油田化学堵水剂实验

油井出水原因及堵水方法油井堵水是指从油井控制水的产出，是重要的提高原油采收率技术，同时也是其他提高原油采收率技术（如化学驱、混相驱、热采和微生物驱等）不可缺少的配套技术。

通常，边水、底水和注入水是油田开发的能量来源，由于地层渗透率的不均质性，这些水常沿高渗透层过早侵入油井，使油井产出液中含水率上升和产油量下降。

以下分析主要从油井出水原因、油井出水危害、油井防水措施、油井找水技术和油井堵水五个方面进行：一、油井出水原因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、低渗透层及高、低渗透区不均匀推进，在纵向上形成单层突进，在横向上形成舌进或指进现象，使油井过早水淹。

2、底水“底水锥进”现象：当油田有底水时，由于油井生产压差过大，破坏了由于重力作用所建立起来的油水平衡关系，使原来的油水界面在靠近井底处呈锥形升高的现象。

3、上层水、下层水及夹层水固井不好，套管损坏，误射油层，采取不正确的增产措施，而破坏了井的密封条件;除此之外还有一些地质上的原因，例如有些地区由于断层裂缝比较发育，而造成油层与其它水层相互串通等。

二、油井出水危害1.油井出砂使胶结疏松的砂岩层受到破坏，造成出砂，严重时使油层塌陷或导致油井停产。

2.油井停喷见水后含水量不断增加，井筒液柱重量随之增大，导致自喷井不能自喷。

3.形成死油区油井过早见水，会导致在地下形成一些死油区，大大降低了油藏的采收率。

4.设备腐蚀会腐蚀油井设备及破坏井身结构，增加修井作业任务和难度，缩短油井寿命。

5.增加采油成本增大地面注水量，相应增加了地面水源、注水设施及电能消耗。

三、油井防水措施总的来说，应以防为主，防堵结合。

（1）制订合理的油藏工程方案，合理部署井网和划分注采系统，建立合理的注、采井工作制度和采取合适的工程措施以控制油水边界均匀推进。

（2）提高固井和完井质量，以保证油井的封闭条件，防止油层与水层串通。

（3）加强油水井日常管理、分析，及时调整分层注采强度，保持均衡开采。

注水井带压作业封堵油管化学堵剂研发注水井带压作业封堵油管化学堵剂研发随着石油资源的日益枯竭，注水井带压作业成为一种常用的增产手段，而在注水过程中，由于油井孔隙裂缝等问题导致的油管渗漏逐渐成为了注水作业的一个重要难题。

为了解决这一问题，油田工程师们开始研发注水井带压作业封堵油管化学堵剂。

注水井带压作业封堵油管化学堵剂的研发，是为了封堵油管中的漏点或微裂缝，从而提高注水效果和减少资源浪费。

这种化学堵剂使用时，能够在注水井带压作业的情况下，通过形成一种高强度胶凝物质，进而阻塞油井孔隙与裂缝，从而达到封堵漏点的效果。

在注水井带压作业中，化学堵剂的设计原则主要分为三个方面：首先，要具有更好的渗透性和分散性，以使其能够迅速渗透到漏点附近，并均匀分散于裂缝和孔隙中。

其次，化学堵剂在固化后要保持一定的强度，能够长时间保持封堵效果。

最后，化学堵剂在注入过程中要能够迅速形成胶凝物质，以便尽快达到封堵的目的。

为了实现上述设计原则，研发人员进行了大量的试验研究和理论分析。

首先，他们选择了一些具有较好分散渗透性的物质作为基础材料，并进行了表面改性处理，以增强其在油井环境中的分散性和渗透性。

在胶凝物质的形成中，研发人员引入了一些胶凝物质生成助剂，通过与基础材料发生反应产生胶凝反应，形成具有良好强度的胶凝物质。

此外，研发人员还优化了堵剂的注入工艺。

通过改进注入方式和流量控制，使其能够更加均匀地分布在漏点和裂缝周围，提高封堵效果。

同时，还在注入过程中引入了一些活化剂，增强化学堵剂的活性，提高封堵速度。

经过一系列试验和优化，研发团队取得了一定的成果。

他们设计出了一种性能较优的注水井带压作业封堵油管化学堵剂。

该堵剂具有较好的分散性和渗透性，能够迅速渗透到漏点周围，并实现均匀分散。

在固化后，胶凝物质具有一定的强度和稳定性，能够长时间保持封堵效果。

同时，该堵剂的注入工艺也经过了多次优化，使其能够更加均匀地分布在漏点和裂缝周围，提高封堵效果。

计红：低渗透油田高含水水平井堵水技术的现场试验第10卷第8期（2020-08）随着油田开发时间的延长，为实现提产增效的目标，近年投产水平井不断增多。

以M低渗透油田为例，目前共有水平井65口，平均含水率为66.9%，其中31口水平井综合含水率达到65.0%以上，占水平井总数的47.7%，油井含水上升直接影响开发效果[1-3]。

截至目前，LH油田曾采用水平井产液剖面测试技术对水平井进行找水测试，利用涡轮流量计和同轴线相位法计算各水平段的产液量和含水率，对主要的出水井段实施封堵，实现降低油井产水量[4]。

为使低渗透油田高含水水平井达到控水挖潜的目的，开展了堵水工艺技术现场试验。

1堵水技术应用针对水平井井身结构特点，采取了具备密封可靠、防卡、防窜、可安全解封的水平井堵水工艺，水平井堵水管柱由上工具与下工具两部分组成（图1）。

针对堵水管柱易卡的问题，研制具有封堵、扶正功能堵水管柱，实现其有效封堵、扶正、逐级解封；针对堵水管柱易窜的问题，研制具有锚定功能堵水管柱，实现其锚定及安全低力解封；针对高含水层位判定不清的问题，试用液压控制开关轮换生产，实现高含水层精确找水[5]。

1.1堵水管柱上工具上工具为Y445-110mm封隔器，由液压坐封机构、液压丢开机构、密封机构、步进锁定机构、双向卡瓦组成，如图2所示。

它具有集管柱丢手、锚定、封隔器密封一体化的功能，设有抗阻机构，实现遇阻不坐封、压缩式胶筒扶正，确保工具密封可靠。

图1水平井堵水管柱图2Y445-110mm封隔器1.2堵水管柱下工具下工具为多级Y341-110mm平衡分级解封封隔器，由液压坐封机构、平衡机构、两段式解封机构组成，如图3所示。

它设有抗阻机构，实现遇阻不坐封、解封剪钉不受力；解封时分为两段式，可实低渗透油田高含水水平井堵水技术的现场试验计红（大庆油田有限责任公司第十采油厂）摘要：随着油田开发时间的延长，含水上升导致储层开采效果变差。

为控制含水上升，实现控水挖潜，试验了一种适合低渗透油田的高含水水平井堵水管柱。

化学堵水剂在油田项目生产中的应用社会的高速发展以及人们生活质量的提升，对于能源的需求量不断的增大，但是能源的总量在急速减少，这就是的能源开采工作难度逐渐提升。

石油开采技术虽然目前比较成熟，近年来也取得了很好的进步，从化学堵水剂方面就能够看出来。

下面将重点进行化学堵水剂功能与特性的分析，从而可以了解其具体的应用状况。

标签：化学堵水剂；石油生产；应用油田开采的过程中油气井是非常常见的一个问题，对于油田开发影响巨大，甚至还会影响油气井的各种施工工作的进行。

因此，油田开采工作中需要及时的了解油气井出水动向，从而可以将水层位确定，并且应用堵水方式。

以施工对象为基础，堵水施工的时候根据具体的施工方式来实施注水井的调剖与油井堵水。

但是无论是哪一种施工方法，都要应用化学试剂的方式来将水层堵塞。

1 化学堵水剂概述化学堵水剂所应用化学反应的工作原理来进行，在石油开采的过程中需要将化学试剂加入到油田中，油层与化学药剂就会发生化学反应，从而可以产生聚合物。

底层岩石中所有聚合物都会以亲水膜的形式进行吸附，并且在雨水之后就能够不断的膨胀。

聚合物所具备的该特性能够使得油井饱和水地带渗透率持续下降，进而可以防止油井出水的问题。

当前我国的石油开采中油井出水问题非常的严重，并且油与水在油层中的均匀性差异较大而导致其出现严重的出水为。

油井出水会给整个油田开采过程造成巨大的经济损失，目前很多具备较高经济效益的油田因为出水问题而逐渐的变成枯井，因为这种油井中开采成本非常高，很多都不具备开采的价值。

为了能够有效的避免油井中出水量过大的情况所造成的影响，就需要在油井中加入一定量的化学堵水剂。

从当前的油井开采施工情况来看，我国的砂岩与灰岩等等油田中的调剖与堵水都是应用聚丙烯胺类化学药剂，并且取得了非常好的效果，实践价值非常高。

2 化学堵水剂的类型分析首先是油基堵剂：该种堵水剂是一种常见的堵水剂，油基凝胶中主要选择的是增稠剂BCI、两性聚合物以及柴油等等物质所组成。

活性油堵水剂室内岩心实验研究张宝岩;孙振东;张志成【摘要】针对国内大部分油田注水主力区块陆续进入高含水和特高含水开发阶段、剩余油分布零散挖潜难度大等问题.以油田现场高含水非均质储层为模拟对象,以注入压力、含水率和采收率为评价指标,开展了稠化油堵水室内岩心模拟验.结果表明,堵水剂进入储层高渗透的渗透层后,一方面可以对高渗透层的无效循环通道进行封堵,另一方面从后续水驱渗流阻力和吸液启动压力以及采收率的增加,判断出后续水进入岩心的中低渗透的层,起到扩大波及体积的效果.【期刊名称】《当代化工》【年(卷),期】2016(045)008【总页数】3页(P1748-1749,1752)【关键词】高含水;稠化油;堵水;室内模拟;机理分析【作者】张宝岩;孙振东;张志成【作者单位】东北石油大学提高油气采收率教育部重点实验室,黑龙江大庆163318;大庆中国石油昆仑燃气有限公司开发区分公司,黑龙江大庆163318;大庆油田有限责任公司第二采油厂,黑龙江大庆163318【正文语种】中文【中图分类】TE122前目前国内勘探开发大部分油田均已进入中后期，存在后备优质储量严重不足、产量快速递减，含水不断上升。

受储层非均质性强或微裂缝发育影响，水淹、水窜、底水锥进严重，含水上升速度快，由于已进入注水开发中后期，油井高含水情况严重，受底水、注入水及井况影响，出水原因复杂，急需堵水工艺以确保产量[1-4]。

目前用于堵水的堵水剂主要分为两大类：一是非选择性堵水剂；二是选择性堵水剂。

由于非选择性堵水剂无选择性，对于多层系开发的油藏，容易造成油层伤害，严重影响油井产能[5-7]。

因此，选择性堵水剂成为主要研究对象，常用的堵水技术大都是非选择性堵剂，对于隔层小，井况差，找水难度大的油井，在堵水的同时也将油层堵死。

目前选择性堵水剂主要以部分水解聚丙烯酰胺类、活化稠油类为主。

其中活性油堵水剂是优质的具有选择性的堵水剂，当它进入含油层以后，会与地层原油相溶，并在正常生产中随原油返排出来，而当该堵水剂进入高含水层时，活性油会与地层孔道中的水相遇发生乳化现象，粘度得到大幅上升并形成堵塞[8-11]，实现堵水的目的，活性油堵水剂这种既可以保护油层产能，又能控制油井高含水的性能使其成为理想的选择性堵剂。

边边底水油藏水平井化学堵水技术廉成宇中国石油辽河油田公司西部项目管理部，辽宁盘锦 124010摘要：针对水平井边边底水锥进严重，含水上升速度快，油井生产见水后，含水率迅速上升，加速油藏的衰竭，会导致过早的废弃，产量也会迅速下降，甚至损失储量，严重影响油田的生产，所以解决边边底水水平井出水问题势在必行。

关键词：边边底水；水平井；出水井段；化学堵水引言水平井堵水技术作为油藏开发中的一项关键技术，如今被广泛应用于各大油田，生产表明，水平井在老区挖潜、动用边部储量、开发薄层具有明显优势，为油田的措施上产提供了技术支持。

随着水平井开采技术在边边底水油藏的不断增加，逐渐暴露出边边底水锥进严重和堵水困难等难题，由于水平井自身的特点，一旦发生边边底水锥进，很容易大量出水，导致产油量骤降，含水大幅上升，甚至导致整个水平生产层段被“水淹”。

因此，开展边边底水油藏水平井堵水工艺技术研究已势在必行。

1 边底水水平井开采特征1.1 边底水油气藏开发过程中最显著的特点之一就是边底水的脊进，在井周围形成水脊（或水锥）。

1.2 当水锥在井底突破之后，油井即产水。

由于射孔井段离边底水的距离较近，因此，开采边底水油藏的油井往往见水较早。

见水早，无水采油期短，是边底水油藏开发过程中的第二个显著特点数等决定。

由于储层的非均质性，导致注水井注水时更容易发生水窜，影响油井产能。

1.3 油井见水之后，含水率快速上升，而日产油量则快速下降，这是边底水油藏开发过程中的第三个主要特征。

1.4 边底水油藏的可采储量一半以上都是在中－高含水阶段采出的，采油成本通常相对较高，增加原油脱水成本；2 出水原因及类型2.1出水原因分析水平井出水主要有两个因素,分别为油藏条件和井身结构，其中以油藏条件为主，由于水平井生产井段水平且井段较长，且多采用筛管完井，裂缝经常产生线性流或线状出水，在开采过程中高含水层会沿着油藏裂缝突进，同时如油藏存在构造边水、底水，生产参数不合理也会导致高含水层突进，而油藏发育高渗透层，高渗透带常产生径向流；而水平井的井身结构复杂，如固井质量差会出现管外窜流或套管漏失导致油井大量出水。

44在水驱油田开发过程中，由于储层非均质性造成高渗层注入水突进，形成无效注水，低渗层分布大量剩余油，为了提高储层原油采收率，采用化学堵水技术可实现封堵高渗层，进而有效动用低渗层[1-3]。

1 化学堵水剂室内评价实验1.1 实验仪器及流体实验仪器采用岩心驱替实验装置，实验流体为不同浓度的DPS暂堵剂。

1.2 实验步骤（1）采用高渗透层模拟出水层，低渗透层模拟污阻层和出油层，测定低渗透率岩心油相渗透率、高渗岩心水相渗透率。

（2）注入暂堵剂；（3）60℃下恒温关闭阀门12h；（4）测定暂堵剂在岩心中封堵厚度；（5）反向测定高渗岩心突破压力梯度、堵水率和低渗透率岩心的堵油率以及油相渗透率恢复情况；（6）在酸化转向装置上挤酸液，观察酸液在高、低渗透率岩心中的配置情况，并测定低渗透率岩心酸化后的油相渗透率。

1.3 实验结果1.3.1 暂堵剂浓度优选暂堵剂浓度对封堵效果的影响见表1。

由表1可知，随着暂堵剂浓度的增大，突破压力不断增加，对储层的封堵率也不断增加，封堵效果越好。

在浓度达到8%时，封堵效果最佳。

表1 暂堵剂浓度对封堵效果的影响序号浓度/%K w1/10-3μm 2注入量／PV 突破压力梯度MPa/m K w2/10-3μm 2ηw /%13 1.340211.60.02198.625 1.650223.10.00399.8381.340237.71001.3.2 暂堵剂的注入量利用室内实验发现了注入不同量堵剂时的封堵效果和浸入的深度，见表2。

表2 堵剂注入量对浸入深度及封堵效果的影响序号注入量／PV K w1/10-3μm 2LH /%高渗透层突破压力梯度MPa/m10.5 1.21510～20 1.12422 1.3421007.354351.3121007.437侵入的深度为H ；岩心的长度为L ；堵剂的悬浮液浓度值为8％。

堵剂注入量对浸入深度及封堵效果的影响见表2。

由表2可知，随着暂堵剂注入量的增加，高渗层突破压力梯度不断增加，当注入量达到2PV以后，高渗层突破压力梯度变化值趋于平缓。