肇261区块注水井调剖效果分析

调剖、调驱技术调剖和调驱属于三次采油范畴，均是为了优化注水井的吸水剖面和提高原油采收率而采取的措施。

调剖主要是调整吸水剖面，而调驱则侧重于调整驱动方式，通过注入化学药剂和形成油墙来提高驱油效率。

目前我国油田开发新区接替不足，注采井网区域不完善，层间、层内矛盾加剧，水驱效果变差，低渗透层难动用，储量未能得到有效开发，造成产量递减，含水上升。

在后备储量不足的情况下，为挖掘老区生产潜力，通过调剖以及调驱工艺，改善吸水和产出两个剖面，缓解层间和层内矛盾，提高油田稳产基础。

一、技术简介1、调剖调整注水井的吸水剖面，从注水井封堵高渗透层，以调整注水层段的吸水剖面。

通过向地层中、高渗透层吸水能力较强的部位或层段注入化学堵剂，降低中、高渗层的渗透率，提高低渗透层的吸水能力，缓解层间矛盾，改善水驱效果，提高原油采收率。

2、调驱既能有效改善油层深部非均质性，扩大注水波及体积，又能提高驱油效果，从而达到提高采收率的目的。

是向地层中注入具有一定封堵作用的可动的化学剂，对地层进行深部处理，实现注入水增粘、原油降阻、油水混相和高渗透层颗粒堵塞等。

一方面，封堵地层中注水窜流的高渗条带和大孔道，实现注入水在油层深部转向，提高注入水波及体积；同时，注入的调驱剂在后续注水作用下，可向地层深部运移驱油，可以同时起到剖面调整和驱替的双重作用。

调剖和调驱有以下区别：一是作用机理不同：常规调剖作用机理是以调整、改善吸水剖面为目的，使注入水产生转向从而扩大注入水波及体积。

而调驱不仅一般剂量较大，处理半径多在30m以上，仍以深部调剖改变液流方向为主，同时辅以提高驱油效果的功能。

二是对化学剂要求不同：常规调剖要求调剖强度大，注入地层后产生较强封堵作用，调驱要求调驱剂具有一定强度，且调驱剂具有“可动性”，可在地层中运移，有的调驱剂具有增粘性，可改善流度比，有的还具有表面活性，可改变“死油”的表面性质，调驱剂还可以打破残余油的静态平衡，使“死油”移动变活。

文章编号:1000-2634(2002)03-0058-03高含水井调剖堵水技术及现场应用分析Ξ吴琳(滇黔桂石油勘探局勘探开发研究院南宁分院,广西南宁530023)摘要:百色油田仑16块已进入高含水采油期,为改善区块开发效果,提高采收率,调剖堵水是一项有效的工艺技术措施。

通过大量的室内实验研究,从堵剂的类型及封堵机理,优选出符合仑16块储层特点、价格合理的粘土类堵剂及其使用浓度,并优选出适合油田开发特征的工艺方案,确定了大剂量封堵储层大孔道,达到深部调剖的区块整体调剖堵水技术。

通过对仑16块不同注水井组进行现场施工,工艺取得了突破,有明显的增油降水效果,取得了较好的经济效益,并为百色油田今后解决调剖堵水难题提供了宝贵的经验。

关键词:百色油田;调剖堵水;岩心实验;提高采收率中图分类号:TE28 文献标识码:A引　言仑16块位于百色盆地田东凹陷北部断阶带,主要含油层系为那读组砂岩,属扇形三角洲前缘分流河口砂坝沉积,从上到下共分为四个砂组,原油主要聚集在Ⅱ、Ⅲ砂组,每个砂组又分为四个小层。

含油面积0.8km2,油层平均厚度6.6m,油层构造比较简单,地层倾角比较大。

自投入注水开发,油田含水上升快,注水开发层内、层间、平面矛盾都较突出,注入水的推进具有明显的方向性,向东推进快,向北、向西推进较慢,注水推进又不均匀,波及体积小,储层物性好的部位吸水好,物性差的层段吸水差甚至不吸水,致使水驱效率低。

进行区块整体调剖可以封堵高渗透吸水层,启动低渗透吸水层,提高注入水波及系数,从而达到稳油控水提高采收率的目的。

百色油田自1994年以来就开展了调剖堵水工作,主要采用木质素磺酸盐类、高分子聚合物类、注水泥封堵类、MOC微细水泥浆类共四大类封堵工艺技术,虽有一定的效果,但针对性不强,对于大通道、大裂缝及管外窜还缺乏有效的调堵剂及配套的工艺技术,为了提高施工成功率和有效性,通过室内工艺实验研究,提出现场用经济高效的调剖堵水施工配方及工艺技术参数。

肇261区块注水井调剖效果分析【摘要】本文通过对区块08至09年注水井实施调剖及其连通油井受效情况分析。

得出水井调剖可有效控制油井含水上升速度，减缓注水井层间矛盾，扩大水驱波及体积，提高油田最终采收率，是油田注水开发过程中稳油控水的一项关键技术；同时在进行调剖时，优选调剖剂类型，可取得更好的调剖效果。

【关键词】调剖吸水剖面吸水指数效果分析1 地质概况肇261区块开发的葡萄花油层为三角洲外前缘沉积，主要沉积砂体为席状砂，共发育葡I1-5五个小层。

平均单井砂岩厚度7.2m，平均有效厚度4.3m，平均渗透率17.1mD，平均孔隙度为20.1%，平均含油饱和度62.7%，储量丰度24.23×104t/km2。

其中葡I2-4三个主力层为席状砂，砂体稳定性较好。

葡I5发育水下分流河道砂、砂坝，砂体规模小，横向稳定性差。

2 存在问题及解决对策区块经过长期水驱开发后，在注采关系完善的砂体内易形成低效循环带，大部分井以基质水淹为主。

具体表现为采出端综合含水高，油田采出程度低。

2008年8月底，其中肇261中块综合含水率60.5%，采出程度仅为7.6%；肇261东块综合含水率43.0%，而采出程度6.2%。

从注水井吸水剖面看出，吸水不均衡矛盾较为突出，单层突进现象比较严重。

从而造成注水井低效注入，采出井低效采出的被动局面。

针对这类油层，采取常规的水驱调整效果不很理想；采取停注等调整方案往往需要有较多陪停层，而我们的油层层数少，若减少吸水层段，会造成地层压力迅速亏空影响产量；对注水井实施化学调剖可以有效的控制吸水相对较好层段的注水量，提高注水压力，从而达到一些薄差油层的启动压力，使之得到动用，增加有效注水，从而改善油田开发效果。

因此为使油田开发良性循环采取主要工作是进行调剖。

3 调剖效果分析3.1 注水井化学调剖后效果分析08年分别对肇261中块、东块共10口水井实施调剖措施；09年又先后对19口水井进行调剖。

调剖调驱效果分析方法简述何禹羲(沈阳采油厂工艺研究所， 辽宁 沈阳 110316)摘要：在对石油进行处理的过程中调剖技术是对陆上石油提升开采效率、有效实现老区长稳发展的一项重要技术，同时也是水驱开发到一段时间之后进行深度挖潜的一个技术，是提升层系井网发挥作用的必要方法，是提升油田单井产量的有效方法。

就目前的情况，为了能够有效地提升油田整体产量，区块整体调剖可以有效地替代目前石油调剖堵水的情况，所以，调剖调驱的效果来分析，主要分成两个情况：区块整体调剖调驱的效果、不同井组的调剖调驱效果分析。

关键词：调剖调驱；压降分析；效果分析中图分类号：TE357 文献标识码：A0 引言鉴于大部分老油田处于开发后期，调剖调驱成为老油田稳产增产的主要措施手段。

由于地质油藏的复杂性、调剖剂多样性，在大部分油田调剖调驱工作目前仍处于开发试验阶段，因此如何有效的、准确的分析调剖的效果，不仅能直接反应施工的成功与否，为下一步措施提供必要依据，同时能反馈到前期方案设计中，使科研人员能更进一步了解地质情况、堵剂的适用性，以及各种设计参数的合理性。

1 深部调驱作用机理概述(1)注入水的流度比在使用调驱剂的过程中会得到有效地提升，同时，在一定程度上还会让处在低渗的石油得到良好的驱动。

此外，石油调剖调驱机在成胶的过程中，地下普通的聚合物存在的变化并不是很大，所以，水量的流度比在注入阶段都可以得到有效地提升，这样就可以有效的让原有的压差小于凝胶变换成压力并且对得到有效地控制。

(2)在具体使用的过程中，能够对残余的油进行有效地改变，这样可以保证石油的移动状态。

(3)在对石油注入水躯体的时候，就会出现高渗或者是下级孔道移动情况。

在具体实践的过程中，当凝胶的压力非常小的时候，就会出现堵塞的情况，当凝胶的压力比较大的时候，凝胶就会在石油的底层移动。

而且凝胶的移动的过程中还会受到水冲刷以及底层石油剪力的作用，这样就会导致凝胶出现继续移动的情况，这个过程会持续到凝胶压差比较低的部分出现堵塞，出现这样情况的时候可以通过纵向与水平的调剖作用，这样就可以使石油在不同的程度上被注入的水波能够得到有效地提升。

第1章绪论1.1 国内外低渗透裂缝性油藏发展现状1.1.1发展现状自1939年玉门油田开发以来，我国的石油工业取得了飞速的发展，截止2006年底，我国年产油量已达1.8368亿吨，居世界第五位。

从投入开发的油气田类型来看，大致可以分为6种类型的油气藏：中高渗透多层砂岩油气藏、低渗透裂缝性油气藏、复杂断块油气藏、砾岩油藏、火成岩油藏、变质岩油藏。

低渗透储层是我国陆相沉积盆地中的一种重要类型，他们广泛分布在我国各含油气盆地中，占目前已探明储盆和数量的1/3以上，随着各盆地勘探程度的不断提高，其所占比重还将会逐年增大，在这种储层中，由于岩石致密，脆性程度大，因而在构造应力作用下容易形成裂缝成为油气的主要渗流通道，控制着渗流系统，从而使其开发具有特殊的难度[1]。

国外关于裂缝性储层的研究和开发有上百年的历史，许多学者发表了大量的研究成果，从国外裂缝性油藏的研究情况来看，对井点裂缝的识别比较有把握，对裂缝分布规律预测还没有很成熟的技术，但大家都在从不同的角度对裂缝认识进行探索，并且他们还对裂缝性储层基质进行大量的研究，对裂缝性油藏的开发提出了许多突破性的认识。

国内关于低渗透裂缝性油藏的开发与研究也有几十年的历史，自四川碳酸岩盐和华北古潜山油藏发现并大规模投入开发以来，揭开了我国关于裂缝性储藏研究的序幕，石油工程师经过几十年的努力逐渐完善低渗透裂缝性油藏开发技术，解决油田开发过程中的一系列难题，近年来发现的大庆外围低渗透裂缝性储层、吉林裂缝性低渗透储层、玉门青云低渗透裂缝性储层等，地质状况非常复杂，开发难度也非常大。

通过早期系统地综合研究，对这些油藏进行了合理的开发部署，确立正确的开发方案，使得开发效果和经济效益得到很大的改善[2]。

低渗透裂缝性油藏注水后，高低渗透区的吸水指数差异很大，裂缝的渗透率高，注入水很容易沿裂缝窜流，导致沿裂缝方向上的采油井过早水淹，而中低渗透区油层的动用程度很差甚至没有动用，动用程度非常不均衡，油田含水率上升速度快，在开发不久油井就进入高含水阶段，油井注水见效及水淹特征的方向性明显，注水井注入压力低，吸水能力强，这为油藏如何实现稳油控水、提高最终采收率，提高低渗透油田的整体开发水平具有重要的理论和现实意义。

新肇油田注水压力上升原因及对策浅析X郭迎利(大庆油田有限责任公司第九采油厂新肇采油作业区,黑龙江大庆　163000) 摘　要:新肇油田在注水开发过程中暴露注水压力上升较快的矛盾,分析新肇油田注水压力上升的原因,提出通过优选粘土稳定剂,井网加密,深度酸化及注活性水等方法缓解注水上升速度。

关键词:水敏;蹩压;粘土稳定剂;加密;降压 中图分类号:T E357.6 文献标识码:A 文章编号:1006—7981(2012)02—0045—031　问题的提出新肇油田动用石油地质储量903.74×104t ,含油面积21.2km 2。

平均有效孔隙度19.5%,平均空气渗透率28.18×10-3L m 2,原始地层压力16.9MPa,饱和压力10.12MPa 。

共投产油水井273口,其中注水井99口,抽油井174口。

截至2011年6月底,新肇油田累积产油96.2243×104t ,采油速度0.54%,采出程度10.91%,累积注水396.6959×104m 3,累积注采比2.05,综合含水46.38%。

新肇油田自2000年11月投入开发,采用300×300m 正方形反九点井网同步注水开发,自2003年开始注采系统调整,分三批转注37口井,形成局部行列注水井网。

新肇油田注水压力上升较快,一直是影响区块开发效果因素之一。

注水压力从2001年12月的11.1MPa ,上升到2010年6月的15.2MPa ,上升了4.1MPa,平均年上升0.4MPa 。

目前共有欠注井43口,占总井数(99口)的43.4%,日配注811m 3,实注404m 3。

2　注水压力上升原因分析2.1　储层具有强水敏,造成注水压力上升新肇油田葡萄花油层岩石类型属于长石岩屑粉砂岩,碎屑颗粒细(以小于0.1mm 为主),岩屑含量高(15%左右),泥质含量为23.1%,粘土矿物以伊利石为主(含量30-90%),绿泥石、高岭石次之,胶结类型有薄膜状、填充—薄膜状、再生—填充—薄膜状、填充—再生等形式。

2019年03月一些有效的检修方法：一、观察法。

首先对仪表的外观进行检查，检查出现了明显的破损和变形。

然后，再对其内部元器件情况进行检查，检查各种元器件的接触是否良好，各种线路的接线是否出现了问题。

二、电压法。

主要是对仪表内部各电子元器件的接线端的电压情况进行检查，并将检查结果和标准电压进行对比，如果超出了电压的标准范围，就可以确认其中个别元件出现了问题，需要进行进一步检修。

三、敲击法。

主要是通过敲击来确认接触间的鼓掌啊问题，一般情况下设备和热工仪表的漏焊、仪表指示灯忽明忽暗都可以通过敲击法来找出故障发生的具体原理。

四、信号法。

利用电路循环原理来对仪表内部的连通性进行检查，通过输出信号质量分析，来及时发现故障。

五、电阻法。

其是通过测量仪表内部个别元件的电阻，来判断元件工作状态好坏的，通过和电压法进行配合，可以起到更好的检查效果。

六、短路法。

通过导线让热工仪表某部分元件进行短路，然后通过其电流和电压变化，来判断其中的电子元器件是否出现故障。

在实际工作中，我们应该不断设备的故障现象进行观察，并认真总结其发生规律，然后根据规律去不断完善、规范管理制度。

我们在实际对热工仪表的维护过程中，应该采取预防为主的维护理念，对长期从事于该类设备维护工作的工作人员的工作经验认真进行总结，并制定出维护经验手册，将这些手册发放到新来的新员工手中，这对提升新员工的维护工作水平将起到很大的促进作用。

我们还应该根据每一种设备的具体使用要求，制定出科学的操作规程，以此规范操作工人的操作行为，这可以使得操作工人更加科学、合理地操作这类设备，这对降低因错误操作带来的故障具有非常大的作用。

做好对热工仪表系统的日常维护工作。

首先应该建立完整规范的系统运行管理制度，提高使用和维护的规范性。

为了保证设备的稳定工作，一定要注意对环境因素进行控制，让环境的温度、湿度保持在一个平稳的区间，给设备运行，创造一个稳定的环境。

还要做好对各种干扰源的屏蔽工作，避免其影响设备的稳定工作。

如今低渗透油气藏的勘探开发方面的分析研究显得尤其的重要，为了能够对低渗透油田中的开发效果进行改善，通常使用注水开发的措施。

但是由于开发时间在不断的增长，油田之间的矛盾也在逐渐的增加，其问题处于非均质性的油藏中就显得十分严重，注入的水跟随高渗透层进行不均匀的推进，导致中低渗透层具有较低的波及程度，并且其驱油的效果比较差，使水驱开发的效果受到了很大程度的影响。

为了能够使油田层间的矛盾得到有效的缓解，一般在现场通常采取注水井的方式进行调剖，使用水井调剖的方式对注水的效果进行改善。

至今，在现场实施的调剖方法都是利用注水井的井口通过高压泵将定量调剖剂注入到油层中，处于一定的压力下，调剖剂将先是进到高渗透层或者裂缝中，然后随着阻力比较小的孔道和裂缝渗流。

由于注入了调剖剂致使油水的分布发生了明显的变化，还在一定程度上把低渗透层吸水的能力提升了，并且降低层间的矛盾，还改善了油藏纵向的动用程度。

只使用常规的方法不能准确的判断吸水剖面中均匀性方面的改善程度，还不能进行定量的评价。

1 关于定量评价调剖的效果方法采取劳伦兹曲线的方式对调剖使用调剖措施进行吸水剖面不均匀程度改善实施相关的分析，定义了吸水剖面中的均质系数、水井调剖过程的变异系数、吸水剖面中的突进系数，定量了调剖措施中对均质程度的改善。

根据劳伦兹曲线对调剖措施的效果进行分析，对水井调剖前后做出劳伦兹曲线，根据计算得到前后单位厚度所吸水的不均匀系数进行调剖效果的判断。

如果不均匀系数逐渐的增加，说明非均质性也在逐渐的变强，那么水井调剖中吸水剖面将会越来越不均匀，相反就会逐渐的均匀。

变异系数其实作为数理统计中的一个概念，可以用来度量统计多个数值与平均值之间的分散程度。

变异系数逐渐的变大，表示非均质性逐渐的变强。

吸水剖面的均质系数其实是平均单位厚度所吸水的百分数和最大单位厚度所吸水的百分数之间的比值。

其比值如果逐渐的向1接近，则表示均质性正在逐渐的变好。

吸水剖面的突进系数其实是最大单位厚度所吸水的百分数和平均单位厚度所吸水的百分数之间的比值。

注水井化学调剖技术对改善油田开发效果的认识作者：王河昊来源：《中国科技博览》2013年第29期摘要：本文通过对大庆油田注水井化学调剖技术调研，了解不同化学调剖剂的适应性，并通过对采油五厂采用不同调剖剂的注水井动态变化及调剖注水井连通采油井的产量变化分析，提高了注水井化学调剖技术对改善开发效果的认识。

关键词：化学调剖吸水厚度开发效果中图分类号：TG333.7 文献标识码：A 文章编号：1009-914X（2013）29-057-01前言油田进入高含水期后，随着注水开发的不断深入，分层注水就会发生变化：一是经过长期冲刷，高渗透油层的渗透率会逐渐增大，渗透率的级差就会增大，层间矛盾增大；二是厚油层内部油层的差异增大，正韵律油层的中下部已中、高水淹，而上部未水淹；三是注水井套变严重，部分注水井无法实现分层注水；四是分层注水井中原来的低含水层变成高含水层，形成多成高含水。

由于以上几种变化，使得机械细分注水不能满足油田细分调整的需要。

化学调剖技术就是利用非均质油层层间吸水启动压力不同，在较低的注入压力下，注入化学调剖剂，先封住启动压力低的高渗透油层孔隙，降低高渗透油层的渗透率，达到增加低渗透油层的注水调整层间或层内矛盾，改善油田的开发效果。

一、几种油田常用化学调剖剂（1）TP-910化学调剖剂该调剖剂的原料为交联剂、引发剂、缓冲剂。

调剖原理：通过注入体系在地层中交联，体积膨胀，形成凝胶性能的聚合物，堵塞高渗透层。

主要特点是注入体系初始粘度低，容易注入地层，交联强度高且可调，可泵时间可调等。

但在调剖过程中需要重配，对高含水层的认识要清楚，适用于中、深度调剖。

（2） LJT化学调剖剂该调剖剂的原料为增强剂、交联剂、防水剂、引发剂等。

调剖原理：通过注入体系在地层中交联，形成凝胶，降低高渗透层的渗透率。

主要特点是凝胶时间短，交联强度大于30×104mpas，适合浅调。

（3）HM-1型木质素调剖剂该调剖剂的主要成份是木质素磺酸盐、聚丙烯酰胺、交联剂、增强剂、活化剂。

分析精细注水开发调整效果王利【摘要】文章根据井组注水开发的效果,针对油层开发中的主要矛盾,对注水开发问题进行了探讨,提出了适合油层开发特点的注水调整对策,改善注水状况,为下一步开发油层做好工作.【期刊名称】《内蒙古石油化工》【年(卷),期】2015(000)018【总页数】2页(P52-53)【关键词】注水开发;平面矛盾;压堵结合【作者】王利【作者单位】大庆油田有限责任公司第九采油厂,黑龙江大庆163853【正文语种】中文【中图分类】TE357.61 基本概况龙虎泡油田区域位于黑龙江省杜尔伯特蒙古族自治县境内，构造位置位于松辽盆地中央凹陷区齐家—古龙凹陷西侧、龙虎泡—红岗阶地北端三级背斜构造中部。

龙29－16井组位于龙虎泡油田主体龙25－37排加密井区中部，1986年4－8月投产，开发初期采用300m×300m井距正方形井网；1988年8月转为注水开发，主要开采中渗透的萨尔图、葡萄花和致密的高台子油层的11个小层（其中小片席状砂6个，条带砂4个，透镜体1个），射开砂岩厚度11.2m，有效厚度5.2m；井组平均单井射开个小层17.9个，射开砂岩厚度26.6m，有效厚度7.5m，井组控制储量61.77×104t。

目前井组共有8口油井，5口水井，日产液119.5t，日产油9.9t，综合含水91.8%，日注水68m3；截止到目前累计注水50.3879×104m3，累计产油27.4513×104t，采出程度44.44%，比龙虎泡油田主体36.58%高7.86个百分点，属于高效开发井组。

2 地质概况井组主要开采萨尔图、葡萄花油层，部分井发育高台子油层，从油井历年产出状况看，致密的高台子油层产出较少。

萨葡油层平均埋藏深度1479m，油层中深1532m，平均孔隙度20%，平均空气渗透率87mD，有效渗透率19mD，属中孔、中渗透油层，地层原油粘度2.45mPa·s，地面原油密度0.8407t/m3。

延长油矿注水井调剖施工总结一、调剖技术简介注水井调剖就是利用化学方法对注水井吸水剖面进行调整，从而达到增加水驱运用储量，发挥中、低渗透层的作用，提高水驱波及系数的目的。

对于延长油田非均质严重，注水井的长期冲刷使地层表成了次生大孔道（高渗透条带），由于注入水主要沿大孔道流过地层，造成含水上升快，注入水利用率低，使注采剖面不均。

鉴于以上情况，采用高分子聚合物交联体系即水膨体系为主体（地面交联），无机物作为封口剂，综合调剖剂体系进行调剖。

1、延深调剖剂组成调剖剂是由水膨体颗粒阳离子缔合高聚物通过交联剂（地面交联）形成的活性体及无机封口剂组成。

2、延深调剖技术主要特点水膨体颗粒剂，其粒径在0.5－5mm之间，吸水后膨胀为本身体积的2－50倍，随着携带液进入高渗透吸水层，使其受到封堵，促使注入水流向中、低渗透层，使原吸水指数低或注入水末波及到的中、低渗透层受到水驱作用，使层间矛盾得到了缓解，提高了波及体积系数。

活性体，其粒径在0.5－1mm之间，当注入地层后，能较好改变岩石表润滑性，具有较强的洗油能力，由于颗粒直径小，能与水膨体配合形成大小均匀的调堵体系，一方面提高层内注入水波及效率，更进一步调整层内矛盾，另一方面其本身又具有较强的驱洗油能力，同时又在后续注入水作用下，迫使原油从岩层表面被“剥离”下来而进入油井，从而提高油井产量。

无机封口剂，主要成份是暂堵剂（无机物如油井水泥、暂堵剂混合物）主要作用是增加强度，防止前面调剖剂反吐，增加调剖有效期。

总之，通过水膨体颗粒→活性体多单元交替注入地层，能达到层间及层内矛盾的同步调整，又能取得较好的驱洗油效果。

3、选井条件（1）砂岩及碳酸岩油藏注水井；（2）地层温度20－100℃；（3）油层非均质严重，如裂缝性油藏，通过压裂措施求产的油井转注水井等；（4）注入水矿化度小于15万ppm；（5）注入水PH值：5－8.5二、施工情况及工艺1、调剖剂的用量及工艺调剖用量：Q＝Q1＋Q2＋Q3＋Q4＝3.14R2hφvQ1－水膨体量Q1＝（30－40%）QQ2－活性体（调驱剂）量Q2＝（30－40%）QQ3－流向改变性量Q3＝（15－20%）QQ4－封口剂量Q4＝（8－10%）QR－调堵半径mh－油层有效厚度mφ－油层孔隙度v－调堵系数（1－1.5）调剖剂（水膨体颗粒），其直径2－5mm、浓度为3%；调剖剂（活性体），其直径0.5－1mm、浓度为3%；流向改变剂，其直径2－3mm、浓度为3%；封口剂（无机物如油井水泥、暂堵剂等）浓度为15%。

彰武裂缝性油田水井调剖实践及认识吉树鹏石延辉李树军肖在馨许雅中石化东北油气分公司石油工程技术研究院，吉林长春 130062摘要：针对彰武油田部分井转注后，注水压力低，对应油井含水迅速上升现象，根据区块裂缝发育且渗透率低的油藏特点，优选了“悬浮分散体+凝胶”体系进行封堵，并进行了现场施工工艺设计。

关键词：调剖；注水压力；裂缝；效果评价中图分类号：TE357.6 文献标识码：A 文章编号：1671-5799(2015)18-0046-02彰武油田主力油层为九佛堂组Ⅲ、Ⅳ砂组[1]，油藏中深1100～1600m。

油藏属于中孔、低渗储层。

地层压力压力系数0.94，地温梯度3.03℃/100m，属常温常压系统[2]。

1 选井截至2013年5月20日，彰武2井区共有三口注水井，均为油井转注，其中ZW2-3-1井水窜严重。

转注前该井采取压裂投产，截至转注前累产油304.1t，累产液614.6m3，该井于5月13日注水，初期日注11m3，注水后，其裂缝方向上对应油井含水迅速上升。

该井自转注以来，注水压力为零，严重影响注水开发效果。

经分析，彰武2井区注入水主要沿压裂裂缝窜流，加之本区天然裂缝较发育，储层非均质性较强，也加剧了注入水的窜流。

首先选取ZW2-3-1井进行调剖，为区块其它同类井提供借鉴经验。

2 调剖方案2.1 堵剂优选目前，我国共研制开发了八大类近百种适用于各类油藏的堵水、调剖化学剂[3]。

其中最广为应用的是聚合物冻胶类堵水调剖化学剂。

对于彰武2井区水井调剖而言，主要封堵由压裂形成的人工裂缝。

采用有粘度的连续相携带封堵物解决“进得去”的问题，利用封堵物物理堆积架桥作用解决“堵得住”的问题，利用强度可变连续相修补调整注水剖面。

由此，优选采用“悬浮分散体+凝胶”体系。

2.2 堵剂性能评价2.2.1 悬浮分散体性能悬浮分散体系主要由聚丙烯酰胺、核壳体、悬浮稳定剂组成。

悬浮分散体系一个重要的性能指标是其悬浮稳定性。

西峰油田堵水调剖效果浅析评价【摘要】本文针对西峰油田近年来调剖堵水工作进行系统的分析和概括，并对实施效果进行了客观的评价，最后提出了结论与建议。

【关键词】堵水调剖注水井低渗油藏堵剂1 整体实施效果2010年实施堵水调剖34口，其中三叠系油藏23口，侏罗系油藏11口，截止11月底，已完成的34口调剖井，对应油井211口，其中93口有不同程度的增油效果，日增油量54.5t，目前累计增油8892t，累计降水15798m3，综合含水下降4.8%。

水驱情况得到明显改善。

注水井调剖一直是近几年来长庆第二采油厂的重点工作。

长庆油田西峰2012区块经过整体调剖，吸水状况得到了明显的改善，水驱动用储量增加，对应油井普遍见效，原油产量趋于稳定，含水上升速度减缓，水驱采收率有较大提高。

2 分油藏实施效果2.1 三叠系油藏三叠系油藏在白马中、董志区、西259区实施水井堵裂缝23口，对应油井148口，见效油井68口，日增油38.5t，累计增油6563t，综合含水下降6.4%，累计降水5529.8m3；其中在综合治理区块白马中区和提单示范区西259区实施整体调剖20口，白马中西13区取得较好的稳产效果，西259区恢复4口水淹井产能，日增油8.1t。

2.2 侏罗系油藏侏罗系油藏在城55区、华64区、悦22区、悦29区实施堵水调剖11口，对应油井63口，见效油井25口，日增油16t，累计增油2329t，综合含水下降3.2%，累计降水10268m3，从整体效果来看，起到了减缓递减的效果，其中华64区增油效果明显，调后产量呈现负递减。

从近三年实施效果来看，有机复合交联体系比无机复合凝胶体系见效率高、增油量多；有机凝胶颗粒体系在侏罗系油藏适应性较好。

3 典型井效果分析——西33-22井：地质分析认为受该井影响的主要有4口井：西34-24、西34-22、西32-22、西33-23，井组平面矛盾突出。

3月9日——3月19日期间调剖，设计注入量560m3，实际注入630m3，调剖期间压力由20MPa上升至22.1MPa，提升了2.1MPa。

新村油田古26区块线性注水效果评价王海涛【期刊名称】《中外能源》【年(卷),期】2010(15)5【摘要】到2008年底,新村油田古26区块共有油水井272口,其中注水井99口,抽油井173口。

累积产油85.3235×104t,采出程度9.44%。

区块开发初期,采用反九点法采油井网开发,区块油井见水快,产量递减快,地层压力分布不均衡,表现出明显的裂缝性油田注水开发特征。

通过实施线性注水,有效减缓了区块含水上升速度快、产量递减快的矛盾,线性注水前后,因含水上升造成产量递减占区块递减构成比例有所减少,由2003年的14.10%减少到2007年的5.17%,减少8.93个百分点;2004～2006年注采系统调整使区块产量递减率分别下降了1.35%、0.36%和0.70%;线性注水前后对比,非主力层产出由31.1%上升到32.2%,非主力层吸水由29.5%上升到36.3%。

利用采油速度、递减率、地层压力、存水率等开发指标对古26区块线性注水效果进行了评价。

【总页数】4页(P53-56)【关键词】线性注水;采油速度;递减率;地层压力;存水率【作者】王海涛【作者单位】大庆油田有限责任公司第九采油厂【正文语种】中文【中图分类】TE341【相关文献】1.姬塬油田黄57区块精细分层注水技术研究与效果评价 [J], 张建魁;吕江海;冯杰瑞;石明星2.吉林油田新218区块周期注水效果评价 [J], 修云灵3.新肇油田古636区块线性注水效果评价 [J], 刘刚4.有效累计注采比及其在注水开发效果评价中的应用--以吉林红岗油田大45区块超低渗透油藏为例 [J], 张原;甘俊奇;王俊文;张文旗5.下寺湾低渗透油田柴窑区块注水开发效果评价及认识 [J], 徐红兵因版权原因，仅展示原文概要，查看原文内容请购买。

注聚区块含水回升期的调整方法与认识发布时间：2021-04-26T03:44:56.134Z 来源：《中国科技人才》2021年第6期作者：范东凯[导读] 石油是我国较为重要的能源，也是我国经济较快发展过程中不可缺少的资源，随着我国科技技术的提高，石油开采技术水平也得到较快提升，这在较大程度上提升了石油开采效率及质量。

大庆油田第六采油厂第四油矿地质队 163000摘要：本文以注聚区块（甲区块）的一个注入站为例，针对区块存在的个别区域注入压力低、剖面突进、采出井综合含水高等问题，提出采取分层注聚和区域整体调剖等一系列措施，改善开发效果，进一步提高区块最终采收率。

为其他注聚区块的生产开发提供一些依据和参考。

关键字：注聚含水回升期分层调剖前言：石油是我国较为重要的能源，也是我国经济较快发展过程中不可缺少的资源，随着我国科技技术的提高，石油开采技术水平也得到较快提升，这在较大程度上提升了石油开采效率及质量。

我国石油开采一般使用注水方式，石油中的含水量相对较高，这就需要国家通过政策激励企业进行技术创新。

1高含水后期分层采油技术特点1.1复杂性在进行石油开采过程中，在高含水后期需要采用分层采油方式来提高石油的开采效率，但是，开采环境也比较复杂，这在较大程度上对开采效益的提高造成较大的影响，因此分层采油技术也相对比较复杂[1]。

随着我国石油开采时间不短增加，石油资源状态有较大差异性，一些技术在较大程度上无法满足实际需求，导致后期开采过程中含水量相对较为严重，这就需要在开采过程中应充分认识到开采的复杂性，以此找出有效的处理方法，以此使开采过程大大降低，为石油开采的顺利实施奠定良好的基础。

1.2高技术性在采用分层采油技术对高含水石油进行开采的过程中，对开采技术有较高的要求，为了使经济效益得到更大的提高，这就需要进行针对性的采用分层技术，只有这样才能使石油工程更好的顺应未来发展。

但是，不同油田的位置以及环境条件有较大的差异性，并且开采设备性能以及人员自身技能等也有较大的不同，这在较大程度上均会影响石油开采过程中的高效性。