厚油层挖潜技术.docx
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厚油层挖潜技术
厚油层挖潜技术简介
------综合补偿治理技术应用效果及下步工作建议
一、前言：
随着油藏开发的逐步深入，油井含水逐步上升，产油越来越少，产水越来越多，使得油藏能量降低、油田污水处理工作量加大、油藏剩余油开采难度加大。
如何降低油井含水率、增加原油产量、提高油藏采出程度就成为油田开发的重要课题。
解决这些问题的方法很多，如打加密井、改层、注水、注气、堵水、调剖、综合治理等，其中油藏综合治理无疑是其重要方法之一。
我公司提出的油藏综合补偿治理技术是在油田长期的技术服务实践中确立并完善起来的，以堵水为中心的集调剖、堵水、驱油、油藏保护、防砂、降粘、解堵等技术于一体的油藏治理改造技术。
该技术通过向油层注入多种助剂对油层进行处理，各井又视具体情况有所取舍，使之达到降水增油的目的。
技术的发展历程如下：
98年，在大港油田启动了大剂量、多段塞复合调剖，采用了（PMN-PFR）+YFK-22综合调剖技术。
99年，在华北留62、留17块主体部位整体调剖，采用了（PMN-PFR）+YFK-22+水动力学调整技术。
2000-02年，在吉林、大港、中原油田区块整体调剖，采用了（PMN-PFR）+YFK-22+水力学调整+油井堵水综合治理技术。
2003年在吉林、中原油田油井深部堵水，采用了PMN+PFR+YFK-1
+选层、选部位射孔技术。
2004–目前年在中原、华北油田堵水、调驱，采用了综合补偿堵水、调驱技术。
二、综合补偿堵水、调驱技术特点
1、充分协调流场非均质矛盾，使基础矛盾的改善与高层次矛盾的改善相统一，确立了通过改善基础矛盾达到改善高层次矛盾的技术路线，从而达到使多个矛盾一并改善的目的。
“水道”（大孔道或相对大孔道、大裂缝）是治理、改善的基础矛盾；平面矛盾、剖面矛盾是治理、改善的高层次矛盾。
2、以堵水为中心，不唯堵水而堵水
本技术以堵水为中心，体现了辩正施治的特点，即欲堵先疏、欲堵先驱、欲堵先保、堵后改造；建立起堵驱结合、堵解结合、堵驱改结合等工艺，努力兼顾油藏对堵水、驱油、油藏保护、降粘、油藏改造等方面的要求，达到降水增油的目的。
它是一项单井综合治理技术，措施效果具有迭加性，因而降水增油效果明显。
3、科学运用水动力学调整方法，充分利用压力场来调整油藏，并使之贯彻于措施始终，是地质调整与工艺技术的有效结合，作用如下：
a.通过压力场调整，营造调堵的最佳时机，调节堵剂到达的位置；
b.防控挤注时邻井产生恶化；
c.扩大措施效果。
4、采用双液法施工流程，现场配液并笼统挤注施工工艺，便于强化过程控制，及时调整施工参数，提高了施工的灵活性、安全性；将施工过程当做对该井的监测和再认识过程,增强了措施的有效性。
5、按系统工程思路优化组合挤注段塞体系，使体系间具有相互补偿功效
a.常用驱油体系有ZCY-5+CMC和PMN+SBL。
它具有驱油、洗油作用；降低表面张力作用；使油水破乳分离作用；油层保护作用；活化、改性、增强堵水体系的作用。
b.常用调堵、调驱体系有PMN+PFR和LHE。
具有调驱、调堵、液流转向及深部堵水作用和调节层间各层分配量的作用。
c.常用保护体系
PMN+CT、PMN系列和YFK-22
它们具有桥堵保护作用和聚合物积累膜保护作用。
d.常用堵水体系
PMN+PFR、YFK-21和YFK-1
它们具有封窜堵漏作用、深部堵水作用和高强度堵水作用。
以上诸体系有效复配可前呼后应、相互增效、优势互补，具有相互补偿功效，能较大程度地实现对小孔缝的保护、驱油、对水道（大缝大洞、相对大孔缝）的有效封堵。
6、一次施工完成，可降低作业费用
该技术可含有驱油段塞、保护段塞、弱堵段塞、强堵段塞、解堵段塞（或选层、选部位射孔）等，形成这些段塞都在一次施工中完成，降低了作业费用。
综合补偿治理技术的技术路线是：
1、优先应用水动力学方法，努力营造调剖、堵水的最佳时机，并贯彻于措施的全过程。
2、应用综合施治、辨证施治原理，通过堵水，治理“水道”这一基础矛盾，达到解决其它矛盾的目的。
3、将驱油、射孔、改造措施转向含油饱和度高的部位进行。
三、药剂选择及性能介绍
PMN共聚物：
PMN共聚物是堵剂的基本材料。
其特点是在共聚物中加入极性强、稳定性好，能阻止酰胺水解的腈基，可以提高堵剂的强度，增加岩石的粘附作用和耐温抗盐性能，单独使用可用作溶胶调驱剂、絮凝剂、保护剂
PMN+PFR（耐温抗盐有机凝胶堵剂）
本堵剂是一种双组分聚合物、聚合物凝胶型堵剂。
其结构具有：
适度的可交联甲基与酰胺基功能团，有强极性、抗盐的晴基，有高稳定性的苯环，无化学稳定性差及不抗盐的离子或其他活性功能团，其经地面混合后，在低粘度下注入地层，并借助地层温度交凝成强度很高的凝胶。
1、技术指标
堵剂浓度：
0.4%---1.8%堵液室温存放时间216h
堵液粘度：
≤35mpa·s堵剂凝胶时间5-58h
凝胶粘度：
3-10×10
mpa·s适应PH值范围3-9
适用温度：
50-130℃适用矿化度淡水-35×10
mg/L
堵塞率：
99.6%使用寿命≥9个月
2、特点
a）有延迟交联功能，使用安全；
b）耐温、抗盐、强度高、有效期长；
c）可泵性好，抗剪切能力强；
d）适用范围广，与其他堵剂配伍性强；
YFK系列
堵剂固化时间易调控，不同井温下固化时间能随意调节，适应30-130℃油水井复杂现场作业的需求，通过引入聚合物材料和增强增韧剂，堵剂固化物韧性好、微膨胀，与封堵层胶结致密，强度可调（2-30Mpa），且耐温，抗盐性好，有效期长，堵剂地面粘度小，易泵入地层，挤注工艺易操作，挤堵成功率高。
LHZ（预交联颗粒）
预交联颗粒凝胶为地面交联预聚体，解决了常规地下交联体系进入地层后，因稀释、降解、吸附、酸碱性条件的变化等复杂原因造成的不成胶问题。
进入大孔道后，其变形虫机理具有清理孔壁原油、增加大孔道阻力促使液流向小孔道转向的作用。
主要技术指标：
1、粒径：
可调，可满足不同地层堵水、调剖和调驱的需要。
2、膨胀速度：
可控制在10min-180min内
3、膨胀倍数：
30-200倍，根据措施井的时间情况选择合适的膨胀倍数。
4、耐盐性：
该颗粒性能不受矿化度影响，适合高盐油层堵水、调剖和调驱需要；
5、耐温性：
可抗130℃高温；
6、长期热稳定性：
95℃条件下，至今考察2年未发现脱水现象，120℃条件下，至今一年未发现脱水现象，热稳定性不受含盐的影响。
ZCY-5驱油剂：
由混合的羧酸盐SCD+非离子表面活性剂+两性表面活性剂+助剂配制而成，与重油磺酸钠联合应用对稠油油藏驱油效果更佳。
其作用：
1、降低表面张力；
2、促进油水的重力分异；
3、清洁疏通调驱通道，洗油，驱油；
4、增强堵水效果。
四、应用效果
1、用于油井单层层内堵水
采取先驱、后保、再堵、选部位射孔的方法进行综合治理。
效果统计如下：
井号
施工
日期
日期
日产液
m3
日产油
t
含水
％
动液面
楚107
2004.6.21
措施前
33
1.8
96
350
2004.7
12
6
50
200
2005.7
11
3.5
74
200
强37-3
2005.5.8
措施前
34
1.5
98
0
2005.5
18
7.5
60
0
2005.8
12
6
50
0
楚107井：
该井为华北油田采油三厂的一口砂岩油井，产层为第三系馆陶组，油层厚11.4m，井深3131m，油层深度2142.5-2154m。
该井供液能力强，依靠天然能量开采，没有注水，1995年3月自喷投产，3mm油嘴日产油30t，不含水。
1996年7月见水，至1998年6月含水达92％，此后一直高含水、低产油，至2004年5月，日产油1.8t，日产水31m3，含水95％。
边水沿正韵律底部内浸形成了次生底水油藏，2004年6月采用了综合补偿堵水技术对该井进行堵水，挤注ZCY-5+CMC210m3，压力9Mpa，挤注LHZ+CT196m3，压力13Mpa，挤注PMN+PFR112m3，压力13Mpa，挤注YFK-16m3，压力22Mpa，堵后对油层顶部射孔1.2m，楚107井堵水后已增产1436吨，有效期长达16个月。
强37-3井：
该井生产Ng1975.6-1883.6m，厚度6.0m，其下部有明显的底水，93年投产，初期液量25吨不含水，不到一年，含水即由0上升至80％，2002.2因高含水停井至2005.5进行深部堵水，2005.5.8-10挤注ZCY-5+CMC210m3，压力3-9Mpa，挤注LHZ196m3，压力9-13Mpa，挤注PMN+PFR112m3，压力13Mpa,挤注PMN+PFR+CT10m3，压力13Mpa，挤注YFK-16m3，压力8-22Mpa。
堵后选射1875.4-1877.01.6m，措施后初期日产液22m3，日产油8t，含水60％，目前日产液12m3，日产油5t，含水62％。
强37-3井堵水后已增产近1000吨，目前增产降水幅度还在扩大。
2、用于油井多层层内堵水
采取先驱、后保、再调、最后堵、合理顶替、选层选部位射孔方法，体现欲堵先驱、先保、先调的思想。
楚107-9井共2个油层，厚度14米，6号层6米，7号层8米，2个层均经历了由低含水迅速到高含水的生产过程。
该井于2005.8.5堵水施工，共挤注处理液300方，其中ZYC—5驱油剂120方，LHZ+YFK—21调堵剂180方，YFK—1封堵剂20方。
堵后选射下部7号强水淹层的顶部3m生产，初期日产油达25t，含水在1-4％降水增油明显，到目前已增油1500吨（详见采油曲线）。
3、用于注水井调驱
楚40-2井于调驱前进行了停注，停注周期15天，对应弱见效油井楚40-3井动态停井。
2004年11月20日顺利完成对楚40-2井调驱施工，共挤注1350m3,其中保护段PMN+CT500m3,深部堵水段PMN+PFR+YFK22+LHZ500m3，驱油段ZYC-5+CMC350m3。
调驱后该井主吸水层和次吸水层得到转换,33号小层2003年10月吸水占46.9％，为主吸水层;32号层2003年10月吸水占24.4％，为次吸水层。
调堵后，33号层吸水为40.2％，32号吸水为58.8％，主次吸水层实现了转换。
措施前注水压力不足10Mpa，日注量可达120m3，措施后压力升到12Mpa，日注量只有80m3，层内大孔道得到抑制，单层吸水剖面形态变好。
油井产状明显变好，弱见效油井增产更大，反映出平面矛盾也有所改善。
井组增产已超过3000t。
井号
措施前
措施后
最高日增油
t
日产液
m3
日产油
t
含水
％
日期
日产液
m3
日产油
t
含水
％
楚40
20
1
95
2005.7
42
9
5
10
楚40-1
25
1
97
2005.7
40
4
80
9.5
楚40-3
15
3
80
2005.7
35
12
65
15
4、用于调堵砂岩裂缝油层，见到一定效果：
已实施注水井二口，宁1-3、强2-44井。
宁1-3井：
吸水剖面反映主吸水层只有9、10号层，单层厚度较大，该井组注采反映快，水线推进快，油层含水上升快，注入压力下降较大，明显存在有裂缝，前一次调堵注入压力未上升。
2004.10.26-30对该井采用综合补偿技术进行调堵，挤注PMN+CT200m3，压力2.5-10Mpa，挤注LHZ+YFK-22315m3，压力10-14Mpa；挤注YFK-21+YFK-22200m3，压力14Mpa；挤注LHZ+YFK-1200m3，压力14-16Mpa；挤注LHZ235m3，压力16-20.2Mpa，共注入调堵液1156m3，使注水状况改善，注入压力由4MPa，升至16Mpa，且能达到配注要求，对应油井有明显的含水下降和产量上升过程：
如
宁11-10井，有一定的效果，见下表：
日期
日产液
m3
日产油
t
含水
％
液面
m3
2004.10
25
4
85
1285
2004.12
25
7.5
70
1356
但该井因宁11-9、宁2-5井2005年元月份开井生产使能量有所下降，2005.3以后泵况又逐渐变差，干扰了该井的继续增产；
宁11-12井，也有一定效果，见下表：
日期
日产液
m3
日产油
t
含水
％
液面
m3
2004.6
22
12
50
1580
2004.11
21
6
75
1825
2004.12
20
8.5
60
2005.4
20
8.5
60
1656
该井2005年6月份含水又转为上升，为宁11井提水和宁11-15停注，注采失衡所致。
该井组总体上能量也不足，应尽快恢复宁11、11-15井注水，宁1-3井可提高配注注水，并组织宁11-10井检泵。
强2-44井：
该井主吸水层为28小层，吸水占30.9％，该层层内存在有裂缝，井组内总体上能量不足，产量递减快，动态上向强2-3井突进明显，含水上升很快，2004.7.30-8.2采用综合补偿技术进行了调堵，挤注PMN+CT120m3，启泵压力15Mpa，注第二池时，压力升至21Mpa，并很快下降至16.5Mpa，并基本稳在16.5Mpa，挤注PMN+PFR120m3，压力由16.5上升至18.2Mpa，挤注PMN+PFR+YFK-22300m3，压力由18.2上升至第27罐的20Mpa，第28罐时压力迅速降至15MPa，之后上升至第45罐的21Mpa，挤注PMN+PFR+YFK-21180m3，压力由21Mpa上升至24Mpa,挤注PMN+PFR+LHZ120m3压力24-25Mpa。
施工过程反映裂缝发育：
强2-44主吸水层为28号小层，该井启动压力约在13-14.Mpa，灌满井筒后，启泵压力为15Mpa，试挤时17Mpa下可达22m3/h，明显为裂缝式驱替（启动压力高，且吸水指数大）；
在挤注第二罐时，压力即达21Mpa，之后降至第8罐的15.2Mpa，表征裂缝开启，堵剂沿裂缝推进；
在挤注第28罐时（之前压力达20Mpa）压力很快下降至15Mpa，表征裂缝再次被突破。
强2-44施工质量很好：
挤注第二罐保护段时，压力即达21Mpa，说明差层被保护，并促成了裂缝被开启，堵剂选择裂缝进入地层的有效选择条件：
挤注第28罐时裂缝再次被突破后，注入压力逐步由15Mpa升至施工结束时的25Mpa，其间注入堵剂504m3，已实现了对裂缝的深部堵水，且再无压力下降趋势，裂缝被有效封堵；
施工后在20Mpa下注入60-70m3/d，可满足地下配注要求。
吸水剖面改善：
强2-44井弱吸水层25号层吸水增强，由4.4％至16.3％，次吸水层27号层由16％降至10.2％；主吸水层28号层曲线形态变好，层内剖面矛盾有所改善。
水驱前沿测试，反映远端裂缝调堵较好。
井组注采反应转好：
对应油井强2-36井，调堵前含水上升，调堵后含水下降，日增油达4.8吨；强2-43井含水由2004.3的10％上升到2004.7的75％；调堵后含水上升幅度减缓。
5、用于注水井区块整体调
留62块整体调剖：
基于剖面调整与平面调整相互影响的辩证关系，ES1上II3、4油层在留62块主体部位具有连片分布的特点，确立了注水井整体调剖思路，并要求集中于20天内施工完毕。
考虑剖面矛盾较大，且主力层厚度大于4米，结合以往的经验，在平面径向流动7—12米范围内是层内注水剖面大幅度减薄的地方，故设计调剖半径大于12米，启动了深部调剖思路。
通过对主力层的深部调驱而启动压力高的层的吸水，达到改善剖面及层间矛盾的目的。
在各决策技术指导下，考虑到从北向南PI值增高，注水压力增高，油层物性变差的关系，确定了调剖井的施工顺序依次为留62—62、留62—66、留62—71，而调剖强度由南向北增强。
利用井组注水的方向性特点，确立了调剖前将留62-63、-72井检泵，促使堵剂向此向突进，调剖后将留62-64、-67、-68井检泵引效，实现了换向驱油目的。
1999年4月至6月对留62—62、留62—66、留62—71三口注水井进行了施工，措施后效果突出，注水井启动压力提高,注水压力提高,提高了7—10Mpa，启动压力提高幅度由南向北增加，反映了平面矛盾的改善。
同时吸水剖面也得到改善，存水率由措施前的下降（33.2%–29.7%-27.5%）转为措施后的上升（27.5%-33%-48%）。
单井增油降水明显,9口井,有6口井效果显著,日增油22.2吨，累计增油6860吨。
同时区块自然递减产量下降,由1998年的22.78%下降到0.61%,下降了22%，减缓自然产量递减产量5513吨。
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