选择性堵水技术介绍
奈曼油田压裂井选择性堵水技术
文章 编号 ： １ ０ ０ ９ —９ １ ４ Ｘ（ ２ ０ １ ４ ） １ １ — ０ ０ １ ｌ 一 ０ １
由于奈 曼油 田天然 能量 不足 、 地层压 力低等 自身特 点导致 初期 （ 压裂 ） 产量 高、 后 期 自然递 减快 ， 投产 初期 储层 动用 程度 高 ， 后 期逐 渐变差 。 为缓解 奈 曼地 区生产 矛盾 ， 实现 低渗 透油 藏高 效稳产 ， 则要 靠注 水 的不断 调整 ， 提 高 区块产 能 。 奈 曼 油 田２ ０ ０ ９ 年进入 全面 注水开 发 阶段 ２ ０ １ ３ 年， 奈 曼 油 田油 井含水 大于 ７ ０ ％的油井 １ ８ 口， 占总开井数 的２ ２ ％， 奈 曼油 田综合含 水５ ３ ％， 部 分井 组综 合含 水大 于７ Ｗｏ 。 由于其 自身条 件 限制 ， 奈曼 油田油 井不压 裂不 出油 。 注水 开发后 ， 油井 的递 减率得 到减 缓， 油 井稳产基 础得 到了加 强。 但 随着注 水开 发 的深入 ， 油井综 合含 水逐年 上升 ， 压裂 产生 的裂缝对 注水 的巨大影 响 ， 油 井沿 裂缝 方 向易 发生 水窜 、 水淹 等现象 ， 若不 能有 效治 理 ， 驱 油效率 将 不断 下降 。 压裂 井 出水治 理方 法 以往在治 理奈曼 油 田压 裂井高含 水工艺措 施 中， 主要应 用机械 卡封或注 水
结果 表 明 ， 选 择 性堵 剂在 ６ Ｏ ℃条件 下能 长 期稳 定 一年 以上 ， 不脱 水 ， 不 破胶 在 凝胶 形 成初 期 ， 堵 剂 的 强度 逐渐 增 加 ， 达 到极 大 值后 强 度 略有 降低 ，
但一 年 后 的损 失率 小 于１ ％。 三， 旋工 工艺 优化
选择 性堵 剂主 要 由两性离 子聚 丙烯酰 胺 （ ＭＰ ＡＭ） 、 交联 剂 、 有机 酚和调 节 剂 四种材 料组成 。 交 联剂 受热缓 慢释放 出 甲醛 ， 甲醛 与有机酚 缩合 ， 其缩合 产物 与ＭＰ ＡＭ交联， 形成凝胶型堵剂。 由Ｍ Ｐ ＡＭ、 交联剂、 有机酚三种原料制备的凝 胶 型堵 剂是 以ＭＰ ＡＭ一 酚醛树 脂为 主要 成分 的复 合凝 胶体 ， 此外 ， 还 有部分 羟
油井选择性堵水和酸化一体化技术研究
ＮＯ ２ ８ Ｖ， ００
现 代 商 贸 工 业 Ｍ ｏ ｅｎＢ ｓ ｅ ｒｄ ｎ ｕｔｙ ｄ ｒ ｕｉ ｓ Ｔ ａ ｅＩｄ ｓ ｎｓ ｒ
２Ｏ Ｏ ８年 第 １ 期 １
油 井选 择 性 堵水 和 酸化 一体 化 技 术 研 究
董 延 军
（ ） 溶 率 ≥ ９ ； １油 Ｏ （ ） 堵 率 ≥ ９ ； ２暂 ５ Ａ ｏ （） 堵 率 ≥ ９ ； ３解 Ｏ １４ 选 井 条 件 ．
映 ， 强 度 仍 很 大 ， 以 满 足 孔 隙 介 质 对 堵 剂 封 堵 性 能 的需 但 可
要 。
（） １ 初期产 能高 ， 目前供 液能 力强 ， 计产 油量 低 ， 用 共 动
．． 附 架 桥 ， 填 形 成 一 条 渗 透 率 相 对 较 低 且 有 一 定 强 度 的 暂 １ ５ ２ 堵 剂 耐 酸 性 评 价 充 本 实 验 分 别 采 用 浓 度 为 ５ 、 Ｏ 、 ５ 的 盐 酸 溶 液 对 １ １ 堵 带 ， 止 水 的流 动 ， 井 生 产 时 可 被 原 油 逐 渐 溶 解 ， 散 ， 阻 开 分
１ 油 井选 择 性堵 水和 酸化 一体化 技 术
１ １ 油 溶 性 选 择 性 堵 水 剂 组 成 ．
累计体 积为 ＩＯ Ｖ 时测得 残余 阻力 系数 的下 降率 很 小 ， ＯＰ 说 明 堵 剂 在 地 层 中具 有 较 强 的 耐 冲 刷 性 。
表 １ 不 同渗 透 率 岩 心 封 堵 实 验 结 果
油 溶 性 堵 水 剂 ， 粒 径 在 ０ ５ １ ｍ 之 间 ， 有 油 溶 性 其 ．— ｒ ａ 具 好 ， 水 率 高 ， 堵 强 度 大 ， 堵 率 高 ， 该 堵 剂 可 用 水 作 为 堵 封 解 且
活化稠油堵水技术的应用及效果评价
69.7 3
6570 167.03
600
500 400 300
33.7 2
15.3
6 2995
8.4 112.
619.3
176. 2
24 8
15.40 7200 源自710067
30
3
106. 1 9219 2
9 0
0
2006
2007
年度
井次 投入 累增油 吨油成本 单井增油 有效期
稠化油堵水2007年工作总结 工艺改进及效果分析
稀油区块受注采井网控制，为断块剩余油在平面上呈零星分布，富集在断块的边角地区和 注采关系欠完善的井区，纵向上存在于油层物性差和厚油层的顶部，因此选择断块边部井，最 好是注水为逆向驱替或单向受效井。如锦16兴的东北边角地带剩余油分布较集中，中部和东南 部剩余油呈点状零星分布，应优先选择。
稠油区块受注汽轮次增加和原层段采出程度较高的影响，其剩余油主要存在于纵向上未动 用或动用程度差的油层，所以选择有一定产能、生产周期较短的油井或调、补层井。
技术机理
堵水机理
3.稠化油在岩石表面吸附原理 稠化油中的乳化剂，稠油中的胶质、沥青质等都是表面活性剂，注入地层后吸附在
岩石孔壁上，发生润湿反转作用，改变其润湿性，即由亲水性变为亲油性，使得原油吸 附在岩石孔壁上，达到收缩水流通道，阻碍水的流动，降低出水层回压的目的。 4.稠化油对油层的疏通原理
稠化油注入到油层，特别是含油饱和度高的油层时，由于外注压力较高，加之油层 回压较低，此时可起到疏通油层、提高油层回压，形成合理的层间压差关系，缓解层间 矛盾，从而有利于原油产出的作用。
时间 粘度
160
14000
140
12000
新型选择性堵水剂(RPM)的合成和表征
相的 “ 曳”作 用 ，降低水 相渗透率 。本 实验 中的选 择性堵水 剂由 拖 两种单体聚合而成 ：其 中的一 种为疏 水性单体 ；另一种 单体 为亲水性 单体 疏水单体 与亲水单体二 者聚合 反应的物质的量之 比可以从ｌ ： ０ Ｊ ：９ 。本 实验 中聚合反 应在 水溶 液 中进 行 ，反应 温度 为 到０ ２ ９ ８ ０ ０
“ ’
，
它适合用 于较 低温度和较低盐度的地层 对于温度较 高和盐度较
１ ５ｃ — 附近 出现 了强 的吸收 峰 ，这 儿个吸 收峰是 酰胺基 的特征 吸 ４０ｍ ｌ 收＝山此 ，可以判定酰胺基的 存在 ，同时在 ２ ２ｃ ｌ １６ ｃ — 附 ９ ０ｍ— ， ４ ０ｍ ｌ 近 的吸收峰仍然存在 ，是 十六烷基 中的亚甲基吸收峰 ，溴化二乙基十 六烷 基 丙烯 酸乙酯 单体的红 外光 潜图中３ ５ ｃ ｌ １４ ｃ ～ 附近的 ０ ０ｍ～ 和 ６ ０ ｍ ｌ 弱吸 收峰在此图 中消失 了，可以判断碳 碳双键 已经不存在 了。从红外 光谱图 ｌ 中可以看到 ，该聚合物 中已经接入 了疏 水性的十六烷 基 ，使 得 聚合 物得到 了改性 ，具备 了疏水性能 ，使得其具备了选择性堵水剂 的性 能。
２ 聚合物耐温性能测定
高的地层 则需要开发 耐温耐盐 的新型选择性堵水 剂。 早期选择性堵水剂 主要是 高分 子量聚合物 ，其附着 能力低 、易反 吐 及 抗 剪 切 、抗 温 耐盐 能 力 差 ； 后 期 出现 了 两性 聚 合 物 Ｐ ｌ ｏ— ｙ
Ｄ Ａ Ｃ 阳 离子Ｄ Ａ Ｃ 大 分子链 与岩石 的黏附 能提高４ 倍 ＭＤ Ａ 。 ＭＤ Ａ ￣ ３ ，
选择性化学堵水适应性研究
2003.4 2003.5 2003.5
芳240-88 2003.5
堵后平均单井产液量下降了2.1t/d，产油量增加1.0t/d，含水下降 17.0个百分点，动液面下降136m，平均单井累积增油127t，降水622m3
分 析
一对于油井各层动用状况差别较大，层间矛盾比较突 出，则堵水效果较好，有效期长。这些井有明显的主力层， 渗透率和有效厚度较大，处于砂体发育部位，与水井连通 情况较好，且堵后有较好的接替层，有利于次产层内剩余 油的流动。
二对于油层厚度大，但由于层内非均质性导致层内各 部位动用状况差异的井，采用选择性化学堵水堵掉高渗透
部位，有利于层内剩余油的有效动用。
升54-32井87年6月 投产，砂岩11.6m, 有效11.0m， 93年8月见水 99年7月含水100%
升 54-32 井硼 -中子测井结果
分类 产油为主 层位 PI8 PI5 上部 油水同出 PI7 PI6-7 下部 产水为主 PI3 PI6-7 上部 PI5 下部 PI6-7 中部
堵水后有接替产层。
施工参数确定
施工工艺参数
堵剂用量计算
Q1=πHΦ(R12-R22) 式中：
Q1–主剂用量 m3
Q2–封口剂用量 m3 R–封口剂堵水半径 m
H
R
Q2=πHΦ(R2-R22)
R1
R2
R1–主剂堵水半径 m
R2–套管外径 m
最大注入压力不高于启动压力2MPa
目
一、前言
录
二、选择性化学堵水机理
92.3 1415
降水未增油 3 口井：堵后虽然产液量下降幅度较大，但由
于含水下降幅度较小或未降，只降水未增油。
平均单井产液量下降5.4t/d 含水下降10.2个百分点 累积降水767m3
耐温抗盐选择性堵水剂的合成和性能评价
科研开发严思明何佳1张晓蕾2高金1（1.西南石油大学化学化工学院，成都；2.中海油能源发展股份有限公司上海采油技术服务分公司，天津塘沽）摘要：本文以A M ，AA 为骨架单体，AMPS,DMDA AC 为功能强化单体，过硫酸铵为引发剂，采取水溶液聚合法合成了四元共聚物堵水剂AA PD,用正交优选出选择性堵水剂的最佳配方是:A M:A A:AMPS :DMDA AC=11:5:1:1，引发剂浓度0.25%，反应温度55℃，单体浓度25%，p H 值为7。
用红外谱法对其进行了表征,并评价了它的抗温耐盐性、封堵率以及选择性，实验结果证明该堵水剂具有好的耐温抗盐性和有较好的选择性。
关键词：堵水剂选择性耐温抗盐中图分类号：TE 39文献标识码：A 文章编号:T 1672-8114(2013)06-049-05据报道称，在原油开发过程中，采出的油和水的保守比例为1:6，有的地区甚至高达1:50[1]。
过多的水产生了诸多问题，如：大量的水在敏感油井里引起结垢，导致沙粒迁移，增加对管柱部件的腐蚀。
这给油田生产造成了严重的危害，增加了生产成本，降低了整体利益。
堵水工艺是生产井实现“控水稳油”的重要技术措施。
它能限制油井出水，提高油井采收率，降低生产成本[2]。
这一工艺的控水稳油效果取决于堵水剂对油水的选择性，特别是对复杂结构井，如分支井、水平井等的堵水具有重要意义。
堵水剂通常是长的柔软的链状分子，如聚丙烯酰胺和水解聚丙烯酰胺等。
但这些聚合物存在着吸附强度弱，耐温性差、抗盐性差、有效期短等问题。
因此，耐温抗盐型能有效堵水而不伤害油层是堵水剂的一个重要研究方向。
实验中采用A M 、AA 为骨架单体，并接支了具有抗温、抗盐性能的单体，通过水溶液聚合生成了一种新型的堵水剂AA PD ，并通过岩芯流动实验评价了堵水剂的选择性、抗温、抗盐性。
耐温抗盐选择性堵水剂的合成和性能评价1新型选择性堵水剂的合成1.1实验试剂与仪器丙烯酰胺（AM ），丙烯酸（AA ），2-甲基-2-丙烯酰胺基-丙磺酸（AMPS ），二甲基二烯丙基氯化铵阳离子（DMDAAC ），过硫酸铵，无水乙醇；三口烧瓶（250m L ），真空恒温干燥箱，增力电动搅拌器，电动磨浆机，数显智能型恒温水浴锅，电子天精密天平。
选择性堵水剂的实验研究
第1章概述1.1 我国堵水技术的发展历史和堵水剂的研究现状我国自20世纪50年代开始进行堵水技术的探索和研究，20世纪70年代以来，大庆油田在机械堵水、胜利油田在化学堵水方面发展较快，其他油田也有相应的发展。
20世纪80年代初提出了调整注水井吸水剖面来改善一个井组或一个区块整体的注水波及效率。
20世纪90年代，随着油田含水不断升高，油田进入高含水期，调剖堵水技术也进入发展的鼎盛期，由单井处理发展到以调剖堵水措施为主的区块综合治理。
提出了在油藏深部调整吸水剖面，迫使液流转向，改善注水开发采收率的要求，从而形成了深部调剖研究的新热点，相应地研制了可动性凝胶、弱凝胶、颗粒凝胶等新型化学剂。
进入21世纪后，油田普遍高含水，油藏原生非均质及长期水驱使非均质性进一步加剧，油层中逐渐形成高渗通道或大孔道，使地层压力场、流线场形成定势，油水井间形成水流优势通道，造成水驱“短路”，严重影响油藏水驱开发效果。
近年来，油田堵水调剖技术出现了一些新动向，主要有：弱凝胶调驱技术，稠油热采井高温调剖技术，深井超深井堵水调剖技术，注聚合物油藏的调剖堵水技术，以及水平井堵水治水技术等。
经过多年发展，已形成机械和化学两大类堵水调剖技术，相应地研制成功八大类近百种堵水调剖化学剂。
研制了直井、斜井和机械采油井多种机械堵水调剖管柱，配套和完善了数值模拟技术，堵水调剖目标筛选技术等7套技术，达到年施工2000井次，增产原油60×104t的工业规模，为我国高含水油田挖潜，提高注水开发油田的开采效率做出了重要贡献。
同时，开展了机理研究，进行了微观、核磁成像物模的试验研究，使堵水、调剖机理的认识更深一步。
分析我国堵水调剖技术的研究内容和应用规模，其发展大体经历了4个阶段。
（1）50至70年代：油井堵水为主，堵剂材料主要是水泥、树脂、活性稠油、水玻璃/氯化钙等。
（2）70至80年代：随着聚合物及其交联凝胶的出现，堵水调剖剂研制得以迅速发展，以强凝胶堵剂为主，作用机理多为物理屏障式堵塞，以调整近井地层吸水剖面及产液剖面为目的。
选择性堵水剂分类
选择性堵水主要用于不易用封隔器将它与油层分隔开的水层。
选择性堵水剂是利用油和水的差别或油层和水层的差别,达到选择性堵水的目的。
选择性堵水剂的种类较多,根据其使用溶剂类型,可分为水基堵水剂、醇基堵水剂和油基堵水剂,它们分别由水、醇和油作溶剂或分散介质。
1.1水基堵水剂1.1.1凝胶类堵水剂凝胶类堵水剂的分散介质是水,一般用于封堵高渗透层 ,使注水转向含油饱和层。
其具有以下特性[2]:(1)注入的凝胶大大降低水的相对渗透率,但对油的相对渗透率影响较小;(2)在注水过程中 ,凝胶选择性地进入高含水层,可停止或减少水流入井内;(3)凝胶具有较高的稳定性,不会因反冲洗而降低有效期;(4)可用简单便宜的方法除去凝胶。
尽管凝胶降低了水的渗透率而没有影响油的渗透率,但产油层仍可能受到伤害。
Whittington L E 等[4]研制了一种凝胶堵水剂,已用于现场深部封堵。
这种凝胶是用羟丙基纤维素 HPC(水溶性聚合物)和十二烷基硫酸钠SDS(表面活性剂)溶液与盐水混合制得 ,其优点是不需加入铬或铝类的金属盐作引发剂或活化剂,在施工过程中就能在地层中生成凝胶。
使用这种方法,不必对特定的油藏进行处理。
在不同渗透率的地层中进行堵水作业 ,Mobil Oil 公司提出顺序凝胶的新方法[5]。
其方法是:(1)制备含有足以生成第一次凝胶的组分的水溶液;(2)使组分不在原地成胶,进入较大渗透层后,进行第一次凝胶;(3)将含有功能性组分的溶液置于第一次凝胶中进行第二次凝胶,制得更耐地层条件的凝胶。
这种方法适等采油作业中。
用于提高采收率,可应用于注水、注CO2石油大学王富华等[6]研制开发了一种凝胶颗粒选择性堵水剂JAW,在交联剂存在下使丙烯酸钠、丙烯酰胺、季铵盐单体及抗高温单体进行引发聚合,制得交联聚合物凝胶,机械破碎后在胶体磨中研磨至一定粒度,制得JAW。
室内评价表明,该堵剂抗温性良好(<130℃),堵水率高(>92%),堵油率低(<8%),具有良好的封堵选择性,可用于油井和水井的深部堵水。
化学堵水堵气技术概述
化学堵水堵气技术概述摘要许多化学方法可以用来解决目前油田生产过程中过多的产水和产气问题。
这些化学方法大多数都是很复杂的。
一个仅仅有普通的化学知识背景的石油工程师是很难达到一种能让他/她选择出合适的化学方法来解决问题的水平。
在这篇文章中，我们提供了目前所有的可用的化学堵水堵气（WGSO）方法的概述。
单体系统，聚合物凝胶，相对渗透率改性聚合物，无机凝胶，塑料等等，都是常用的化学堵剂。
不太常用的选择包括粘性流体，选择性矿物沉淀堵剂和其他注入型材料。
本文对这些堵剂的优缺点进行了详细的讨论。
简介在整个油井生产周期内封堵不需要的流体是非常必要的。
钻机要堵塞任何丢失的流通区，生产工程师想要封堵在生产区域产生的不需要的流体使这些流体流到相邻的区域，而且油井的拥有者想要在油井的经济利用期的末尾封堵并且废弃任何一个耗尽的油井。
然而，生产工程师的需要是从一个简单的堵漏操作到一个更复杂的选择性封堵不需要的相态的范围。
任何一项技术的成功选择和实施都是为了达到此项工程的目标要求。
因此，需要一个可供选择的方案，透彻的了解他们的工作机制，优点和缺点，是非常重要的。
这项工作对于熟练掌握化学堵水堵气（WSGO）技术的石油工程师来说是一种尝试。
WSGO解决方法有许多可用的堵水堵气选择，而且这些方法正在作为一种技术的发展取得进步。
对于一个石油工程师完成堵水堵气来说，最大的挑战就是了解为什么出水/气，在哪里出水/气，这些不需要的水和气是怎样产生的，解决这些问题的方法是什么，这些方法的机理是什么，以及这些方法的优点和缺点，这些方法的作用能力和局限性，充分了解了以上的问题后则有助于工程师选择正确有效的方法来解决目前的问题。
当前和新兴的封堵水/气的技术一般有以下几种类型：a）机械方法机械密封/用机械或者水泥隔离通过绘制降低曲线锥进控制合作生产及井下分离水和油同时生产锥进缓解井下分离及处置b)化学方法c)微生物方法选择化学方法的原因裂缝模型和细小缝隙机械封堵方法像油管修补，套管修补，桥塞，跨越打包机，水泥挤压可以提供良好的硬件和近井大开口的密封。
堵水、调剖技术概述
堵水、调剖技术概述发布：多吉利来源：减小字体增大字体堵水、调剖技术概述油田开发到中后期，通过注水补充地层能量是我国大部分油田所采用的主要措施。
由于油层存在着非均质性，会出现水在油层中的“突进”和“窜流”现象，严重地影响着油田的开发效果。
为了提高注水效果和油田的最终采收率，需要及时的采取堵水调剖技术措施。
一、堵水调剖的概念（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。
（二）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。
二、堵水调剖方法（一）机械卡封利用井下工具将高吸水层或高产水层封住，称为机械卡封。
机械卡封作用范围只限于井筒范围，但由于施工简单，成本较低，往往成为优先考虑的堵水方法。
（二）化学堵水向地下注入化学剂，用化学剂或者其反应产物堵塞高渗透层或高产水层，称为化学堵水。
（1）单液法与双液法：从施工工艺来分，化学堵水可分为单液法与双液法。
单液法是向油层注入一种工作液，这种工作液所带的物质或随后变成的物质可封堵高渗透层。
双液法是向地层注入相遇后可产生封堵物质的两种工作液（或工作流体）。
注入时，这两种工作液用隔离波隔开，但随着工作液向外推移，隔离液越来越薄。
当外推至一定程度，即隔离液薄至一定程度，它将不起隔离作用，两种工作液相遇产生封堵地层的物质。
由于高渗透层吸入更多的工作液，所以封堵主要发生在高渗透层，达到调剖的目的。
（2）选择性堵水工艺：利用产液剖面等测试资料，确定出水部位后，进行选择性堵水。
化学选择性堵水
技术特点
该技术既可进行油井堵水又可进行水井调剖，对于 隔层小，井况差，找水难度大的油井具有独到的优 越性。 聚合交联反应均在地层中进行，地面施工工艺简单。 该化学剂地面黏度与水黏度接近，能向注入水一样 优先进入高渗透层或裂缝，交联成胶形成堵塞。具 有良好的选择性。 化学剂的强度，通过调整添加剂极其用量加以控制。 处理半径大，可达50-100米，有效期长。同时兼有 纵向可调吸水剖面，平面上可提高水驱效果的双重 功效。
成胶时间：8-120小时；
具有易解堵性；
与其它处理剂配伍性好，剪切稳定性、
热稳定性、热化学稳定性好；
选井条件
油井堵水选井条件
油井出水层位不明确； 油、水层之间隔层小，不能下卡封管柱； 油层低水突进； 采出程度较低，油井具有一定的潜能； 具有一定的供液能力。
水井调驱选井条件
层间或层内渗透率差异大，注入水在层间分 布相差悬殊，而又难以用机械方法封堵的注 水井。 注水压力的变化对油井产液影响明显，层内 连通性好，而水驱效果差的井。 井组有足够的可采储量，而水驱动用储量低 的井。
选择性堵水机理
孔隙
堵剂
水流
油流
选择性 堵剂
剩余油
单井油井堵水
堵剂
水淹层
由于堵剂堵而不死, 剩 余油仍留有通道驱出; 堵剂进入深,水驱控制 体积大,有效期长.
有机凝胶堵水机理
因此，有机凝胶堵水调驱剂对水流产生
较大的阻力，而对油流产生较小的阻力，体
现出了较好的选择性。这样高产水层产出液
得到抑制，低渗油层仍可继续生产，达到改
实际应用效果
2008年-2010年验收单
2008年-2010年验收单
高含水油井绒囊选择性堵水技术研究与试验
高含水油井绒囊选择性堵水技术研究与试验作者：孔德月来源：《中国化工贸易·下旬刊》2018年第01期摘要：泡沫堵水技术是近年发展起来的一项新型的堵水技术，由于泡沫的独特结构，具有摩阻低、滤失量小、堵大不堵小、堵水不堵油、反排能力强、对地层伤害少等良好特性，被广泛地应用到堵水、调剖等工艺作为稳油控水的重要技术手段。
关键词：高含水油井；泡沫堵水；选择性堵水；增产1绒囊选择性堵水技术1.1绒囊堵水剂简介绒囊堵水剂是一种分散着绒囊的流体，由聚合物和表面活性剂在水中搅拌形成的无固相流体，其中水为连续相，气体为分散相。
堵水剂密度0.85～1.00g/cm3，呈碱性，其粘度不高于100MPa·s。
绒囊结构被称之为“一核二层三膜”，从内向外依次是被表面活性剂包裹的“气核”、表面活性剂形成的“表面张力降低膜”、被两层表面活性剂亲水端固定的“高粘水层”、固定“高粘水层”的“高粘水层固定膜”、用于改善水溶性的表面活性剂膜—“水溶性改善膜”以及最外层的由聚合物和表面活性剂形成的松散区。
“一核”，被包裹的气体位于整个球形绒囊的中心，就像是绒囊的“核”称为“气核”。
“三膜”第一膜，气核外侧用于降低气液界面张力的表面活性剂，形成最内层的膜，称为“表面张力降低膜”。
“二层”第一层，紧靠表面张力降低膜外侧，表面活性剂亲水端的水化作用以及亲水端间的缔合作用，使水溶液粘度远远高于连续相，称为“高粘水层”。
“三膜”第二膜，高粘水层外表面，与表面张力降低膜相对应，在极性键作用下吸附表面活性剂，形成维持高粘水层高粘度的表面活性剂膜，称为“高粘水层固定膜”。
“三膜”第三膜，与紧密吸附于高粘水层固定膜外侧的表面活性剂相对应，在极性键作用下成膜。
由于此膜亲水基存在，使得绒囊具有良好亲水性，称此膜为“水溶性改善膜”。
“二层”第二层，在水溶性改善膜外侧，由聚合物和表面活性剂组成，浓度从膜外侧向连续相逐渐降低，没有固定厚度的松散层，称为“聚合物和表面活性剂的浓度过渡层”，简称“过渡层”。
法国IFP选择性堵水技术
图 2 矿化度和剪切速率对聚合物膨胀的影响( a) 及处理一对油和水的相对渗透率的影响( b)
处理一适用于温度 60 ℃以下地层 ,原因是温度高 于 60 ℃时会发生聚合物的天然水解反应 ,导致聚合物 沉积 。要求地层水盐浓度低于 5000mg/ L 有两个原 因 :第一 ,盐浓度大于 5～10g/ L 时 ,黏度不变化 ;第二 , 高的盐浓度使聚合物分子体积缩小 ,因而吸附层的厚 度也缩小 ,会降低处理效果 。
的地层 。常用的聚丙烯酰胺含 20 % ～30 %的丙烯酸 基 ,分子量为 107 ,其聚合物分子半径 ,在 8g/ L 盐浓度 的水里为 0. 32μm , 在 1g/ L 盐浓度的水里为 0. 4μm 。
在高盐浓度的溶液 (其盐浓度必须高于地层水的 盐浓度) 里注入聚合物有利于降低注入液的黏度 ; 此 外 ,由于聚合物分子的体积随着盐浓度增加而减少 ,所 以聚合物在地层内被吸附的量也增加 ,有利于形成聚 合物吸附层 。处理后产油时 ,由于地层水盐浓度比注 入液低 ,会使聚合物吸附层膨胀 (见图 1b) ,从而降低水 的相对渗透率[8 ] 。从图 2a 可见 ,在一个黏土质砂岩岩 心中 ,吸附层膨胀后 ,水的渗透率降低为膨胀前的三分 之一 。聚合物的吸附层对油或气的相对渗透率影响不 大 (见图 2b) 。
IFP 典型现场试验[2 ]
1 地下储气库储气井 :砂岩储集层或灰岩储集层 (法国)
IFP 用 RPM 堵水技术进行了一些砂岩储集层地 下储 气 库 储 气 井 的 堵 水 处 理 , 效 果 良 好[8 ] 。例 如 Cerville2Velaine 储气库的 VA48 井 ,地层温度为 30 ℃, 储集层厚 60m ,地层水矿化度为 1000mg/ L ,渗透率随 着深度而升高 (从 0. 1μm2 到 5～10μm2) 。采用处理一 技术对该井堵水时 ,注入了浓度为 3000 mg/ L 的聚丙 烯酰胺 700m3 ,配制水矿化度为 820 mg/ L 。处理后该 井产气量未变化 ,含水率减少 ,有效期长于 3a[8 ] 。
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压力（MPa）
0.08 0.06 0.04 0.02 0 0 500 1000
油相 水相 注堵剂
1500
2000
2500
累计注入体积（ml）
堵后水相渗透率下降85.7%，油相渗透率下降20.3%。
流动实验
对不同渗透率地层的影响
空气 渗透率
10-3um2
堵前 Kw Ko
堵后 Kw Kw Ko Frro Frrw 下降% 下降% Ko
水驱 油驱
注堵剂
水驱 油驱
0.6
1 0.4
注入压力（M P a ）
0.2 0.6 0 0
500
500
1000 1500
1000
1500
2000
2500
累计注入体积（m l ）
2000 2500 累计注入体积（ml）
堵后水相渗透率下降84.4%；油相渗透率下降23.16%
流动实验
0.1
封 堵 驱 替 曲 线 三
联剂通过偶联作用与砂粒之间获得了良好的 粘结，并提高了堵剂的耐温性能。
配方的确定
复 合 交 联 剂 研 究
90℃复合体系强度变化曲线
8 7 6 5 4 3 2 1 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 时间（天）
凝胶粘度（×1 0 4 m p a . s ）
凝胶粘度（万m p a . s ）
水相渗透率/10-3um2 603.5 225.6 695.8 218.3 75.85 211.4 46.88 215.6
流动实验
可 视 化 实 验 模 板
第一次水驱后
第一次堵水后水驱
第二次堵水后水驱
第三次堵水后水驱
备注：红色：油；绿色：水；蓝色：堵剂
流动实验
（%）
可 视 化 提 高 采 收 率 曲 线
PDA聚合物
阳离子单体
配方的确定
复 合 交 联 剂 研 究
第一交联剂与酰胺基成胶速度慢，在地层
条件下能形成耐温、高强度凝胶，封堵高渗
层；
第二交联剂是以硅－氧（Si－O）键为主链
结构。该交联剂的热稳定性高，高温下分子 的化学键不断裂、不分解。基团-Si(OR)3水择性堵剂配方优化
90℃增强剂对凝胶性能的影响
增 强 剂 研 究
增强剂浓度 （%） 成胶时间 （h）
0 24
0.2 26
0.5 28
0.8 28
1 28
2 28
凝胶粘度 4mpa.s) 3.4 4.2 6.5 7.0 7.4 6.2 (10 增强剂范围一般为5000-8000mg/L，根 据地层渗透率的高低，可适当调整。
7 6 5 4 3 2 1 0 0 10 20 30 40 50 60 70
6 5 4 3 2 1 0 0 1000 2000 30 00 4000 5000 6000
4
剪 切速率（转/分）
剪切时间（min）
不同剪切速率下堵水剂粘度变化曲线
170r/s剪切后堵水剂粘度变化曲线
抗剪切性能曲线
选择性堵剂的评价
压力（MPa）
0.25 0.2
0.15 0.1
0.05 0 0 50 100 150 200 250 300 350
驱替倍数（pv）
经300pv驱替实验证明：选择性堵 水剂具有明显的耐冲刷性。
流动实验
并联填砂管选择性封堵试验
序 号 1 2 3 4 孔隙 体积 ml 55.9 56.5 67.8 55.4 空气渗 透率 10-3um2 4502 1355 5573 1263 堵前 堵后 水相渗率 下降 % 87.4 6.3 93.4 1.24
选择性堵剂配方优化
粘度（×104mpa.smpa.s）
聚 合 物 研 究
9 8 7 6 5 4 3 2 1 0 0 2 4 6 时间（d） 8 10 12
聚合物浓 度为500015000mg/L
C1 C2 C3 C4 C5 C6
体系粘度明显上升，浓度越高交联反应速度越快，体系粘度越 高，强度越大。而浓度低于3000mg/L时，体系的粘度并不上升， 甚至下降。 90℃下聚合物浓度选为5000-10000mg/L。
流动实验
注入不同孔隙体积的堵剂对地层的影响
注入 堵剂 倍数 PV 0.1 0.5 1
堵前
Kw 10-3um2 356.88 390.73 345.63 Ko 10-3um2 502.96 590.94 488.26
堵后
Kw 10-3um2 57.63 55.83 36.45 Ko 10-3um2 402.48 459.61 372.66
Kw 下降 % 83.85 85.7 89.5
Ko 下降 % 20.0 22.2 23.7
堵剂注入的孔隙倍数越大，堵剂占据地层的空间越大, 越难以被注入水击穿，封堵强度越高，对油水相渗透率的影 响越大。水相、油相残余阻力系数均出现随着堵剂注入的孔 隙倍数增加而增大的趋势。
流动实验
0.3
耐 冲 刷 曲 线
剂，在挤堵剂时注入压力越低越好。
选择性堵水施工工艺研究
施工用量
根据堵水层的孔隙度、厚度、渗透率、 吸水能力等因素，确定处理半径（3-5米）。 由封堵半径，按下式确定合理的堵剂用量。
V=π(R2-r2) Hφ
选择性堵水施工工艺研究
由地层渗透率差异产生的选择性注入
工 由相渗透率差异产生的选择性注入 艺 由高压注水产生的选择性注入 优 由对应注水井关井泄压产生的选择性注入 化
80 70 60 50 40 30 20 10 0 1 2 3 26.7 59.2 49.2 62.4
堵前水驱 第一次堵 后水驱 第二次堵 后水驱 第三次堵 后水驱
水相
油相
采收率
选择性堵水施工工艺研究
施工参数设计
使用选择性注入工艺技术的经验公式：
Ph=Pt×S+Pd +Ps-Pz
为了使低渗透地层不进入或少进入堵
选择性堵水机理
聚合物分子结构式 非离子链中的亲水基
团与水形成氢键，表 现出强的亲水能力。
阳离子链与带负电的 岩石表面反应产生牢 羰基 固的化学吸附，吸附 键能比普通聚合物高
2-50倍。
酰胺基 阳离子 基团
选择性堵水机理之一--吸附缠绕
孔隙
堵剂
水流
油流
选择性堵水机理之二— 物理堵塞
顺水流伸展
遇阻力成弯月型
项目简介
许多所谓的选择性堵水剂只是对层与层的选择， 即优先进入渗透率高的地层，从而实现选择性。 本项目作为分公司科研项目，在室内进行了大量 的实验研究，主要针对同层内油水相的特点，表 现出选择性封堵的特征。尤其适用以下地层：
油井的地质状况很复杂，以致很难确定出水层位。 虽然可以找出出水层位，但是油水同层。 套管变形无法下封隔器采用机械法进行堵水。
选择性堵水剂对残余阻力系数的影响 选择性堵水剂对不同渗透率地层的影响 注入不同孔隙体积的堵剂对地层的影响 堵剂在岩芯孔隙中耐冲刷能力的评价 选择性堵剂的注入性能评价
流 动 实 验
流动实验
选择性堵剂对残余阻力系数的影响
岩心 编号
堵前
Kw 10-3um2 Ko 10-3um2
堵后
Kw 10-3um2 Ko 10-3um2 Frrw Frro
选择性堵水工艺技术研究
中原油田分公司
采油工程技术研究院
汇 报 内 容
项目简介
选择性堵水机理
配方优化与施工工艺
技术指标 现场试验
项目简介
项目简介
目前常用的堵水技术大都是非选择性 堵剂，对出水层明确，隔层大，井况好的 油井，其效果比较好。而对于隔层小，井 况差，找水难度大的油井，采用非选择性 堵水，在堵水的同时也将油层堵死，对油 层产生很大伤害。
选择性堵剂的评价
耐 温 性 能 曲 线
7 6 5 4 3 2 1 0 50 70 90 温度(℃) 60 凝胶强度 成胶时间 40 30 20 10 110 0 130
成胶时间（h ）
凝胶粘度（× 104mpa.s）
50
选择性堵剂的评价
凝胶粘度（×1 0 4m p a . s ）
7
凝 胶 粘 度 × 1 0 mP a .s
选择性堵剂配方优化
交 联 剂 研 究
7 6 5 4 3 2 1 0 0 5000 10000
凝胶粘度(×10 4 mpa.s)
60 成胶时间 凝胶粘度 40 30 20 10 15000 0 20000
交联剂的浓度（m g / l ）
第一交联剂浓度为5000-10000mg/L时，成胶质量 较高，成胶时间适合现场的注入。
成胶时间（h ）
50
选择性堵剂配方优化
第二交联剂对凝胶性能的影响
交 联 剂 研 究
第二交联剂 浓度（mg/L） 成胶时间 （h） 凝胶粘度 (104mpa.s)
0
0
100
56
300
47
500
43
700
38
1000
35
121
445
1560
2110
3120
3750
第二交联剂通过Si-O键与地层产生物理吸附，使 得堵剂与砂盐的粘结强度提高。从成本考虑，90℃下 选取第二交联剂浓度为500 mg/L。
1770.5
2704
58
123.7
187
270
5
145
91.3 22.4 1.29 11.6
87 25 1.35 7.8
15.8 199.8
6450
390.7 590.9 55.8 459.6 85.7 22.2 1.29
7.0
随着地层渗透率的升高，堵剂对水的封堵能力依次降低， 但水相渗透率的降低均大于85%，油相渗透率的降低均低于 25%。水相残余阻力系数明显高于油相残余阻力系数，说明 该堵剂对不同渗透率的地层均有选择性封堵的作用。