1、2022-6-231底水油藏堵水技术进展及存在问题赵仁保赵仁保20062006年年1212月月2022-6-232目目 录录一、引言一、引言二、底水油藏的开采特征二、底水油藏的开采特征三、出水的原因及类型三、出水的原因及类型四、堵水技术现状及存在的问题四、堵水技术现状及存在的问题五、进展简介五、进展简介2022-6-233从世界范围来说，目前油井平均含水83.3%。世界石油储量的50%分布在碳酸盐岩储层中。根据流体在不同类型储集空间的流动特点，碳酸盐岩储集层可划分为裂缝孔隙型、溶蚀晶洞孔隙型、粒间或晶间孔隙型和混合孔隙型等4种类型。 油井生产见水后，含水率迅速上升，加速油藏的衰竭，会导致过早的
2、废弃，产量也会迅速下降，甚至损失储量，严重影响油田的生产，急需研究解决。 2022-6-234我国自50年代开始进行堵水技术的探索和研究，1957年，玉门老君庙油田开始了水层的封堵工作。上世纪八十年代，又提出了以调整、改善一个井组或一个区块的注水波及效率为目的的整体调剖思路，并在许多油田进行了试验和推广，取得了显著的成效。上世纪九十年代以来，大剂量注入的油藏深部调剖（或调驱）技术引起了研究者的注意。油藏深部液流转向概念的出现以及各种凝胶体系的研究是提高采收率领域中的研究热点，如曾经引起国内外广泛关注的胶态分散凝胶调驱技术；但由于对其机理的认识仍不十分清楚，在某些方面存在很大的争议。2022-6
3、-235 （1）底水油气藏开发过程中最显著的特点之一就是底水的脊进，在井周围形成水脊（或水锥）。2022-6-236 （2）当水锥在井底突破之后，油井即产水。由于射孔井段离底水的距离较近，因此，与边水油藏相比，开采底水油藏的油井往往见水较早。见水早，无水采油期短，是底水油藏开发过程中的第二个显著特点2022-6-237（3）油井见水之后，含水率快速上升，而日产油量则快速下降，这是底水油藏开发过程中的第三个主要特征。2022-6-238（4）底水油藏的可采储量一半以上都是在中高含水阶段采出的，采油成本通常相对较高；而边水油藏的可采储量一半以上则是中低含水阶段采出的，采油成本通常相对较低。2022
4、-6-239底水底水边水边水裂缝裂缝高渗透层高渗透层套管漏失套管漏失管外窜流管外窜流两两个个因因素素油藏条件油藏条件井身结构井身结构（主要因素）（主要因素）2022-6-23102022-6-2311高渗透带常高渗透带常产生径向流产生径向流裂缝经常产生线裂缝经常产生线性流或线状出水性流或线状出水q/pkh/141.2ln(re/rw)流量流量(产量产量)计计算公式算公式q/pkh/141.2ln(re/rw)2022-6-23122022-6-2313底水脊进底水脊进两种类型两种类型裂缝突进裂缝突进曲面状出水：油井严重水淹，油井变水井 点状出水：含水上升相对缓慢线状出水：含水上升很快，产油明显
5、下降一个月甚至几天之内，产水急增，产油骤减2022-6-2314裂缝、裂缝网络形成的水锥溶蚀孔或缝洞通道形成的窜流通道2022-6-2315底水没有发生侵入时的油藏底水没有发生侵入时的油藏底水侵入时的油藏底水侵入时的油藏当油水的流度当油水的流度w o 2022-6-2316油水不同层油水不同层水泥隔板水泥隔板即硬隔板即硬隔板解决方法目前较普遍采用的方法有：机械卡堵、水泥隔板、注入泥浆（或粘土）目前较普遍采用的方法有：机械卡堵、水泥隔板、注入泥浆（或粘土）颗粒、乳状液、水玻璃凝胶；颗粒、乳状液、水玻璃凝胶；较成功的方法有：地下聚合体系、交联聚合物溶液、硅酸盐凝胶等。较成功的方法有：地下聚合体系、
6、交联聚合物溶液、硅酸盐凝胶等。2022-6-2317底水底水保护段塞保护段塞+凝胶凝胶即软隔板即软隔板解决方法2022-6-2318油水同层油水同层凝胶软隔板凝胶软隔板解决方法2022-6-2319可动凝胶的形态可动凝胶的形态2022-6-2320堵水剂的分类堵水剂的分类 2022-6-2321找到合适的化学剂：具有较强的油、水选择性，合成生产方找到合适的化学剂：具有较强的油、水选择性，合成生产方便，化学性能稳定，适应性强，施工工艺简单。便，化学性能稳定，适应性强，施工工艺简单。解决方法价格昂贵价格昂贵适用的油藏化学环境太窄适用的油藏化学环境太窄 选择性不强，堵住了水，但同时油的产选择性不强，
7、堵住了水，但同时油的产 量也下降了，没有经济效益量也下降了，没有经济效益 不能推广的原因问题：提出了几十种有机、无机化学剂，没有一种选择性较好的堵水剂得到广泛 的应用2022-6-2322高温堵剂评价程序及高温堵剂评价程序及评价的关键参数评价的关键参数充分成胶时充分成胶时的时间确定的时间确定热稳定性评价热稳定性评价水相渗透率的水相渗透率的降低性能评价降低性能评价2022-6-2323耐高温堵剂主体材料的配方组成耐高温堵剂主体材料的配方组成HTCP“C”名称名称丙烯酰胺（丙烯酰胺（%mol ）AMPS（%mol）N-N,DMA（ %mol ）C-1104545C-2205030C-3157015
8、C-4203050名称名称丙烯酰胺（丙烯酰胺（ %mol ）AMPS（ %mol ）B-12080B-21090B-31585耐高温堵剂主体材料的配方组成耐高温堵剂主体材料的配方组成HTCP“B”2022-6-2324HTCP“B-1”体系在填沙管中的成胶情况体系在填沙管中的成胶情况(a)HTCP“C2”在在砂岩中的成胶情况砂岩中的成胶情况（a）2KCl, pH=10.682%活化剂活化剂PEI（b）10KCl, pH=92%活化剂活化剂PEI（a）2KCl, pH=10.681%活化锆活化锆(b)HTCP“C2”在碳在碳酸盐岩中的成胶情况酸盐岩中的成胶情况2022-6-2325条件条件1填沙
9、管填沙管2填沙管填沙管聚合物体系聚合物体系HTCP“B-1”HTCP“B-1”测试温度测试温度176.7176.7成胶实验温度成胶实验温度148.9148.9液测渗透率液测渗透率242.6mD689.4mD残余油下的水相有效渗透率残余油下的水相有效渗透率52.3mD148.5mD最终渗透率最终渗透率0.02mD0.05mD1天后渗透率下降百分数天后渗透率下降百分数99.999.97天后渗透率下降百分数天后渗透率下降百分数10.524.8堵剂封堵性能评价堵剂封堵性能评价聚合物热稳定性差引起堵水效果变差聚合物热稳定性差引起堵水效果变差2022-6-2326HTCP“B-1”的成胶特性的成胶特性20
10、22-6-2327条件条件1填沙管（砂岩）填沙管（砂岩） 2填沙管（碳酸盐岩）填沙管（碳酸盐岩）聚合物体系聚合物体系HTCP“C-2”HTCP“C-2”测试温度测试温度176.7176.7成胶实验温度成胶实验温度148.9148.9液测渗透率液测渗透率951.3mD509.2mD残余油下的水相有效渗透率残余油下的水相有效渗透率331.7mD129.2mD最终渗透率最终渗透率0mD0mD1天后渗透率下降百分数天后渗透率下降百分数1001007天后渗透率下降百分数天后渗透率下降百分数100100（强度有所增大）（强度有所增大）堵剂封堵性能评价堵剂封堵性能评价2022-6-2328HTCP“C-2”
11、的成胶特性的成胶特性2022-6-2329从目前调剖从目前调剖堵水的整个发展过程来看，它的进步体现在以下几个方面：堵水的整个发展过程来看，它的进步体现在以下几个方面：（1）该技术着眼点由初期的单井向井组、区块化发展：即由初期的油井）该技术着眼点由初期的单井向井组、区块化发展：即由初期的油井堵水向水井调剖、区块整体调剖方向上发展。堵水向水井调剖、区块整体调剖方向上发展。（2）小剂量段塞深部调剖技术思路的提出：调剖技术发展初期，由于只）小剂量段塞深部调剖技术思路的提出：调剖技术发展初期，由于只是解决单井以及近井问题，因此小剂量的工作液满足了当时需要，但效是解决单井以及近井问题，因此小剂量的工作液满
12、足了当时需要，但效果有限。后来由于要解决整个区块问题，在现有的技术水平下，大剂量果有限。后来由于要解决整个区块问题，在现有的技术水平下，大剂量注入的思路一开始就普遍被认可，但成本较高。为了解决深部调剖效果注入的思路一开始就普遍被认可，但成本较高。为了解决深部调剖效果和成本之间的矛盾，小剂量段塞的精确设计是一条非常有意义的技术思和成本之间的矛盾，小剂量段塞的精确设计是一条非常有意义的技术思路。路。（3）油藏认识的深入：现在的调剖措施中，工作液类型的选择及注入量）油藏认识的深入：现在的调剖措施中，工作液类型的选择及注入量的设计比以往任何时候更加依赖于对油藏的认识，尤其对小计量段塞，的设计比以往任何时候更加依赖于对油藏的认识，尤其对小计量段塞，这是调剖措施成功的前提。这是调剖措施成功的前提。（4）集成技术的应用：由于调剖措施频繁，其效果必然变差，促使了调）集成技术的应用：由于调剖措施频繁，其效果必然变差，促使了调剖技术与其它技术的联合使用，如堵水调剖联作、堵水酸化联作、剖技术与其它技术的联合使用，如堵水调剖联作、堵水酸化联作、堵水压裂联作等。堵水压裂联作等。2022-6-2330
