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堵水调剖工艺技术简介一、概述（一）油井出水的原因与危害1．油井出水类型由于油藏构造复杂、地层非均质性、油层物性、原油物性差异所致，油田注水后，层内、层间、平面三大矛盾突出，油井普遍见水。
出水的原因很多，大致可分如下几类：（1）同层水：原油和水同存于一个层位，在采油过程中水随原油一同采出，使油井含水不断升高。
（2）窜槽水：因固井质量差，套管外水泥密封不严，油层和水层连通在一起，使油井含水率升高。
（3）底水：如果油层的下面有水层，随着油井的抽吸，当流体的压力梯度克服油水重力梯度差时即形成水锥。
底水锥进使得油井产出液中的含水迅速上升或水淹。
（4）水层水：在多层合采的油井中，水层被误射开或个别层完全水淹，在油井生产时，水层水也随同油层中的原油一同采出。
（5）边水：若油层边部存在水层，在采油过程中，边水向油层指进而流入油井中，同原油一同采出。
（6）注入水：在油田内部注水驱油或边部注水驱油的过程中，由于地层的非均质性，使得注入水沿高渗透条带突进，致使油井大量出水。
这是注水开发油田油井出水的主要原因。
2．油井出水的危害性（1）消耗地层能量：注水开发油田主要靠注入水补充地层能量，由于注入水从高渗透条带或裂缝流进油井被采出，使地层压力下降，水驱效果变差。
为保持注采平衡，必须增加注入量，从而增加注水费用。
（2）油井大量出水，造成油井出砂更为严重：砂岩油层见水后，会引起粘土膨胀，降低油层的渗透率，降低产油量，而且也因胶结物被水溶解而使得油井大量出砂，严重时迫使油井停产。
（3）危害采油设备：油井大量出水不但加重深井泵的负荷，而且也使得地面管线和设备的结垢更为严重，并且使其受腐蚀的速度加快。
（4）加重脱水泵站负担：油井大量产水，产液量增加，加大了脱水泵站工作量。
这样必须扩大泵站，增加脱水设备，增加动力、破乳剂及人力等消耗，也就增加了采油成本。
（5）增加污水处理量：从原油中分离出来的污水必须经过处理，才能符合污水排放标准或回注要求。
堵水、调剖技术概述堵水、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。
对于下部位出水，进行封上、中堵下，用封隔器将油井产油段的上、中部位隔开，然后对出水的下部位堵水。
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。
堵水调剖工艺技术堵水调剖工艺技术简介一、概述（一）油井出水的原因与危害1．油井出水类型由于油藏构造复杂、地层非均质性、油层物性、原油物性差异所致，油田注水后，层内、层间、平面三大矛盾突出，油井普遍见水。
出水的原因很多，大致可分如下几类：（1）同层水：原油和水同存于一个层位，在采油过程中水随原油一同采出，使油井含水不断升高。
（2）窜槽水：因固井质量差，套管外水泥密封不严，油层和水层连通在一起，使油井含水率升高。
（3）底水：如果油层的下面有水层，随着油井的抽吸，当流体的压力梯度克服油水重力梯度差时即形成水锥。
底水锥进使得油井产出液中的含水迅速上升或水淹。
（4）水层水：在多层合采的油井中，水层被误射开或个别层完全水淹，在油井生产时，水层水也随同油层中的原油一同采出。
（5）边水：若油层边部存在水层，在采油过程中，边水向油层指进而流入油井中，同原油一同采出。
（6）注入水：在油田内部注水驱油或边部注水驱油的过程中，由于地层的非均质性，使得注入水沿高渗透条带突进，致使油井大量出水。
这是注水开发油田油井出水的主要原因。
2．油井出水的危害性（1）消耗地层能量：注水开发油田主要靠注入水补充地层能量，由于注入水从高渗透条带或裂缝流进油井被采出，使地层压力下降，水驱效果变差。
为保持注采平衡，必须增加注入量，从而增加注水费用。
（2）油井大量出水，造成油井出砂更为严重：砂岩油层见水后，会引起粘土膨胀，降低油层的渗透率，降低产油量，而且也因胶结物被水溶解而使得油井大量出砂，严重时迫使油井停产。
（3）危害采油设备：油井大量出水不但加重深井泵的负荷，而且也使得地面管线和设备的结垢更为严重，并且使其受腐蚀的速度加快。
（4）加重脱水泵站负担：油井大量产水，产液量增加，加大了脱水泵站工作量。
这样必须扩大泵站，增加脱水设备，增加动力、破乳剂及人力等消耗，也就增加了采油成本。
（5）增加污水处理量：从原油中分离出来的污水必须经过处理，才能符合污水排放标准或回注要求。
化学调剖堵水技术2011年12月目前，许多油田都相继进入高含水开发中后期，如何进一步经济、有效地开采现有油田是石油行业亟待解决的重大课题之一，其中强化采油技术的发展和应用发挥了重要的作用。
油田进入开发中后期，产量递减，产水量大幅度增加，经济效益差。
急需寻找有效的新方法，改善高含水产油效果。
改善注水开发主攻目标是提高注水波及体积系数。
调堵是有效的提高采收率手段。
可以有效改善储层非均质性强，开发过程中干扰严重，长期冲刷导致大孔道发育，注水效率低的问题。
一、实施堵水调剖的必要性1、储层非均质性强，开发过程中干扰严重平面上，沉积微相类型多，储层非均质性强。
渗透率级差大。
由于储层平面非均质性严重，导致平面上水驱推进速度，存在各向异性，易形成单向水窜。
纵向上，含油层系多，储层非均质性强。
非主力油层与主力油层在同时注水过程中存在严重的干扰。
层间吸水差异导致各小层地层能量保持状况存在较大差异。
层内非均质性，导致注入水沿高渗条带水窜。
层内下部含水饱和度高，水淹严重，多为水洗，强水洗；上部水淹弱，多为弱见水，见水。
2、长期冲刷导致大孔道发育，注水效率低长期水驱后,井间连通渗透率提高数倍,井间为大孔道连通,连通孔隙半径增大。
大孔道发育，大大影响了油田注水开发效果，驱油效率低。
常规注水开发对提高采收率存在较大困难，堵水调剖是解决问题的有效措施。
二、堵水调剖技术主要分类（一）按堵调井的类别：1、水井调剖：调整注水井的吸水剖面，改善注入水的流向，抑制大孔道或高渗透条带的窜流，提高水驱效率。
2、油井堵水：封堵高含水层段，调整油层生产压差，使得潜力油层段发挥作用，抑制油井含水上升。
3、油水井对应堵调：对注采对应井组中注水井调剖同时对油井进行堵水，达到两发面控制水窜的目的。
（二）按堵调目的分类层内堵调：利用油水井厚油层内的韵律夹层或韵律段的渗透性差异来调整其吸水剖面或生产剖面，改善液流方向，提高开发效率。
层间堵调：封堵调整高含水层，启动低含水潜力层，使得潜力油层充分发挥作用，抑制单层突进或指进。
第5章油水井化学堵水与调剖技术5.1油井出水原因及堵水方法 (2)5.1.1油井产水的原因 (2)5.1.2堵水方法和堵水剂分类 (3)5.2油井非选择性化学堵水剂 (5)5.2.1树脂型堵剂 (6)5.2.2沉淀型堵剂 (8)5.2.3凝胶型堵剂 (10)5.2.4冻胶堵剂 (13)5.3油井选择性堵水剂 (13)5.3.1水基堵剂 (14)5.3.2油基堵剂 (23)5.3.3醇基堵剂 (24)5.4油井堵水工艺和堵水成效评定 (25)5.4.1油井堵水选井原则 (25)5.4.2油井堵水工艺条件 (25)5.4.3油井堵水成效评定 (27)5.5注水井化学调剖技术 (28)5.5.1调剖剂 (28)5.5.2注水井调剖工艺条件和效果评定 (40)5.6用于蒸汽采油的高温堵剂 (42)5.6.1用于蒸汽采油的高温堵剂 (43)5.6.2高温注蒸汽调剖剂 (44)参考文献 (47)油气井出水是油田开发过程中普遍存在的问题，特别是采用注水开发方式，随着水边缘的推进，由于地层非均质性严重，油水流度比的不同及开发方案和措施不当等原因，均能导致油田含水上升速度加快，致使油层过早水淹，油田采收率降低。
目前，世界上许多油田都相继进入中高含水期,而地下可采储量依然较大，我国主要油田也已进入中高含水期，现仅采出注水开采储量的62%。
原注水条件下广泛应用的增产增注措施效率越来越低，技术难度越来越大，产量递减，产水量大幅度增加，经济效益差。
所以，急需寻找有效的新方法，改善高含水产油效果。
当前运用较广泛的措施就是调剖堵水技术，它是在原开采井网不变的情况下通过调整产层结构来实现的。
注水井调剖和生产井堵水技术在现场进行了广泛的应用，有效地改善了注入水波及体积，调整了油藏开采结构，提高了产量，因而它是注水开发过程中一种关键技术。
堵水作业是“控制水油比”或“控制产水”。
其实质是改变水在地层中的流动特性，即改变水在地层的渗流规律。
堵水作业可以在油井(生产井)上进行，也可以在注水井上进行，通常前者称为油井堵水，后者称为注水井调剖。
油气井产水，严重影响油田的经济效益。
对于出水井，如不及时采取措施，会使某些高产井转变为无工业价值的井，从而降低油气井采收率。
并且还可能使储层结构破坏，造成油井出砂，同时使液体密度和体积增大，井底油压增大，使自喷井转为抽油井，增加了地面作业费用。
找水，堵水，对油田出水进行综合治理是油田开发中必须及时解决的问题，也是油田化学工作者研究的重要课题。
5.1油井出水原因及堵水方法5.1.1油井产水的原因油气井出水按水的来源，可分为注入水、边水、底水及上层水、下层水和夹层水。
注入水、边水及底水，在油藏中与油在同一层位，统称为“同层水”。
上层水，下层水及夹层水是从油层上部或下部的含水层及夹于油层之间的含水层中窜入油气井的水，来源于油层以外，故统称为“外来水”。
5.1.1.1注入水及边水由于油层的非均质性及开采方式不当，使注入水及边水沿高渗透层及高渗透区不均匀推进，在纵向上形成单层突进，在横向上形成舌进，使油井过早水淹，如图5-1，图5-2及图5-3所示。
图5-1注入水单层突进示意图图5-2边水示意图5.1.1.2底水当油田有底水时，由于油气井在生产时在地层中造成的压力差，破坏了由于重力作用建立起来的油水平衡关系，使原来的油水界面在靠近井底时，呈锥形升高，这种现象叫“底水锥进”(见图5-4)。
其结果使油气井在井底附近造成水淹，含水上升，产油量下降。
图5-3“水舌”示意图图5-4 底水“锥进”示意图5.1.1.3外来水外来水是由于固井质量不合格，或套管因地层水腐蚀或盐岩流动挤压被破坏而使水窜入油井，或者是由于射孔时误射水层使油井出水。
如图5-5，图5-6所示。
总之，边水内侵、底水锥进，注采失调是油井见水早，含水上升速度加快，原油产量大幅度下降的根源。
对于“同层水”必须采取控制和必要的封堵措施，使其缓出水。
而对于“外来水”在可能的条件下尽量采取将水层封死的措施。
图5-5上层水及下层水窜入示意图图5-6夹层水窜入示意图5.1.2堵水方法和堵水剂分类堵水技术分为机械堵水、化学堵水，化学堵水又包括选择性堵水和非选择性堵水。
此外还有磁性堵水等技术。
机械堵水技术，即采用封隔器将出水层在井筒内卡开，以阻止水流入井内，卡堵油井中出水层段的技术。
其堵水方式分为封上堵下，封下堵上，封中间采两头，封两头采中间。
选择性堵水的井是多层位合采的油井，要求封隔器座封严密、准确，这是机械堵水成功的保证。
机械堵水方法简单易行，成本低，收效大，便于推广。
化学堵水法：利用化学方法和化学堵剂通过化学作用对水层或油层造成堵塞。
在化学堵水中将化学剂经油井注入到高渗透出水层段，降低近井地带的水相渗透率，减少油井出水，增加原油产量的一整套技术称为油井化学堵水技术，所用化学剂叫堵水剂。
根据堵水剂对油层和水层的堵塞作用，又可分为选择性堵水法和非选择性堵水法。
前者所用的堵水剂只与水起作用而不与油起作用，故只在水层造成堵塞而对油层影响甚微，或者可改变油、水、岩石之间的界面特性，降低水相渗透率，从而降低油井出水量。
将化学剂注入注水井的高渗透层段，用以降低高吸水层段的吸水量，提高注入压力，达到提高中、低渗透层吸水量，改善注水井吸水剖面，提高注入水的体积波及系数，改善水驱状况的方法称为注水井化学调剖技术，所用化学剂叫调剖剂。
采用非选择性堵水方法时必须分隔水层，再对水层进行封堵，否则堵剂可能对产层起副作用。
这种方法在工艺上较复杂，封堵后还需要做再次打开生产夹层的善后工作。
相比之下，选择性堵水具有较好的发展前途。
这种方法的特点在于堵剂通过与地层水的反应来阻止出水层段水的产出，但并不阻碍产层的开采。
但是选择性堵水存在着堵剂用量大、成本高的缺点。
根据堵水剂注入工艺不同，又分为单液法和双液法两种。
所采用的堵剂可以使用选择性堵剂也可以使用非选择性堵剂，它们既可以用于油气井堵水也可用于注水井调剖。
单液法是指向地层中注入一种或由各种化学剂混合配制的液体，在指定位置，经过物理或化学作用，使液体变为凝胶、冻胶、沉淀或高粘流体的方法。
能够用于这种施工工艺的堵剂叫单液法堵剂。
单液法堵剂的优点是能充分利用药剂，缺点是因它产生堵塞的时间短只能封堵近井地带，且受处理地层温度的限制。
双液法是向地层先后注入由隔离液隔开的两种可反应(或作用)的液体，随着液体向外推移，隔离液越来越薄，当外堆至一定程度，隔离液将失去隔离作用，两种液体相遇并发生反应，产生封堵地层的物质。
隔离液前的液体叫第一反应液，后面的液体叫第二反应液。
例如：常用于油田的水玻璃氯化钙堵水技术既可以采用双液法堵水技术又可采用单液法。
双液法堵水技术，即用清水或油做隔离液将水玻璃，隔离液和氯化钙依次注入地层。
随着注入液向前推移，隔离液所形成的隔离环厚度越来越小，直至失去隔离作用而使两种液体相遇产生沉淀物，达到堵水的目的。
主要反应如下：+(m-1)+SiO 2)(H 2O 2OH CaCl 2+Na 2O nSiO 2+mH 2O 2NaCl+Ca(水玻璃）CaCl 2+Na 2O nSiO 2+mH 2O NaCl+CaSiO 3+mSiO 2 +(n-1)H 2O基本配方：A 液：20%水玻璃+0.3%HPAMB 液：10%~15%氯化钙 A:B 液=1:1(体积比)水玻璃的模数2.3 m双液法堵剂的优点是可封堵近井地带和远井地带。
缺点是药剂利用不充分，因为只有部分药剂相遇反应，产生封堵物质。
单液法水玻璃氯化钙堵水技术：在地面将两种注入液体即水玻璃和氯化钙配成一种液体向油层注入，但为了减缓反应速度实现单液法注入，先使氯化钙与碱反应变为氢氧化钙，然后再与水玻璃缓慢作用，形成沉淀，其凝胶时间可达4.5h ，便于施工注入。
主要反应如下：CaCl 2+NaOH Ca(OH)2+2NaClNa 2O nSiO 2+Ca(OH)2+mH 2O CaSiO 3+(n-1)Si(OH)4+(m-2n)H 2O+NaOH生成物为凝胶状弹性固体，能有效封堵出水层。
典型配方：水玻璃：模数 m = 2~3，有效含量5%~20%。
氯化钙：(工业品) 氢氧化钠：(工业品)水：用量比为：水玻璃:氯化钙:氢氧化钠:水= 1:0.06:0.04:0.5双液法堵剂分为沉淀型堵剂、冻胶型堵剂、凝胶型堵剂和树脂型堵剂。
油气井出水原因不同，采取的封堵方法也不同。
一般对于外来水或者水淹后不再准备生产的水淹油层，在确定出水层位并有可能与油层分隔开时，采用非选择性堵水剂或水泥堵死出水层位；不具备与油层封隔开的条件时，对于同层水(边水和注入水)普遍采用选择性堵水；对于底水，则采用在井底附近油水界面建立人工隔板，以阻止锥进。
图5-7防止底水锥进的隔板1—底水；2—油层；3—射孔段；4—油管；5—封隔器；6—密集射孔段；7—隔板5.2油井非选择性化学堵水剂油气井出水是油田开发过程中不可避免的主要问题之一。
要控制油井出水，一方面是对注水井进行调剖，另一方面是封堵油井出水层，即有效地选择堵水剂来封堵油井出水层。
下面重点介绍油井非选择性堵剂。
非选择性堵剂用于封堵油气井中单一含水层和高含水层，分为树脂型堵剂、沉淀型堵剂、凝胶型堵剂和冻胶型堵剂。
5.2.1树脂型堵剂树脂型堵剂是指由低分子物质通过缩聚反应生成的具有体型结构，不溶不熔的高分子物质。
树脂按受热后物质的变化又分为热固型树脂和热塑型树脂两种。
热固型树脂指成型后加热不软化，不能反复使用的体型结构的物质；热塑型树脂则指受热时软化或变形，冷却时凝固，能反复使用的具有线型或支链型结构的大分子。
非选择性堵剂常采用热固型树脂，如：酚醛树脂、环氧树脂、脲醛树脂、三聚氰胺-甲醛树脂等；热塑型树脂有乙烯-醋酸乙稀共聚物。
树脂经稀释后进入地层，在固化剂的作用下，固化成为具有一定强度的固态树脂而堵塞孔隙，达到封堵水层的目的。
适用于封窜堵漏和高温地层。
5.2.1.1酚醛树脂将市售酚醛树脂(20℃时粘度为150~200mPa·s)按一定比例加入固化剂(草酸或SnCl 2+HCl)混合均匀，加热到预定温度至草酸完全溶解树脂呈淡黄色为止，然后挤入水层便可形成坚固的不透水屏障。
树脂与固化剂比例及加热温度需要通过实验加以确定。
酚醛树脂的结构为：C H 2 C H 2 C H 2C H 2 C H 2 C H 2O H O H O HO H C H 2C H 2C H 2 C H 2C H 2C H 2若需提高强度，除在泵前向树脂中加石英砂或硅粉外，还应加入γ-氨丙基三乙基硅氧烷使树脂和石英砂(或硅粉)之间很好粘结。
常用配方为：树脂：草酸=1:0.06(质量比)树脂：(质量比)酚醛树脂固化后热稳定温度为204~232℃，可用于热采井堵水作业。
