+0.72%YG1039204800.30%YG100+0.64%YG10310256000.30%YG100+0.40%YG103*YG102(I)的用量为YG102(II)的1/4。**YG102(II)的用量由图5得出。埕东油田埕15块不同成冻时间的冻胶配方32五、油井堵水的发展趋势1.油井区块整体堵水；2.深部堵水；3.选择性堵水；4.能控制不同来水的堵水；5.与其他措施有机结合的堵水。333.选择性堵水•选择性堵水是油井堵水的重要发展趋势。•选择性堵水是不找水堵水的技术依据。•选择性堵水的技术关键：1.使用选择性堵水剂；2.建立选择性注入方法。34选择性堵水剂•选择性堵水剂是指对水和油有不同流动阻力的化学剂。•重要的选择性堵水剂包括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。•聚丙烯酰胺及其冻胶选择性堵水机理由堵水剂对油水有不同渗透率产生。35聚丙烯酰胺选择性堵水机理36选择性注入方法1）由地层渗透率差异产生的选择性注入方法；2）由相渗透率差异产生的选择性注入方法；3）由高压注水产生的选择性注入方法；4）由对应注水井关井泄压产生的选择性注入方法；5）由低注入速度产生的选择性注入方法。37由地层渗透率差异产生的选择性注入方法因高含水层一般为高渗透层，堵水剂必然优先进入高渗透层。38由相渗透率差异产生的选择性注入方法油井堵水剂通常为水基堵水剂，水基堵水剂将优先进入含水饱和度高的高渗透层。39Kro—油（非润湿相）的相对渗透率；Krw—水（润湿相）的相对渗透率；Sor—剩余油饱和度；Swr—束缚水饱和度相对渗透率曲线40由高压注水产生的选择性注入方法堵水前，高压向油层注入一定量的水，使中低渗透层升压，从而使堵水剂优先进入低压的高渗透层。41由对应注水井关井泄压产生的选择性注入方法对应注水井关井后，高渗透层压力比中低渗透层压力下降快，堵水剂将优先进入低压的高渗透层。42由低注入速度产生的选择性注入方法以低注入速度注入的堵水剂将优先进入流动阻力最小的高渗透层。43五、油井堵水的发展趋势1.油井区块整体堵水；2.深部堵水；3.选择性堵水；4.能控制不同来水的堵水；5.与其他措施有机结合的堵水。444.建立不同来水的控制技术底水、边水和注入水是油田开发的能量来源，但它们都不可避免地要从油井产出，因此建立不同来水的控制技术是油井堵水发展的一个必然趋势。45底水控制技术1）沿底水入侵通道注入水基堵水剂；2）将水基堵水剂顶替至油水界面附近；3）水基堵水剂的作用控制了底水的入侵。46水平井底水脊进控制示例C4C4C3C3C2C2C1C1C平台960970950970960950980涠11-4油田井位图47涠洲11-4油田C4井的采油曲线C4井采油曲线05010015020025030035040099-05-2099-08-2899-12-0600-03-1500-06-2300-10-0101-01-0901-04-1901-07-2801-11-05时间（天）日产油量（m3)60708090100110含水率（%）产液量产油量测试含水率日产量(m3)含水率(%)时间(年-月-日)48C4井水淹原因1）油层厚度薄（5.90m），油井水平段最低离油水界面(-968.00m)仅3.19m；2）油层底部无致密层；3）油层纵向不均质；4）采油速度高，生产压差大。49控制C4井底水脊进的方法用水基冻胶堵剂。该堵剂可沿底水脊进的通道，经过油层进入底水层，再用过顶替液（聚合物溶液）将油层中的堵剂过顶替出油层，为产油留下通道，同时在油层与底水层之间形成不渗透层，抑制底水脊进。501）远井地带堵水剂0.30%YG100+0.60%YG1032）过渡地带堵水剂0.40%YG100+0.10%YG102(I)+0.40%YG102(II)3）近井地带堵水剂0.40%YG100+0.10%YG101(I)+0.2%YG101(II)三种堵水剂的体积比为3∶2∶1。堵水剂配方51远井地带堵水剂：384.0m3过渡地带堵水剂：256.0m3近井地带堵水剂：128.0m3过顶替液：614.0m3工作液用量52C4井的堵水效果时间产液量(m3·d-1)产油量(m3·d-1)含水率(%)施工前2001年6月30001002003年1月1日191.316.391.52003年1月10日223.219.291.42003年1月22日291.323.392.02003年2月9日294.824.891.62003年3月27日300.027.490.92003年4月20日289.025.391.3施工后2003年5月8日2003年6月2日2003年11月7日293.0296.0301.225.025.119.391.591.593.653C4井施工后，C1井、C2井和C3井也收到堵水效果，C平台上4口水平井都恢复了生产，最高产量时4口水平井日产油量总和为147.1m3。54缝洞油藏底水控制示例1.LG101-2井2.LG101-4井55试验井在轮南油田的位置LG101-2井在轮南油田的位置56含水率大幅度升高原因主要由于酸压，将产油层与底水层沟通。57高温高盐选择性堵剂1.热敏（能热固）；2.盐敏（能盐固）；3.钙镁敏（遇钙镁生成沉淀）；4.底水敏（优先进入底水层）。58辅助工作液1.封口液为高强度固化体系。2.过顶替液为聚合物浓溶液。59施工工艺1.注淡水；2.注选择性堵剂；3.注封口液；4.注过顶替液。60LG101-2井工作液用量淡水：100m3；选择性堵剂：58m3；封口液：35m3；过顶替液：60m3。61LG101-2井控制底水上窜效果LG101-2井控制底水上窜效果01020304050607080907月27日8月3日8月10日8月17日8月24日8月31日9月7日9月14日日期含水率（%）关井施工前含水率施工后含水率62LG101-4井工作液淡水：100m3；选择性堵剂：72m3；封口液：35m3。63注封口液时压力计和泵出现故障，封口液在井筒沉积，引起油层堵塞。处理后，生产已恢复。64LG101-4井控制底水上窜效果生产情况时间日产液（m3·d-1）日产油（t·d-1）含水率（%）施工前2003年8月16日70.010.085.7施工后2003年11月16日2003年11月17日2003年11月18日2003年11月23日44.4116.3186.2168.040.092.0147.0151.09.821.021.010.165边水控制技术1）按WI值判断边水入侵方向；2）在边水入侵方向上布井，注入堵水剂，封堵高渗透层，控制边水入侵。66边水入侵控制示例高104-5区块的含水率上升指数等值图67工作液配方冻胶体系配方：弱冻胶：0.40%聚丙烯酰胺+0.09%重铬酸钠+0.16%亚硫酸钠强冻胶：0.60%聚丙烯酰胺+0.09%重铬酸钠+0