海洋石油開采工程（第六章注水與增產增注技術（一、二））海洋石油開采工程（第六章注水與增產增注技術（一、二））第一節注水技術注水開發是最重要的油田開發方式。注水是一種二次采油方法。通過注水井向地層注水，將地下原油驅替到生產井，增加原油的采收率。注水保持壓力是一項工藝技術。把水注入油藏，補充油藏原有的天然能量，改善油田的生產特性。注好水（質）注夠水（量）和有效注水是注水工程的基本任務。第一節注水技術注水開發是最重要的油田開發方式。注水是一水質水源及水處理注水井動態注水工藝注水井工藝措施主要內容第一節注水技術水質水源及水處理注水井動態注水工藝注水井工藝措施主第一節

1、注水中油層傷害原因及機理注水中油層傷害的原因：注入水與地層水不配伍注入水與儲層巖石礦物不配伍注入條件變化不溶物造成地層堵塞一、水質第一節注水技術1、注水中油層傷害原因及機理注水中油層傷害的原因：注入水與油層傷害表現在直接生成CaCO3、CaSO4或BaSO4、SrSO4等沉淀水中溶解氧引起鐵氧化物沉淀水中硫化氫引起硫化亞鐵沉淀水中二氧化碳引起CaCO3、BaCO3等沉淀注入水與地層水不配伍第一節注水技術油層傷害表現在直接生成CaCO3、CaSO4或BaSO4、S注入水經地面管線到井底，含鐵量顯著增加。腐蝕產物主要是氫氧化鐵和硫化亞鐵。鐵的沉淀機理注入水與地層水不配伍第一節注水技術注入水經地面管線到井底，含鐵量顯著增加。腐蝕產物主要是氫氧Fe2+氧化生成鐵菌的代謝作用產生氫氧化鐵沉淀生成機理注入水與地層水不配伍第一節注水技術Fe2+氧化生成鐵菌的代謝作用產生氫氧化鐵沉淀生成機理注入水水中硫化氫H2S與Fe2+生成水中硫酸鹽菌還原成H2S，與Fe2+生成硫化亞鐵沉淀生成機理注入水與地層水不配伍第一節注水技術水中硫化氫H2S與Fe2+生成水中硫酸鹽菌還原成H2S，與F重碳酸鈣、重碳酸鎂等不穩定鹽類，由于溫度變化，析出生成沉淀。在硫酸鹽還原菌作用下，生成CaCO3沉淀。碳酸鹽沉淀的機理注入水與地層水不配伍第一節注水技術重碳酸鈣、重碳酸鎂等不穩定鹽類，由于溫度變化，析出生成沉淀。油層傷害表現在：礦化度敏感引起水敏物質的膨脹、分散與運移PH值變化引起的微粒脫落、分散和沉淀注入水與巖石潤濕性反轉注入水與儲層巖石礦物不配伍第一節注水技術油層傷害表現在：礦化度敏感引起水敏物質的膨脹、分散與運移注入油層傷害表現在流速影響溫度變化影響壓力變化影響注入條件變化第一節注水技術油層傷害表現在流速影響注入條件變化第一節注水技術油層傷害表現在：外來的機械雜質堵塞地層注水系統中的腐蝕產物各種環境下生長的細菌油及其乳化物不溶物造成地層堵塞第一節注水技術油層傷害表現在：外來的機械雜質堵塞地層不溶物造成地層堵塞第一控制懸浮固體濃度與粒徑控制腐蝕性介質（溶解氧、CO2、H2S）控制含油量控制細菌含量控制水垢的形成2、注水水質的基本要求第一節注水技術控制懸浮固體濃度與粒徑2、注水水質的基本要求第一節注水一種厭氧條件下使硫酸鹽還原成硫化物，以有機物質為營養的細菌。生成環境PH=7.07.5，溫度為2035C。危害產生H2S并與鐵作用形成FeS沉淀和產生粘液物，強化垢的形成。硫酸鹽還原菌（SRB）第一節注水技術一種厭氧條件下使硫酸鹽還原成硫化物，以有機物質為營養的細菌。多種細菌的總稱，是好氧性細菌和兼性細菌。生成環境水中含有亞鐵、氧和有機物，總鐵量在16mg/L的水中，溫度為2225℃。

危害促成二價鐵氧化成Fe3+，產生氫氧化鐵沉淀；粘液物質形成濃度差電池腐蝕。鐵細菌第一節注水技術多種細菌的總稱，是好氧性細菌和兼性細菌。鐵細菌第一節注一類好氧“異養”型的細菌，存在分布較廣。生成環境存在分布較廣。

危害與鐵細菌大體相同。腐生菌（TGB）第一節注水技術一類好氧“異養”型的細菌，存在分布較廣。腐生菌（TGB）第一

五類指標：溶解氣生物類礦物類相關指標綜合類3、水質的指標體系第一節注水技術五類指標：溶解氣3、水質的指標體系第一節注水技術溶解在水中的O2、CO2和

H2S的濃度單位：mg/L生物類描述菌類及種菌的含量單位：個/mL溶解氣第一節注水技術溶解在水中的O2、CO2和H2S的濃度生物類描述菌類及種菌陽離子：鈣、鎂、鐵、鋇（鍶）離子陰離子：氯根、碳酸根和碳酸氫根及硫酸根相關指標PH值溫度含油：mg/L礦物類第一節注水技術陽離子：鈣、鎂、鐵、鋇（鍶）離子相關指標PH值礦物類第一節

1、水源選擇（1）水源類型地下水水量穩定，水質不受季節影響，礦化度較高。地表水礦化度低，泥砂含量高，溶解氧充足，水量受季節變化。二、水源及水處理第一節注水技術1、水源選擇（1）水源類型地下水二、水源及水處理第一節油田污水偏堿性，硬度低，含鐵少，礦化度高，含油量高和膠體物量高，懸浮物組成復雜,油田注水的主要水源。海水高含氧和鹽，腐蝕性強，懸浮固體顆粒隨季節變化,水源豐富。混合水混合水指上述二種或三種以上水源相混合的水。大多數情況是含油污水與其它水源混合注入地層。第一節注水技術油田污水第一節注水技術充足的水量，且供水量穩定。良好或相對良好的水質，且水處理工藝相對簡單或水處理經經濟技術可行。含油污水優先，以減少環境污染。考慮水的二次或多次利用，減少資源浪費。（2）水源選擇原則水源總供水量：Q1—油田注水量；Q2—油田輔助生產用水量Q3—油田生活用水量；Q4—其它用水量第一節注水技術充足的水量，且供水量穩定。（2）水源選擇原則水源總供水量：Q沉淀過濾殺菌脫氣除油曝曬

2、水處理基本措施第一節注水技術沉淀2、水處理基本措施第一節注水技術沉淀是讓水在沉淀池（罐）內有一定的停留時間，使其中所懸浮的固體顆粒借助自身的重量沉淀下來。提高沉降效果足夠的沉淀時間：加迂回擋板，增大流程。快速的下沉速度：加入絮凝劑，增大顆粒直徑。Stokes沉降規律：沉淀第一節注水技術沉淀是讓水在沉淀池（罐）內有一定的停留時間，使其中所懸浮的固過濾過濾目的是除懸浮固體或除鐵。常見的除鐵方法自然氧化法（石英砂過濾）接觸催化法（天然錳砂過濾）人工石英砂法。過濾器的種類不同的過濾器，過濾標準或過濾對象不盡相同。第一節注水技術過濾過濾目的是除懸浮固體或除鐵。第一節注水技術殺菌殺菌方法有化學法和物理法。油田常用殺菌劑。第一節注水技術殺菌殺菌方法有化學法和物理法。第一節注水技術脫氣真空除氧降低壓力就降低了溶解氣量。氣提脫氧用天然氣或惰性氣體從水中逆流以提出水中溶解氧。化學脫氧化學藥劑（氧化劑）與氧反應生成無腐蝕性產物。除去H2S和CO2在酸性條件下，可在真空脫氧或氣提脫氧中完成。第一節注水技術脫氣真空除氧第一節注水技術除油污水中含油分散情況有三類浮油、分散油及乳化油。浮油稍加靜置即浮到水面，分散油如果有足夠的靜置時間，也能浮升至水面。重力分離提供足夠的停留時間以便油珠聚結和重力分離。氣體浮選氣泡與懸浮在水流中的油滴接觸，使它們象泡沫一樣上升到水面。第一節注水技術除油污水中含油分散情況有三類第一節注水技術水處理系統分為閉式系統和開式系統兩種。閉式系統是一種完全隔絕氧氣的系統，適用于原來就不含空氣（或極少量氧），并幾乎不用化學處理的系統。海水注入系統可采用閉式系統。開式系統適用于被氧飽和的水源或需要以通氣的方式除去H2S和CO2。應采用相應的隔氧技術。3、水處理基本流程第一節注水技術水處理系統分為閉式系統和開式系統兩種。閉式系統3、水處理基本主要是懸浮物和含氧。海水處理流程：（1）海水處理回注流程第一節注水技術主要是懸浮物和含氧。（1）海水處理回注流程第一節注水技（2）含油污水處理回注流程第一節注水技術（2）含油污水處理回注流程第一節注水技術（3）地下水處理回注流程第一節注水技術（3）地下水處理回注流程第一節注水技術1、基本概念三、注水井動態流度比吸水指數視（比）吸水指數與比吸水指數相對吸水量注水井指示曲線吸水剖面第一節注水技術1、基本概念三、注水井動態流度比第一節注水技術流度比指在注水油藏中水侵區的水的流度與油匯區的油的流度之比值。在見水前，一個開發區流度比將一直不變；在見水后，流度比隨含水飽和度、水的相對滲透率的增加而不斷增大。人工注水時的流度比范圍為0.022.0。流度比第一節注水技術流度比指在注水油藏中水侵區的水的流度與油匯區的油的流度之比值吸水指數表示注水井單井或單層的吸水能力。吸水指數指注水井在單位井底壓差下的日注水量，單位用m3/MPa.d。吸水指數第一節注水技術吸水指數表示注水井單井或單層的吸水能力。吸水指數指注水井在單視吸水指數指日注水量與井口注入壓力之比，單位用m3/MPa.d。比吸水指數指單位油層厚度上的吸水指數或稱“每米吸水指數”。視吸水指數比吸水指數第一節注水技術視吸水指數指日注水量與井口注入壓力之比，單位用m3/MPa.相對吸水量表示了各小層的相對吸水能力。相對吸水量指對于多層注水井，在相同條件下某小層的吸水量與全井吸水量之比。相對吸水量第一節注水技術相對吸水量表示了各小層的相對吸水能力。相對吸水量指對于多層注注水井指示曲線指在穩定流動的條件下，注入壓力與注水量的關系曲線。注水井指示曲線分層指示曲線注水井指示曲線第一節注水技術注水井指示曲線指在穩定流動的條件下，注入壓力與注水量的關系曲吸水剖面描述注水井在井底沿井筒各射開層分層吸水量的圖形。吸水剖面形象地表示注水井分層吸水能力大小。同位素載體法是測注水井吸水剖面常用方法。井溫測試可確定井下吸水層位。吸水剖面第一節注水技術吸水剖面描述注水井在井底沿井筒各射開層分層吸水量的圖形。吸水IIIIII吸水剖面第一節注水技術IIIIII吸水剖面第一節注水技術Qw—注水量或吸水量，m3/dKw—水的有效滲透率，10-3m2h—吸水層段有效厚度，mPiwf-Pr—注水壓差，kPaBw—水的體積系數w—水的粘度，mPa.sS—注水井綜合表皮系數Re—水前緣半徑，mrw—井筒半徑，m單井注水量方程2、注水井的注水量第一節注水技術Qw—注水量或吸水量，m3/dKw—水的有效滲透率（1）注水量方程變量變化（2）吸水能力降低的現場因素3、吸水能力的因素分析第一節注水技術（1）注水量方程變量變化（2）吸水能力降低的現場因素3、吸水（1）常見指示曲線（2）用指示曲線分析油層吸水能力變化（3）井下工具管柱工況判斷（4）檢查配注準確程度和分配層段注水量4、注水指示曲線分析與應用第一節注水技術（1）常見指示曲線4、注水指示曲線分析與應用第一節注水曲線1直線遞增式，反映了地層的吸水規律。曲線2垂直式，曲線出現在油層滲透性極差的情況，或測試故障或水嘴堵死。曲線3遞減式，是一種不正常的曲線。（1）常見指示曲線第一節注水技術曲線1（1）常見指示曲線第一節注水技術曲線4曲折式，反映儀器設備有問題。曲線5上翹式，與儀表、操作、設備、油層性質有關。曲線6折線式，表示有新油層在注水壓力較高時開始吸水，或地層產生微小裂縫。第一節注水技術曲線4第一節注水技術指示曲線右移，斜率變小：吸水指數變大，地層吸水能力變好。（2）指示曲線分析油層

吸水能力變化第一節注水技術指示曲線右移，斜率變小：（2）指示曲線分析油層第一節注指數曲線左移，斜率變大：吸水指數變小，地層吸水能力變差。第一節注水技術指數曲線左移，斜率變大：第一節注水技術指示曲線平行上移，斜率不變：吸水能力未變，地層壓力升高。第一節注水技術指示曲線平行上移，斜率不變：第一節注水技術指示曲線平行下移，斜率不變：吸水能力未變，而是地層壓力下降所致。第一節注水技術指示曲線平行下移，斜率不變：第一節注水技術封隔器失效油、套壓平衡，注水量上升，注水壓力不變而注水量上升，封隔的兩層段指示曲線相似。配水器失效注水量逐漸下降，直至不進水，指示曲線向壓力軸方向偏移；注水量逐漸上升，指示曲線向注水軸偏移；注水量突然上升，指示曲線向注水軸偏移。（3）井下工具管柱工況判斷第一節注水技術封隔器失效（3）井下工具管柱工況判斷第一節注水技術管柱失效全井注水量猛增，層段指示曲線與全井指示曲線相似；層段指示曲線與水嘴掉時相似；注水量上升，油壓下降套壓上升，層段批示曲線向注水軸偏移。第一節注水技術管柱失效第一節注水技術1、注水工藝參數設計四、注水工藝注水量預測與設計注水壓力設計注水溫度預測與設計注水井節點系統分析第一節注水技術1、注水工藝參數設計四、注水工藝注水量預測與設計第一節（1）不同含水階段日注水量（2）單井平均日注水量N—全油田注水井數，口Qy—產油量，t/dB—注采比C—注水系數，取C=1.01.2B0—原油體積系數fw—含水率，%（重量百分比）0—地面原油密度，t/m3

w—注入水密度，t/m3Qw—全油田所需的注水總量,m3/dqiw—單井日注水量，m3/d2、注水量預測與設計第一節注水技術（1）不同含水階段日注水量（2）單井平均日注水量N—全油田注qiwc—油層厚度h的日平均臨界注入量，m3/dd—實驗巖芯直徑，cm h—油層厚度，mrw—井眼半徑（射孔井為孔眼端部距井中心距離），cmqc—實驗巖心的臨界流量，cm3/min（3）單井油層臨界注入量第一節注水技術qiwc—油層厚度h的日平均臨界注入量，m3/d（3）單井油啟動壓差油層開始吸水時的注入壓差，Pr。設計注水壓力采用臨界壓力原則中、高滲油層，最大井底注水壓力不得超過地層破裂壓力的90%；對低滲油層，井底壓力不超過地層破裂壓力的10%。3、注水壓力設計第一節注水技術啟動壓差設計注水壓力采用臨界壓力原則3、注水壓力設計第一節注水壓差油層開始吸水時的注入壓差，pr。第一節注水技術注水壓差第一節注水技術pf—油管摩阻損失，MPaph—井筒靜水壓頭，MPap—配水器嘴流損失，MPa注水井井口壓力第一節注水技術pf—油管摩阻損失，MPaph—井筒靜水壓頭，MP（1）分析步驟：按注水井動態方程繪制IPR曲線；繪制油管流動曲線或不同管徑注水壓力梯度曲線；將IPR和油管曲線聯合，獲得合適的注水壓力、注水量或油管直徑；按系統分析方法獲得其他相關的工藝參數；3、注水井節點系統分析第一節注水技術（1）分析步驟：按注水井動態方程繪制IPR曲線；3、注水井節注水IPR與油管曲線礫石充填注水井壓降曲線第一節注水技術注水IPR與油管曲線礫石充填注水井壓降曲線第一節注水技注水井注水管網注水站系統效率（2）注入系統第一節注水技術注水井（2）注入系統第一節注水技術油田注水系統包括油田供水系統、油田注水地面系統、井筒流動系統、油藏流動系統。油田注入系統包括油田注水地面系統、井筒流動系統。由注水站、配水間、井口、井下配水管柱及相連管網組成。第一節注水技術油田注水系統包括第一節注水技術生產井轉成的井低產井、特高含水油井或邊緣井。專門鉆的井因轉換注水井的費用會比鉆新注水井的費用高。多個注水井構成注水井組，注水井組的注入由配水間來完成。注水井第一節注水技術生產井轉成的井注水井第一節注水技術典型注水井井口和注水管線連接方式第一節注水技術典型注水井井口和注水管線連接方式第一節注水技術注水井井下系統第一節注水技術注水井井下系統第一節注水技術經濟流速注水管道運行費最低時的流速，對應的流量為經濟流量。注水管網最遠點水力壓降限定值在注水系統正常運行的情況下，注水成本最低時，高壓水輸送到最遠點的壓力下降值。是確定注水站的規模、管轄范圍或輸水距離的依據。注水管網第一節注水技術經濟流速注水管網第一節注水技術是注水系統的核心，注水站場設計包括確定總注水量和設計注水壓力，并規劃站內工藝流程。注水站規模：以管轄范圍的注水量及用水量為依據。QZ

—注水站用水量，m3/d

Qw—注水站注水總量，m3/dQx—日洗井水量，m3/d

Qf

—日附加用水量，m3/d注水站第一節注水技術是注水系統的核心，注水站場設計包括確定總注水量和設計注水壓力注水站壓力設計由油層注水壓力決定。多油層混注時，以各油層均能完成配注水量的最高壓力為依據。站內注水工藝流程來水進站計量水質處理貯水罐泵出第一節注水技術注水站壓力設計站內注水工藝流程第一節注水技術地面注入系統效率指注水站到井口的效率，包括注水泵機組效率及注水管網的效率。地—地面注入系統效率1—電動機平均效率2—注水泵平均效率3—注水管網平均效率系統效率第一節注水技術地面注入系統效率地—地面注入系統效率1—電注—注水系統效率供—供水系統效率地—地面注入系統效率井—井筒流動系統效率藏—油藏流動系統效率注入系統效率第一節注水技術注—注水系統效率供—供水系統效率注入系3、實施注水試注目的獲得吸水指數及地層注水啟動壓力等重要參數及檢驗水質標準的適應性。轉注對于特高含水的采油井，有時改為注水井即轉注。（1）試注與轉注第一節注水技術3、實施注水試注目的轉注（1）試注與轉注第一節注水技術分層注水在井口保持同一壓力的條件下，控制高滲透層的注水量，加強中、低滲透層的注入量，防止注入水單層突進，使之均勻推進。（2）分層注水第一節注水技術分層注水（2）分層注水第一節注水技術1、注水井工藝措施分類五、注水井工藝措施改變注水井工作制度的措施注水井增注措施注水井調堵措施粘土控制措施第一節注水技術1、注水井工藝措施分類五、注水井工藝措施改變注水井工作制度的2、增壓注水增壓注水是為了提高井底砂巖面注入壓力，來增加注水井吸水量的工藝措施。實現增壓注水：提高井口注入壓力（提高泵壓或在配水間添加增壓泵）或井下潛油電泵增壓。提高注水壓力后，不能保證達到各層吸水能力均衡增加。第一節注水技術2、增壓注水第一節注水技術3、脈沖注水脈沖水嘴增壓的基本理論是流體瞬間理論和水聲學原理。高壓水流過亥姆霍茲振蕩器可產生大幅度脈動，形成高頻水射流，經實驗測試，注水壓力10MPa時，出口壓力可達11.2MPa左右。第一節注水技術3、脈沖注水第一節注水技術第一節注水技術第一節注水技術4、周期注水間歇注水或不穩定注水：周期性地改變注水量和注入壓力，在油層中形成不穩定的壓力狀態，引起不同滲透率層間或裂縫與基巖塊間液體的相互交換。儲層非均質性，尤其是縱向非均質性，是采用周期注水方法的必要條件。第一節注水技術4、周期注水第一節注水技術注水量的波動幅度因素：B—注水量波動幅度—水的滯留系數qiw1—升幅注水注入量，m3/dqiw2—降幅注水注入量，m3/d—常規注水注入量，m3/d第一節注水技術注水量的波動幅度因素：B—注水量波動幅度—常規注水注入量，3、注水井調剖技術高滲透、有裂縫的層段迅速水淹，油井嚴重出水，中、低滲透層地層虧空，壓力迅速下降。降低高滲透小層或層段的吸水能力，改善中、低滲透層的物性，增加巖石的絕對滲透率，達到剖面上的吸水均衡。高滲透層進行調堵，而對低滲透層進行增注改造措施。第一節注水技術3、注水井調剖技術高滲透、有裂縫的層段迅速水淹，油井嚴重出水注水井調堵方法分為：機械法、物理法和化學法。機械法主要是采取限流射孔或封隔器封堵特高吸水層段。物理法主要采取用注大顆粒固體或石灰乳、或重油或泡沫等堵劑，封堵高滲透層段滲流通道。注懸浮液或體膨劑是常用的調堵措施。第一節注水技術注水井調堵方法分為：機械法、物理法和化學法。第一節注水主要采用注化學劑方法：凍（凝）膠型調剖劑：如木質素磺酸鈣，木質素磺酸鈉等；吸附型調剖劑：如聚丙烯酰胺—硅土調剖劑等；沉淀物調剖：如水玻璃—氯化鈣等；水膨型調剖劑：如聚丙烯醇顆粒等；粘彈性型：如TP-910調剖劑、三相泡沫等；混合型：如BD-861調剖劑等。第一節注水技術主要采用注化學劑方法：第一節注水技術4、粘土控制技術第一節注水技術粘土防膨劑段塞注入技術粘土防膨劑分為無機鹽類、無機物表面活性劑，離子型表面活性劑（有機物離子表面活性劑）以及無機物離子型表面活性劑復配物。防膨劑的篩選必須經過初選和滲流防膨效果評價。4、粘土控制技術第一節注水技術粘土防膨劑段塞注入技術粘第六章注水與增產增注技術第一節注水技術第三節酸化技術第四節水力壓裂技術第二節堵水調剖技術一、油井化學堵水工藝技術二、注水井調剖工藝技術三、深部調剖與區塊整體堵調工藝技術四、堵水調剖施工工藝五、實例介紹第六章注水與增產增注技術第一節注水技術第三節酸第二節堵水調剖技術1、油井堵水基本原理一、油井化學堵水工藝技術油井出水的主要原因1．注入水指進和竄流2．底水錐進3．邊水突進4．其他原因

同層水竄層（槽）水第二節堵水調剖技術1、油井堵水基本原理一、油井化學堵水油井出水的危害性1．消耗地層能量2．油井大量出水，造成油井出砂更為嚴重3．危害采油設備4．加重脫水泵站負擔5．增加污水處理量第二節堵水調剖技術油1．消耗地層能量2．油井大量出水，造成油井化學堵水的基本原理基本原理將化學劑（堵劑）從油井注入到高滲透出水層段，以降低近井地帶的水相滲透率，控制注入水、底水和邊水的產出，增加原油產量。主要方式使用選擇性堵劑選擇性封堵同層水打隔板控制底水錐進，封堵底水。封堵水層和高含水層（可準確確定水層和高含水層）。第二節堵水調剖技術油井化學堵水的基本原理基本原理主要方式第二節堵水調剖技選擇性堵水適用于封堵同層水和不易用封隔器與油層分隔開的水層的堵水工藝。堵劑的選擇性選擇性堵水地層的選擇性2、選擇性堵水與選擇性堵劑（1）選擇性堵水第二節堵水調剖技術選擇性堵水適用于封堵同層水和不易用封隔器與油層分隔開的水層的活性稠油堵水劑為油基堵劑，其中的原油與活性劑混合液注入地層后，與地層水形成油、水分散體，改變巖石的界面張力。體系中的油滴產生Jamin效應使水流受阻，降低水相滲透率，起到選擇性堵水的作用。堵劑的選擇性有機硅堵水劑為醇基堵劑。氯硅烷的醇解產物具有線型或體型結構，可牢固吸附于砂巖表面而改變表面性質，形成親油憎水膜，起到選擇性堵水作用。第二節堵水調剖技術活性稠油堵水劑為油基堵劑，其中的原油與活性劑混合液注入地層后基本組成有機硅堵水劑中所用有機硅為氯硅烷釜殘液，密度為1.11g/cm3，含氯量為39％～40％（質量）。醇類為乙醇或多元醇。堵劑中各組分配比（質量比）為：氯硅烷釜殘液：醇＝100：（5～50）。作用機理有機硅堵水劑為醇基堵劑。氯硅烷的醇解產物具有線型或體型結構，可牢固吸附于砂巖表面而改變表面性質，形成親油憎水膜，起到選擇性堵水作用。有機硅堵水劑第二節堵水調剖技術基本組成有機硅堵水劑第二節堵水調剖技術滲透率差異較大的油層，水洗段都在高滲透層段，而低滲透地層則水驅效果極差。在堵水過程中，水溶性的堵劑將優先進入高滲透地層而很少進入低滲透地層，從而有效地封堵高滲透條帶，擴大注入水的波及系數，改善低滲透條帶的水驅效果，提高注水開發的原油采收率。地層的選擇性第二節堵水調剖技術滲透率差異較大的油層，水洗段都在高滲透層段，而低滲透地層則水能夠有效降低水相滲透率而對油相滲透率損害較小的堵劑。名稱配方，mg/L作用機理適用條件部分水解聚丙烯酰胺溶膠堵劑HPAM：5000～10000；Na2S2O3：300～500（臨苯二胺：400～800）分子側鏈的-CONH2與地層巖石通過氫鍵作用產生單分子層吸附；-COONa對水有較強的親和力，在粘度效應、殘余阻力和粘彈效應作用下，封堵地層孔隙，阻止水流動，起到選擇性堵水的作用。添加臨苯二胺可增加體系耐溫性能，擴大堵劑使用范圍。適用于40～80℃（添加臨苯二胺：80～130℃）、礦化度∠5000mg/L、滲透率∠0.3μm2的砂巖或碳酸鹽巖油藏堵水。甲叉基聚丙烯酰胺溶膠堵劑甲叉基聚丙烯酰胺：3000～7000；Na2S2O3：300～500適用于40～90℃、空氣滲透率∠0.3μm2的砂巖油層堵水。（2）選擇性堵劑第二節堵水調剖技術能夠有效降低水相滲透率而對油相滲透率損害較小的堵劑。名稱配名稱組成，mg/L作用機理適用條件F-HPAM堵劑HPAM：8000～12000；CH2O：6000～11000（間笨二酚：300～600）HPAM的-CONH2通過氫鍵吸附在巖石表面，-COONa對水有較強親和力，增加水的流動阻力，使得水相滲透率降低；甲醛交聯HPAM形成具有網狀結構的凍膠堵塞地層孔隙；加入間笨二酚可增加體系熱穩定性。適用于油層溫度為50～70℃（加入間笨二酚：50～90℃）的砂巖油藏油井堵水和注水井調剖。活性稠油堵水劑原油：表面活性劑＝1：0.005活性稠油堵水劑為油基堵劑，其中的原油與活性劑混合液注入地層后，與地層水形成油、水分散體，改變巖石的界面張力。體系中的油滴產生Jamin效應使水流受阻，降低水相滲透率，起到選擇性堵水的作用。適用于油層溫度為40～60℃的砂巖地層封堵同層水。有機硅堵水劑氯硅烷釜殘液：醇＝100：（5～50）有機硅堵水劑為醇基堵劑。氯硅烷的醇解產物具有線型或體型結構，可牢固吸附于砂巖表面而改變表面性質，形成親油憎水膜，起到選擇性堵水作用。適用于150～200℃的砂巖油層堵水第二節堵水調剖技術名稱組成，mg/L作用機理適用條件HPAM：8000～12非選擇性堵水封堵地層一切孔道，適用于封堵單一水層和高含水層。注入方法分單液法和雙液法。還可把固體顆粒如水泥（或超細水泥）、粘土、粉煤灰等懸浮在油中或水中，泵入地層后凝固成固結體而封堵地層。3、非選擇性堵水與非選擇性堵劑第二節堵水調剖技術非選擇性堵水3、非選擇性堵水與非選擇性堵劑第二節堵水調非選擇性堵劑主要分為凍膠、凝膠、顆粒、樹脂和沉淀等五大類。非選擇性堵水所用堵劑無選擇性，應用的先決條件是找準出水層段，并采取一定措施將油層和水層分隔開。第二節堵水調剖技術非選擇性堵劑第二節堵水調剖技術砂巖油田選井條件（1）依據油藏及開發資料選擇堵水井油井單層厚度較大(一般要求大于5m)。油井各油層縱向滲透率差異較大（可優先選擇油層縱向滲透率級差大于2的井）。4、堵水井的選擇第二節堵水調剖技術砂巖油田選井條件（1）依據油藏及開發資料選擇堵水井油井單層優先選擇縱向水淹程度不均勻，縱向上部分層段未發揮作用，尚有較大生產潛力的井。出水層位比較清楚。固井質量好，無層間竄槽。第二節堵水調剖技術優先選擇縱向水淹程度不均勻，縱向上部分層段未發揮作用，尚有較碳酸鹽巖油田選井條件生產層段是以裂縫為主的裂縫性儲層。生產層段是以溶蝕孔洞為主的孔洞型儲層。生產層段是以晶間孔和粒間孔為主的孔隙型儲層。生產層段中存在多條裂縫或水平裂縫比較發育。生產剖面縱向差異大，除主力層段外有接替層段。第二節堵水調剖技術碳酸鹽巖油田選井條件生產層段是以裂縫為主的裂縫性儲層。第二節按有產能、高含水、處于低PI值區域（從區塊PI值等值圖找出）等條件選擇堵水井。（2）依據PI值（壓力指數PressureIndex，PI）選擇堵水井第二節堵水調剖技術按有產能、高含水、處于低PI值區域（從區塊PI值等值圖找出）需要結合堵水井的堵水方式和具體地層條件選擇堵劑。對于封堵同層水，需要選用選擇性堵劑；對于封堵水層水和底水，可以選用非選擇性堵劑。選擇堵劑時，須考慮堵水井的地層溫度、地層水礦化度和油井管柱等。5、堵劑的選擇第二節堵水調剖技術需要結合堵水井的堵水方式和具體地層條件選擇堵劑。對于封堵同層PI決策技術按地層溫度、地層水礦化度、油井所處PI值的區域、成本等條件選擇堵劑。

RE決策技術通過專家系統的產生式推理方式選擇堵劑。本決策系統將常用的堵劑建成堵劑庫，堵劑庫中包含堵劑名稱、堵劑粒徑、堵劑對地層礦化度的適應范圍、堵劑對地層溫度的適應范圍、堵劑對地層pH值的適應范圍等堵劑的性能參數。堵劑類型選擇時，系統將地層參數與堵劑庫匹配，尋求最佳的堵劑類型。第二節堵水調剖技術PI決策技術第二節堵水調剖技術（1）堵水是否有效的評價條件油井堵水施工后符合下列條件之一者，可認為該井為堵水有效井：堵水后全井產液量上升，綜合含水率下降5%以上。油井堵水后全井產液量下降，但綜合含水率明顯下降，實際產油量上升或穩定。堵水后含水率大幅度下降，產油量也略有下降。6、油井堵水效果評價第二節堵水調剖技術（1）堵水是否有效的評價條件油井堵水施工后符合下油井堵水施工作業成功的井數與堵水施工作業總井數之比為堵水成功率。堵水施工的油井中，有效井的總數與堵水施工油井中可對比井總數之比為堵水有效率。（2）堵水成功率與有效率第二節堵水調剖技術油井堵水施工作業成功的井數與堵水施工作業總井數之比為堵水成功日增產油量油井堵水后第一個月平均日產油量與堵水前最后一個月平均日產油量之差為堵水后的日增產油量。累計增產油量油井堵水有效期內的實際累積產油量與堵水前最后一個月平均日產油量和有效天數乘積之差為堵水后的累計增產油量。（3）堵水井增產油量與降低產水量第二節堵水調剖技術日增產油量（3）堵水井增產油量與降低產水量第二節堵水堵水有效期內的增油量，t堵水有效期內平均日產液量，t/d堵水有效期內平均含水，％堵水前一個月的平均日產液量，t/d堵前一個月的平均綜合含水，％堵水有效期，d不考慮遞減的增油量按下式計算第二節堵水調剖技術堵水有效期內的增油量，t堵水有效期內平均日產液量，t/d堵水考慮遞減后堵水有效期內的增油量，t堵水有效期內平均日產油量，t/d考慮遞減后油井堵水前一個月的產油量在有效期內的平均折算產量，t/d堵水有效期，d考慮遞減的增油量按下式計算第二節堵水調剖技術日降水量油井堵水前最后一個月的平均日產水量與堵水后第一個月平均日產水量之差為油井堵水后的日降水量。考慮遞減后堵水有效期內的增油量，t堵水有效期內平均日產油量，堵水有效期內的降水量，t堵水有效期內平均日產液量，t/d堵水有效期內平均含水，％堵水前一個月的平均日產液量，t/d堵前一個月的平均綜合含水，％堵水有效期，d累計降水量油井堵水前最后一個月內平均日產水量和有效天數的乘積與堵水有效期內的實際產水量之差為油井堵水后的累計降水量。第二節堵水調剖技術堵水有效期內的降水量，t堵水有效期內平均日產液量，t/d堵水中低滲透率砂巖油藏該類油藏儲層中，影響油水滲流的孔隙屬于小孔細喉型，由于孔隙小，喉道細，儲層易受傷害，產生堵塞。油藏條件堵劑選擇40℃～85℃礦化度＜5000mg/L鉻交聯部分水解聚丙烯酰胺凍膠堵劑甲叉基聚丙烯酰胺溶膠木質素磺酸鈣堵劑三相泡沫堵水劑高溫、高鹽陽離子聚丙烯酰胺凍膠堵劑部分水解聚丙烯腈高溫堵劑超細水泥7、不同類型油藏的堵水工藝方法第二節堵水調剖技術中該類油藏儲層中，影響油水滲流的孔隙屬于小孔細喉型，由于孔隙由于強注強采，高滲透砂巖油藏長期受注入水的沖刷，油層物性發生較大變化，大孔道竄流嚴重。常采用價格低、來源廣、封堵強度大、耐沖刷的高強度堵劑進行封堵。高滲透砂巖油藏第二節堵水調剖技術由于強注強采，高滲透砂巖油藏長期受注入水的沖刷，油層物性發生高強度堵劑樹脂類顆粒類沉淀堵劑脲醛樹脂酚醛樹脂油基水泥硅土膠泥堵水劑石灰乳復合堵劑

氟硅酸-水玻璃第二節堵水調剖技術高樹脂類顆粒類沉淀堵劑脲醛樹脂酚醛樹脂油基水泥硅土膠泥堵水劑油井一旦見水含水迅速上升甚至發生暴性水淹底水沿高角度裂縫快速錐進次生裂縫、微裂縫與底水溝通邊水在驅動壓差作用下向大裂縫突進高含水飽和度的大縫大洞本身的產量急劇下降對低含水飽和度的中小縫洞產生嚴重干擾。潛山裂縫性油藏第二節堵水調剖技術油井一旦見水含水迅速上升甚至發生暴性水淹底水沿高角度裂縫快中、低含水期

自噴油井裸眼井段中裂縫間的相互干擾：井段下部出水層段對上部含油層段的干擾，聚丙烯酰胺高溫溶膠，高溫鉻凍膠中、高含水期

抽油生產，裂縫發育放空漏失嚴重，原使用堵水劑強度低、熱穩定性較差樹脂凝膠復合凝膠高含水期巖塊系統的采出程度低，含油飽和度相當高，為發揮巖塊系統小縫小洞的生產潛力，需要高強度、耐大壓差的堵劑封堵大縫洞

水泥石灰乳無機堵劑

高含水后期在剩余含油厚度小、油水混雜的裸眼層段內部封堵高滲透水淹縫洞，發揮低滲透含油縫洞的生產潛力，進行裂縫系統內的油水調整挖潛HB—952堵水劑，多元高分子聚合物堵水應從儲層特征和含水變化特點出發，根據不同的含水階段，選擇性能適宜的堵劑，以取得最佳堵水效果。滲透砂巖油藏第二節堵水調剖技術中、低含水期自噴油井裸眼井段中裂縫間的相互干擾：井段下部由于儲層的非均質性，在注汽開采過程中，普遍存在嚴重的蒸汽指進和超覆、井間氣竄、邊水突進、蒸汽熱效率低等問題。化學堵調是解決汽竄的有效手段。名稱組成，%特點苛化泥封竄劑苛化泥：30~35、GS固化劑：30~33、x—88懸浮劑：0.6、x—l68緩凝劑：0.4

成本低、可泵性好，高強度、易解堵GH高溫封竄劑由一種熱固性PF樹脂作為成膠骨架，與無機物復合長期耐高溫、巖心堵塞率高、易泵入水泥堵劑20%G級水泥+2%JMH+1%OS+0.6%CH-2+0.6%NaCl+1%CaCl常溫下粘度低，有利于泵入，濾失量小，有利于深部封堵，凝結時間長、利于施工。膨潤土5%膨潤土+15%G級水泥+1%JMH+2%JSF+0.8%OS+0.4%CH-1有機無機復合在水泥、膨潤土中加入JHTD樹脂稠油油藏第二節堵水調剖技術由于儲層的非均質性，在注汽開采過程中，普遍存在嚴重的蒸汽指進對于底水錐進的井，一般采用在油水界面上0.5m～2.0m處的0.5m～1.0m間隔內將套管密集射孔，然后向密集射孔段擠入建立隔板的物質，以阻止底水錐進。溫度：50℃～80℃、礦化度＜5000mg/L：PAM或HPAM凍膠堵劑溫度：90～130℃、礦化度＜50000mg/L：HPAN堵劑或高溫木鈣堵劑封堵底水第二節堵水調剖技術對于底水錐進的井，一般采用在油水界面上0.5m～2.0m處的壓裂投產的部分低滲透井，由于壓開水層后造成水層水沿裂縫竄流至井口產出，使得產出液高含水。壓裂所形成的人工裂縫為油水的主要流動通道，如果對其實施封堵，在限制水的產出的同時，也阻止原油的產出。為了既有效封堵住人工裂縫，又不妨礙原油產出，篩選出適用的堵劑和施工工藝。封堵人工裂縫第二節堵水調剖技術壓裂投產的部分低滲透井，由于壓開水層后造成水層水沿裂縫竄流至封堵與裂縫連通水層封堵油層裂縫50℃～80℃地層：J-PAM封堵劑80℃～120℃地層：PAN封堵劑一是將封堵與裂縫連通水層的封堵劑擠出油層裂縫，一是對油層裂縫中的產出水進行選擇性封堵。SHD-1型選擇性堵劑第二節堵水調剖技術封堵與裂縫連通水層封堵油層裂縫50℃～80℃地層：J-封堵與裂縫連通水層的封堵用量按下式進行計算。V=πR2Φh封堵油層裂縫的選擇性堵劑用量設計依據壓裂壓開油層裂縫的孔隙體積計算。注入壓力施工壓力上限為不超過地層破裂壓力的80%頂替水量地面管匯容積＋施工管柱容積堵劑用量第二節堵水調剖技術封堵與裂縫連通水層的封堵用量按下式進行計算。堵劑用量第二節1、注水井調剖概述二、注水井調剖工藝技術注水井調剖分類單井小劑量調剖區塊整體調剖大劑量深部調剖第二節堵水調剖技術1、注水井調剖概述二、注水井調剖工藝技術注水井調剖分類單井油藏構造圖、油藏剖面圖、井身結構圖、吸水剖面圖注水井調剖基本做法編寫制定施工方案現場實施效果分析壓降曲線對比注水啟動壓力變化吸水剖面變化吸水指數變化對應油井累計增油量與降水量投入產出比收集相關的油藏及開發資料注水曲線及對應油井采油曲線、注水指示曲線、壓降曲線、水驅特征曲線注水層位及注水動態數據第二節堵水調剖技術油藏構造圖、油藏剖面圖、井身結構圖、吸水剖面圖注水井調剖編寫分流改善流度堵塞2、注水井化學調剖作用原理調剖劑優先進入流動阻力低的高滲透層段，并在預定時間內生成凍膠、凝膠或固體沉淀，對高滲透層段造成封堵，迫使注入水改變流動方向而進入中低滲透層段。用溶膠、凍膠進行調剖時，注入水將沿聚合物的邊緣流動，聚合物與水接觸的部分逐漸溶解、溶脹，增加了水的粘度，從而改變了油水流度比，提高了面積掃油效率，擴大了調剖的影響半徑。聚合物鏈上的反應基團與交聯劑發生反應，形成網狀結構，把水包含在晶格結構中形成具有粘彈性的凍膠體，這種凍膠體在孔隙介質中形成物理堵塞，阻止水流通過或改變水流方向，而未被交聯的分子或極性基團，可卷縮在孔道中，起到阻止水流的作用。第二節堵水調剖技術分流改善流度堵塞2、注水井化學調剖作用原理調剖劑優先進入流凍膠類凝膠類顆粒類樹脂類沉淀類泡沫類調剖劑3、調剖劑第二節堵水調剖技術凍膠類凝膠類顆粒類樹脂類沉淀類泡沫類調3、調剖劑第二OCrOOC=O－CH-CH2-NHCH2NHC=O－CH-CH2-O以水溶性高分子材料（PAM、HPAM、HPAN、XC等）為主劑，以高價金屬離子（鉻

Cr3+、Al3+等）或醛類為交聯劑，在地層條件下反應生成具有網狀結構的凍膠，堵塞地層孔隙，阻止注入水沿高滲透層流動。Cr3+交聯：－CH2-CH-－CH-CH2-醛交聯：－CH2-CH-

O=CC=OO=C（1）凍膠類調剖劑第二節堵水調剖技術OCrOOC=O－CH-CH2-NHCH2NHC=O－CH-凍膠類木素凍膠聚丙烯酰胺凍膠其他類凍膠第二節堵水調剖技術木素凍膠聚丙烯酰胺凍膠其他類凍膠第凝膠：由溶膠轉變而來的失去流動性的體系。活化劑可使水玻璃變成溶膠而后變成凝膠的物質。無機活化劑：鹽酸、硝酸、硫酸、氯化銨、硫酸銨、碳酸銨、碳酸氫銨、氨基磺酸、磷酸氫二鈉等有機活化劑：甲酸、甲酸乙脂、乙酸、乙酸銨、乙酸乙脂、氯乙酸、三氯乙酸、草酸、檸檬酸、甲醛、苯酚、臨苯二酚、間苯二酚、對苯二酚、間苯三酚等（2）凝膠類調剖劑第二節堵水調剖技術凝膠：由溶膠轉變而來的失去流動性的體系。活化劑無機活化劑：鹽硅酸凝膠：水玻璃（Na2O·mSiO2）和活化劑（鹽酸）反應生成的凝膠。將水玻璃加到鹽酸中，反應在H＋過剩的條件下發生，所制得的凝膠為酸性硅酸凝膠。將鹽酸加到水玻璃中，反應在硅酸根過剩的條件下發生，所制得凝膠為堿性硅酸凝膠。第二節堵水調剖技術硅酸凝膠：水玻璃（Na2O·mSiO2）和活化劑（鹽酸）反顆粒類分散顆粒類水膨體類固結體類（3）顆粒類調剖劑第二節堵水調剖技術分散顆粒類水膨體類固結體類（3）顆粒類調剖劑第二節固體分散顆粒石英、氧化鎂、氧化鈣、碳酸鎂、碳酸鈣、滑石、粘土、木粉、粉煤灰等。堵塞機理當顆粒粒徑大于地層孔徑時，對地層孔隙產生堵塞；顆粒粒徑小于地層孔徑，但大于其1/3時，通過架橋對其產生堵塞。分散顆粒類第二節堵水調剖技術固體分散顆粒石英、氧化鎂、氧化鈣、碳酸鎂、碳酸鈣、滑石、粘土通過在合成高聚物時加入一定量的交聯劑和膨脹劑，生成膠體狀水不溶物，用膠體磨將其制成不同粒徑的顆粒，用分散劑將其帶入地層，依靠其遇水膨脹的性能堵塞地層孔隙。水膨體調剖劑主要為部分交聯聚丙烯酰胺水膨體，在單體丙烯酰胺聚合時加入N、N－亞甲基雙丙烯酰胺作交聯劑、加入丙烯酸類化合物作膨脹劑，有的產品中加入小量粘土作為添加劑。水膨體類調剖劑第二節堵水調剖技術通過在合成高聚物時加入一定量的交聯劑和膨脹劑，生成膠體狀水不隨著水的礦化度的增加，調剖劑的膨脹倍數減少。調剖劑遇水后，在前30min膨脹較快，以后膨脹速度減緩，放置

10h左右，基本可膨脹完全。溫度升高，膨脹速度加快，膨脹倍數增加。隨粒徑增大，膨脹速度減慢。相同質量樣品的最終膨脹倍數相近。水膨體調剖劑一般具備如下性能第二節堵水調剖技術隨著水的礦化度的增加，調剖劑的膨脹倍數減少。水膨體調剖劑一般序號名稱主要性能與適用條件1TP-1體膨型調剖劑1．耐溫：≤120℃，耐鹽：≤5×104mg/L；2．膨脹倍數：30～60倍；3．適由于高含水、特高含水地層的調驅、調剖、堵水2TPKL-10堵水調剖劑具有良好的體膨特性（膨脹倍數≥20），主要用于高含水、特高含水地層的調驅、調剖、堵水。3CYY-2型調剖劑1．適用溫度：40～120℃，耐鹽：≤10×104mg/L；2．膨脹倍數：15～80倍；3．適由于高含水、特高含水地層的調驅。常用的水膨體類調剖劑第二節堵水調剖技術序號名稱主要性能與適用條件11．耐溫：≤120℃，耐鹽：在地層條件下可固結成較堅硬的固體，堵塞地層中的大孔道和高滲透層。既可用于油井堵水，又可用于注水井調剖。固結體類調剖劑水泥（超細水泥）類礦物粉類樹脂包覆顆粒類粉煤灰＋水泥類無機顆粒＋固化劑類固結體類調剖劑第二節堵水調剖技術在地層條件下可固結成較堅硬的固體，堵塞地層中的大孔道和高滲透項目油井水泥45℃水泥75℃水泥95℃水泥水泥漿密度，g/cm31.85±0.021.85±0.021.85±0.02水泥漿流動度，cm>24>24>24析水率<0.01<0.01<0.01初凝時間，min90～150120～180180～240初凝至終凝時間，min<60<60<6048h抗折強度，MPa>3.54.0～5.5>5.5適用井深，m15001500～25002500～3500油井水泥主要性能及適用井深第二節堵水調剖技術項目油井水泥常用水泥類堵劑觸變水泥堵劑

超細水泥堵劑低濾失水泥封堵劑改性水泥堵劑水泥堵劑復合堵劑第二節堵水調剖技術常用水泥類堵劑觸變水泥堵劑超細水泥堵劑低濾失水泥封堵劑改性

粒徑由普通水泥的53μm左右變為10μm左右，對0.25μm窄縫的通過量由普通水泥的15%左右提高到95%左右；比表面積大，水化速度快，水化程度高，水泥利用率比普通水泥約高1倍。水灰比同為2:1時，級超細水泥漿比普通水泥漿的析水率降低1倍，而水泥結石的抗壓強度和抗折強度則提高1倍，抗滲性提高了14倍。超細水泥堵劑第二節堵水調剖技術粒徑由普通水泥的53μm左右變為10μm左右，對0.25μ失水速度可控制在200mL/30min以內，足以滿足各種情況下的施工要求。能有效降低水泥漿的濾失量。JS-1加量越大，水泥漿濾失量越低，當JS-1加量在2%以上時，水泥漿的濾失量可控制在較低范圍內。可控制水泥漿的初凝時間。當JS-1加量為2％～3％時,水泥漿的初凝時間為6h～9h，能夠滿足現場施工安全要求。可有效地提高抗壓強度，保證封堵效果。低濾失水泥封堵劑第二節堵水調剖技術失水速度可控制在200mL/30min以內，足以滿足各種情況水泥漿的觸變性是指攪拌后水泥漿變稀、靜止后水泥漿變稠的特性。其具體表現為：在一定時間內，漿體靜止不動時似凝固體，一經攪動或搖動，凝固的漿體又重新獲得流動性，若再靜止又重新凝固，并可這樣重復多次。在水泥中加入觸變劑配制成水泥漿，觸變劑水化后與鋁酸三鈣反應，生成硫代鋁酸鈣礦物并沉積在水泥顆粒的表面，即制成觸變水泥。鈣鋁釩晶體會促進水泥顆粒間的自然結合，導致網狀結構的形成。當攪拌時，網狀結構很容易破壞，水泥漿又轉變為流體狀態。觸變水泥堵劑堵漏原理第二節堵水調剖技術水泥漿的觸變性是指攪拌后水泥漿變稀、靜止后水泥漿變稠的特性。指兩種或多種能在水中反應生成沉淀封堵高滲透層的化學物質，多為無機物。該類調剖劑一般采用雙液法施工，即將兩種或多種工作液以1：1的體積比分別注入地層，中間用隔離液分隔。當其向地層推進一定距離后，隔離液逐漸變稀、變薄，失去分隔作用，注入的不同工作液相遇，反應生成沉淀，封堵高滲透層。4、沉淀型調剖劑第二節堵水調剖技術指兩種或多種能在水中反應生成沉淀封堵高滲透層的化學物質，多為序號名稱基本組成，％（質量）主要性能與適用條件1水玻璃氯化鈣水玻璃：15～20；氯化鈣：17～26；1.粘度低、易泵送、膠凝時間短、凝膠強度高，堵塞率85%～95%，抗鹽、耐溫。2.適用于40℃～80℃砂巖高滲透地層堵水調剖。2聚丙烯腈氯化鈣HPAN：6.5～8.5CaCl2：20～30；1.抗剪切、沉淀物耐溫、穩定期長、可堵可解。2.適用于50℃～90℃砂巖高滲透地層堵水調剖。3碳酸鈉三氯化鐵Na2CO3：5～20；FeCl3：5～30；適用于砂巖高滲透地層堵水調剖。4水玻璃三氯化鐵Na2O·mSiO2：1～25FeSO4：5～13適用于砂巖高滲透地層堵水調剖。5水玻璃氯化鎂Na2O·mSiO2：1～25MgCl2：1～15適用于砂巖高滲透地層堵水調剖。常用沉淀型調剖劑第二節堵水調剖技術序號名稱基本組成，％（質量）主要性能與適用條件1水玻璃水由低分子物質經過縮聚反應產生的高分子物質，具有強度高、有效期長等優點，適用于封堵裂縫、孔洞、大孔道和高滲透層。序號名稱基本組成（質量比）主要性能與適用條件1酚醛樹脂堵劑配方1：羥甲基酚：草酸＝1：0.06配方2：羥甲基酚：氯化銨：鹽酸（20％）＝1：0.025：0.0251．先在堿性條件下將甲醛與苯酚制備成羥甲基酚，羥甲基酚在酸性條件及固化劑存在下進一步縮合成熱固性樹脂。2．粘度低(<30mPa.s)、易泵送、凝固時間0.5～3h、固化后強度大、堵塞率：98%。3．適用于40℃～150℃砂巖或碳酸鹽油藏堵水調剖。2脲醛樹脂堵劑尿素：甲醛：水：氯化銨＝1：2：0.5～1.5：0.01～0.051．在一定溫度和堿性條件下，尿素與甲醛進行加成反應，生成一羥、二羥或多羥甲基脲。生成物在硬化劑氯化銨作用下，進一步縮合成多孔結構型不溶不熔的高分子化合物。2．粘度低(<10mPa.s)、易泵送、凝固時間：0.5～3h、固化后強度大、堵塞率：98%。3．適用于40℃～150℃砂巖或碳酸鹽油藏堵水調剖。5、樹脂類調剖劑第二節堵水調剖技術由低分子物質經過縮聚反應產生的高分子物質，具有強度高、有效期泡沫類堵劑是利用起泡劑產生的泡沫進行調剖。常用的起泡劑，主要為非離子型表面活性劑（如聚氧乙烯烷基苯酚醚）和陰離子型表面活性劑（如烷基芳基磺酸鹽）。泡沫可優先進入出水部位并穩定存在，通過Jamin疊加效應封堵來水。6、泡沫類調剖劑第二節堵水調剖技術泡沫類堵劑是利用起泡劑產生的泡沫進行調剖。常用的起泡劑，主三相泡沫調剖劑的基本配方為：起泡劑可用十二烷基磺酸鈉，有效成分為1.0％～1.5％，也可用烷基苯磺酸鈉，質量為1.5％～2.0％的；穩定劑為羧甲基纖維素，質量為0.5％～1.0％；固相為膨潤土，質量為6％～8％；其余為水。三相泡沫調剖劑，是由起泡劑的水溶液、氣體和固體顆粒組成的一種低密度、高粘度的假塑性流體。其中液體為連續相，氣體是非連續相，固體顆粒則充分分散并附著在泡沫的液膜上，使液膜強度大大提高，進而增強了泡沫的穩定性。第二節堵水調剖技術三相泡沫調剖劑的基本配方為：起泡劑可用十二烷基磺酸鈉，有效成在酸液中加入適當的暫堵劑，暫時封堵已酸化層(或高滲透層)，使后續的酸液轉向到另外一層或低滲層(污染嚴重層)，達到均勻進酸、均勻酸化。類型水溶性聚合物惰性固體萘、苯甲酸顆粒（6）暫堵劑第二節堵水調剖技術在酸液中加入適當的暫堵劑，暫時封堵已酸化層(或高滲透層)，使深部調剖工藝技術粘土顆粒深部調剖技術弱凍膠深部調剖技術其他深部調剖技術三、深部調剖與區塊整體堵調工藝技術所謂深部調剖，就是采用大劑量調剖劑，深入油藏內部封堵高滲透帶，迫使液流轉向，使注入水波及以前未被波及到的中、低滲透區，改善驅替效果，提高采收率。第二節堵水調剖技術深部調剖工藝技術粘土顆粒深部調剖技術弱凍膠深部調剖技術其他粘土懸浮體－聚合物雙液法封堵劑采用10％（質量）的濰坊鈉土懸浮體為A液，以400mg/L的HPAM水溶液為B液，以水為隔離液。（1）粘土顆粒深部調剖技術1、深部調剖工藝技術第二節堵水調剖技術粘土懸浮體－聚合物雙液法封堵劑（1）粘土顆粒深部調剖技術1粘土懸浮體－凍膠雙液法封堵劑采用10％濰坊鈉土懸浮體為A液，以凍膠堵劑（如鉻凍膠、醛凍膠）為B液，以水為隔離液。粘土單液法堵劑采用10％左右的濰坊鈉土懸浮體，或10％左右的濰坊鈉土、鈣土混合懸浮體，以單液形式注入地下封堵大孔道。第二節堵水調剖技術粘土懸浮體－凍膠雙液法封堵劑第二節堵水調剖技術弱凍膠深部調剖劑是由聚合物加入少量緩交聯型交聯劑制成。聚合物溶液注入地層后，優先進入油藏的高滲透區，在地層溫度條件下緩慢產生輕度交聯，形成粘度較大的交聯聚合物段塞，使高滲透部位流動度明顯下降，使注入水分流或轉向，達到深部調剖的目的。（2）弱凍膠深部調剖技術第二節堵水調剖技術弱凍膠深部調剖劑是由聚合物加入少量緩交聯型交聯劑制成。聚合物弱凍膠的組成弱凍膠主要由聚合物和交聯劑組成。聚合物主要為PAM或HPAM，使用濃度一般為0.2％～0.5％（質量）；交聯劑多為鉻鹽或鋁鹽的絡合體系，使用濃度一般為0.02％～0.15％（質量）。成膠時間隨兩種物質濃度的增加和溫度的升高而縮短。第二節堵水調剖技術弱凍膠的組成弱凍膠主要由聚合物和交聯劑組成。聚合物主要為P弱凍膠從注水井注入目的層后，在近井地帶形成凍膠體。由于弱凍膠具有可運移性，在繼續注水的過程中，可在注水壓差的作用下，進入油層深部，形成堵塞，迫使液流轉向，提高波及效率。同時，在其運移過程中發生驅替作用，提高驅油效率。即具有調驅雙重作用。弱凍膠的作用機理第二節堵水調剖技術弱凍膠從注水井注入目的層后，在近井地帶形成凍膠體。弱凍膠的作弱凍膠有很好的選擇性進入能力。在注弱凍膠調驅劑的過程中，生產井含水和產液下降而產油上升，并延續一段時間。說明弱凍膠有調剖和驅油雙重作用。弱凍膠的性能特點第二節堵水調剖技術弱凍膠有很好的選擇性進入能力。弱凍膠的性能特點第二節堵多種類型調剖劑組合的多段塞深部調剖技術針對油藏選用不同類型、性能有所差異的多種調剖劑，分成幾個不同段塞注入地層，起到深部堵塞的效果。多段塞多輪次深部堵調技術在第一次調剖進行一段時間后，再進行第二次調剖（有的井也許還要進行第三次、第四次施工），后來注入的調剖劑將前面注入的調剖劑推向地層深部，達到深部堵調目的，提高深部堵調效果。（3）其他深部調剖技術第二節堵水調剖技術多種類型調剖劑組合的多段塞深部調剖技術（3）其他深部調剖技術大孔道高滲井：弱凍膠—強凍膠—低度固化體—高度固化體＋封口劑。高滲區：弱凍膠－強凍膠－低度固化體系－高度固化體系；較高滲透區：弱凍膠－強凍膠－低度固化體系；中低滲區：弱凍膠－強凍膠；較常見的多種調剖劑組合使用技術第二節堵水調剖技術大孔道高滲井：弱凍膠—強凍膠—低度固化體—高度固化體＋封口劑粉煤灰＋超細水泥：應用范圍較廣。PMN-PER+粘土（粉煤灰）：適用于較高溫度地層使用。水玻璃－CaCl2＋木鈣：主要用于封堵底水。粘土雙液法調剖劑：粘土＋HPAM、粘土＋HPAM凍膠、粘土＋水泥等。第二節堵水調剖技術粉煤灰＋超細水泥：應用范圍較廣。第二節堵水調剖技術區塊整體堵水調剖，既不同于面積的油井堵水，也不同于一般的以水井為中心的單一井組堵水，而是將堵水調剖區塊的油層（目的層）看成一個整體，同時對區塊上的重點注水井進行調剖，對周圍對應油井進行相應封堵，是將注水井調剖和油井堵水有機結合起來的一種綜合性堵水技術。（1）區塊整體堵調的定義2、區塊整體堵調工藝技術第二節堵水調剖技術區塊整體堵水調剖，既不同于面積的油井堵水，也不同于一般的以水區塊整體堵水調剖，不僅要考慮到油水井之間的對應關系，而且還要注意到井組與井組之間的相互聯系，在整個區塊上改變注入水水平方向的流動和縱向上的分配，調整注水井吸水剖面和油井出油剖面，達到整個區塊降水增油、提高采收率的目的，比單井堵調具有更加明顯的主體結構優勢。（2）區塊整體堵調的意義第二節堵水調剖技術區塊整體堵水調剖，不僅要考慮到油水井之間的對應關系，而且還要四、堵水調剖施工工藝1、堵水調剖施工工藝從目標井

類型考慮從使用堵劑

類型考慮從堵劑用量方面考慮油井堵水施工工藝注水井調剖施工工藝顆粒類堵劑施工工藝凍膠類堵劑施工工藝泡沫類堵劑施工工藝雙液法類堵劑施工工藝小劑量施工工藝大劑量施工工藝堵水調剖施工工藝第二節堵水調剖技術四、堵水調剖施工工藝1、堵水調剖施工工藝從目標井

類型考堵水調剖施工工藝選擇堵水調剖試驗井；收集堵水調剖試驗井相關油藏及開發資料；制定施工工藝方案；現場實施；分析、評價試驗效果。第二節堵水調剖技術堵水調剖施工工藝第二節堵水調剖技術砂巖油田油井堵水選井條件油井單層厚度較大(一般要求大于5m）。油井各油層縱向滲透率差異較大（可優先選擇油層縱向滲透率級差大于2的井）。優先選擇縱向水淹程度不均勻，縱向上部分層段未發揮作用，目前尚有較大生產潛力的井。出水層位比較清楚。固井質量好，無層間竄槽。（1）選擇試驗井堵水井的選井條件第二節堵水調剖技術砂巖油田油井堵水選井條件（1）選擇試驗井堵水井的選井條件第二碳酸鹽巖油田油井堵水選井條件生產層段是以裂縫為主的裂縫性儲層。生產層段是以溶蝕孔洞為主的孔洞型儲層。生產層段是以晶間孔和粒間孔為主的孔隙型儲層。生產層段中水平裂縫比較發育。生產剖面縱向差異大，除主力層段外有接替層段。第二節堵水調剖技術碳酸鹽巖油田油井堵水選井條件第二節堵水調剖技術位于綜合含水高、采出程度低、剩余飽和度較高的開發區塊。油層厚度較大（一般要求大于5m）。吸水和注水狀況良好。固井質量合格，無竄槽和層間竄漏。縱向滲透率差異較大，具有高吸水層段。與井組內油井連通情況好。對應油井采出程度較低，有較多剩余可采儲量，具有一定增產潛力。井組（或區塊）油井產量差異大。調剖井的選井條件第二節堵水調剖技術位于綜合含水高、采出程度低、剩余飽和度較高的開發區塊。調剖井求出區塊注水井的多因素綜合決策因子后，選擇該因子比較大的井進行調剖。通常是大于平均值的井需要調剖。單因素選井多因素選井利用滲透率選擇調剖井：滲透率比較高、滲透率變異系數比較大利用注水井注入動態選擇調剖井：單井吸水強度大利用吸水剖面選擇調剖井：吸水百分數變異系數較大利用井口壓力降落曲線選擇調剖井：PI值較小的井利用注采井組含水－采出程度關系來選擇調剖井：低采出程度，高含水的注采井組內的注水井應用RE決策技術選擇調剖井第二節堵水調剖技術求出區塊注水井的多因素綜合決策因子后，選擇該因子比較大的井進RS決策技術主要根據影響調剖井選擇的主要參數進行選井。其中包括注水井的吸水指數、視吸水指數、井口壓降曲線、滲透率變異系數、吸水剖面、油層平面非均質性、對應油井的含水及產液能力、采出程度及控制儲量等。多項參數對選擇調剖井的影響是不確定的，有的值越大越有利于調剖井的選擇，有的則相反。需要對多種參數建立模糊數學綜合評判模型進行優選。第二節堵水調剖技術RS決策技術主要根據影響調剖井選擇的主要參數進行選井。其中包反映注水井吸水能力的參數：油層每米的視吸水指數籠統注水井分層注水井油層每米的視吸水指數，m3/（d·m·MPa）日注水量，m3/d井口壓力，MPa（正注為油壓，反注為套壓）吸水層厚度，m各吸水層吸水量，m3/d水嘴損失，MPa各吸水層厚度，m第二節堵水調剖技術反映注水井吸水能力的參數：油層每米的視吸水指數籠統注水井分層反映注水井吸水能力的參數：油層每米吸水指數油層每米吸水指數，m3/（d·m·MPa）日注水量，m3/d注水井井底壓力，MPa油藏壓力，MPa厚度，m第二節堵水調剖技術反映注水井吸水能力的參數：油層每米吸水指數油層每米吸水指數反映區塊中注水井周圍生產井生產動態的參數連通井總產液量連通井總產液量，m3/d；第j口井日產液量，m3/d連通井數平均含水率第j口井日產液量，m3/d第二節堵水調剖技術反映區塊中注水井周圍生產井生產動態的參數連通井總產液量連水驅特征曲線表達式累積產水量，m3

水驅曲線的截距水驅曲線的斜率累積產油量，t地質儲量：目前采出程度：剩余儲量：第二節堵水調剖技術水驅特征曲線表達式累積產水量，m3水驅曲線的截距水驅曲視吸水指數指示曲線壓降曲線分析滲透率非均質性吸水剖面平面非均質性含水和產液量剩余儲量選井垂向非均質性周圍油