深度调剖及堵水

深度调剖及堵水
国内几十年来在治水方面积累了大量的经验教训。

关于水井深度调剖，开始采用高强度堵剂，挤死高吸水层段，这种工艺对全层水淹的井效果显著。

而我国油田属于陆相沉积，非均质性很强，在剖面上层内渗透率差异较大，如果深度调剖施工时将水淹层段堵死，这时注水井主要吸水层段被堵死，原来弱吸水段或不吸水段开始吸水，吸水剖面改变很理想。

但是，由于注入堵剂数量有限，2m 油层挤入500m3堵剂，挤入深度只有12．6m，当低渗透层水线推进到此处时，注入水又会窜入特高渗透层，造成深度调剖失效。

这种工艺每施工一口井增产油量一般不超过500t，个别有相对隔挡层的井或有相当好的潜力层的效果会好些。

根据这一情况发展了深度调剖，即加大堵剂用量，但是，深度调剖深度与堵剂用量是平方的关系，所以堵剂用量加大很多，深度调剖深度增加得并不多。

如2m 油层挤入1000m3堵剂进行深度调剖，深度也只有17．8m ，增产量和有效期改善仍不理想。

近年来深度调剖工艺发展成调驱工艺，即将深度调剖剂改进为可动的弱凝胶（调驱剂），使得深度调剖后调驱剂段塞推进速度稍快于低渗透层段水线推进速度，直到调驱剂段塞薄到一定程度后突破，再注第二个段塞，增产量和有效期都会大幅度提高。

下面只重点介绍调驱工艺。

值得注意的是调驱工艺有两个技术关键，一是必须根据渗透率，用岩心优选驱替剂的粘度，以保证调驱剂推进速度略快于新进水层段的水线推进速度；二是为了挤入调驱剂时尽量减少加强层的伤害，注入压力必须大于调剖层段的启动压差，小于加强层段的启动压差。

这两方面都可以用岩心（或人造模拟岩心）实测。

油井堵水也有类似问题，由于堵塞半径有限，增产量和有效期都很小，所以对孔隙性油藏来说，除非全层水淹否则对层内某层段出水不宜采用堵水措施。

而对块状裂缝性底水油藏，由于无法在水井进行调整，只能利用这类油田的非均质性在油井进行堵水，开始将大裂缝堵死，这样虽然将出水通道堵死，同时也将与大裂缝连通的小裂缝的出油通道堵死，所以效果也不理想。

以后发展为有渗透性的堵大裂缝的堵剂，效果有所改善。

但是，由于岩块系统的驱替压差很大，大裂缝中渗透率下降很大，渗流阻力较大，大裂缝中压力憋得较高，形不成大的驱替压差，岩块系统中的油还是出不来。

应当采取用堵剂堵死水源，保持一定长度的大裂缝，使这段裂缝中的压力与井底流压接近，充分发挥与大裂缝连通的岩块系统的作用，尽可能地提高增产效果。

一、油井出水分析及预测
在油田正式投入开发以前，没有足够的动态资料进行分析预测，只能凭静态资料和少量的试油。

试采资料做粗略的预测。

具体步骤如下；
（一）建立理想的剖面非均质模型，预测面积注水时不同开发阶段的油井出水状况
利用测井曲线计算层间和层内渗透率近似的层段厚度乘以该段平均渗透率，得出地层参数Kh （K 为渗透率、h 为渗透率近似的层段厚度）。

或利用分层试油不稳定试并求得的流动系数Kh／μ，乘以原油地下粘度，得地层参数。

根据达西定律可知油层吸水量与地层参数成正比。

在相同的压差下可以求出吸水剖面，从而判断出层内和层间的矛盾。

进一步预测油井出水情况，判断出油井出水矛盾是层间为主，还是层内为主。

确定治理水患的方针。

于层间矛盾采用封堵水，属于层内矛盾（渗透率差异段之间有较大的相对隔挡层，可视做层内矛盾）是调剖。

（二）建立理想的平面非均质模型，预测面积注水时不同开发阶段注水井组油井出水情况根据油藏工程方案中油藏描述技术得到的渗透率平面矛盾情况（等渗透率图），以及地层参数预测水流方向；或利用试注时注示综剂求得的水流方向，或利用油水井之间平面压力梯度（即水井和油井折算到同一海拔高度的静止压力之差，除以井距）得出面积注水时的平面矛盾。

这个压力梯度越小，说明这个方向是水流方向。

根据各个方向压力梯度相差的倍数，可分析出平面水线推进的不均匀程度。

分析判断是否需要做水流方向的平面调整。

二、封、堵剂和深度调剖剂
封、堵剂和深度凋剖剂性能上是有原则区别的，封、堵剂是要高强度堵死，而深度调剖剂是堵而不死，是一种可动的弱凝胶，可用模拟岩心优选深度调剖剂性能，使深度调剖剂推进速度比低渗透新进水层段的水线推进速度稍快一点，使得水线总超不过深度调剖剂，极大地扩大了波及体积，达到深度调剖的目的。

国内主要的封、堵剂。

从深度调剖剂的性能可知，其特点是堵而不死，注入地层后还可以被水驱动，并可以控制推进速度，常用的是水解高分子聚合物或轻微胶凝高分子聚合物（弱凝胶）。

在编制方案时必须根据本油田的特点，进行封堵剂和深度调剖剂室内配方优化筛选，确定总体配方。

三、堵水、深度调剖工艺方法选择及工艺参数的确定
编制堵水、深度调剖方案时，首先要本着块状底水油藏以封堵水为主，对层状注水油田在油井出水时应在水井上做工作（以深度调剖为主）。

除确定堵剂、深度调剖剂总体配方外，对调堵工艺参数要有一个基本的论证，作为概念设计的依据。

重点确定以下堵水、深度调剖工艺方法和工艺参数。

（一）堵水、深度调剖工艺方法选择
编制堵水、深度调剖工艺方案时，首先根据前述的剖面和平面非均质的研究成果和油田出水预测，确定堵水、深度调剖工艺方法。

在油田开发过程中，要以“笼统调堵为主，分层调堵为辅”为原则，非均质程度越严重越可以采取笼统调堵的施工方法。

1．笼统调堵工艺。

利用井内原有的注水管柱或采油管柱，从油管挤入化学调堵剂，关井3～5d后，开井恢复水井正常生产的一种工艺方法。

其工艺特点是：不动原生产管柱，作业周期短，工艺成功率高，施工安全可靠。

该工艺适合于层间渗透性差异大，隔层或夹层薄，产液剖面、吸水剖面不清楚，或固井质量差而引起窜槽的油水井。

但要严格控制注入速度和注入压力，使调堵剂选择性地进入高吸水层段或产水层段，尽量减小含油层段伤害。

2．分层调堵工艺。

采用该工艺能够有效地改善油水井注采剖面，深度调剖、堵水伤害小，效果较好。

但技术资料不准确会造成不该堵的层堵了，不该调的层调了，造成严重伤害。

而且要求油层具有一定的隔层厚度，确保分层时不会造成管外窜。

（二）堵水和深度调剖工艺参数确定
1．堵水时堵剂用量。

（1）孔隙性油藏封堵剂用量主要依据处理半径、调堵层厚度及地层孔隙度等参数来确定。

通常接下列公式（2－1）计算用量：
Q＝πR2HΦ （2－1）
式中Q———堵剂用量，m3；
R———堵水处理半径（由堵剂强度决定，强度愈大半径愈小），m ；
Φ———堵水层孔隙度，％；
H———堵水层厚度，m。

（2）裂缝性油藏堵剂用量，可初步根据无水采油期累积产量的10％～40％选用，无水采油期的累积产量越小，堵剂用量可选多一些。

替水量可参考无水采油期的累积产量决定，原则上无水采油期的累积产量越高，替水量越多，概念设计可按无水采油期累积产量的60％～90％确定。

2．深度调剖处理半径确定。

在深度调剖作业中，深度调剖剂用量越大，作业费用越高。

因此，在优化措施经济效果的前提下，合理的深度调剖处理半径用下式计算：
3．深度调剖和封堵施工压力确定，施工压力，应满足下式（2－3）要求：
pbh＜pz＜pbi （2－3）
式中pz———深度调剖或封堵施工井口压力，MPa；
pbh———调堵层吸水井口启动压力，MPa；
pbi———非调堵层吸水井口启动压力，MPa。

在调堵施工中，注入压力绝对不能高于地层破裂压力。

注入压力应由室内模拟试验确定，即高于调剖剂注入调整层段的启动压力，同时小于低渗透层注调剖剂的启动压力。

四、堵水及深度调剖效果的评估方法
油井要在有利于增加油田可采储量和尽可能小地影响油田采油速度的前提下，合理选井选层进行封堵水。

（1）对于单层达到堵水层含水界限的油层可以实施封堵水措施。

但层内部分层段水洗，则不应采取堵水的措施，而应从剖面和平面调整和改善水驱波及体积，采用从水井深度调剖的措施。

（2）在层内部分层段水洗后，为满足油田产量的要求，对于具备提液条件的井应优先选择提液，当含水过高，提液得不偿失时应及时进行深度调剖作业。

（3）不论采取堵水还是深度调剖措施都应以扩大波及体积为最终目标，而不是单纯地看剖面的改善情况。

也就是说不能单纯看一维的效果，而是要看三维的效果。