油田化学调剖堵水节能工艺可行性研究报告.docx
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油田化学调剖堵水节能工艺可行性研究报告
1总论
1.1项目及建设单位基本情况
1.1.1项目基本情况
（1）项目名称
油田化学调剖堵水节能工艺。
（2）项目建设性质
本项目是用于油田油、水井的调剖堵水节能技术。
通过采用丙烯酰胺系列堵水调剖剂改变油流通道，提高油田注水效率和原油采收率，实现节电、节水、降耗的项目。
1.1.2建设单位基本情况
大庆石油技术服务有限公司成立于2003年，是由北京公司等组建成的股份制企业。
公司座落于哈大齐工业走廊铁人园区，占地13000平方米。
企业现有职工45人，主要专业技术人员10人；公司设有一个生产准备队，二个化学工程队，三个试油作业队伍；配制6台作业机、2台太托拉泵车、4台太托拉水罐、1台生产用车泵车、10部作业井架、4套测井工具。
主要从事油田堵水、调剖、转向堵水压裂、试油作业等生产、科研和技术服务业务。
企业现有固定资产3580万元，2006年实现销售收入3125万元，利税187万元。
大庆石油技术服务有限公司始终坚持科技先导方针，与北京石油勘探开发研究院、哈工大、中国石油大学、大庆石油学院等院校建立密切合作伙伴关系，研发了化学堵水调剖系列工艺、热气酸解堵、地震采油、堵水缝转向压裂、射孔作业、不放喷作业等技术。
被中国石油天然气总公公司确定为大庆油田公司措施及试油合格准入企业。
企业多年与大庆油田、吉林油田、辽河油田、胜利油田等有广泛的合作。
其中化学调剖堵水和堵水逢转向压裂项目，深受业主好评。
该项目全部实施后每年可为油田节水、提高水的利用率1000万立方米以上，约折合5.6万吨标煤，增加原油产量数十万吨，节约、增收数十亿元人民币。
大庆石油技术服务有限公司在企业管理上，追求以人为本，把“三老四严，四个一样，四个不一样”的大庆优良传统和现代科学管理方法相结合。
生产要求安全、环保绿色施工，导入标准化作业理念，严格按H.S.E标准施工管理。
建立了ISO9001标准整套科学的质量管理体系，通过了北京世标中心的认证。
在服务上倡导“完善自我，成就客户”的理念，致力于满足用户要求，实现客户价值，在各大油田获得了良好的声誉。
1.2编制的依据和原则
1.2.1编制依据
（1）《中国石油天然气股份有限公司油田建设可行性研究报告编制规定》2002·北京。
（2）大庆石油技术服务有限公司所提供的相关资料。
（3）大庆油田有限责任公司相关资料。
（4）辽河油田有限责任公司相关资料。
1.2.2编制原则
（1）通过整体优化平衡，降低能耗，实现节能、节水。
（2）采用成熟的工艺技术和设备，力求方案经济合理，安全可靠，节省投资。
（3）提高运行管理水平，节约成本。
1.3项目背景及建设理由
1.3.1项目背景
我国在油田开发的进程中,一般都采用注水采油技术。
在注水采油过程中,由于各油层存在渗透性高﹑低的差异和天然及人工裂缝，使注入水将沿高渗透层和裂缝突进,造成油井高渗透层和裂缝油层过早水淹，而使低渗透油层的油无法采出。
水井高渗层过高的吸水使低渗透层达不到注水应有的效果,造成了大量水资源的浪费。
为改变这种状况，油田一般都采用化学堵水、调剖技术，从而减少注水及污水处理量，提高注水效率，提高油井采收率。
1.3.2项目建设理由
据调查大庆油田2006年底探明储量59.85亿吨，动用储量50.68亿吨，采收率47.2%，累计产油19.69亿吨。
油田经过几十年的开发，呈现“两升、三控、一好转”的良好局势。
同时外围油田产量上升，油田产量递减，含水上升得以初步控制；通过精细开发调整，在历年来产能逐渐减少的情况下，水驱自然递减率已减缓到8.6%，占油田总产量的60.6%，处于产量的主导地位。
但仍需加大控水力度。
通过应用化学调剖、堵水、高强度封堵已实现剩余油的挖潜，从而达到进一步控制含水上升，降低油田生产用电成本，高效开发油田的目的。
全年共注入水约6亿立方米，年产液量5.4亿多立方米，新增用清水1.55亿立方米，占计划用清水量2.26亿立方米的68.31%。
全年共用电92.5亿千瓦时，单井产液耗电为20.95千瓦时/吨。
而且随着油田产能建设的需要，每年新钻井、投产5000口油水井左右，油田用水量和用电量还在逐年增加。
大庆油田在“十一五”期间承担着节能100万吨标煤的重任，这主要得依靠采用新的工艺技术，新的方案才能完成，目前仅大庆油田就有油水井7万口以上，每年需要进行堵水调剖和堵水转向压裂的油水井在5000口以上；而且，随着油田开发时间的延长，此类井每年将不断增加，市场规模组逐年扩大。
特别是高含水裂缝油层的水淹油井，不采用“堵水转向压裂”技术，这个层位或整个油井就将停产或报废。
油田的损失非常巨大。
大庆石油技术服务有限公司研究的堵水调剖和转向压裂系列工艺技术，在油田应用取得了较好效果。
因此大庆及其他油田一直在与大庆石油技术服务有限公司积极联系，有意向采用此项化学调剖堵水和转向压裂节能工艺技术。
该技术在全国各油田有着广泛的推广价值。
1.4项目研究范围
为实施油田化学调剖堵水节能工艺，不断提高技术水平，购置相关的施工设备，扩大堵水调剖和堵水转向压裂作业施工规模以满足油田的需求。
1.5主要研究结论
1.5.1本项目建设投资3000万元，项目总投资3500万元。
1.5.2本项目所得税后全投资内部收益率37.44%，投资回收期3.94年。
综上所述，大庆石油技术服务有限公司研制的适用于油、水井堵水、调剖、堵缝、转向压裂的堵水、调剖剂和工艺技术是非常有前途的，特别是转向压裂堵缝堵水技术填补了大庆油田及国内的空白，已申报了国家发明专利。
该项工艺技术的产业化和在全国各油田推广应用必将带来巨大的经济效益和良好的社会效益。
为国家能源建设和节能减排做出应有的贡献！
2油田化学调剖堵水节能工艺技术论述
2.1化学调剖堵水技术原理及现状
2.1.1化学调剖堵水技术原理
我国许多油田，在多次地质构造运动作用下，断层非常发育，地质构造非常复杂，形成了不同时代多套含油层系、多种油气藏类型的复合式油气区，油气区地下的油气藏常常被大量的断层所切割。
从已投入开发的油气田类型来看，大致可以分为七个类型的油气藏：
中高渗透多层砂岩油气藏、低渗透油气藏、复杂断块油气藏、砾岩油气藏、裂缝性碳酸盐油气藏、火成岩油气藏、变质岩油气藏。
我国东部大部分油田属复杂断块油气田，我国一般大多采用注水驱油开发封闭的断块油气田，通过注水驱油可以明显提高原油采收率。
我国陆上油田石油80%以上是靠注水开发的。
一个油藏往往由多个油层组成，由于各油层渗透性的差异和天然、人工裂缝的存在，油田注水采油时，注水井注入水将沿高渗透层和裂缝突进，造成低渗透层少进水或不吸水；油井相应油层少出油或不出油和过早水淹。
因此，对于注水开发的油田，注入水不均衡分配和油井某个层位出水是一个普遍问题，及时弄清水井注入水不合理分配，油井产水层和产水方向，采取合理有效的措施——即调剖、堵水和堵水转向压裂措施，是非常必要的。
大庆石油技术服务有限公司研究开发的油田化学调剖堵水工艺很好地解决了水井注入水不均衡分配和油井产水的危害。
这些问题的存在对油田的生产与经济效益影响很大，某些高产井可能转变为低产和无价值井。
对于油井的出水层，如不及时采取措施，地层中可能出现水圈闭的死油区，注入水绕道而过，从而降低采收率，造成极大的水浪费。
油井出水还有可能使储层结构破坏，造成油井出砂；油井出水后也会增加液体相对密度，增大井底油压，使抽油机负荷增加﹑自喷井转为抽油井而增加电能消耗，油井出水会腐蚀井下设备，严重时可能引发事故，同时由于产水增加，必须会使地面的脱水费用增加，浪费了电力等资源。
大庆公司针对上述难点研究开发的油田化学调剖堵水工艺对于油藏产油层的利用程度、注入水的波及体积、注水开发油藏的阶段采出程度、注水开发效果和注水采收率等几个方面都有明显的效果。
（1）降低油井的含水比，提高产油量。
封堵高含水层，减少了油井的层间干扰，发挥了原来不能正常工作的低渗透层的作用，改变了水驱油的流线方向，提高了注入水的波及体积。
因此堵水可有效地降低油井产水提高采油的日产水平。
化学堵剂的作用较大幅度地降低了堵水半径内的井底水相渗透率，减少了产水量和油井含水比。
（2）增加产油层段厚度，减少高含水层厚度，改善油井的产液剖面。
（3）提高注入水的利用率，改善注水驱替效果。
（4）改善注水井的吸水剖面。
注水井调剖后改善了注水井的吸水剖面，纵向上控制了高渗透层过高的吸水能力，使低渗透层的吸水能力相应提高，某些不吸水层开始吸水，从而增加了注入水的波及体积，扩大了油井的见效层位和方向，改善了井组的注入开发效果。
（5）从整体上改善注入开发效果。
油田区块的整体处理效果表现为整个区块开发效果得到改善，区块含水上升速度减缓，产量递减速度下降，区块水驱特征曲线斜率变缓。
2.1.2现状
我国目前在油田开发的进程中,一般都采用注水采油技术,在注水油过程中,由于各油层渗透性过高低的差异和天然及人工裂缝的存在,注入水将沿高渗透层突进,造成油井过早水淹,水井高渗层过高的吸水,达不到注水应有的效果,造成了大量水资源的浪费。
随着油田注水开发时间的延长，注水井和油井出现这样的问题越来越多。
为改变这种状况，油田一般都采用聚丙烯酰胺化学堵水、调剖技术来解决这些问题，但这些技术应用数年一直存在着堵剂耐压小一般在10Mp左右、抗水冲刷能力差、现场配液难、施工周期长、有效时间短一般有效期三个月到半年等问题，从而满足不了油田的要求。
相对增加了油田生产成本，不能很好提高注水效率和提高油井采收率。
2.2油田化学调剖堵水节能工艺技术的先进性
大庆石油技术服务有限公司经多年攻关研制的微膨体丙烯酰胺堵水调剖系列工艺技术，突破了目前油田所采用的技术弊病，在油田现场应用取得了成绩，该堵水调剖工艺具有配液时间短、配液均匀，成胶强度高、承压大，一般大于25Map，比原来工艺提高也1.5倍以上。
有效时间长，一般在井下有效作用时间为一年以上，部分可达二年和三年，比原工艺提高两倍以上。
而且解决了转向压裂堵水技术难题，填补了国内转向压裂堵水应用技术上的空白。
该技术是专门针对裂缝地层进行堵水和堵缝，然后进行压裂，使地层产生新的裂缝，从而创造新的液流通道。
该项目已申报了国家发明专利，受理专利号为：
200710002943.8。
2.3堵水调剖技术的施工工艺及设备
大庆石油技术服务有限公司的油田化学调剖堵水工艺的应用分为两部分：
（1）选择合适有效的化学调剂堵水剂配方。
（2）采用合理的安全环保施工工艺技术。
本体系主要以改性高分子丙烯酰胺为主剂，在交联剂、引发剂等作用下，在地层下交联，形成微膨体型结构，封堵水井的高吸水层和油井的高出水层。
应用在水井上，可有效地解决注入水沿裂缝、大孔道窜流突进、导致注入水波及系数低、驱油效率差和油井产水高等问题。
通过封堵水井高渗透层大孔道的方法来调整和改善吸水剖面，使水线较均匀的推进，防止水井注入水在地下各层位不均衡分配，造成油井相应层位的原油得不到有效驱动而少产油或不产油和过早水淹，增加扫油面积，减少死油区。
应用在油井上，可以封堵高出水层和裂缝，改变液流方向，再压裂时产生新的转向裂缝，从而创造一个新的地下液流通道。
因此，它可以广泛应用于各种地层条件的调剖堵水和堵水转向压裂来改变油藏深部的液流方向，扩大波及体积，增产原油，提高采收率。
该工艺技术的使用是在每口井上现场施工来完成的。
其工艺流程如下：
堵水调剖现场施工工艺流程图：
（注：
配液池容积为10-15立方米）
此工艺流程是大庆石油技术服务有限公司在油水井上进行堵水调剖和堵水缝转向压裂现场施工工艺流程。
主要设备：
泵车（CPT986水泥车）2台
拉料车（解放CA141）2台
罐车（东风144/GC605）4台
配料池（10立方米）2个
贮料池（12立方米）2个
值班车1台
水泵2台
2.5高强度化学封堵技术优越性
随着油田开发时间的延长，高含水井数逐年增加，常规技术措施无法实现剩余油的进一步挖潜。
能否进一步动用主力油层的剩余储量，对提高单井采出程度具有重要意义。
技术思路是采用化学调剖堵剂封堵高含水层位的人工裂缝，然后实施压裂产生新的人工裂缝，实现增产、节水效果。
2.5.1试验井选取
选井时，首先要确定试验井所在区块地层两向地应力差值较小且试验井采出程度低，其次应用产液剖面资料和精细地质研究成果，选择具有一定厚度的层位进行堵压。
2005年以来，在外围油田选取了16口井进行了现场试验。
2.5.2现场施工工艺
高强堵剂确定
通过多种工艺配方的论证，确定选用改性高分子丙烯酰胺为主剂，在交联剂、促凝剂等作用下，在地层下交联，形成微膨体型结构，有效封堵高含水产液层。
试验井措施前基本情况统计表
井号
封堵层位
封堵厚度
（m）
含水
（%）
产液
（t/d）
采出程度
（%）
压裂次数
累计产油
（t）
C76-118
FII1
5.6
88.2
1.7
39.75
二次
43144
C61-Y127
FI32
4.0
83
4.7
30.25
二次
6452.2
C60-128
FI32～FI51
7.4
100
4.4
57.56
二次
31281
C67-Y123
FI51～FI52
4.6
82.1
2.8
38.78
二次
20276
C65-143
FII1
6.8
100
4.2
30.33
二次
5913
C102-68
FII1
9.3
100
11
37.82
三次
14577
C89-Y67
FII1
13.8
85.6
6.9
4.11
三次
5229.1
C64-152
FI72
5.4
100
2
48.36
二次
11345.6
C92-86
FI31
4.2
100
0.8
39.2
二次
24752.9
C80-120
FI72
3.8
100
1.6
21.89
二次
14139.7
C87-125
FII1
10.4
89
3.3
2.61
一次
1626.4
C103-13
FI72～FII1
19
100
6.8
0
一次
0
C77-107
FI51
6.2
81.9
1.6
6.0
二次
4099.6
C104-F62
FI72
8.2
100
2.1
20.7
三次
28238.5
C65-Y123
FI71～FI72～FII1
7
83.3
1.8
5
二次
4257.2
C67-P151
FI72～FII1
9.8
81.7
3
23.9
一次
14222.4
平均
7.8
93.2
3.7
21.71
14347.2
图1封堵剂粘～时曲线
成胶时间及成胶强度测定
封堵剂基液表观粘度46.9mPa·s，成胶时间11.5h；且成胶性能较好，30h后封堵剂表观粘度趋于稳定，成胶强度达到480×104mPa·s。
成胶状态测定
人造岩心电镜扫描图片
室内应用电镜，对人造岩心的封堵状况进行了观测。
从结果可明显看出所有孔隙几乎被封堵剂所贴附、堵塞，且在放大1500倍时仍未见有未堵塞孔喉，封堵剂几乎“包裹”了整个介质截面，证明封堵剂具有良好的可注性和成胶能力。
实验测得1PV时封堵率99.5%，30PV冲刷后封堵率98.3%，表明封堵剂具有较好的耐冲刷性能，室内岩心实验测得突破压力大于45MPa。
不同矿化度表观粘度影响曲线
配伍性试验
为验证封堵剂与不同矿化度不同水型的配伍性，进行了配伍性试验。
实验结果表明，与实验自来水相比，利用模拟油田采出水配制封堵剂时，封堵剂的成胶粘度相差不大，只是成胶时间延长了5～10h。
堵剂性能指标表
检测参数
初始粘度
（mPa·s）
成胶时间
（h）
成胶强度
（mPa·s）
突破压力
（MPa）
封堵率
（%）
冲刷30PV封堵率
（%）
技术指标
46.9
11.5
>480×104
>45
99.5
98.3
结果显示：
堵剂初始粘度46.9mPa·s，成胶时间11.5h，成胶强度大于480×104mPa·s，岩心实验表明其突破压力大于45MPa，封堵率可达到99.5%，同时具有很好的耐冲刷性能，封堵剂性能良好，可满足现场施工的要求。
封堵管柱示意图
2.5.3封堵管柱及施工工序
封堵管柱采用补偿器+K341-114封隔器+定压阀+K341-114封隔器+球座。
施工时先下入封堵管柱，注入堵剂后，1：
1替清水，候凝48h，然后实施压裂。
2.5.4现场试验效果
裂缝监测及破裂压力表明封堵了老缝产生了新缝
为了解封堵及压裂裂缝方位的变化，对16口试验井全部进行了微地震监测。
通过对比，压裂裂缝方位平均偏离原裂缝21.5°，破裂压力较初次压裂提高9.4MPa，说明产生了新的人工裂缝。
高含水层堵压井裂缝监测成果表
年度
井号
裂缝方位（°）
破裂压力（MPa）
封堵
压裂
差值
初次
本次
差值
2005年
C76-118
NE45
NE67
22
18
31.5
13.5
NW13
NW41
28
C61-Y127
NW64.1
NE73.7
42.2
22.3
31
8.7
C60-128
NE77.9
NW82.1
20
21.8
37
15.2
C102-68
NW76.7
NW82.4
5.7
23
23.4
0.4
C65-143
NW80.2
NE87.5
12.3
15
30
15
C67-Y123
NE77.2
NW82.5
20.3
27
43
16
C89-Y67
NW89.5
NE72.1
18.4
32
41
9
2006年
C92-86
NE69.7
NE56.2
13.5
23.1
32
8.9
C103-13
NE63.5
NW60.7
55.8
24.1
33.5
9.4
C64-152
NE83.6
NE71.1
12.5
21.6
26.4
4.8
C80-120
NE63.5
NE87.4
23.9
19.1
27.3
8.2
C87-125
NE65.4
NE69.6
4.2
21.5
36
14.5
C77-107
NE85.7
NE51.9
33.8
32
40
8
C104-F62
NE67
NE61.3
5.7
26
32
6
C65-Y123
NW88
NE63.5
28.5
30
36
6
C67-P151
NE74.7
NE56.1
18.6
27
34
7
平均
21.5
9.4
如C61-Y127井：
封堵时监测原人工裂缝为NW64.1°，与注水井井位方位一致，分析为见水裂缝，压裂产生了NE73.7°的裂缝，说明原见水裂缝被封堵。
新裂缝与原裂缝相比，相差42.2°。
现场压裂的破裂压力对比，本次压裂比上次压裂破裂压力提高8.7MPa，说明原高含水老缝得到有效封堵，产生了新缝。
朝61-Y127井封堵裂缝及压裂裂缝监测图
增油效果
目前共试验16口井，措施初期平均单井日增液7.1t，日增油4.1t，含水下降33.8%，目前统计实施较早的12口井，平均单井日增液3.7t，日增油1.4t，含水下降16.2%，累计增油8246.0t。
堵压井效果统计表
井号
启抽
日期
措施前
措施初期
目前
累计
增油
t
产
液
t/d
产
油
t/d
含
水
%
产
液
t/d
产
油
t/d
含
水
%
产
液
t/d
产
油
t/d
含
水
%
C76-118
04-12-1
1.7
0.2
88.2
10
4.5
55.0
5.2
2.7
48.3
2439.7
C61-Y127
05-5-25
4.7
0.8
83
17.1
8.6
49.7
2
0.6
69.7
357.6
C60-128
05-6-3
4.4
0
100
16.7
0
100
7.9
0.7
90.9
616.7
C102-68
05-8-29
11
0
100
10.7
1
90.7
8.7
0.7
92.0
332.3
C65-143
05-8-30
4.2
0
100
7
4
42.9
4.6
1.2
74.4
811.8
C67-Y123
05-9-5
2.8
0.5
82.1
19.2
5
74.0
11.9
2.6
78
1545.1
C89-Y67
05-11-3
6.9
1
85.6
24.4
8.7
64.3
16.6
2.6
84.2
557.6
C92-86
06-7-23
0.8
0
100
14.8
6.9
53.4
11.0
4.2
61.7
749.2
C103-13
06-7-16
6.8
0
100
6.2
0
100
6.6
0
100
0.0
C64-152
06-3-1
2.0
0
100
3.7
3.7
0.0
3.7
0.7
81.4
295.9
C80-120
06-7-20
1.6
0
100
7.2
4.5
37.5
4.0
2.1
48.3
400.9
C87-125
06-7-23
3.3
0.4
89
5.6
1.2
78.6
6.1
2.2
63.3
139.2
C77-107
07-1-2
1.6
0.3
81.9
4.6
3.7
20.5
C104-F62
07-1-4
2.1
0
100
8.2
6.7
18
C65-Y123
07-1-7
1.8
0.3
83.3
8
3.8
52.7
C67-P151
07-1-2
3.0
0.5
81.7
9.2
7.7
15.8
合计
58.7
4
172.6
70
88.3
20.3
8246
平均
3.7
0.3
93.2
10.8
4.4
59.4
7.4
1.7
77.0
高含水井通过实施堵压结合工艺技术见到较好增产效果，降低了含水比率。
统计实施较早的12口井，采出程度提高1.3个百分点。
其中2005年实施的7口井采出程度提高1.58个百分点。
试验井措施效果对比表
2005年
措施井
措施前
措施后
累积
增油
（t）
采出
程度
提高
（%）
2006年
措施井
措施前
措施后累积
增油
（t）
采出
程度
提高
（%）
采出
程度
（%）
累计
产油
（t）
采出
程度
（%）
累计
产油
（t）
C76-118
39.75
43144.0
2439.7
2.25
C64-15
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