注水井調(diào)剖技術(shù)

注水井調(diào)剖技術(shù)

大慶油田主力油層為河流相沉積，薩、葡油層較為發(fā)育厚度大，非均質(zhì)性嚴(yán)重油田的注水、脫水、污水處理等帶來了很大的困難高含水開采階段層間矛盾層內(nèi)矛盾平面矛盾大量注入水沿著高滲透帶無效地循環(huán)、消耗降低了注入水利用率一、前言采油工程研究院深度調(diào)剖技術(shù)有：流動(dòng)凝膠深度調(diào)剖技術(shù)、聚合物凝膠深度調(diào)剖技術(shù)、預(yù)交聯(lián)深度調(diào)剖技常規(guī)的細(xì)分注水、堵水、單純聚合物驅(qū)等措施不能完全解決注入水低效、無效水循環(huán)問題，因此，必須采用深度調(diào)剖技術(shù)。

二、流動(dòng)凝膠深度調(diào)剖技術(shù)

該技術(shù)是針對(duì)聚驅(qū)無法解決厚油層非均質(zhì)問題而研究的，它不僅適用于聚驅(qū)前后的深度調(diào)剖，而且也適用于主力油層發(fā)育較差，儲(chǔ)層條帶性明顯，局部連片的厚油層規(guī)模小，進(jìn)行規(guī)模性三次采油的可能性很小的水驅(qū)進(jìn)行深度調(diào)剖，以提高局部發(fā)育河道砂體儲(chǔ)層采收率，改善這類油田開發(fā)效果。

1.流動(dòng)凝膠深度調(diào)剖劑的性能指標(biāo)

分子量(×104)水解度(%)濃度(mg/L)交聯(lián)比PH值礦化度(mg/L)溫度(℃)成膠時(shí)間殘余阻力系數(shù)>100025-30300-90020-607.5-8.5<1500030-70

3-30d10-15流動(dòng)凝膠深度調(diào)剖體系性能指標(biāo)

2.流動(dòng)凝膠體系的特點(diǎn)

體系的化學(xué)劑成本低；體系具有延緩交聯(lián)特性，成膠時(shí)間和強(qiáng)度可控；選擇流動(dòng)特性；阻力系數(shù)低，殘余阻力系數(shù)高；剪切穩(wěn)定性好。

3.流動(dòng)凝膠體系具有液流改向能力

三管巖芯實(shí)驗(yàn)結(jié)果

4.流動(dòng)凝膠體系具有調(diào)驅(qū)雙重作用

驅(qū)替過程含水率（%）采出程度（%）分流率（%）總采出程度（%）高中低高中低高中低水驅(qū)98.035.5047.3626.48090.79.3027.35聚合物驅(qū)98.291.050.055.7644.2423.8469.223.57.343.22CDG驅(qū)99.094.987.957.9253.2827.6864.513.422.147.87流動(dòng)凝膠驅(qū)油效果表

流動(dòng)凝比聚驅(qū)提高采收率4.65個(gè)百分點(diǎn)，表中的單管數(shù)據(jù)表明，CDG驅(qū)后高滲透巖芯提高采出程度2.16個(gè)百分點(diǎn)，說明CDG具有驅(qū)油作用；而中、低滲透層采出程度分別提高了9.04和3.84個(gè)百分點(diǎn)，說明CDG能夠起到調(diào)剖作用。

大慶油田公司采油工程研究圖1北一段西聚合物驅(qū)工業(yè)性試驗(yàn)區(qū)井位圖5.現(xiàn)場應(yīng)用效果分析

凝膠驅(qū)與聚驅(qū)相比，具有較高的殘余阻力

流動(dòng)凝膠驅(qū)注入壓力上升幅度較大。6口注入井平均注入壓力由7.1MPa上升到注膠態(tài)分散凝膠結(jié)束時(shí)的11.24MPa，上升了4.14MPa

7.19718.320.14PV0.18PV11.2412360.11PV9.927892.82218凝膠驅(qū)后轉(zhuǎn)水驅(qū)階段視吸水指數(shù)繼續(xù)下降25.60凝膠驅(qū)后續(xù)水驅(qū)水驅(qū)13.2618.3328.4%48.22%凝膠驅(qū)與聚合物驅(qū)阻力系數(shù)對(duì)比表從霍爾曲線計(jì)算出的阻力系數(shù)數(shù)據(jù)表明,凝膠驅(qū)階段的阻力系數(shù)比聚驅(qū)高流動(dòng)凝膠體系調(diào)整了吸水剖面，擴(kuò)大了波及體積

凝膠驅(qū)水驅(qū)聚驅(qū)水驅(qū)58.468.676.925.519.6

根據(jù)吸水剖面資料分析,隨著CDG體系累積注入量增加，改善了水、油流度比，調(diào)整了注入剖面，達(dá)到了進(jìn)一步擴(kuò)大波及體積的目的層號(hào)砂巖有效滲透率204060801002040608010020406080100204060801002040608010020406080葡I12.82.51.18100葡I2-35.850.89100100測試日期：測試日期：測試日期：測試日期：氧活化測試測試日期：2000.10.10葡I1-27.66.6>1.2同位素測試測試日期：2000.6.1419.6北1-丁6-P24井吸水剖面示意圖同位素測試2001.4.2氧活化測試99.3.8同位素測試95.5.35.925.568.6相對(duì)吸水量(%)2.439.2相對(duì)吸水量(%)相對(duì)吸水量(%)相對(duì)吸水量(%)相對(duì)吸水量(%)76.93.5相對(duì)吸水量(%)2002.9.28同位素測試58.4流動(dòng)凝膠調(diào)驅(qū)試驗(yàn)區(qū)取得了明顯的增油、降水效果

2004年2月底，全區(qū)累積增油9.6007×104t，中心井區(qū)累積增油1.2311×104t，提高采收率2.49%，試驗(yàn)區(qū)目前仍然見效。

171317289.96凝膠驅(qū)水驅(qū)20753625291171.246.1496.18191.21551765凝膠驅(qū)6口邊角井與工業(yè)化聚驅(qū)6口中心井開采對(duì)比曲線CDG驅(qū)水驅(qū)聚驅(qū)12t中心井區(qū)綜合含水緩慢下降，見到一定的增油效果

采液指數(shù)變化規(guī)律1.553.5856.7%1.561.7650.8%CDG驅(qū)后續(xù)水驅(qū)2口中心井采液指數(shù)的變化曲線凝膠驅(qū)后續(xù)水驅(qū)驅(qū)32176176153696.62.596.096-97%之間31.22口中心井區(qū)綜合開采曲線

三、聚合物凝膠深度調(diào)剖技術(shù)該技術(shù)是針對(duì)聚驅(qū)無法解決厚油層非均質(zhì)問題而研究的，它不僅適用于聚驅(qū)前后的深度調(diào)剖，而且也適用于水驅(qū)進(jìn)行深度調(diào)剖，以提高厚油層的采收率，改善油田開發(fā)效果。1.聚合物凝膠深度調(diào)剖劑的性能指標(biāo)分子量(×104)水解度(%)濃度(mg/L)pH值礦化度(mg/L)溫度

(℃)成膠時(shí)間成膠

粘度(×104mPa.s)殘余阻力系數(shù)>160025-302000-50005.0-6.0<7000030-703d-60d

1.0-12.0

117-329聚合物凝膠深度調(diào)剖體系性能指標(biāo)

2.聚合物凝膠深度調(diào)剖體系的特點(diǎn)

體系具有延緩交聯(lián)特性，成膠時(shí)間和強(qiáng)度可控；剪切穩(wěn)定性好；耐鹽性能好。3、聚合物凝膠調(diào)剖劑對(duì)巖心封堵及耐沖刷性

巖芯號(hào)調(diào)前水相滲透率（μm2）調(diào)后水相滲透率（μm2）（1PV）突破壓力

（MPa）13.2110.1533.822.5050.0855.331.2630.0326.540.4500.0028.950.3170.0028.2注：調(diào)剖劑濃度：2500mg/L試驗(yàn)溫度：45℃巖芯長度：8cm

調(diào)剖劑突破壓力測定結(jié)果

巖芯號(hào)調(diào)前水相滲透率（μm2）調(diào)后水相滲透率（μm2）（1PV）調(diào)后水相滲透率（μm2）（10PV）1PV堵塞率（%）10PV堵塞率（%）13.2110.1530.32595.289.922.5050.0850.10596.695.831.2630.0320.05797.595.540.4500.0020.00799.598.450.3170.0020.00599.498.460.0580.0010.00298.396.6注：調(diào)剖劑濃度：2500mg/L實(shí)驗(yàn)溫度：45℃巖芯長度：8cm

堵塞率和耐沖刷性能測定結(jié)果

調(diào)剖劑在巖芯中成膠后，突破壓力隨著滲透率的降低突破壓力增大，巖心的突破壓力在3.0-13.0MPa之間，具有較高的承壓能力；巖芯的堵塞率都大于95%，驅(qū)10PV水后，平均堵塞率仍在90%以上，說明該調(diào)剖劑的堵塞和耐沖刷性能較好。4、聚合物凝膠調(diào)剖劑調(diào)剖能力測定

項(xiàng)目低滲透管中滲透管高滲透管調(diào)前滲透率(

m2)0.3750.7753.280調(diào)前流量百分比(％)2.76.890.5調(diào)后滲透率(

m2)0.3620.7350.0032調(diào)后流量百分比(％)38.860.50.7三管巖芯實(shí)驗(yàn)結(jié)果實(shí)驗(yàn)結(jié)果說明聚合物凝膠深度調(diào)剖劑對(duì)高滲透巖芯的堵塞率較大，確實(shí)具有調(diào)剖能力。

5、聚合物凝膠深度調(diào)剖驅(qū)油機(jī)理的研究

1）平行三管巖芯深度調(diào)剖模擬試驗(yàn)

序

號(hào)

驅(qū)替過程

采出程度（%）

分流率（%）總采出程度（%）

高

中

低

高

中

低

1水驅(qū)47.8626.48090.79.3028.05調(diào)剖49.7628.243.8469.223.57.330.22后續(xù)水驅(qū)50.2535.2835.281.556.442.139.872水驅(qū)48.6526.32091.38.7028.12調(diào)剖52.7628.845.2569.323.27.533.34后續(xù)水驅(qū)52.8245.2845.020.559.440.145.833水驅(qū)47.6526.82091.38.7028.37調(diào)剖53.4730.848.6569.824.85.433.34后續(xù)水驅(qū)53.5245.5453.150.258.441.450.52聚合物凝膠深度調(diào)剖效果表

2）平板巖芯驅(qū)油模擬試驗(yàn)

模型號(hào)

孔隙度φ(%)原始含油飽和度Soi(%)水驅(qū)采率(%)調(diào)剖采收率（％）總采收率η總（％）方案124.577.030.316.546.8水驅(qū)→0.2PV調(diào)剖劑→后續(xù)水驅(qū)225.476.829.621.651.2水驅(qū)→0.3PV調(diào)剖劑→后續(xù)水驅(qū)正韻律三層模型調(diào)剖（0.2PV、0.3PV）綜合數(shù)據(jù)高滲透層段進(jìn)行0.2PV和0.3PV的調(diào)剖處理后再水驅(qū)至出口含水率達(dá)到98%，采收率可分別提高16.5%和21.6%，說明進(jìn)行深度調(diào)剖后再水驅(qū)，可以取得比較好的經(jīng)濟(jì)效果，而且調(diào)剖劑量越大，效果越好。6、聚合物凝膠深度調(diào)剖劑與復(fù)合顆粒封堵劑的配伍性實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，加入復(fù)合顆粒后聚合物凝膠深度調(diào)剖劑的成膠時(shí)間和粘度未受到影響，凝膠的粘度反而增加。

序號(hào)主劑濃度（mg/L）復(fù)合顆粒封堵劑濃度（％）成膠粘度（mPa.s）成膠時(shí)間（d）備83

230000.524035.53

330001.030005.33

430001.532772.53

530003.0無法測試3因顆粒加入比例過大，無法測630004.0無法測試3因顆粒加入比例過大，無法測凝膠深度調(diào)剖劑與復(fù)合顆粒封堵劑的配伍性

7、

流動(dòng)成膠試驗(yàn)實(shí)驗(yàn)條件初始粘度（mPa.s）實(shí)驗(yàn)粘度（mPa.s）成膠狀況備注常壓靜止

25824203.8成膠

主劑濃度3000mg/l，促凝劑加入量200mg/l高壓流動(dòng)20573.2成膠常壓靜止25825342.6成膠主劑濃度3000mg/l，促凝劑加入量100mg/l高壓流動(dòng)20823.1成膠巖芯調(diào)前水相滲透率（μm2）調(diào)后水相滲透率（μm2）（1PV）調(diào)后水相滲透率（μm2）（20PV）突破壓力（MPa）10PV堵塞率（%）11.1340.00080.000812.8399.921.2370.00080.000812.8899.9注：調(diào)剖劑濃度：3000mg/L實(shí)驗(yàn)溫度：45℃巖芯長度：8cm

聚合物凝膠調(diào)剖劑動(dòng)態(tài)成膠實(shí)驗(yàn)數(shù)據(jù)

實(shí)驗(yàn)結(jié)果表明，所研制的聚合物凝膠封堵劑在流動(dòng)條件下能形成凝膠而且凝膠粘度與常壓條件下相比略有下降。

聚合物凝膠調(diào)剖劑堵塞率和耐沖刷性能測定結(jié)果

北2-1-182井、2-1-CZ086井，調(diào)剖目的層PII4-10，砂巖厚度12.1m，有效厚度為11.2m，分別占全井厚度的30.1%、49.3%，滲透率為717.3×10-3μm2，較全井的滲透率高出447.5×10-3μm2，層間滲透率變異系數(shù)分別為0.78、0.72，油層的縱向非均質(zhì)性強(qiáng)。北2－1－182北2－1－CZ086北2－1－182北2－1－CZ0868、聚合物凝膠深度調(diào)剖現(xiàn)場試驗(yàn)

注入井2口，平衡采油井7口，2003年注采系統(tǒng)調(diào)整后為行列井網(wǎng)，注采井距為250m。1、三廠調(diào)剖井區(qū)基本概況概況聚合物凝膠深度調(diào)剖施工工藝污水配制，現(xiàn)場取樣成膠率高

北2-1-182、CZ086井從6月10日開始,取樣85個(gè),45℃條件下，成膠率91.8%,成膠粘度4000-15000mPa.s，說明該調(diào)剖劑配方在污水配制條件下，能形成凝膠且成膠率較高。調(diào)剖前后吸水剖面發(fā)生了變化

北2-1-182井調(diào)剖前后吸入剖面對(duì)比圖自然電位PII5-9上PII5-9中深度射開狀況111011202003年11月29日2004年12月4日5.9%4.64.33.8701130PII5-9下PII105.65.65.0406.86.45.0404.21.20.45615.7%30.2%12.6%10.2%4.5%20.7%北2-1-CZ086井調(diào)剖前后吸入剖面對(duì)比圖自然電位PII3PII6-9深度射開狀況113011402003年6月6日2004年12月4日3.31.90.07511503.70.9502.51.4217.59.14%3.72%6.7%10.7%10.1%17..5%24.1%兩口井調(diào)剖后壓力降落明顯減緩而且曲線上移幅度大，表明高滲透層得到了有效的封堵，滲流阻力增大

調(diào)剖前后壓降曲線發(fā)生了明顯改變

調(diào)剖后，連通油井見到了一定增油降水效果產(chǎn)出377.3×104元投入藥劑費(fèi)用66.99×104元；測試費(fèi)用15.5×104元；施工費(fèi)20×104元；階段少注水37000m3

產(chǎn)出：27.0×104元階段多產(chǎn)油3421t產(chǎn)出：350.3×104元投入產(chǎn)出比3.7

從2004年8月初調(diào)剖到2005年10月,已累積增油3087.5噸，考慮自然遞減(遞減率10.8％)計(jì)算累積增油3421t，累計(jì)降水4836t，少注水37000m3。采收率提高1.05％（目的層地質(zhì)儲(chǔ)量32.58萬噸）四、預(yù)交聯(lián)體膨型凝膠顆粒深度調(diào)剖技術(shù)

1、預(yù)交聯(lián)體膨型凝膠顆粒的原理

2、預(yù)交聯(lián)體膨型凝膠顆粒的性能指標(biāo)

預(yù)交聯(lián)體膨型凝膠顆粒膨脹前后的顆粒形狀

規(guī)格（mm）膨脹

倍數(shù)（倍）抗壓

強(qiáng)度(MPa)密度（g/cm3)

突破壓力梯度(MPa／m)

耐鹽（mg/l）

耐溫（oC）本體吸水后0.45-5

10-200

0.5-3.0

1.5-1.7

1.0

10-30

300000

120

①該凝膠微粒具有變形蟲特性，具有一定的可動(dòng)性，這種可動(dòng)性有利于擴(kuò)大調(diào)驅(qū)劑的作用范圍，提高調(diào)驅(qū)效果，具有驅(qū)油和調(diào)剖雙重作用。②顆粒凝膠為地面交聯(lián)產(chǎn)物，解決了常規(guī)地下交聯(lián)調(diào)驅(qū)劑進(jìn)入地層后，因稀釋、降解、吸附等各種復(fù)雜原因造成的不成膠問題。③具有較好的選擇性進(jìn)入能力，有利于減少調(diào)剖劑對(duì)非目的層的傷害?？赏ㄟ^適當(dāng)選擇顆粒堵劑的粒徑分布，使調(diào)剖劑在非目的產(chǎn)油層形成表面堵塞而順利地進(jìn)入水驅(qū)大孔道，從而達(dá)到調(diào)剖劑只進(jìn)入的封堵層位的目的。④注入工藝簡單，可以更有效地利用聚合物和交聯(lián)劑，減少了聚合物和交聯(lián)劑的使用量，節(jié)約大量化學(xué)劑和工程費(fèi)用。

3、預(yù)交聯(lián)體膨型凝膠顆粒凝膠的優(yōu)點(diǎn)4、調(diào)剖劑的顆粒粒徑選擇

預(yù)交聯(lián)體膨型凝膠顆粒調(diào)剖劑性能

根據(jù)此圖，適應(yīng)于大慶喇薩杏油田的顆粒調(diào)剖劑粒徑應(yīng)為2-5mm。

5、預(yù)交聯(lián)體膨型凝膠顆粒可流動(dòng)性

粒徑與注入壓力關(guān)系曲線

（調(diào)前

水驅(qū)）（注顆粒）（注水）此例說明該類顆粒具有堵塞、運(yùn)移作用。

6、預(yù)交聯(lián)體膨型凝膠顆粒調(diào)剖和提高采收率效果巖心號(hào)

滲透率（10-3

m2）

含水98%時(shí)采收率

分流量變化

總采收率變化

調(diào)前

（%）

調(diào)后

（%）

調(diào)前（%）

調(diào)后

（%）

調(diào)前（%）

調(diào)后（%）

S1

82307091912046.8364.86

541.0229980

S2

135007298988740.162.46

609.062213

平行填砂管實(shí)驗(yàn)結(jié)果

由表可以看出，顆粒具有可較好的改善液流方向的作用，可大大提高原油采收率。7、預(yù)交聯(lián)體膨型凝膠顆粒調(diào)剖劑現(xiàn)場試驗(yàn)顆粒調(diào)剖施工工藝

2002年5-7月，該技術(shù)在采油四廠試驗(yàn)2口井。杏7-1-33井和杏7-2-F35井，累計(jì)注入預(yù)交聯(lián)凝膠顆粒調(diào)剖劑72t。施工前后對(duì)比注入井啟動(dòng)壓力升高2.6MPa。

①杏7-1-33井

射孔層位

有效滲透率（μm2）

有效厚度（m）

調(diào)前

調(diào)后

吸水面積

相對(duì)吸水量（%）

吸水面積

相對(duì)吸水量（%）

PI211.3335.33610.0800PI220.9762.2113.086217.17PI3210.4083.95415.1314139.06PI3220.4185.312434.739927.43該井組開采層位薩＋葡油層，連通7口油井，注入壓力由5.5MPa上升到8.7MPa，調(diào)剖半徑為21.5m。調(diào)剖后井組連通油井7口，調(diào)剖前日產(chǎn)油50t，綜合含水92.8%，平均沉沒度259.75m。調(diào)后初期日產(chǎn)液745m3，日產(chǎn)油60t，綜合含水91.9%。日增液46m3，日增油10t，綜合含水下降0.9個(gè)百分點(diǎn)。②杏7-2-更35井1.流動(dòng)凝膠深度調(diào)剖技術(shù)的室內(nèi)和現(xiàn)場試驗(yàn)結(jié)果表明：該調(diào)剖劑在地層條件下成膠強(qiáng)度高且穩(wěn)定，它不僅適合于聚驅(qū)前后深度調(diào)剖，而且也用于水驅(qū)深度調(diào)剖。2.聚合物凝膠深度調(diào)剖技術(shù)的室內(nèi)和現(xiàn)場試驗(yàn)表明，該調(diào)剖劑成膠時(shí)間可調(diào)、成膠粘度高，抗剪切性能好，耐礦化度高，能滿足大慶油田水驅(qū)厚油層挖潛的需要。3.針對(duì)大慶油田的儲(chǔ)層特征和水驅(qū)、聚驅(qū)不同的注入條件、特點(diǎn)，確定了段塞優(yōu)化組合，施工工藝簡便可行，顆粒調(diào)剖劑產(chǎn)品系列化。

4.對(duì)非均質(zhì)厚油層水驅(qū)開發(fā)砂巖油田，用高強(qiáng)度調(diào)剖劑對(duì)高滲透層進(jìn)行深度調(diào)剖處理后，可以明顯地提高采收率。8、小結(jié)謝謝！高聚物單液法堵水技術(shù)一.技術(shù)原理1.堵劑的組成

該堵劑包括預(yù)封堵劑、主劑、引發(fā)劑、轉(zhuǎn)向劑、添加劑等。其中，主劑為一種粒徑Ф50μm的丙烯酰胺樹脂衍生物，在水中呈懸浮狀。注入地層后，可在地層條件下經(jīng)引發(fā)劑作用發(fā)生聚合反應(yīng)，生成具有良好的耐沖特性和防滲濾的硬韌性高強(qiáng)度膠體，可有效的封堵地層的孔隙及裂縫。

2.性能評(píng)價(jià)

從室內(nèi)來看，該堵劑具有較好的造壁防滲濾作用，對(duì)于各種人造均質(zhì)巖心（滲透率在1～5μm2之間）存在良好的端面效應(yīng)，在大于5MPa的注入壓力下，堵劑進(jìn)入巖心的深度小于16mm，封堵后承壓在大于10MPa，封堵率達(dá)95%以上，符合堵得淺，堵得住，易解堵的要求。同時(shí)，該堵劑配制簡單，動(dòng)用設(shè)備少，成膠時(shí)間可控（1～8小時(shí)），能夠滿足現(xiàn)場施工的要求。

3.適用條件油層溫度30～90℃；夾層厚度2m以上；

封堵層厚度8m以下；

礦化度小1.0×105mg/l。

二.現(xiàn)場施工工藝

施工時(shí)先下入Y111-114封隔器、Y211-114封隔器及支撐卡瓦至目的層。一趟管柱可以完成自噴求產(chǎn)、堵前驗(yàn)竄、化堵、堵后驗(yàn)效、重復(fù)化堵等多項(xiàng)工序，而且在堵劑注入過程中，一旦遇意外情況，能反洗井；即使管內(nèi)留有堵劑，也不會(huì)焊卡管柱。

圖1三.現(xiàn)場應(yīng)用情況及效果

經(jīng)統(tǒng)計(jì)表明，截止到2003年底，現(xiàn)場推廣近260井次，平均單井增油2t/d，降水45.6m3/d，降含水10.9%，有效期三年以上的，累計(jì)增油已達(dá)1.27×105t，降水15.6×105m3，創(chuàng)純經(jīng)濟(jì)效益1.156×104萬元。該項(xiàng)目1994～2003年部分井施工效果表見表1。

時(shí)間施工井?dāng)?shù)單井增油(t)單井降水(m3/d)降含水(%)199494.2540.879.241995100.1678.510.2199617054.637.9419972842914.81998101.429.88.821999145.257.7521.12000261.04410.82001181.333.29.82002261307.82003192.458.68.46平均

245.610.9高聚物單液法堵水效果表1、低壓高滲透層封堵工藝南5-4-232井

該井封堵前全井自噴產(chǎn)液180m3,當(dāng)封隔器卡住僅0.6m的薩Ⅰ4層時(shí)，油管自噴160m3基本等于全井液量，該井試注時(shí)為2MPa下0.5m3/min。經(jīng)過查閱動(dòng)靜態(tài)資料分析，認(rèn)為該井壓裂時(shí)，將其下射孔的高含水層壓通?，F(xiàn)場施工時(shí)，采用先注顆粒堵劑，再注入液體堵劑，一次封堵成功。堵前全井產(chǎn)液204m3、產(chǎn)油8t、含水91.2%；堵后產(chǎn)液52m3、產(chǎn)油12t、含水76.9%。南5-4-232井2045281291.276.9中32-510井

該井屬于典型裂縫性，封堵層為薩II4，層厚9m。現(xiàn)場施工時(shí)，壓力升到8Mpa后便降到3MPa，如此反復(fù)。經(jīng)研究后采用先注入顆粒堵劑建立起爬坡壓力，壓力達(dá)到預(yù)期目標(biāo)后，再注入液體堵劑。堵前全井產(chǎn)液116m3、產(chǎn)油5t、含水91%；堵后產(chǎn)液38m3、產(chǎn)油9t、含水76.4%。中32-510井11638599176.42.層系（厚油層）封堵

拉6-20井

該井封堵層系為PI2～PII3.2，砂巖厚度18.8m(有效厚度17.0m)，現(xiàn)場試注時(shí)，泵壓2Mpa下注入量712m3/d。針對(duì)該井吸入量大，層位分布復(fù)雜的情況，我們采取了注入堵劑和不同粒徑的轉(zhuǎn)向劑，封堵高滲透率的層位，使堵劑均勻進(jìn)入地層的工藝，既保證了層系全封堵，又保證了封堵強(qiáng)度。施工后試注，15MPa無注入量，經(jīng)環(huán)空測試證明封堵層系不產(chǎn)液。備注：5*

（PI2~II-3^2）為封堵層位

封堵層北1-51-544井

該井封堵層為薩II15+16～薩III3，層厚為9.5m，采取先加粒徑較大轉(zhuǎn)向劑，再根據(jù)壓力情況逐步調(diào)整轉(zhuǎn)向劑粒徑，一次封堵成功。堵前全井產(chǎn)液81m3、產(chǎn)油0t、含水100%；堵后產(chǎn)液56m3、產(chǎn)油8t、含水85.4%。北1-51-544井0810085.48156注入預(yù)封堵劑及轉(zhuǎn)向劑注入主劑3.油水井封竄

北l-丁6-更P127井圖117163397.781.2施工前后環(huán)空測試比較謝謝大家！ThanksToAll!相滲透率改善劑選擇性堵水技術(shù)1、相滲透率改善劑

相滲透率改善劑(RPM)能大幅度降低水相滲透率，而對(duì)油相滲透率影響較小。凝