1、水井調剖

2、油井堵水

第三講調剖、堵水技術

面臨的難題以及發展趨勢第1節調剖堵水的基本概念

1、水井調剖

2、油井堵水

需要注意的是：1、調剖：針對注入井。核心是解決注入井因油層非均質性問題而提出來的。2、堵水：是針對生產井（油井）的。第1節調剖堵水的基本概念分類：（1）封堵時間1、永久性封堵：水泥、水玻璃（原硅酸鈉）2、暫時封堵：聚合物、膨脹顆粒、封隔器（但可能失效）（2）封堵方式：1、機械封堵；2、化學封堵第1節調剖堵水的基本概念水泥和封隔器只是封堵射孔炮眼1、水泥：可以重新射孔，目的層恢復生產。有效時間長。但油水層全部封死。不利生產。2、封隔器：打撈封隔器，使目的層重新恢復生產。但有時間性。第1節調剖堵水的基本概念水玻璃可以有效封堵，不易被破壞。無論用化學的或機械的方法，都很難解堵。因此：一般情況下，油田不用。第1節調剖堵水的基本概念第1節調剖堵水的基本概念第1節調剖堵水的基本概念第1節調剖堵水的基本概念

1、水井調剖

水井調剖是指從注水井調整注水地層的吸水剖面。

能調整注水地層吸水剖面的物質叫調剖劑。第1節調剖堵水的基本概念

調剖劑根據放置的位置的不同，可以分為滲濾面調剖劑、近井地帶調剖劑和遠井地帶調剖劑。(1)滲濾面調剖劑：石灰乳、水泥、粘土、水膨體等；(2)近井地帶調剖劑：硫酸、硅酸凝膠、聚合物凍膠、樹脂等；(3)遠井地帶調剖劑：水玻璃/氯化鈣、硅酸凝膠、聚合物凍膠、泡沫、粘土/聚合物溶液等。第1節調剖堵水的基本概念第1節調剖堵水的基本概念水井注水地層的吸水剖面是不均勻的。調剖是通過封堵高滲透層，提高注入水的波及系數，達到提高采收率的目的。k2k1k3k2>k1，k2>k3注入水沿高滲透層突入油井k2k1k3堵劑第1節調剖堵水的基本概念第1節調剖堵水的基本概念由于:

區塊整體上處于一個壓力系統所以:

要改變液流方向，達到提高采收率的目的，水井調剖應在區塊整體上進行。

2、油井堵水油井堵水是指從油井控制水的產出。油井堵水需要用到堵水劑。第1節調剖堵水的基本概念堵水劑根據種類和作用機理可分為以下幾種1:顆粒類：膨潤土、果殼粉、石灰乳、水膨體；2:水泥類：油井水泥、水基水泥、活化水泥和微粒水泥等；3:沉淀類：水玻璃/氯化鈣堵劑等；4:凝膠類：包括聚丙烯酰胺、木質素磺酸鹽和黃胞膠等；5:稠油類：乳化稠油等；6:泡沫類：二相泡沫堵劑、泡沫凝膠等；7:樹脂類：酚醛樹脂、脲醛樹脂、糠醛樹脂、環氧樹脂等。第1節調剖堵水的基本概念

油井的產液剖面，特別是產水剖面是不均勻的。

一口油井的產液剖面第1節調剖堵水的基本概念

油井產出的水有不同的來源：1:注入水：注入水常沿高滲透層進入油井，因此從油井將高滲透層封堵，可以達到控制油井產水的目的；2:邊水：邊水也是沿高滲透層進入油井，為了減少邊水的產出，目前唯一可采取的方法是從油井堵水；3:底水：若油層下面有底水，油井的產水也常來自底水錐進（脊進），對付底水錐進，最好的辦法就是在底水上面建立隔板。油井堵水的目的就是從油井控制注入水、邊水和（或）底水的產出第1節調剖堵水的基本概念從油藏整體上看，油井堵水的作用和效果表現為下列四個方面：（1）降低油井含水比，提高產油量。（2）減少高含水層厚度，改善油井的產液剖面。（3）提高注入水的波及體積，改善注水驅替效率。（4）從整體上改善開發效果，使區塊含水上升速度減緩，產液量遞減速度下降，區塊水驅特性曲線斜率變緩。第1節調剖堵水的基本概念國外的發展：是20世紀50年代開始進行礦場試驗早期：水基水泥和封隔器50年代：稠油、油包水乳狀液和油井水泥60年代：聚合物以及凝膠70年代至今：化學調剖堵水技術研究的深度和廣度都達到了更高的水平。第1節調剖堵水的基本概念我國調剖堵水技術也是20世紀50年代開始使用的50至70年代：以油井堵水為主，堵劑材料主要是油基水泥、石灰乳、樹脂、活性稠油；70至80年代年代：隨著聚合物及其凝膠的出現，堵水調剖劑研制得以迅速發展，以強凝膠堵劑為主，作用機理多為物理屏障式堵塞，以調整近井地層吸水剖面及產液剖面為目的。90年代：化學堵水有了迅速發展，其中深部調剖(調驅)及相關技術得到快速發展，以區塊綜合治理為目標。2000年以后：基于油藏工程的深部調剖改善水驅配套技術的提出，使深部調剖技術上了一個新臺階。第2節調剖堵水的發展歷史第3節調剖堵水施工的關鍵技術1、水井調剖的決策技術2、油井堵水的決策技術3、油水井調堵的經驗確定4、處理半徑;放置方法;最佳距離5、選者性堵水第3講調剖、堵水面臨的難題以及發展趨勢第3節調剖堵水施工的關鍵技術1、水井調剖的決策技術為使水井調剖能體現出整體觀念，必須有決定調剖重大問題的一套辦法。這套辦法通常叫水井調剖的決策技術。

這里介紹一種決策技術，主要使用由注水井井口壓降曲線計算所得的壓力指數（PressureIndex，PI）進行決策，稱為PI決策技術。PI決策技術可解決區塊整體調剖的5個問題：

（1）判別區塊調剖的必要性；（2）決定區塊上需調剖的井；（3）選擇適當的調剖劑用于調剖；（4）計算調剖劑用量；（5）決定重復施工時間。

第3節調剖堵水施工的關鍵技術注水井井口壓降曲線與PI值第3節調剖堵水施工的關鍵技術由注水井井口壓力,計算第3節調剖堵水施工的關鍵技術注水井井口壓降曲線與PI值PI值按下式定義：式中，PI—注水井的壓力指數(MPa)；

p(t)—注水井關井時間t后井口的油管壓力(MPa)；

t—關井時間(min)。第3節調剖堵水施工的關鍵技術PI值的理論基礎式中，

q—注水井日注量（m3·d-1）；

—流體動力粘度（mPa·s）；

k—地層滲透率（

m2）；h—地層厚度（m）；

—孔隙度（％）；c—綜合壓縮系數（Pa-1）；

re—注水井控制半徑（m）；t—關井測試時間（s）。第3節調剖堵水施工的關鍵技術區塊調剖必要性的判斷按兩個標準判斷：（1）區塊的平均PI值：區塊平均PI值越小越需要調剖；（2）區塊注水井的PI值極差：PI值極差是指區塊注水井PI值的最大值與最小值之差，其值越大越需要調剖。第3節調剖堵水施工的關鍵技術調剖井的選定按區塊平均PI值和水井的PI值選定：①低于區塊平均PI值的水井為調剖井；②高于區塊平均PI值的水井為增注井；③在區塊平均PI值附近，略高或略低于平均PI值的注水井為不處理井。第3節調剖堵水施工的關鍵技術1—798井；2—2605井；

3—606井；4—6320井；

5—7-7井；6—703井；

7—607井；8—6010井；

9—707井；10—504井一個區塊水井的井口壓降曲線第3節調剖堵水施工的關鍵技術區塊注水井按PI改正值的排列第3節調剖堵水施工的關鍵技術調剖劑用量的計算調剖劑用量由下式計算：

式中:

W—調剖劑用量（m3）；

—用量系數(m3·MPa-1·m-1）；

h—注水層厚度（m）； △PI—調剖后注水井PI值的預定提高值（MPa）。第3節調剖堵水施工的關鍵技術2、油井堵水的決策技術

油井堵水必須在區塊整體進行。如果能將區塊高滲透層的出水在油井的出水口處加以充分控制，就能提高地層壓力和水的波及體積，達到提高采收率的目的。

油井區塊整體堵水并不意味著每口油井都需要堵水，因此需要對油井建立選井的決策方法。第3節調剖堵水施工的關鍵技術油井的產液含水率上升指數（WI）值第3節調剖堵水施工的關鍵技術式中：fw—油井產液中的含水率；

t1，t2—分別為統計開始和結束時的時間（按月或季度）油井堵水選井的決策方法（1）油井所處位置的剩余油飽和度值Soi，該值越大，油井越需要堵水；（2）油井所處位置的壓力指數（PI）值，該值由區塊注水井的PI值做出等值圖，再由此等值圖查處油井所處位置的PI值，該值越小說明油井所處位置的滲透率越高，因此越需要堵水；（3）油井產液中含水率上升指數（WI）值，該值由油井產液含水率隨時間變化曲線確定，該值越大，油井水侵速度越快，越需要堵水。第3節調剖堵水施工的關鍵技術油井堵水選井的決策方法第3節調剖堵水施工的關鍵技術3:調剖條件的經驗確定第3節調剖堵水施工的關鍵技術3:調剖條件的確定第3節調剖堵水施工的關鍵技術3:調剖條件的確定第3節調剖堵水施工的關鍵技術油井堵水的處理半徑

以前，油井堵水多在油井附近的近井地帶，比如，用聚合物處理油井時，封堵半徑一般為15m～30m，常用18m。目前，油井堵水的發展趨勢是油井深部堵水。第3節調剖堵水施工的關鍵技術4:調堵半徑及化學劑用量計算第3節調剖堵水施工的關鍵技術4:調堵半徑及化學劑用量計算第3節調剖堵水施工的關鍵技術4:調堵半徑及化學劑用量計算第3節調剖堵水施工的關鍵技術4:調堵半徑及化學劑用量計算第3節調剖堵水施工的關鍵技術4:調堵半徑及化學劑用量計算第3節調剖堵水施工的關鍵技術油井深部堵水的關鍵是能在地層深部產生封堵的堵劑以及堵劑在深部的放置方法。能在深部放置的堵劑有單液法堵劑和雙液法堵劑：（1）在溫度低于90℃

的地層中主要使用單液法堵劑，而且主要是聚合物凝膠型堵劑；（2）在溫度高于90℃

的地層中主要使用雙液法堵劑，而且主要是一些無機堵劑，比如水玻璃/氯化鈣。第3節調剖堵水施工的關鍵技術堵劑在深部的放置方法①單液法堵劑的深部放置主要是用過頂替液，該過頂替液的粘度必須高于單液法堵劑的粘度。②雙液法堵劑的深部放置靠增加隔離液用量，隔離液用量越多，堵劑在地層中產生堵塞的距離就越遠。第3節調剖堵水施工的關鍵技術油井深部堵水的最佳距離雖然油井堵劑離井眼放置的距離越遠越有利于提高注入水的波及體積和提高采收率，但這個距離是有限度的。第3節調剖堵水施工的關鍵技術堵劑用量mL堵劑進入深度與井距比值采收率增值%單位體積堵劑的采收率增值%2.21:101.80.824.42:109.02.055.52.5:1023.94.356.63:1035.35.358.84:1037.04.2011.05:1038.83.52第3節調剖堵水施工的關鍵技術隨著堵劑用量的增加，堵劑進入深度與井距的比值增加，采收率增值也在增加，但是單位體積堵劑的采收率增值卻在堵劑深度與井距之比為3:10時出現最大值。說明堵劑進入高滲透層的位置有一個合理的深度。4、選擇性堵水油井選擇性堵水的技術關鍵是：（1）使用選擇性的堵劑；

（2）使用選擇性的注入方式。第3節調剖堵水施工的關鍵技術（1）選擇性堵劑重要的選擇性堵劑有三類：（1）聚合物凝膠：適用于不同滲透率地層；（2）泡沫：成本低，不會傷害油層；（3）稠油：不傷害地層，堵水選擇性好，是一種可以回收利用的堵水劑。

第3節調剖堵水施工的關鍵技術（2）選擇性注入方式（1）利用地層滲透率不均質產生的選擇性注入方法，高含水層一般為高滲透層，堵劑必然優先進入高滲透層；（2）利用相對滲透率差異產生的選擇性注入方法，油井堵劑一般為水基堵劑，水基堵劑優先進入含水飽和度高的地層；（3）有對應注水井關井泄壓產生的選擇性注入方法，對應水井關井后，高滲透層的壓力比種地滲透層的壓力下降得快，堵劑優先進入低壓的高滲透層；（4）由低注入速度產生的選擇性注入方法，低注入速度的堵劑優先進入流動阻力小的高滲透層；（5）由高效洗油劑產生的選擇性注入方法，高效洗油劑優先進入高滲透層，使該層的含油飽和度降低，即含水飽和度增加，有利于堵劑進入該層。第3節調剖堵水施工的關鍵技術

第4節聚合物交聯原理及應用1:聚合物交聯原理2:影響因素3:現場應用4:高溫高鹽聚合物調剖存在的問題及解決思路1、聚合物的交聯機理常用交聯劑有:烏洛脫品,Al3+,Cr3+,甲醛等Al3+Cr3+

第4節聚合物交聯原理及應用

第4節聚合物交聯原理及應用1、聚合物的交聯機理凝膠呈現“網狀”分子結構，聚合物呈現“枝狀”分子結構，說明Cr3+和聚合物分子之間確實發生了交聯反應，形成了“網狀”分子結構。

第4節聚合物交聯原理及應用1、聚合物的交聯機理

分子間交聯分子內交聯

第4節聚合物交聯原理及應用1、聚合物的交聯機理（

第4節聚合物交聯原理及應用1、聚合物的交聯機理2、聚合物交聯影響因素

第4節聚合物交聯原理及應用1:pH值2:交聯劑濃度3:主劑濃度4:分子量2、聚合物交聯影響因素（a）pH值2、聚合物交聯影響因素（b）交聯劑濃度(2)、聚合物交聯影響因素（c）主劑濃度2、聚合物交聯影響因素（c）主劑濃度（d）分子量對成膠強度的影響濃度1000mg/L,溫度45℃2、聚合物交聯影響因素

（e）分子量及濃度對成膠時間的影響分子量越高,成膠時間越短,最低成膠濃度越低2、聚合物交聯影響因素3:現場試驗(1)鎮涇長6油田高效調剖實驗及應用研究

以SK2-2井調堵方案為例(2)中原油田礦場試驗(3)調剖條件的確定(4)調剖半徑及化學劑用量的確定

1、油藏地質特征2、室內實驗研究3、實施方案4、方案實施要求及資料錄取(1)鎮涇油田SK2-2井調剖實驗及應用3:現場試驗

第4節聚合物交聯原理及應用（眾所周知:NP-產出油量;NO-原始地質儲量;EV-縱向波及效率;Eh-平面波及效率;

η-驅油效率(1)鎮涇油田SK2-2井調剖實驗及應用（1、井組基本概況

這次增產作業的實施井為SK2-2井,對應的生產井分別為SK5-1、SK5、SK5-3、SK3-1、SK2-3、SK2和SK2-1井。(1)鎮涇油田SK2-2井調剖實驗及應用（井號SK2SK2-1SK5-1SK5SK5-3SK2-3SK3-1注采井距/m3602551852602652253101、井組基本概況(1)鎮涇油田SK2-2井調剖實驗及應用（2、油井基本概況井號井別破裂壓力/MPa初日產液/（m3/d）初日產油/（m3/d）含水/%SK2-2水井33.8---SK2油井35.436.5211.6168.2SK2-1油井43.617.1110.7837.0SK2-3油井38.715.888.7345.0SK3-1油井35..513.723.0678.0SK5油井34.514.206.6154.0SK5-1油井30.012.124.3164.4SK5-3油井32.511.375.6451.0(1)鎮涇油田SK2-2井調剖實驗及應用（3、油層滲透率特征樣品編號深度/m孔隙度/%滲透率/10-3μm2P71720.3015.31.27P101720.7715.52.39P141721.6013.60.247P181722.3513.70.483P221723.2816.01.33P311724.9011.10.058P371726.0218.621.5P411726.6411.50.247P441727.5412.30.223P501728.6913.91.47P551729.5813.70.944P611730.6915.11.59（

3、油層滲透率特征

根據油田提供的有關數據，表明長6油層屬于典型的低滲或超低滲透率、低孔特征。目的層平均孔隙度為14.2%,平均滲透率為2.51×10-3μm2。如果不考慮P37號樣品滲透率相對較高的21.5×10-3μm2外，滲透率僅為0.93×10-3μm2。由此可以確定，長6油層基質本身的滲透率非常低.(1)鎮涇油田SK2-2井調剖實驗及應用（

4、吸水剖面特征深度/m有效厚度/m吸水強度m3/m相對吸水量/%單位厚度相對吸水量/(%/m)絕對吸水量/m3/d1766.00～1769.253.255.9864.81119.9419.441769.50～1770.521.002.538.4248.4242.531770.80～172.001.206.9926.76522.308.03SK2-2井吸水剖面測定結果

盡管油層全部吸水,但仍然有進一步調整吸水剖面的潛力(1)鎮涇油田SK2-2井調剖實驗及應用（5、平面特征

實際測定結果表明，由于SK2-2的壓裂以及對應油井的壓裂，形成了裂縫。主要循壓裂主裂縫（方位角70°～75°）。裂縫分布在第2、3、4象限內，方位為北東130°,西北縫長為50m，東南縫長為34m，西南縫長為86m，裂縫參考高度為16m,裂縫產狀為斜立。裂縫為不對稱分布。(1)鎮涇油田SK2-2井調剖實驗及應用（SK2-2井水驅前緣疊加示意圖SK2-2井水驅前緣圖可見:由于裂縫的存在,注入水主要沿著壓裂主裂縫滲流,導致油層的平面波及效率不高.因此,改善整體開發效果的一個重要途徑就是提高油層的平面波及體積.(1)鎮涇油田SK2-2井調剖實驗及應用（6、五敏評價敏感參數巖心號井深/m空氣滲透率/10-3μm2孔隙度/%敏感指數綜合評價結果速敏1-30-91721.207.5317.70.03無速敏1-36-91722.200.81415.10.06弱速敏水敏1-30-71721.207.2117.80.27弱水敏1-36-51722.200.9415.40.21弱水敏酸敏1-30-81721.208.9917.50.04無酸敏1-36-81722.200.8015.40.06無酸敏堿敏1-30-61721.205.5216.30.05弱堿敏1-36-71722.200.77815.40.01無堿敏鹽敏1-30-7-11721.207.2117.8-弱鹽敏1-36-5-11722.200.93515.4-弱鹽敏(1)鎮涇油田SK2-2井調剖實驗及應用（可見:

長6油層基質滲透率非常低(2.51×10-3μm2)，油層特征不適合于高粘度聚合物基質的驅油和常規的調堵處理。否則，可能導致油層注入困難,甚至堵塞油層。如果是調堵處理，必須使聚合物交聯體系在成膠之前的粘度非常低(與水的粘度基本相同)且不進入油層基質,只進入(壓裂造成的)裂縫后再成膠，確保基質油層不被堵塞(1)鎮涇油田SK2-2井調剖實驗及應用（

所以:這次增產作業的目標是:1:通過調整注入水在裂縫中的運移速度(甚至封堵裂縫),使后續注入水大量進入油層基質,大幅度提高油層平面波及體積,實現增產的目的。(1)鎮涇油田SK2-2井調剖實驗及應用第3節現場試驗（

所以:這次增產作業的目標是:2:盡管縱向上,油層全部吸水,但仍然有進一步改善和提高縱向吸水剖面的潛力.實現大幅度提高水驅整體開發效果的目的深度/m有效厚度/m吸水強度m3/m相對吸水量/%單位厚度相對吸水量/(%/m)絕對吸水量/m3/d1766.00～1769.253.255.9864.81119.9419.441769.50～1770.521.002.538.4248.4242.531770.80～172.001.206.9926.76522.308.03(1)鎮涇油田SK2-2井調剖實驗及應用（

顯然,從理論上講要求調堵劑配方和注入工藝1:要有選擇性（封堵大孔道）2:要封而不死此外，調堵劑用量要適量，既要確保效果，又不能順注裂縫延伸太遠，甚至從采油井溢出。

所以:這次增產作業的要求是:(1)鎮涇油田SK2-2井調剖實驗及應用（因此:

這次SK2-2井調剖的核心是不封堵油層基質孔隙或喉道、使后續注入水可以繼續進入孔隙喉道，但該體系在一定程度上又必須封堵注采井之間的裂縫或微裂縫。可見，SK2-2井調剖體系采用可動凝膠。(1)鎮涇油田SK2-2井調剖實驗及應用3:現場試驗（顯然:

在調剖施工過程中,為了防止形成新的裂縫或裂縫進一步延伸或擴大，SK2-2井的實際注入壓力≤25MPa（SK2-2井破裂壓力33.8MPa，取其80%為限）(1)鎮涇油田SK2-2井調剖實驗及應用（

二:室內實驗研究一:采用具有特殊基團的聚合物

該基團的引入,將大幅度提高交聯體系的粘彈性,降低交聯體系的收縮程度以及脫水速度,具有理想的長期穩定性.(1)鎮涇油田SK2-2井調剖實驗及應用（

二:室內實驗研究(1)鎮涇油田SK2-2井調剖實驗及應用（

二:室內實驗研究HLD-1聚合物與交聯劑的反應原理是:

首先交聯劑在高溫環境條件下產生甲醛，然后產生的甲醛與間苯二酚反應生成多羥基間苯二酚，甲醛、多羥基間苯二酚都與聚合物分子改性發生交聯作用形成凝膠。(1)鎮涇油田SK2-2井調剖實驗及應用（

二:室內實驗研究→（

二:室內實驗研究聚合物主劑濃度對成膠時間和成膠強度的影響（

二:室內實驗研究交聯劑濃度對成膠時間和成膠強度的影響（

二:室內實驗研究草酸濃度對成膠強度的影響（

二:室內實驗研究溫度濃度對成膠強度的影響（

二:室內實驗研究交聯體系的抗鹽性（

二:室內實驗研究不同溫度條件下,交聯體系的長期穩定性（

二:室內實驗研究剪切對交聯體系的長期穩定性的影響（

二:室內實驗研究注入量對交聯體系封堵率的影響（

二:室內實驗研究交聯體系突破壓力實驗研究巖心編號長度L/cm滲透率/10-3μm2泵入速度/（mL/min）突破壓力/MPa突破壓力梯度/（MPa/m）12－56.08326.460.30.7612.512－26.11218.040.60.9415.412－86.09725.780.91.2019.7(1)鎮涇油田SK2-2井調剖實驗及應用（

二:室內實驗研究調堵劑在油相和水相中的沖刷性

（

二:室內實驗研究調堵對注入水分流的影響

巖心情況調剖前進膠量調剖后阻力系數殘余阻力系數組編號巖心號K/10-3μm滲透率級差分流量/%分流量/%分流量/%121-4107.282.163.360.948.612.5102.312-1051.2336.739.151.413.853.9221-6140.454.593.666.235.95.1135.712-1131.216.433.864.138.38.3321-3183.748.797.278.318.14.9189.112-921.122.821.781.947.15.7421-811.54.683.561.343.911.3111.312-132.516.538.756.136.216.9521-787.933.083.963.937.39.778.612-1229.3116.136.162.728.311.7（

二:室內實驗研究滲透率級差對封堵率的影響（

三:實施方案

根據油層地質特征及室內研究結果,這次增產措施，必須滿足：1、地下成膠。若在地面成膠或井筒成膠，由于地層為低滲油藏且調剖體系為半固體狀態，必將導致注入困難。2、深部成膠。在調剖體系成膠之前，應注入或運移到指定或希望達到的油層裂縫深度后，體系逐漸成膠，例如遠離水井50m～150m處的裂縫中成膠，絕不能在巖石基質孔隙中成膠，否則不但不能實現調剖的目的，反而還可能降低水井的注入性，甚至堵塞水井（關于這一點，特別重要）。（

三:實施方案3、為了使作業順利實施，調剖體系注入結束后，用清水作為頂替液。清水頂替液的用量為井筒體積+距裂縫15m～30m的半徑。4、在工藝上，為了達到和實現選擇性封堵大孔道，但又要封而不死的目的,采取緩慢就地成膠法,即先注入的調剖段塞逐漸成膠,堵塞大部分大孔道,后續繼續注入的調剖段塞進一步堵塞那些尚未封堵的所謂的大孔道以及那些相對吸水量大的層位。（

三:實施方案

考慮到SK2-2井巖石基質滲透率不高以及調剖體系在裂縫中成膠后，注入壓力將大幅度上升。結合室內實驗調堵體系的成膠強度、膠體的壓力梯度以及多年在調剖方面的實際經驗并保證成功的系數等綜合結果，設計這次調剖體系在裂縫中的長度或半徑為20m，聚合物實際使用濃度4000mg/L。.（

三:實施方案根據有關數據，SK2-2井裂縫的平均寬度為0.25m。所以：單輪次注入的調堵溶液=（30×16×0.25）×3=360m3。單輪次聚合物物使用量=360m3×0.4%=1.44t（有效含量）考慮到可動凝膠在裂縫中運移時厚度將逐漸變薄以及改善平面指進所需的注水量大、時間長的特點，多輪次效果明顯的特點。因此:若SK2-2井的注入壓力無明顯上升，則間隔30d，再進行第2次調剖施工。若注入壓力上升幅度不是太高或注入壓力仍然有較大的上升空間，則進行第3次調剖處理（注入量和工藝相同）。3輪次的聚合物總用量=1.44t×3=4.32t（有效含量）（

三:實施方案4、聚合物母液的配制這次使用的聚合物本身就是高濃度的水溶液。因此，現場不必準備聚合物溶解裝置。3:現場試驗(1)鎮涇油田SK2-2井調剖實驗及應用（

三:實施方案5、聚合物目的溶液的配制這次礦場試驗采用地下交聯的方式進行調剖。用現場實際注入清水（礦化度約1000mg/L，1號站水源井的清水）、在常溫下將聚合物母液（濃度為12%）稀釋為含交聯體系且濃度為4000mg/L的調剖體系，在未交聯之前注入地下。（

三:實施方案6、現場調堵體系的注入采用快速注入設備（例如水泥車400型或注入泵），在1～2d時間內，將調剖體系注入油層。仍然采用快速注入設備（例如400型水泥車或注入泵）,注入清水頂替液(距SK2-2井約15m～20m)。清水頂替液注入量=（15m～20m）×16×0.25×3=180m3～240m3。考慮到管柱空間,清水頂替液實際注入量為250m3～300m3。（

三:實施方案8、SK2-2井的關井為了確保SK2-2井注入的調剖體系達到理想的效果,頂替液注入結束后,SK2-2井關井2d～4d,然后恢復正常的注水。(1)鎮涇油田SK2-2井調剖實驗及應用第3節現場試驗（

四:方案實施要求及資料錄取1、強制性規定1、SK2-2井的注入壓力必須小于油層破裂壓力(33.8MPa)，否則，減慢注入速度2、在油水井檢修、作業或其它原因停注時，在此期間不得注水，除非方案規定的其它測試作業。(1)鎮涇油田SK2-2井調剖實驗及應用（2、管柱的要求1、生產井SK5-1、SK5、SK5-3、SK3-1、SK2-3、SK2和SK2-1井七口井試驗層以下絕對密封且無漏點，井況良好，各井均能測定油層中部壓力，部分井能測產液剖面。2、注入井SK2-2井目的層以下絕對密封。3、各種計量儀表、設備及儀器要按規定校驗，以保證錄取資料及時正確。

四:方案實施要求及資料錄取（3、資料錄取及要求1、常規資料的錄取：⑴、投產調剖之前，生產井SK5-1、SK5、SK5-3、SK3-1、SK2-3、SK2和SK2-1井每天量油一次，5天測氣一次；正常生產后，3～5天量油一次。⑵、每天記錄SK2-2井的注入量、注入壓力（油壓、套壓）。⑶、每天記錄生產井SK5-1、SK5、SK5-3、SK3-1、SK2-3、SK2和SK2-1井的產液量、日產油（氣）量、含水率、流動壓力。

四:方案實施要求及資料錄取（

2、特殊資料的錄取

⑴、為了研究和準確評價這次SK2-2調剖的技術經濟效果，每7天測定一次生產井SK5-1、SK5、SK5-3、SK3-1、SK2-3、SK2和SK2-1井調剖前后產出水礦化度以及各項離子組成（總礦化度和Na+、Mg2+、Ca2+、Cl—、SO42-、CO32-、HCO3—離子含量以及PH值）；⑵、了研究和準確評價這次調剖措施作業對改善SK2-2注入井吸水剖面的結果或程度，調剖前后各測定一次SK2-2井的吸水剖面；⑶、為了對比調剖作業的效果，分別測定SK2-2井調剖前后啟動壓力和指示曲線的變化情況；⑷、調剖期間，每2～4h記錄一次注入壓力。⑸、調剖5～10個月后，根據實際情況，再次測定SK2-2井的水驅前緣結果，確定或評價平面調整或改善狀況的確定。

四:方案實施要求及資料錄取（4、調剖評價資料的整理（1）、SK2-2井Hall曲線的繪制（從水驅開發到整個試驗結束：累積注入量—累積注入壓力關系曲線）。（2）、全區開發曲線的繪制（從水驅開發到整個試驗結束：累積采油量—含水率關系曲線，SK5-1、SK5、SK5-3、SK3-1、SK2-3、SK2和SK2-1井試驗區生產井）。（3）、生產井SK5-1、SK5、SK5-3、SK3-1、SK2-3、SK2和SK2-1井單井開發曲線的繪制（從水驅開發到整個試驗結束：累積采油量—含水率關系曲線）。（4）、繪制注入井SK2-2注入量或注入時間與注入壓力吸水指數的關系曲線。

四:方案實施要求及資料錄取（（5）、注入井注入量或注入時間與全區生產井的日產液量、日產油量、累積產液量、累積產油量、綜合含水、聚合物產出濃度（粘度）、表面活性劑濃度、油水界面張力、總礦化度、Cl—離子含量、產液指數、產油指數以及流動壓力的關系曲線。（6）、注入量或注入時間與生產井SK5-1、SK5、SK5-3、SK3-1、SK2-3、SK2和SK2-1井的單井日產液量、日產油量、累積產液量、累積產油量、含水率、總礦化度、Cl—離子含量、產液指數、產油指數和流動壓力的變化曲線。

四:方案實施要求及資料錄取（五、施工安全及環境保護這次SK2-2井調剖體系采用的是新型環保型聚合物及凝膠體系，產品為無毒、無味、不燃燒的白色乳液。對施工操作人員無健康影響、對環境無污染。施工過程中，遵守調剖作業規定的操作規程、操作步驟、施工工藝以及穿戴必要的工作服裝。

四:方案實施要求及資料錄取3:現場試驗(1)鎮涇油田SK2-2井調剖實驗及應用（

(2):中原油田現場試驗結果3:現場試驗

第4節聚合物交聯原理及應用井號取樣時間取樣位置取樣粘度成膠時間h成膠粘度成膠后粘度，mPa。S衛94-22.15泵前108982068088（6.6）93898（6.9）≥10萬（6.15）泵后89982059287（6.6）81589（6.9）86898（6.15）井口63992056297（6.6）80088（6.9）81798（6.15）衛94-33.10泵前118982268088（6.6）93898（6.9）≥10萬（6.15）泵后80982259287（6.6）81589（6.9）86898（6.15）井口64992356297（6.6）80088（6.9）81798（6.15）M1-19

6.17泵前136004059994（6.18）16097（6.19）65298（6.23）泵后141004074784（6.18）30094（6.19）84697（6.23）井口129004056694（6.19）15697（6.18）59098（6.23）

6.18泵前98983552498（6.20）85998（6.23）≥10萬（7.2）泵后110983566598（6.20）≥10萬（6.23）≥10萬（7.2）井口105983560399（6.20）93498（6.23）≥10萬（7.2）

6.23泵前90983214897（6.25）67898（6.28）≥10萬（7.2）泵后7998328398（6.25）53297（6.28）≥10萬（7.2）井口5999328298（6.25）50899（6.28）≥10萬（7.2）M225

6.26泵前205963368998（6.27）90388（6.28）≥10萬（7.5）泵后138973356597（6.27）87598（6.28）≥10萬（7.5）井口141973359697（6.27）89389（6.28）≥10萬（7.5）MN1-21

7.3泵前86982413089（7.4）≥10萬（7.5）≥10萬（7.8）泵后96982415087（7.4）≥10萬（7.5）≥10萬（7.8）井口94982414587（7.4）≥10萬（7.5）≥10萬（7.8）W2-517.8泵前131982458998（7.9）90388（7.10）≥10萬（7.12）泵后116972446597（7.9）87598（7.10）≥10萬（7.12）井口103582443697（7.9）79389（7.10）≥10萬（7.12）平均泵前12316

35559

≥10萬泵后11813

35985

≥10萬井口9992

42810

≥10萬(2)中原油田現場試驗結果(2)、聚合物交聯影響因素（D）主劑濃度在注入初期,壓力明顯上升,達到一定程度后,基本保持恒定(2)中原油田現場試驗結果(2)、調剖前后壓力變化序號井號措施前注水情況措施后注水情況日注水m3油壓MPa日注水m3油壓MPa1W94-23014.470212W94-3551065133W305-357023.38013.24M22512215115MN1-2112014.88014.56M1-19809110137W2-518088098114836.611014.510W95-995011.5506.511W944016.8402612W95-9607.56511.513M159303.530614W94-3506501015M1930113014.516MC19602807平均5610.16412.9衛94-2井位于馬寨油田沙三下5層系，注水厚度21.8m/16層，注水壓力14.4MPa，注水量30m3，該井于03年2月13日施工，注入1000m3，施工最高壓力28.0MPa，最低壓力14.0MPa，施工后注水壓力21.0MPa，日注水量70m3。對應W94-4井，于2月27日開始見效，見效初始階段日增液15t，日增油4.5t，含水下降4個百分點，截止到8月底，累積增油1168t

(2)中原油田現場試驗結果(2)中原油田現場試驗結果第5節高溫高鹽下調剖體系現狀及存在問題1、收縮第5節高溫高鹽下調剖體系現狀及存在問題2、脫水第5節高溫高鹽下調剖體系現狀及存在問題高溫/高鹽/高溫高鹽條件下:1:膠體收縮程度更大更高2:脫水速度更快導致:化學堵水有效時間不長第5節高溫高鹽下調剖體系現狀及存在問題長鏈分子構象卷曲分子構象低溫低鹽高溫/高鹽/高溫高鹽第5節高溫高鹽下調剖體系現狀及存在問題為了得到一定強度(100000mPa.s)的凝膠體系:1:增大聚合物用量(濃度)成本增高2:增加交聯劑用量(濃度)交聯點個數,收縮程度大,脫水快3:增加分子間的交聯強度膠體收縮程度大,脫水速度快長鏈分子構象卷曲分子構象第5節高溫高鹽下調剖體系現狀及存在問題聚合物濃度脫水程度的影響含水體積百分率第5節高溫高鹽下調剖體系現狀及存在問題3、解決問題的思路1、采用具有立體空間網狀結構的聚合物，在高溫高鹽條件下，分子收縮程度小。溶液的粘度降低程度小些。2、采用有機交聯劑，降低分子間的作用力，減緩交聯體系的脫水時間和脫水速度，提高體系的長期穩定性。3、利用聚合物的立體空間網狀結構，減少交聯劑用量，減少交聯體系中的交聯點個數，減緩體系的脫水時間和脫水速度，提高交聯體系的長期穩定性。第5節高溫高鹽下調剖體系現狀及存在問題3、解決問題的思路1:使用有機交聯劑

常用無機交聯劑有:Al3+,Cr3+:

優點:交聯強度大.

缺點:膠體收縮程度大,脫水速度快常用無機交聯劑有:甲醛烏洛脫品等優點:交聯強度相對弱.膠體收縮程度小,脫水速度慢.

缺點:價格略貴第5節高溫高鹽下調剖體系現狀及存在問題疏水締合聚合物3、解決問題的思路2:使用新型聚合物1、采用分子之間具有相互作用,可以形成立體空間網狀結構的新型聚合物第5節高溫高鹽下調剖體系現狀及存在問題3、解決問題的思路2:使用新型聚合物把締合聚合物疏水基團在水中的疏水締合作用,視為事實上的交聯點,外加的交聯劑濃度將減少或使用有機交聯劑體系.這種交聯點是物理的作用,不會導致膠體的收縮與脫水,因此,有長期的穩定性.第5節高溫高鹽下調剖體系現狀及存在問題3、解決問題的思路2:使用新型聚合物第5節高溫高鹽下調剖體系現狀及存在問題3、解決問題的思路2:使用新型聚合物第5節高溫高鹽下調剖體系現狀及存在問題水平井堵水低滲、特低滲油田擴大波及體積裂縫或大孔道油層的調堵第6節油田調堵亟待解決的問題1、水平井堵水水平井增加了產層的泄油面積，可在低生產壓差下開發油藏，已成為加快產能建設、提高采油效率、增加可采儲量的重要技術手段。至2005年4月，美國水平井數量達到3100余口，占總井數的9.0％

；至2005年10月，中石油已累計完成水平井646口，2006年又提出了部署500口水平井，規模應用水平井的規劃。第6節油田調堵亟待解決的問題水平井堵水的必要性水平井出水主要有底水錐進、裂縫突進2種方式，受制于水平井的特殊井身結構，水平井見水后如不采取措施，含水將持續上升，嚴重制約其整體開發效果。潿洲11-4油田C4井位于該油田的C平臺，于1999年8月2日投產，自投產以來，產液量始終保持在310-320m3/d，無水采油期僅有14d。但是至2000年6月，產油量降至60m/d左右，含水率升至80％左右。隨著生產時間的推進，該井出現了底水脊進，于2001年12月發生水淹，含水率為99.9％，被迫關井。C平臺其他3口井也于1999年8月2日投產，后來因水淹于2001年12月被迫關井，整個平臺處于癱瘓狀態。第6節油田調堵亟待解決的問題水平井堵水的難點

1:井身結構復雜（篩管完井、水平段長）；邊、底水；

2:出水部位難以準確定位；

3:油藏條件復雜（非均質性、高溫、高鹽等）第6節油田調堵亟待解決的問題水平井堵水的難點

籠統注入，堵劑自然的流動選擇性差

高能位點水平井與直井堵水調剖劑注入選擇性比較第6節油田調堵亟待解決的問題水平井堵水的技術現狀

水平井堵水的研究，國內都是針對相對簡單的射孔完井水平井進行，立足于機械堵水管柱。

國外主要針對割縫襯管水平井進行。早期主要采用化學劑籠統注入法。90年代中期環空封隔技術（ACP）的提出為割縫襯管水平井堵水技術提供了新的思路。第6節油田調堵亟待解決的問題堵劑籠統注入

堵劑籠統注入是將堵劑籠統注入所有層段，由于水平井生產井段長，出水部位壓力高，籠統注入技術有其本身的局限性。相滲調整劑類堵劑封堵強度過低，易“返吐”，實施效果差；使用凝膠進行處理，凝膠易進入產層引起產能傷害。為最大限度保護產層，礦場實施了許多相應的輔助方法，如環空持壓法、暫堵法、過頂替法。第6節油田調堵亟待解決的問題實例1

新疆火燒山油田水平井堵水和調剖相結合：

（1）在注水井Ｈ1343采用雙液法交替注入大劑量的粘土懸浮液、聚合物溶液，用聚合物凝膠封口。（2）采用籠統注入凝膠體系對水平井進行堵水。施工后見到一定效果，至1996年12月底,累計增油286ｔ,減水2038m3,有效期227ｄ。第6節油田調堵亟待解決的問題實例2

樂安油田—蒸汽泡沫調剖和超細水泥-煤灰封堵技術：（1）蒸汽泡沫調剖技術。在發生汽竄的水平井實施5井次,成功率100%。（2）超細水泥煤灰封堵技術。該技術主要用于與水平井發生汽竄的蒸汽驅直井。在3井次試驗中取得了一定的效果。第6節油田調堵亟待解決的問題實例3

新疆石西油田—深井高溫底水封堵礦場試驗：

采用了三段塞（暫堵劑-改性栲膠凝膠主段塞-水泥封口段塞）籠統注入調剖技術，獲得較好效果。籠統注入堵水后，油井日增產原油4t～10ｔ,含水率下降6%～10%。第6節油田調堵亟待解決的問題存在問題

(1)資料報道的準確性和代表性（據調研的文獻資料，成功率和有效率為100%？？？）；

(2)礦場試驗的風險較大（尤其是籠統注入）；

(3)堵水劑的適應性（目前使用的基本上還是傳統的堵劑）。第6節油田調堵亟待解決的問題2、低滲、特低滲油田擴大波及體積

1：影響低滲透油田開發效果的主要因素

2：低滲、特低滲油田擴大波及體積的難點

3：低滲、特低滲油田的開發方式第6節油田調堵亟待解決的問題低滲、特低滲油田現狀及特點

我國低滲、特低滲油田的儲量很大，在鄂爾多斯盆地、松遼盆地，有很多低滲、特低滲油田正被開發。以吉林油田為例，截止2005年底，吉林油田已探明石油儲量11.3億噸，其中未動用低滲透儲量5.3億噸，占46%。低滲透、特低滲油田儲層性質差、滲透率低、產能低、豐度低，開發難度極大。第6節油田調堵亟待解決的問題

（1）影響低滲透油田開發效果的主要因素（1）油層孔喉細小，比表面積大、滲透率低；（2）滲流規律不遵循達西定律，具有啟動壓力梯度；（3）彈性能量小，利用天然能量方式開采壓力和產量下降快；（4）產油能力和吸水能力低，油井見注水效果緩慢；（5）油井見水后產液(油)指數大幅度下降。

第6節油田調堵亟待解決的問題（2）低滲、特低滲油田擴大波及體積的難點（1）堵劑的注入：由于滲透率很低（小于1×10－3μm2

，甚至更低），正常注水都很困難，一些粘度大的常規堵劑無法使用；（2）堵劑的強度：由于滲透率很低，生產壓差很大，需要堵劑的強度較高；（3）堵劑的適應性：由于低滲透油田大多儲層較深、油藏溫度較高、地層水礦化度較高，油藏條件較為苛刻，需要堵劑有較好的適應性。第6節油田調堵亟待解決的問題（3）低滲、特低滲油田的開發方式（1）油層改造后常規注水開發：滲透率相對高一些，可以通過壓裂、酸化等施工，增大儲層的滲透率，使用常規注水的方式進行開采；（2）注氣開發：滲透率很低，無法正常注水，只能注入氣體（多為二氧化碳），使用氣體混相驅或是非混相驅替的方式進行開采。第6節油田調堵亟待解決的問題油層改造后常規注水開發

由于儲層經過改造，一些常規的堵劑經過改性也能適用于此類注水開發的低滲透油田擴大波及體積。比如水玻璃類堵劑、聚合物凝膠類堵劑、栲膠類堵劑以及泡沫等。篩選堵劑關鍵是要評測堵劑的注入性、對油藏條件的適應性、封堵有效期以及封堵強度等。第6節油田調堵亟待解決的問題注氣開發這類油田滲透率極低，只能注氣開采。在注氣開采（比如注CO2

）的過程中，如何控制氣體的流度、擴大氣體的波及體積，是影響最終開發效果的一個關鍵性因素。目前常用的流度控制、擴大波及體積的技術有兩種：（1）水氣交替注入（WAG）；（2）泡沫。第6節油田調堵亟待解決的問題由于這兩種技術都要用到水，對于這種油田，在不改變油藏條件的前提下，水無法注入，因此，對于這類油田，這兩種技術都不適用。目前的堵劑基本上都是液體或固體，在這種條件下，也都不適用。第6節油田調堵亟待解決的問題（4）注氣開發特低滲透油田擴大波及體積的難點（1）堵劑的注入性：由于滲透率極低，常規堵劑都不適用，堵劑的注入是最大的難題；（2）堵劑的經濟性：由于常規堵劑都不適用，需要開發一些新的堵劑，這些新的堵劑在有合適注入性的前提下，大多經濟性不佳。第6節油田調堵亟待解決的問題研究建議（1）泡沫

對于注氣擴大波及體積，泡沫始終都是最好的方法，關鍵是如何將發泡劑帶入地層：改變溶劑，將發泡劑帶入地層；利用氣體的抽提效應；利用二氧化碳處于超臨界狀態時的效應。第6節油田調堵亟待解決的問題

（2）注入氣體（或氣態物質）

在氣竄通道發生反應、產生沉淀，來封堵氣竄通道。但是注入氣體，有個很大的問題，就是氣體的注入，需要功率很大的壓縮機用來補充液柱壓力損失。第6節油田調堵亟待解決的問題

（3）注入非水基物質

一些非水基物質可以與氣體，地層水或是儲層巖石產生沉淀，來封堵氣竄通道。但是這些非水基物質價格都很高，經濟上不合適。第6節油田調堵亟待解決的問題

3裂縫或大孔道油層的調堵第6節油田調堵亟待解決的問題第6節油田調堵亟待解決的問題

3裂縫或大孔道油層的調堵第6節油田調堵亟待解決的問題

3裂縫或大孔道油層的調堵第6節油田調堵亟待解決的問題

3裂縫或大孔道油層的調堵第6節油田調堵亟待解決的問題

3裂縫或大孔道油層的調堵第6節油田調堵亟待解決的問題

3裂縫或大孔道油層的調堵第6節油田調堵亟待解決的問題

3裂縫或大孔道油層的調堵堵劑方面與其它三采技術相結合第7節調堵的發展趨勢1、堵劑方面

（