油井堵水技術(shù)

1、1 油井堵水技術(shù) 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、油井堵水的存在問題 五、油井堵水的發(fā)展趨勢(shì) 六、結(jié)論 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、油井堵水的存在問題 五、油井堵水的發(fā)展趨勢(shì) 六、結(jié)論 4 一、油井堵水的概念 油井堵水是指從油井控制水的產(chǎn)出。 油井堵水的目的是提高水驅(qū)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、油井堵水的存在問題 五、油井堵水的發(fā)展趨勢(shì) 六、結(jié)論 6 二、油井堵水的重要性 油水井間壓力分布曲線 調(diào)剖空間：曲線拐點(diǎn)至注水井這一側(cè)。 堵水空間：曲線拐點(diǎn)至油井這一側(cè)。

2、注水井油井 堵水空間 調(diào)剖空間 拐點(diǎn) 7 在調(diào)剖空間和堵水空間任何位置放置 堵劑，引起高滲透層封堵，都可改變注入 水的液流方向，提高水驅(qū)波及系數(shù)從而提 高水驅(qū)采收率。 8 堵水空間與調(diào)剖空間大小相當(dāng)，說明 油井堵水與注水井調(diào)剖在提高水驅(qū)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、油井堵水的存在問題 五、油井堵水的發(fā)展趨勢(shì) 六、結(jié)論 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 如用測(cè)井組合圖、產(chǎn)液剖面、井溫、碳氧比、 抽汲等方法找水。 2. 卡層 如用下封隔器、填砂等方法卡層。 3. 注入堵

3、水劑 主要為非選擇性堵水劑，如粘土-水泥等。 12 不找水堵水法 用選擇性堵劑和選擇性注入法堵水。 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、油井堵水的存在問題 五、油井堵水的發(fā)展趨勢(shì) 六、結(jié)論 14 四、油井堵水的存在問題 1. 成功率低； 2. 增產(chǎn)效果差； 3. 有效期短。 15 油井堵水存在問題的產(chǎn)生原因 1）油井堵水單井進(jìn)行； 2）油井堵劑主要設(shè)置在近井地帶； 3）堵水劑選擇性注入工藝不配套； 4）油井堵水未與其他措施有機(jī)地結(jié)合起來。 16 對(duì)存在問題的克服，將促 使油井堵水形成5個(gè)發(fā)展趨勢(shì)。 17 一、油井堵水的概念 二、油井堵水的重要性 三、油井堵水

4、的方法 四、油井堵水的存在問題 五、油井堵水的發(fā)展趨勢(shì) 六、結(jié)論 18 五、油井堵水的發(fā)展趨勢(shì) 1. 油井區(qū)塊整體堵水； 2. 深部堵水； 3. 選擇性堵水； 4. 能控制不同來水的堵水； 5. 與其他措施有機(jī)結(jié)合的堵水。 19 1. 油井區(qū)塊整體堵水 油井區(qū)塊整體堵水存在整體效應(yīng)。 整體效應(yīng)是指通過區(qū)塊整體堵水，將水 從高滲透層的出水口全部控制后所產(chǎn)生 的效應(yīng)。 油井單井堵水必將向油井整體堵水的方 向發(fā)展。 20 油井區(qū)塊整體堵水可用wi決策技術(shù) 21 油井產(chǎn)液中含水率隨時(shí)間的變化 t2 t t1 fw 2 1 d t t w tf 12 2 1 d tt tf wi t t w wi油井產(chǎn)

5、液中的含水率上升指數(shù)；fw油井產(chǎn)液中的含水率； t1統(tǒng)計(jì)開始時(shí)間（按月或按季度） ；t2統(tǒng)計(jì)結(jié)束時(shí)間（按月或按季度） 。 22 wi值對(duì)油井堵水的指導(dǎo)意義 1）wi值越大，油井水侵速度越快，該井越 需要堵水； 2）wi值越大，油井堵水需要堵水劑的強(qiáng)度 越大，可為油井堵水選擇堵水劑提供依據(jù)； 3）wi值越大，油井堵水需要堵水劑量越多， 可為油井堵水計(jì)算堵水劑用量建立新的方法。 23 五、油井堵水的發(fā)展趨勢(shì) 1. 油井區(qū)塊整體堵水； 2. 深部堵水； 3. 選擇性堵水； 4. 能控制不同來水的堵水； 5. 與其他措施有機(jī)結(jié)合的堵水。 24 2. 深部堵水 近井堵水的發(fā)展趨勢(shì)是遠(yuǎn)井堵水， 即深部堵水

6、。 25 說明深部堵水為油井堵水發(fā)展趨勢(shì)的試驗(yàn) 26 1-計(jì)算機(jī)；2-微量泵；3-模型；4-攝像機(jī)；5-電視機(jī) 可視化驅(qū)油裝置 27 注入井； 油井 平板模型放置堵劑的位置 3 1 2 4 5 28 堵劑放置位置對(duì)采收率的影響 堵劑放置的位置 波及系數(shù)102 29 油井深部堵水用的堵水劑 1.雙液法堵水劑 如水玻璃-氯化鈣 2.不同失去流動(dòng)性的堵水劑 如不同成凍時(shí)間的鉻凍膠 30 （60，圖中數(shù)字為成凍時(shí)間，單位為h） 1102凍膠 w(100)102 w (102（）)102 0.10.20.30.40.50.6 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 500400258188164140

7、5004002101549783 5004001881408363 5004001771408355 500400300977555 w (103)102 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 600500400300 600500400321296 500335310272228204 500310296285216193 400228193182158148 w(100)102 0.2 0.4 0.6 0.8 1.0 1.2 2103凍膠 埕東油田埕15塊凍膠的成凍時(shí)間等值圖 31 成凍時(shí)間 編號(hào) dh 配方 14960.40% yg100 + 0.12% yg102(i) *+ 0.4

8、8% 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% yg103 5122880.40% yg100 + 0.76% yg103 6143360.40% yg100 + 0.40% yg103 7163840.30% yg100 + 0.82% yg103 8184320.30% yg100 + 0.72% yg103 9204800.30% yg100 + 0.

9、64% yg103 10256000.30% yg100 + 0.40% yg103 * yg102(i)的用量為 yg102(ii)的 1/4。 * yg102(ii)的用量由圖 5 得出。 埕東油田埕15塊不同成凍時(shí)間的凍膠配方 32 五、油井堵水的發(fā)展趨勢(shì) 1. 油井區(qū)塊整體堵水； 2. 深部堵水； 3. 選擇性堵水； 4. 能控制不同來水的堵水； 5. 與其他措施有機(jī)結(jié)合的堵水。 33 3. 選擇性堵水 選擇性堵水是油井堵水的重要發(fā)展趨勢(shì)。 選擇性堵水是不找水堵水的技術(shù)依據(jù)。 選擇性堵水的技術(shù)關(guān)鍵： 1. 使用選擇性堵水劑； 2. 建立選擇性注入方法。 34 選擇性堵水劑 選擇性堵水劑

10、是指對(duì)水和油有不同流動(dòng)阻力的 化學(xué)劑。 重要的選擇性堵水劑包括聚丙烯酰胺及其凍膠、 泡沫、松香皂、烴基鹵代甲硅烷、聚氨酯、活 性稠油、水包稠油和偶合稠油等。 聚丙烯酰胺及其凍膠選擇性堵水機(jī)理由堵水劑 對(duì)油水有不同滲透率產(chǎn)生。 35 聚丙烯酰胺選擇性堵水機(jī)理 36 選擇性注入方法 1）由地層滲透率差異產(chǎn)生的選擇性注入方法； 2）由相滲透率差異產(chǎn)生的選擇性注入方法； 3）由高壓注水產(chǎn)生的選擇性注入方法； 4）由對(duì)應(yīng)注水井關(guān)井泄壓產(chǎn)生的選擇性注入方法； 5）由低注入速度產(chǎn)生的選擇性注入方法。 37 由地層滲透率差異 產(chǎn)生的選擇性注入方法 因高含水層一般為高滲透層，堵水劑必然 優(yōu)先進(jìn)入高滲透層。 38

11、 由相滲透率差異 產(chǎn)生的選擇性注入方法 油井堵水劑通常為水基堵水劑，水基堵水劑 將優(yōu)先進(jìn)入含水飽和度高的高滲透層。 39 kro油（非潤(rùn)濕相）的相對(duì)滲透率；krw水（潤(rùn)濕相）的相對(duì)滲透率； sor剩余油飽和度；swr束縛水飽和度 相對(duì)滲透率曲線 40 由高壓注水 產(chǎn)生的選擇性注入方法 堵水前，高壓向油層注入一定量的水，使中 低滲透層升壓，從而使堵水劑優(yōu)先進(jìn)入低壓的高 滲透層。 41 由對(duì)應(yīng)注水井關(guān)井泄壓 產(chǎn)生的選擇性注入方法 對(duì)應(yīng)注水井關(guān)井后，高滲透層壓力比中低滲 透層壓力下降快，堵水劑將優(yōu)先進(jìn)入低壓的高滲 透層。 42 由低注入速度 產(chǎn)生的選擇性注入方法 以低注入速度注入的堵水劑將優(yōu)先進(jìn)入流

12、動(dòng) 阻力最小的高滲透層。 43 五、油井堵水的發(fā)展趨勢(shì) 1. 油井區(qū)塊整體堵水； 2. 深部堵水； 3. 選擇性堵水； 4. 能控制不同來水的堵水； 5. 與其他措施有機(jī)結(jié)合的堵水。 44 4. 建立不同來水的控制技術(shù) 底水、邊水和注入水是油田開發(fā)的能 量來源，但它們都不可避免地要從油井產(chǎn) 出，因此建立不同來水的控制技術(shù)是油井 堵水發(fā)展的一個(gè)必然趨勢(shì)。 45 底水控制技術(shù) 1）沿底水入侵通道注入水基堵水劑； 2）將水基堵水劑頂替至油水界面附近； 3）水基堵水劑的作用控制了底水的入侵。 46 水平井底水脊進(jìn)控制示例 c4 c4 c3 c3 c2 c2 c1 c1 c 平臺(tái) 960 970 950

13、 970 960 950 980 潿11-4油田井位圖 47 潿洲11-4油田c4井的采油曲線 c4 井 采 油 曲 線 井 采 油 曲 線 0 50 100 150 200 250 300 350 400 99-05- 20 99-08- 28 99-12- 06 00-03- 15 00-06- 23 00-10- 01 01-01- 09 01-04- 19 01-07- 28 01-11- 05 時(shí)間（天） 日產(chǎn)油量（m3) 60 70 80 90 100 110 含水率（%） 產(chǎn)液量 產(chǎn)油量 測(cè)試含水 率 日產(chǎn)量(m3) 含水率(%) 時(shí)間 ( 年-月-日 ) 48 c4井水淹原因

14、1） 油層厚度薄（5.90 m），油井水平段 最低離油水界面(-968.00 m)僅3.19 m； 2） 油層底部無致密層； 3） 油層縱向不均質(zhì)； 4） 采油速度高，生產(chǎn)壓差大。 49 控制c4井底水脊進(jìn)的方法 用水基凍膠堵劑。該堵劑可沿底水脊進(jìn)的通 道，經(jīng)過油層進(jìn)入底水層，再用過頂替液（聚合 物溶液）將油層中的堵劑過頂替出油層，為產(chǎn)油 留下通道，同時(shí)在油層與底水層之間形成不滲透 層，抑制底水脊進(jìn)。 50 1）遠(yuǎn)井地帶堵水劑 0.30% yg100 + 0.60% yg103 2）過渡地帶堵水劑 0.40% yg100 + 0.10% yg102(i) + 0.40% yg102(ii) 3

15、）近井地帶堵水劑 0.40% yg100 + 0.10% yg101(i) + 0.2% yg101(ii) 三種堵水劑的體積比為 321。 堵水劑配方 51 遠(yuǎn)井地帶堵水劑：384.0 m3 過渡地帶堵水劑：256.0 m3 近井地帶堵水劑：128.0 m3 過頂替液：614.0 m3 工作液用量 52 c4井的堵水效果 時(shí)間 產(chǎn)液量 (m3d-1) 產(chǎn)油量 (m3d-1) 含水率 (%) 施工前 2001 年 6 月 300 0 100 2003 年 1 月 1 日 191.3 16.3 91.5 2003 年 1 月 10 日 223.2 19.2 91.4 2003 年 1 月 22

16、日 291.3 23.3 92.0 2003 年 2 月 9 日 294.8 24.8 91.6 2003 年 3 月 27 日 300.0 27.4 90.9 2003 年 4 月 20 日 289.0 25.3 91.3 施工后 2003 年 5 月 8 日 2003 年 6 月 2 日 2003 年 11 月 7 日 293.0 296.0 301.2 25.0 25.1 19.3 91.5 91.5 93.6 53 c4井施工后，c1井、c2井和c3井也收到堵 水效果，c平臺(tái)上4口水平井都恢復(fù)了生產(chǎn)，最高 產(chǎn)量時(shí)4口水平井日產(chǎn)油量總和為147.1 m3。 54 縫洞油藏底水控制示例 1

17、. lg101-2井 2. lg101-4井 55 試驗(yàn)井在輪南油田的位置 lg101-2井在輪南油田的位置 56 含水率大幅度升高原因 主要由于酸壓，將產(chǎn)油層與底水層溝通。 57 高溫高鹽選擇性堵劑 1. 熱敏（能熱固）； 2. 鹽敏（能鹽固）； 3. 鈣鎂敏（遇鈣鎂生成沉淀）； 4. 底水敏（優(yōu)先進(jìn)入底水層）。 58 輔助工作液 1. 封口液 為高強(qiáng)度固化體系。 2. 過頂替液 為聚合物濃溶液。 59 施工工藝 1. 注淡水； 2. 注選擇性堵劑； 3. 注封口液； 4. 注過頂替液。 60 lg101-2井工作液用量 淡水：100 m3； 選擇性堵劑：58 m3 ； 封口液：35 m3

18、； 過頂替液：60 m3 。 61 lg101-2井控制底水上竄效果 lg101-2井控制底水上竄效果 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 7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（%） 關(guān)井 施工前含水率 施工后含水率 62 lg101-4井工作液 淡水：100 m3； 選擇性堵劑：72 m3 ； 封口液：35 m3 。 63 注封口液時(shí)壓力計(jì)和泵出現(xiàn)故障， 封口液在井筒沉積，引起油層堵塞。處 理后，生產(chǎn)已恢復(fù)。 64 lg101-4井控制底水上竄效果 生產(chǎn)情況 時(shí)間 日產(chǎn)液（m3d-1） 日產(chǎn)油（td-1） 含水率（%

19、） 施工前 2003 年 8 月 16 日 70.0 10.0 85.7 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 44.4 116.3 186.2 168.0 40.0 92.0 147.0 151.0 9.8 21.0 21.0 10.1 65 邊水控制技術(shù) 1）按wi值判斷邊水入侵方向； 2）在邊水入侵方向上布井，注入堵水劑， 封堵高滲透層，控制邊水入侵。 66 邊水入侵控制示例 高104-5區(qū)塊的含水率上升指數(shù)等值圖 67 工作液配方 凍膠體系配方： 弱凍膠： 0.40%聚丙烯酰胺+0.09%重鉻酸鈉

20、+0.16%亞硫酸鈉 強(qiáng)凍膠： 0.60%聚丙烯酰胺+0.09%重鉻酸鈉+0.16%亞硫酸鈉 固化體系配方： 低度固化體系8.0% 鈣土 + 8.0% 水泥 高度固化體系12.0% 鈣土 + 12.0% 水泥 68 工作液用量 凍膠體系共注17788.0 m3 固化體系共注1224.1 m3 69 高104-5區(qū)塊12口見效油井日產(chǎn)油曲線 高104-5區(qū)塊控制邊水入侵效果 70 注入水的控制技術(shù) 1. 對(duì)應(yīng)注水井關(guān)井泄壓； 2. 高壓注水,使用低滲透層升壓； 3. 低注入速度下注水基堵水劑； 4. 用低流度過頂替液將堵劑過頂替至 離井眼 3 m以外； 5. 關(guān)井； 6. 恢復(fù)生產(chǎn)。 71 喇8

21、-p191井注入水控制井例 1. 對(duì)應(yīng)注水井關(guān)井泄壓； 2. 高速注水使中低滲透層升壓； 3. 注選擇性堵劑； 4. 注過頂替液。 72 喇8-p191井控制注入水的效果 生產(chǎn)情況 時(shí)間 日產(chǎn)液（m3d-1） 日產(chǎn)油(td-1) 含水率（%） 施工前 2003 年 9 月 10 日 116.0 1.6 98.6 2003 年 10 月 3 日 41.0 3.0 92.7 2003 年 10 月 8 日 40.0 3.0 92.5 2003 年 10 月 13 日 38.0 3.0 92.1 2003 年 10 月 16 日 40.0 3.7 90.8 2003 年 10 月 25 日 39.0

22、 3.7 90.6 2003 年 11 月 3 日 39.0 4.0 89.7 2003 年 11 月 14 日 40.0 4.0 90.0 施工后 2003 年 11 月 19 日 38.0 4.0 89.5 73 五、油井堵水的發(fā)展趨勢(shì) 1. 油井區(qū)塊整體堵水； 2. 深部堵水； 3. 選擇性堵水； 4. 能控制不同來水的堵水； 5. 與其他措施有機(jī)結(jié)合的堵水。 74 油井堵水與其他措施的結(jié)合 油井堵水與其他措施在作用上的互補(bǔ)，產(chǎn)生 了它們的有機(jī)結(jié)合，這是油井堵水發(fā)展的另一個(gè) 必然趨勢(shì)。 75 油井堵水與其他措施的結(jié)合技術(shù) 1）油井堵水與酸化的結(jié)合技術(shù) 2）油井深部堵水與注水井深部調(diào)剖的 結(jié)合技術(shù) 3）油井堵水與化學(xué)劑吞吐的結(jié)合技術(shù) 76 油井堵水與酸化的結(jié)合技術(shù) 1）先酸化后堵水 恢復(fù)地層原有滲透率。 2）先堵水后酸化 解除中低滲透層的污染。 77 油井深部堵