油田调剖堵水 Word 文档.docx

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油田调剖堵水

1.研究的目的和意义：

油井出水是油田（特别是注水开发油田）发过程中普遍存在的问题。

由于地层原生及后生的非均质性、流体流度差异以及其他原因（如作业失败、生产措施错误等）,在地层中形成水流优势通道,导致水锥、水窜、水指进,使一些油井过早见水或水淹,水驱低效或无效循环。

堵水调剖技术一直是油田改善注水开发效果、实现油藏稳产的有效手段。

我国堵水调剖技术已有几十年的研究与应用历史,在油田不同的开发阶段发挥着重要作用。

但油田进入高含水或特高含水开采期后,油田水驱问题越来越复杂,堵水调剖等控水稳油技术难度及要求越来越高,推动着该技术领域不断创新和发展,尤其在深部调剖（调驱）液流转向技术研究与应用方面取得了较多新的进展,在改善高含水油田注水发效果方面获得了显著效果。

油井出水会严重影响油田的经济效益,使经济效益好的井降为无工业价值的井。

这从两个方面表现出来,一方面降低油气产量,另一方面增加地面作业成本,由此可见,堵水工作是各个油田发中的紧迫任务,也是油田化学工作者研究的主要课题之一。

吸水剖面与调剖 ：

对于注水井，由于地层的非均质性，地层的每一层的吸水量都是不平衡的，每一层的每一部分的吸水量都是不同的，这反映在吸水剖面上。

地层吸水的不均匀性，为了提高注入水的波及系数，需要封堵吸水能力强的高渗透层，称为调剖。

产液剖面与堵水。

对于油井，由于地层的非均质性，每一层与每一层的不同部分，产油量与含水率都不一定相同，其产液剖面是不均匀的。

封堵高产水层，改善产液剖面，称为堵水。

堵水能够提高注入水的波及系数。

堵水的成功率往往取决于找水的成功率。

除了直接测定产液剖面外，还可以利用井温测井等方法来确定出水层位。

化学驱是一类行之有效的提高采收率方法，其主要包括聚合物驱、碱/聚合物驱、碱/表面活性剂/聚合物驱等随着三次采油（三元复合驱）的不断开采，大庆油田在开发后期，由于储层的非均质性，特别是中高渗透油层已形成了注水特大孔道，其孔喉半径超过25µm，对这种特大孔道的封堵是非常困难的，注入液很容易突破封堵带，按照原本的注水通道流串到采油井，从而造成了调剖增油量低，调剖剂有效时间短等一系列不利于开采的现象出现。

而目前多数聚合物调剖剂结构在高碱、高温和高矿化度等油藏条件下容易发生变化，在高PH值的环境下其酰胺基团水解，相对分子质量降低以及分子形态变化，导致溶液粘度降低开采效果不好。

其中聚丙烯酰胺由于对油、水分别有不同的选择性而在油田调剖堵水应用中使用最为广泛，但也由于其在水中易水解、地层中的吸附性较大、剪切稳定性和热稳定性较差等因素，一直以来是聚丙烯酰胺调剖堵水体系研究中的难题。

还有现有的调剖剂在三元（碱、表面活性剂、聚合物）介质中易被老化降解，因而失去调剖地层封堵孔喉的作用。

而现在的油藏介质环境PH值普遍偏高，一般的调剖剂在碱性条件下（pH值在7～10）更易发生降解。

因此为了油田采油产量的稳定，提高采收率，保证三次采油的经济性，研制出新型耐碱型三元复合驱油层调剖剂势在必行。

随着三元复合驱的工业化应用，大庆油田由于油层中渗透率的差异，地层的不均匀性使注入液沿着高渗透孔道进入油井，使三元驱替油层也存在着驱替液的“短路”问题，并且在已经工业化的三元复合驱的油层中，问题已经初现端倪，因此为了改善吸液剖面，提高三元复合驱的波及效率，降低采出液的含水量，需要在注液井中注入微细颗粒材料或高强度的聚合物凝胶，对这些高渗透层进行封堵，促使注入水由高渗透部位转向进入中、低渗透部位，以达到调整剖面的目的。

现在油田常见的调剖剂主要是生物黄原胶类及聚合物凝胶。

这类调剖剂在高矿化度、高碱度环境介质中存在着以下几方面的问题：

一是在高矿化度高盐的条件下，部分水解聚丙烯酰胺（HPAM）溶液的增粘能力明显下降，Ca2+、Mg2+等阳离子在一定条件下可与聚丙烯酰胺（HPAM）分子链上的羧基发生化学反应产生沉淀；二是聚丙烯酰胺（HPAM）溶液在碱性条件下容易水解，水解后粘度将急剧降低，根本起不到调剖作用。

并且由于低分子量的聚丙烯酰胺（HPAM）与沉淀物的剩余，可能对地层造成堵塞进而伤害地层。

二是无论是聚丙烯酰胺（HPAM）还是黄原胶的对温度的抵抗性能都较差，随着温度的升高，聚丙烯酰胺（HPAM）的水解速度也在增加，当温度超过60℃时，黄原胶就会发生降解。

由此可知，聚丙烯酰胺（HPAM）和黄原胶在性能上都有明显的不足，针对以上这些缺陷，国内外研究者为了改善聚丙烯酰胺（HPAM）溶液的耐温抗盐性，对聚合物驱油调剖剂的增粘作用机理、热降解和耐盐性机理以及聚合物的结构与耐温、耐盐性能的关系作了大量研究工作，以期研制出具有优良耐盐性的聚合物驱油调剖剂。

2调剖剂研究现状

我国90年代中后期，由于水驱油田逐渐进入高含水开采期，近井调堵效果越来越差，大剂量深度调剖、调驱技术开始获得研究及应用，“九五”以来，研究重点则集中在深部液流转向改善水驱效果的深度调剖技术的研究与应用方面，尤其对调驱剂、调驱机理的研究等。

使得我国的调堵技术的发展经历了以油井堵水为主阶段、注水井调剖为主阶段、以调堵为主的区块整体综合治理阶段及目前的以油藏深部液流转向为主阶段。

调堵机理也由早期的强堵剂形成的物理屏障式堵塞改变地层纵向吸水剖面或产液剖面机理，发展到今天的利用预交联凝胶颗粒和弱凝胶的“变形虫”和“蚯蚓虫”的流动和运移机理改变油藏内部长期水驱形成定势的流线场、压力场分布使深部流体转向提高水驱开发效果的作用机理。

我国油田化学堵水调剖剂以交联聚合物凝胶类堵剂为最多，占2/3多的份额。

这些调堵剂因其性能及作用机理的不同可分别适用于近井调堵剂、大剂量深部调堵剂、深部调驱液流转向剂。

对这些在用的调堵剂体系按性能及作用机理可分为十大类：

水泥类、交联聚合物冻胶类、树脂类、颗粒类、泡沫类、改变岩石表面润湿性类、沉淀类、酸化解堵类、微生物类、复合类。

随着注水时间增加，水驱矛盾也随之加大，再加之层内矛盾，近井调剖效果已不能满足作业要求，以增大处理半径为目标的大剂量延迟交联调剖剂便迅速获得发展，但地层水的稀释、聚合物的吸附使其组分损失，长时间在地层条件下动态运移、众多的不确定因素使调剖剂在水驱油田高含水开采期的成胶性能难以保证，加之经济及技术上的限制，延迟交联不再被认可。

于是方便有效的预交联凝胶颗粒深度调剖（调驱）剂及弱凝胶调剖（调驱）剂的出现及成功应用，使一般意义上的地层吸水调剖调整扩展到了改善油藏深部压力场及流线场分布使深部流体转向提高水驱开发效果。

3.堵水调剖机理

堵水是控制油水比或控制产水,实质上是改变水在地层中的渗透规律,堵水工艺根据施工对象的不同可以分为油井堵水和水井调剖,其目的是补救油井的固井技术状况和降低水淹层的渗透率从而提高油层的采收率。

一般的堵水剂是指用于生产井堵水处理剂,调剖剂是注水井调整吸水剖面的处理剂。

油田中采用的堵水法有机械堵水法和化学堵水法两类。

化学法堵水是通过化学堵水剂的化学作用对出水层进行堵塞;机械法堵水法是用分隔器将出水层位在井筒内卡开从而阻止水流人井内。

根据堵水剂对油层和水层的堵塞作用化学堵水可分为非选择性堵水和选择性堵水,根据施工要求还有永久堵和暂堵。

非选择性堵水是堵剂在油井层中能够同时封堵油层和水层的化学剂,选择性堵水是指堵剂只与水起作用并不与油起作用,因此只在水层造成堵塞而对油层影响甚微。

堵水调剖剂技术要在油田应用中获得成功并且产生效益,除了有好的堵剂外还必须深人研究油藏及处理工艺,三者互相配合不可偏废。

机械调剖堵水法只适用于那些油水界面清楚且各小层间存在一定厚度隔层的油藏。

对于不存在隔层的非均质厚油藏或因隔层厚度太小而无条件实施分层注水或分层采液的油藏,则只能使用化学法。

4.堵剂的分类

1）非选择性堵剂

①水泥类堵水剂:

这是最早使用的堵水剂,利用它凝固后的不透水性进行封堵,通常用于打水泥塞封下层水;挤入窜槽井段封堵窜槽水,或挤入水层堵水。

由于价格便宜,强度大,可以用于各种温度,至今仍在研究和使用。

主要产品有：

水基水泥、油基水泥、活化水泥及微粒水比。

由于水泥颗粒大,不易进入中低渗透性地层,因而用挤入水层的方法诸水时,封堵强度不高,成功率低,有效期短。

长时间以来这类堵剂的应用范围受到限制。

最近研制成功的微粒水泥和新型水泥添加剂给水泥类堵剂带来了新的活力。

②树脂型堵剂:

树脂型堵剂是指由低分子物质通过缩聚反应产生的高分子物质,树脂按受热后性质的变化可分为热固性树脂和热塑性树脂两种。

非选择性堵剂常釆用热固性树脂,如环氧树脂、脲醛树脂、糖醇树脂、三聚氰胺-甲醛树脂等。

脲酸树脂:

脲与甲醛在NH4OH等碱性催化剂作用下缩聚成体型高分子化合物,称为脲酸树脂。

环氧树脂:

常用的环氧树脂有环氧树脂、环氧苯酚树脂和二烯烃环氧树脂。

施工时,在泵注前可向液态环氧树脂中添加几种硬化剂,硬化剂和环氧树脂反应后使其聚合成坚硬惰性的固体。

糖醇树脂:

糖醇在酸存在时本身会进行聚合反应,生成.坚固的热固性树脂。

糖醇树脂堵水是先将酸液（80%的磷酸）打入欲封堵的水层,后泵入糖醇溶液,中间加隔离液（柴油）以防止酸与糖醇在井筒内接触。

当酸在地层与糖醇接触混合后,便产生剧烈的放热反应,生成坚硬的热固性树脂,堵塞岩石孔隙。

综上所述,树脂类堵剂具有如6下优点:

可以注入地层孔隙并且具有足够高的强度,可以封堵孔隙、裂缝、孔洞、窜槽和炮眼;树脂固化后呈中性,与井下液体不反应,因而有效期长。

据报道,每消耗1吨商品树脂堵剂,可增产原油186吨,经济效益显著。

其缺点是:

成本较高,无选择性,使用时通常仅限于静底周围径向30cm以内,使用前必须检测处理层位并加以隔离,树脂固化前对水、表面活性剂、碱和酸的污染敏感,使用时必须注意。

③无机盐沉淀型调剖堵水剂:

该堵剂主要是硅酸钙堵剂。

利用相对密度1.50-1.61的水玻璃和相对密度1.3-1.5的氯化钙溶液,中间以柴油隔离,依次挤入地层,使水玻璃与氯化钙在地层内相遇,则生成白色硅酸钙沉淀,堵塞地层孔隙。

水玻璃与氯化钙的比例约为1:

1,总用量可根据水层厚度、孔隙度及挤入半径确定。

这种封堵剂来源广,成本低,施工安全简便,封堵效果好,解堵容易（高压酸化、碱液压裂）,但在施工时必须采取有效保护措施,否则会堵塞油层、污染地层。

④凝胶型堵剂:

凝胶是固态或半固态的胶体体系,由胶体颗粒、高分子或表面活性剂分子互相连接形成的空间网状结构,结构空隙中充满了液体,液体被包在其中固定不动,使体系失去流动性,其性质介于固体和液体之间。

凝胶分为刚性凝胶和弹性凝胶两类。

a：

硅酸凝胶:

硅酸凝胶是常用的凝胶之一。

在稀的硅酸溶液中加电解质或适当含量的硅酸盐溶液加酸,则生成硅酸凝胶,该凝胶软而透明,有弹性,其强度足以阻止通过地层的水流。

其堵水机理如下:

Na2Si03溶液遇酸后,先形成单硅胶,后缩合成多硅胶。

它是由长链结构形成的一种空间网状结构,在其网络结构的空隙中充满了液体,故成凝胶状,主要靠这种凝胶物封堵油层出水部位或出水层。

硅酸凝胶的优点在于价廉且能处理井径周围半径1.5-3.0m的地层,能进入地层小空隙,在高温下稳定。

其缺点是Na2Si03完全反应后微溶于流动的水中,强度较低,需要加固体增强或用水泥封口。

此外，Na2Si03能和很多普通离子反应,处理层必须验证清楚.并在其上下隔开。

b：

氰凝堵剂:

氰凝堵剂由主剂（聚氨酯）、溶剂（丙酮）和增塑剂（邻苯二甲酸二丁酷）组成,当氰凝材料挤入地层后,聚氨酯分子两端所含的异氰酸根与水反应生成坚硬的固体,将地层孔隙堵死。

该堵剂作业时要求绝对无水,又要使用大量有机溶剂,因此尚需进一步研究。

c：

丙凝堵剂:

[8]丙凝堵剂是丙烯酰胺（AM）和N,N-甲撑双丙烯酰胺（MBAM）的混合物,在过硫酸铵的引发和铁氰化钾的缓凝作用下,聚合生成不溶于水的凝胶而堵塞地层孔隙,该剂可用于油、水井的堵水。

2）选择性堵剂

选择性堵水适用于不易用封隔器将油层与待封堵水层分开的施工作业。

尽管选择性堵剂的作用机理有很大不同,但它们都是利用油和水、出油层和出水层之间的性质差异进行选择性堵水的。

这类堵剂按分散介质的不同可分为3类:

水基堵剂、油基堵剂和醇基堵剂,它们分别以水、油和脂及醇作溶剂配制而成。

①水基堵剂:

水基堵剂是选择性堵剂中应用最广、品种最多、成本较低的一种堵剂,它包括各类水溶性聚合物、泡沫、水包:

油型乳状液及某些皂类等。

其中最常用的是水溶性聚合物。

②油基堵剂:

有机硅类堵剂:

有机硅类化合物包括SiCl4、氯甲硅烷和低分子氯硅氧烷等。

它们对地层温度适应性好,可用于一般地层温度,也可用于高温（200℃）地层。

经羟基卤代甲硅烷是有机桂化合物中使用最广泛且易水解、低粘度的液体,其通式是RnSiX4-n,其中,R为羟基,X为卤素（F、C1、Br、I）,n为1-3的整数。

羟基卤代甲硅烷可与水反应,生成相应的硅醇,硅醇中的多元经基很容易缩聚,生成聚硅醇沉淀,从而封堵出水层。

聚氨酯:

这类堵剂是由多羟基化合物和多异氰酸酯聚合而成,聚合对保持异氰酸基（-NCO）的数量超达羟基（-0H）的数量,即可制得有选择性堵水作用的聚氨酯。

稠油类堵剂:

稠油类堵剂包括活性稠油、偶合稠油和稠油固体粉末等。

近几年国内外一些油田工作者开展了活性稠油堵水技术研究,即在具有一定粘度的稠油中加入W/O型乳化剂。

活性稠油进人地层后,遇水能在较低搅动强度下形成稳定的W/O型乳状液,粘度增加,阻止地层水向井底流动;遇油则被稀释,粘度下降,流出地层。

因此,活性稠油是一种堵水不堵油的选择性堵水剂。

辽河油田勘探局曾丛荣等开发出一种新的油井选择性堵水用的活性稠油乳化剂C-911,是由Spna类表面活性剂、聚丙烯酰胺类聚合物及其他添加剂组成的一种复合型乳化剂,外观为淡黄色透明粘稠液体,密度为1.12-1.20g/m3,pH6-8,凝固点低于-17℃,与水形成稳定的乳液,溶于甲苯等有机溶剂。

醇基堵剂:

醇基堵剂包括:

松香二聚物、醇基复合堵剂等,应用较少.为了探索用于地层温度高、油层渗透率低的深井的隔离液及在不提升井下设备条件下选择性封堵油层含水带的可能性,前苏联研究人员在实验研究的基础上,研制出一种封堵材料,其组分主要是水溶性聚合物和硅酸钠含水乙醇溶液。

综上所述,在选择性堵剂中,聚合物堵剂、稠油堵剂引起人们重视。

部分水解聚丙烯酰胺有独特的堵水选择性,且易于交联,适用于不同渗透率地层。

稠油堵剂是唯一一种可以回收使用的堵剂,但使用时要注意地层的预处理,使地层被油润湿并增加水层的含油饱和度以利于稠油的进入。

5.HPAM/Cr3+型弱凝胶

1）HPAM/Cr3+型弱凝胶配方组成

HPAM/Cr3+型弱凝胶体系主要由主剂和交联剂组成。

聚合物浓度为400~2500mg/L，交联剂浓度为50~250mg/L。

HPAM/Cr3+型弱凝胶调剖剂成胶时间在2~15天，可调，形成弱凝胶的黏度一般在500~4000mPa•s。

可通过控制交联剂的浓度来调节成胶时间，成胶后性能稳定。

具有良好的注入性、成胶性和抗剪切性。

2）HPAM/Cr3+型弱凝胶调剖性能评价

（1）矿化度对HPAM/Cr3+型弱凝胶体系成胶性能的影响

在实验温度为45℃的条件下，用聚合物分子量为2500万，浓度为2000mg/L，交联剂浓度为200mg/L，分别用矿化度为1000mg/L，2000mg/L，3000mg/L，4000mg/L和5000mg/L的水配制调剖剂。

测定不同矿化度下HPAM/Cr3+型弱凝胶的黏度随时间的变化，如下图所示。

矿化度对HPAM/Cr3+型弱凝胶体系成胶性能影响

从图中结果可以看出，矿化度在1000mg/L~5000mg/L范围时，HPAM/Cr3+型弱凝胶初始黏度随矿化度的增加而减小。

不同矿化度的水配制的弱凝胶都在大约6天黏度达到最大值，成胶最大黏度都在2200mPa•s以上。

不同矿化度的水配制的弱凝胶体系成胶后较稳定，成胶体系在30d的黏度保留率在90%以上，黏度都在2000mPa•s以上，说明矿化度在1000mg/L~5000mg/L的范围对HPAM/Cr3+型弱凝胶成胶影响较小。

（2）剪切速率对HPAM/Cr3+成胶影响

剪切速率对HPAM/Cr3+成胶影响

从图中结果可以看出，随着剪切速率的增大，HPAM/Cr3+型弱凝胶黏度减小，当剪切速率较小时，对弱凝胶黏度影响较小，当剪切速率增大到10s-1后，凝胶黏度急剧下降。

因此在矿场试验中应尽量减少凝胶的剪切降解。

（3）温度对HPAM/Cr3+型弱凝胶成胶性能的影响

分别在实验温度分别为30℃，45℃和60℃的条件，用聚合物分子量为2500万，浓度为2000mg/L，交联剂浓度为200mg/L，矿化度为3000mg/L的水配制HPAM/Cr3+型弱凝胶。

测定不同温度下HPAM/Cr3+型弱凝胶黏度变化

温度对HPAM/Cr3+型弱凝胶成胶性能的影响

从实验结果可以看出，实验温度越高，HPAM/Cr3+型弱凝胶成胶反应速度越快，HPAM/Cr3+型在60℃温度下达到最大黏度的时间为4天左右，在30℃和45℃条件下达到最大黏度的时间为6天左右。

温度达到60℃，形成的凝胶稳定性也下降，30天后黏度为1500mPa•s。

在30℃和45℃条件下，凝胶稳定性较好，30d后黏度分别为1930mPa•s和2302mPa•s。

HPAM/Cr3+型弱凝胶在pH值为5~9之间可以较好的成胶，成胶后最大黏度在1000mPa•s以上，酸性或碱性越强，凝胶稳定性差。

在pH小于4的强酸性和pH值大于9的强碱性条件下，基本不成胶。

pH值为6和pH值为8时，成胶后黏度最大，最大黏度分别是2409mPa•s和2469mPa•s，30天后，黏度分别为2143mPa•s和2246mPa•s。

在pH值为2的强酸性和pH值为10和12的强碱性环境下，凝胶最大黏度只有200mPa•s左右。

HPAM/Cr3+型弱凝胶酸性或碱性越强，凝胶稳定性越差。

因此，HPAM/Cr3+型弱凝胶耐碱性较差。

铬离子交联三元复合体系的流度控制能力即阻力系数和残余阻力系数要比普通三元复合体系的大。

交联剂浓度愈高，复合体系的阻力系数和残余阻力系数愈大。

6.开发效果评价

为了评价研制的耐碱性调剖剂的开发效果，设计了三种方案，进行了数值模拟计算，对比了耐碱性调剖剂和HPAM/Cr3+型凝胶、HPAM/有机酚醛型凝胶的开发效果，具体方案如下：

方案1：

水驱到含水95%+0.2三元（聚合物浓度2000mg/L，NaOH浓度1.2%，表面活性剂浓度0.3%）+0.01PV聚合物（聚合物浓度2000mg/L）+0.035HPAM/Cr3+型凝胶（聚合物浓度2000mg/L，交联剂浓度为200mg/L）+0.2三元（聚合物浓2000mg/L，NaOH浓度1.2%，表面活性剂浓度0.3%）+后续水驱到含水98%；方案2：

水驱到含水95%+0.2三元（聚合物浓度2000mg/L，NaOH浓度1.2%，表面活性剂浓度0.3%）+0.01聚合物（聚合物浓度2000mg/L）+0.035HPAM/有机酚醛型凝胶（采油工程研究院研制）+0.2三元（聚合物浓度2000mg/L，NaOH浓度1.2%，表面活性剂浓度0.3%）+后续水驱到含水98%；方案3：

水驱到含水95%+0.2三元（聚合物浓度2000mg/L，NaOH浓度1.2%，表面活性剂浓度0.3%）+0.01聚合物（聚合物浓度2000mg/L）+0.035耐碱性凝胶（聚合物浓度2000mg/L，金属交联剂浓度0.15%，有机交联剂浓度分别0.1%、0.08%）+0.2三元（聚合物浓度2000mg/L，NaOH浓度1.2%，表面活性剂浓度0.3%）+后续水驱到含水98%。

根据数值模拟计算结果，三种调剖剂中研制的耐碱性调剖剂效果最好，其次为HPAM/有机酚醛型凝胶（采油工程研究院研制），最后为HPAM/Cr3+型凝胶。

HPAM/Cr3+型凝胶调剖含水率最低值为55.27%，与三元复合驱相比含水率下降了0.98个百分点；HPAM/有机酚醛型凝胶调剖含水率最低值为53.94%，与三元复合驱相比含水率下降了2.31个百分点；研制的耐碱性调剖剂含水率最低值为53.84%与三元复合驱相比含水率下降了2.41个百分点。

HPAM/Cr3+型凝胶调剖到含水98%采收率为71.40%，比三元复合驱提高采收率1.65个百分点，HPAM/有机酚醛型凝胶调剖采收率为73.75%，比三元提高采收率4.00个百分点，耐碱性调剖剂调剖最终采收率为74.33%，比三元复合驱提高采收率4.58个百分点，比HPAM/Cr3+型凝胶调剖提高采收率2.93个百分点，比HPAM/有机酚醛型凝胶调剖提高采收率0.58个百分点。

通过室内实验，对已有调剖剂进行了耐碱性评价，实验结果表明目前已有HPAM/Cr3+，HPAM/有机酚醛三种调剖剂在pH值大于10的强碱性环境下均不能成胶。

聚合物微球虽然抗碱性强，但是与油层匹配性差。

在凝胶调剖前加入小尺寸的聚合物段塞能稀释地层中的碱，保护凝胶不与三元注入液接触，使其具有较好的性能。