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1、调堵及增注技术一、调堵技术面临的难题以及发展趋势21 1、水井调剖的决策技术、水井调剖的决策技术为使水井调剖能体现出（为使水井调剖能体现出（为使水井调剖能体现出（为使水井调剖能体现出（1 1 1 1）整体观念和（）整体观念和（）整体观念和（）整体观念和（2 2 2 2）最）最）最）最佳效果，必须有决定调剖重大问题的一套办法。这佳效果，必须有决定调剖重大问题的一套办法。这佳效果，必须有决定调剖重大问题的一套办法。这佳效果，必须有决定调剖重大问题的一套办法。这套办法通常叫水井调剖的套办法通常叫水井调剖的套办法通常叫水井调剖的套办法通常叫水井调剖的决策技术决策技术决策技术决策技术。这里介绍一种决策技
2、术，主要使用由注水井井这里介绍一种决策技术，主要使用由注水井井这里介绍一种决策技术，主要使用由注水井井这里介绍一种决策技术，主要使用由注水井井口压降曲线计算所得的口压降曲线计算所得的口压降曲线计算所得的口压降曲线计算所得的压力指数压力指数压力指数压力指数（Pressure IndexPressure IndexPressure IndexPressure Index，PIPIPIPI）进行决策，称为）进行决策，称为）进行决策，称为）进行决策，称为PIPIPIPI决策技术决策技术决策技术决策技术。3注水井注水井井口压降曲线井口压降曲线与与PIPI值值4由注水井井口压力由注水井井口压力,计算计算注
3、水井注水井井口压降曲线井口压降曲线与与PIPI值值5PI PI PI PI 值按下式定义：值按下式定义：值按下式定义：值按下式定义：式中，式中，式中，式中，PIPIPIPI 注水井的压力指数注水井的压力指数注水井的压力指数注水井的压力指数(MPa)(MPa)(MPa)(MPa)；p p p p(t)(t)(t)(t)注水井关井时间注水井关井时间注水井关井时间注水井关井时间t t t t后井口的油后井口的油后井口的油后井口的油 管压力管压力管压力管压力(MPa)(MPa)(MPa)(MPa)；t t t t 关井时间关井时间关井时间关井时间(min)(min)(min)(min)。6区块调剖必要
4、性的判断区块调剖必要性的判断按两个标准判断：按两个标准判断：（1 1）区块的）区块的平均平均PIPI值：值：区块区块平均平均PIPI值越小值越小越需要调剖；越需要调剖；（2 2）区块注水井的）区块注水井的PIPI值极差：值极差：PIPI值值极差是指区块注水井极差是指区块注水井PIPI值的最大值与最值的最大值与最小值之差，其小值之差，其值越大值越大越需要调剖。越需要调剖。7调剖井的选定调剖井的选定按区块平均按区块平均PIPI值和水井的值和水井的PIPI值选定：值选定：低于区块平均低于区块平均低于区块平均低于区块平均PIPIPIPI值值值值的水井为的水井为的水井为的水井为调剖井调剖井调剖井调剖井；
5、高于区块平均高于区块平均高于区块平均高于区块平均PIPIPIPI值值值值的水井为的水井为的水井为的水井为增注井增注井增注井增注井；在区块平均在区块平均在区块平均在区块平均PIPIPIPI值附近值附近值附近值附近，略高或略低于平均略高或略低于平均略高或略低于平均略高或略低于平均PIPIPIPI值值值值的注水井为的注水井为的注水井为的注水井为不处理井不处理井不处理井不处理井。82 2、油井堵水的决策技术、油井堵水的决策技术 同样，对于油井，也需要对油井同样，对于油井，也需要对油井建立建立选井的决策方法选井的决策方法。9油井的产液含水率上升指数（油井的产液含水率上升指数（WIWI）值）值式中：式中：
6、fw油井产液中的含水率；油井产液中的含水率；t1，t2分别为统计开始和结束时的时间（按月或季度）分别为统计开始和结束时的时间（按月或季度）10油井堵水选井的决策方法油井堵水选井的决策方法（1 1 1 1）油井所处位置的）油井所处位置的）油井所处位置的）油井所处位置的剩余油饱和度值剩余油饱和度值剩余油饱和度值剩余油饱和度值S S S Soioioioi，该值越大，该值越大，该值越大，该值越大，油井越需要堵水；油井越需要堵水；油井越需要堵水；油井越需要堵水；（2 2 2 2）油井所处位置的）油井所处位置的）油井所处位置的）油井所处位置的压力指数（压力指数（压力指数（压力指数（PIPIPIPI）值）
7、值）值）值，该值由区块注，该值由区块注，该值由区块注，该值由区块注水井的水井的水井的水井的PIPIPIPI值做出等值图，再由此等值图查处油井所处位置的值做出等值图，再由此等值图查处油井所处位置的值做出等值图，再由此等值图查处油井所处位置的值做出等值图，再由此等值图查处油井所处位置的PIPIPIPI值，该值越小说明油井所处位置的渗透率越高，因此越需值，该值越小说明油井所处位置的渗透率越高，因此越需值，该值越小说明油井所处位置的渗透率越高，因此越需值，该值越小说明油井所处位置的渗透率越高，因此越需要堵水；要堵水；要堵水；要堵水；（3 3 3 3）油井产液中）油井产液中）油井产液中）油井产液中含水率
8、上升指数（含水率上升指数（含水率上升指数（含水率上升指数（WIWIWIWI）值）值）值）值，该值由油井，该值由油井，该值由油井，该值由油井产液含水率随时间变化曲线确定，该值越大，油井水侵速度产液含水率随时间变化曲线确定，该值越大，油井水侵速度产液含水率随时间变化曲线确定，该值越大，油井水侵速度产液含水率随时间变化曲线确定，该值越大，油井水侵速度越快，越需要堵水。越快，越需要堵水。越快，越需要堵水。越快，越需要堵水。11油井堵水选井的决策方法油井堵水选井的决策方法12（3 3 高温高盐下调剖体系现状及存在问题高温高盐下调剖体系现状及存在问题131、收、收 缩缩3 3 高温高盐下调剖体系现状及存在
9、问题高温高盐下调剖体系现状及存在问题142、脱、脱 水水3 3 高温高盐下调剖体系现状及存在问题高温高盐下调剖体系现状及存在问题15高温高温/高盐高盐/高温高盐条件下高温高盐条件下:1:胶体收缩程度更大更高胶体收缩程度更大更高2:脱水速度更快脱水速度更快导致导致:化学堵水有效时间不长化学堵水有效时间不长3 3 高温高盐下调剖体系现状及存在问题高温高盐下调剖体系现状及存在问题16长链分子构象长链分子构象卷曲分子构象卷曲分子构象低温低盐低温低盐高温高温/高盐高盐/高温高盐高温高盐3 3 高温高盐下调剖体系现状及存在问题高温高盐下调剖体系现状及存在问题17为了得到一定强度为了得到一定强度(10000
10、0mPa.s)(100000mPa.s)的凝胶体系的凝胶体系:1:1:增大聚合物用量增大聚合物用量(浓度浓度)成本增高成本增高2:2:增加交联剂用量增加交联剂用量(浓度浓度)交联点个数交联点个数,收缩程度大收缩程度大,脱水快脱水快3:3:增加分子间的交联强度增加分子间的交联强度 胶体收缩程度大胶体收缩程度大,脱水速度快脱水速度快长链分子构象长链分子构象卷曲分子构象卷曲分子构象3 3 高温高盐下调剖体系现状及存在问题高温高盐下调剖体系现状及存在问题18常用交联剂有常用交联剂有:乌洛脱品乌洛脱品,Al,Al3+3+,Cr,Cr3+3+,甲醛等甲醛等Al3+Cr3+4 4、解决问题的思路、解决问题的
11、思路 (1)(1)使用有机交联剂使用有机交联剂19 常用无机交联剂有常用无机交联剂有:Al:Al3+3+,Cr,Cr3+3+优点优点:交联强度大交联强度大.缺点缺点:胶体收缩程度大胶体收缩程度大,脱水速度快脱水速度快 常用无机交联剂有常用无机交联剂有:甲醛乌洛脱品等甲醛乌洛脱品等 优点优点:交联强度相对弱交联强度相对弱.胶体收缩程度小胶体收缩程度小,脱水速度慢脱水速度慢 缺点缺点:价格略贵价格略贵4 4 高温高盐下调剖体系现状及存在问题高温高盐下调剖体系现状及存在问题4 4、解决问题的思路、解决问题的思路 (1)(1)使用有机交联剂使用有机交联剂20疏水缔合聚合物疏水缔合聚合物4 4、解决问题
12、的思路、解决问题的思路(2):(2):使用新型聚合物使用新型聚合物 21 把缔合聚合物疏水基团在水中的疏水缔合作用把缔合聚合物疏水基团在水中的疏水缔合作用,视为视为事实上的交联点事实上的交联点,外加的交联剂浓度将减少或使用有机外加的交联剂浓度将减少或使用有机交联剂体系交联剂体系.这种交联点是物理的作用这种交联点是物理的作用,不会导致胶体的不会导致胶体的收缩与脱水收缩与脱水,因此因此,有长期的稳定性有长期的稳定性.4 4、解决问题的思路、解决问题的思路(2):(2):使用新型聚合物使用新型聚合物 224 4 高温高盐下调剖体系现状及存在问题高温高盐下调剖体系现状及存在问题4 4、解决问题的思路、
13、解决问题的思路(2):(2):使用新型聚合物使用新型聚合物 234 4 高温高盐下调剖体系现状及存在问题高温高盐下调剖体系现状及存在问题4 4、解决问题的思路、解决问题的思路(2):(2):使用新型聚合物使用新型聚合物 24卫卫94-294-2井位于马寨油田沙三下井位于马寨油田沙三下5 5层系，注水厚度层系，注水厚度21.8m/1621.8m/16层，注水压力层，注水压力14.4MPa14.4MPa，注水量，注水量30m30m3 3，该井于，该井于0303年年2 2月月1313日施工，注入日施工，注入1000m1000m3 3，施工最高压力，施工最高压力28.0MPa28.0MPa，最低压力，
14、最低压力14.0MPa14.0MPa，施工后注水压力施工后注水压力21.0MPa21.0MPa，日注水量，日注水量70m70m3 3。对应。对应W94-4W94-4井，于井，于2 2月月2727日开始见效，见效初始日开始见效，见效初始阶段日增液阶段日增液15t15t，日增油，日增油4.5t4.5t，含水下降，含水下降4 4个百分点，截止到个百分点，截止到8 8月底，累积增油月底，累积增油1168t1168t 2526井井 号号取样时间取样位置取样粘度取样粘度成胶时间h成成 胶胶 粘粘 度度成成 胶胶 后后 粘粘 度，度，mPamPa。S S卫卫94-294-22.15泵前10898108982
15、06808868088（6.66.6）9389893898（6.96.9）1010万（万（6.156.15）泵后89988998205928759287（6.66.6）8158981589（6.96.9）8689886898（6.156.15）井口63996399205629756297（6.66.6）8008880088（6.96.9）8179881798（6.156.15）卫卫94-394-33.10泵前1189811898226808868088（6.66.6）9389893898（6.96.9）1010万（万（6.156.15）泵后80988098225928759287（6.66.6
16、）8158981589（6.96.9）8689886898（6.156.15）井口64996499235629756297（6.66.6）8008880088（6.96.9）8179881798（6.156.15）M1-19M1-196.17泵前1360013600405999459994（6.186.18）1609716097（6.196.19）6529865298（6.236.23）泵后1410014100407478474784（6.186.18）3009430094（6.196.19）8469784697（6.236.23）井口1290012900405669456694（6.196.
17、19）1569715697（6.186.18）5909859098（6.236.23）6.18泵前98989898355249852498（6.206.20）8599885998（6.236.23）1010万（万（7.27.2）泵后1109811098356659866598（6.206.20）1010万（万（6.236.23）1010万（万（7.27.2）井口1059810598356039960399（6.206.20）9349893498（6.236.23）1010万（万（7.27.2）6.23泵前90989098321489714897（6.256.25）6789867898（6.28
18、6.28）1010万（万（7.27.2）泵后799879983283988398（6.256.25）5329753297（6.286.28）1010万（万（7.27.2）井口599959993282988298（6.256.25）5089950899（6.286.28）1010万（万（7.27.2）M225M2256.26泵前2059620596336899868998（6.276.27）9038890388（6.286.28）1010万（万（7.57.5）泵后1389713897335659756597（6.276.27）8759887598（6.286.28）1010万（万（7.57.5）
19、井口1419714197335969759697（6.276.27）8938989389（6.286.28）1010万（万（7.57.5）MN1-MN1-21217.3泵前86988698241308913089（7.47.4）1010万（万（7.57.5）1010万（万（7.87.8）泵后96989698241508715087（7.47.4）1010万（万（7.57.5）1010万（万（7.87.8）井口94989498241458714587（7.47.4）1010万（万（7.57.5）1010万（万（7.87.8）W2-51W2-517.8泵前131981319824589985899
20、8（7.97.9）9038890388（7.107.10）1010万（万（7.127.12）泵后1169711697244659746597（7.97.9）8759887598（7.107.10）1010万（万（7.127.12）井口1035810358244369743697（7.97.9）7938979389（7.107.10）1010万（万（7.127.12）平平 均均泵前123161231635559355591010万万泵后118131181335985359851010万万井口9992999242810428101010万万中原油田现场试验结果中原油田现场试验结果275:5:调堵半
21、径及化学剂用量计算调堵半径及化学剂用量计算充满胶体的岩心充满胶体的岩心285:5:调堵半径及化学剂用量计算调堵半径及化学剂用量计算295:5:调堵半径及化学剂用量计算调堵半径及化学剂用量计算30 二二、低渗油田增注技术低渗油田增注技术31调剖井的选定调剖井的选定按区块平均按区块平均PIPI值和水井的值和水井的PIPI值选定：值选定：低于区块平均低于区块平均低于区块平均低于区块平均PIPIPIPI值值值值的水井为的水井为的水井为的水井为调剖井调剖井调剖井调剖井；高于区块平均高于区块平均高于区块平均高于区块平均PIPIPIPI值值值值的水井为的水井为的水井为的水井为增注井增注井增注井增注井；在区块
22、平均在区块平均在区块平均在区块平均PIPIPIPI值附近值附近值附近值附近，略高或略低于平均略高或略低于平均略高或略低于平均略高或略低于平均PIPIPIPI值值值值的注水井为的注水井为的注水井为的注水井为不处理井不处理井不处理井不处理井。2 2 低渗油田增注技术低渗油田增注技术32注入压力的理论公式为：注入压力的理论公式为：P P压力梯度，压力梯度，MPa/m;MPa/m;Q Q流量，流量，m m3 3/s/s；流体粘度，流体粘度，mPamPas;s;hh油层厚度，油层厚度，m;m;R Rr r供液半径，供液半径，m;m;r rw w井筒半径，井筒半径，m;m;KwKw地层对注入水的有效渗透率
23、，地层对注入水的有效渗透率，1010-3-3 m m2 2；在其它参数保持不变的情况下，注入压力与注在其它参数保持不变的情况下，注入压力与注入水的有效渗透率入水的有效渗透率K Kw w成反比。因此，降低注入的有成反比。因此，降低注入的有效途径就是效途径就是提高地层对注入水的有效渗透率提高地层对注入水的有效渗透率。33注入水毛管阻力：注入水毛管阻力：提高地层对注入水的有效渗透率提高地层对注入水的有效渗透率的途径：的途径：（1 1）降低油水界面张力；（）降低油水界面张力；（2 2）改变油层岩石润湿性）改变油层岩石润湿性343536岩心号岩心号渗透率增减幅度渗透率增减幅度%注入压力增减幅度注入压力增
24、减幅度%启动压力增减幅度启动压力增减幅度%比水驱提高采收率比水驱提高采收率%备备 注注B-1+6.5倍倍-35.84-4.49.100.60PV，0.05%，t=48hB-2-6.76-15.00+70.4倍倍3.330.30PV，0.05%，t=12hB-3+10.7-16.13+1003.780.60PV，0.05%，t=0L-6+10.3-46.59+1004.720.40PV，0.05%，t=48hL-5-1.15-19.8902.270.30PV，0.10%，t=0L-7-2.00+5.1302.730.30PV，0.10%，t=240hL-4+77.7-55.68-13.46.67
25、0.40PV，0.05%，t=48hB-4+19.3-46.59+5002.500.30PV，0.10%，t=0L-2+6.90-8.57+6003.890.50PV，0.10%，t=12hL-3+15.0-16.67+1644.440.40PV，0.20%，t=0L-8-6.40-30.00-25%3.530.20PV，0.10%，t=20hL-9+13.0-11.67+4002.940.40PV，0.10%，t=4h37 （3 3）无因次等孔隙体积配产配注）无因次等孔隙体积配产配注提高水驱开发效果提高水驱开发效果38无因次等孔隙体积原理合理配产配注无因次等孔隙体积原理合理配产配注39无因次
26、等孔隙体积配产配注方案比现有工作制度下配产配注方案的含水上升的慢，采无因次等孔隙体积配产配注方案比现有工作制度下配产配注方案的含水上升的慢，采收率也提高的更多。在高收率也提高的更多。在高3030断块日注量为断块日注量为757.28m757.28m3 3/d/d不变的条件下，可使综合含水率不变的条件下，可使综合含水率达到达到98%98%的生产时间延长的生产时间延长2727年、提高采收率年、提高采收率5.479%5.479%、增产原油、增产原油19.881019.88104 4t t。无因次等孔隙体积原理合理配产配注无因次等孔隙体积原理合理配产配注40第第1010模拟层配产配注前后含油饱和度图对比图模拟层配产配注前后含油饱和度图对比图无因次等孔隙体积原理合理配产配注无因次等孔隙体积原理合理配产配注41此课件下载可自行编辑修改，仅供参考！此课件下载可自行编辑修改，仅供参考！感谢您的支持，我们努力做得更好！谢谢感谢您的支持，我们努力做得更好！谢谢