堵水调剖新技术系列海上油田.doc

1.海上石油开采调剖堵水的必要性
海上油田开发需要投入大量的资金，尽快收回投资并取得好的经济效益，决定了海上油田必须以较高的采油速度进行生产。提高采油速度必须维持油井较高的产量，因此强化油井产能的一些措施如大排量电潜泵、注水等工艺技术在海上油田开发中应用较为广泛，这些强采强注措施将会使油井见水周期缩短和产出液含水率上升不久，随着油田的开发油井出水问题越来越突出。调剖堵水是延长海上油田油井经济开采寿命，提高石油开采速度和采出限度的非常有效的手段和措施之一。
1.1.油井出水的因素
油井出水也许是来自同层水，也也许来自异层水（又叫外来水）。注入水、边水和底水为同层水；由于固井质量差、套管损坏引起的流体窜槽或误射手水层引起的出水为异层水。出水的因素重要有以下几个方面：
（1）由于地层渗透率的非均质性及油水流度比的差异，使注入水易沿高渗透地层突进，导致油井含水上升较快。
（2）在注入水的的长期冲刷下，特别是强采强注时使地层胶结物受到破坏，引起渗透率的急剧上升，在油水井之间形成高渗透、大孔道地层，也会引起油井上升不久。
（3）油水同层时，由于流体压力梯度大于游水重力梯度时易引起底水锥进。
（4）由于固井质量差、套管损坏引起的流体窜槽或误射手水层引起的出水。
1.2 油井出水的危害
（1）油井产水，对经济效益影响很大，某些高产井也许转变为无工业价值的井，影响油田经济开采期。
（2)对于出水井，如不及时采用措施，地层中也许出现水圈闭的死油区，注入水绕道而过，从而减少采收率，导致极大的浪费。
（3）油井出水还可使储层结构破坏，导致油井出砂。
（4）油井出水后还会增长液体相对密度，增大井底油压，使自喷井转为抽油井。
（5）油井出水会腐蚀井下及地面设备。
（6）油井产水增长，必然会使地面脱水费用增长，导致环境污染。
1.3 堵水方法分类
堵水技术根据施工井的种类不同，可分为水井调剖和油井堵水两大类；根据堵水方法的不同，又可分为机械堵水和化学堵水；化学堵水又可分为选择性堵水和非选择性堵水。
2、国内外化学调剖堵水技术研究现状
国内外化学调剖堵水剂的研究与应用发展不久，品种繁多。
2.1.油井化学堵水技术
选择性堵水是将堵剂注入地层，堵剂对水层产生堵塞，而对油层不起堵塞作用；
非选择性堵水是堵剂进入地层后对水层和油层均导致堵塞。
(1) 油井选择性堵水剂
a.体膨型聚合物类堵水剂；
b.水溶性聚合物类堵水剂；
c. 交联聚合物类堵剂；
d.活化稠油类堵剂；
e.有机硅类堵剂；
f.醇基堵剂等；
g.油基水泥堵水剂。
(2)非选择性堵水剂
a.硅酸钙类堵水剂：涉及水玻璃-氯化钙堵水剂、水玻璃-氟化钙堵水剂、硅酸凝胶的堵水剂等；
b.树脂类堵水剂：涉及脲醛树脂、酚醛树脂、环氧树脂、呋喃树脂堵水剂等；
c.聚合物冻胶类堵水剂：涉及PAM-Cr3+、PHP-HCHO、PAM高温堵水剂、PAM-木质素磺酸盐堵水剂等；
d.水泥类堵水剂：如超细水泥堵水剂等。
2.2.注水井化学调剖技术
注水井调整吸水剖面技术（以下简称调剖技术）是在注水井中用注入化学剂的方法，减少高吸水层段的吸水量，从而相应提高注水压力，达成提高中低渗透层吸水量，改善注水井吸水剖面，提高注入水体积波及系数，改善水驱状况的一类工艺技术。
常用化学调剖堵水剂可分为以下几大类：
（1）无机沉淀性调剖技术：如水玻璃氯化钙、水玻璃硫酸亚铁、水玻璃—硫酸铝、水玻璃—污水、水玻璃甲醛、硅酸凝胶、碳酸钾（硼酸钠等）、醇诱导盐沉淀法调剖技术等；
（2）聚合物凝胶或冻胶调剖技术：如聚丙烯酰胺凝胶类、部分水解聚丙烯氰类、AM（单体）地层聚合调剖技术、木质素硫酸盐（钙质或钠盐）复合堵水剂、生物聚合物凝胶类调剖技术等
（3）颗粒类调剖技术 ：
涉及水泥类调剖技术（如油井水混、建筑水泥等）、无机膨胀颗粒调剖技术（如青石灰、圭壳粉、石灰乳等）、有机体膨胀颗粒调剖技术（如轻交联PAM、聚乙烯醇颗粒等）、土类调剖技术等。
（4) 泡沫调剖技术：
有三相泡沫调剖、两相泡沫调剖技术等。
2.3.化学调剖堵水技术发展方向
a．高强度选择性堵水剂的研究；
b．抗恶劣环境（如高温、高矿化度、高硬度等）的特殊性能聚合物或凝胶的研制；
c．无毒（或低毒）、无伤害（或低伤害）无环境污染的化学堵水剂的研制；
d．区块整体调堵技术的运用；
e．调剖堵水技术与其它增产措施的综合运用；
f．多段塞复合堵剂大剂量深度调剖技术。
3.、化学调剖堵水新技术
3.1选择性堵水技术
选择性堵水的适应条件：油水同层，夹层薄。
a. 油井选择性堵水的规定：
（1）采用选择性注入工艺（堵水剂大部分进入水层，油层进入较少）；
（2）堵水而不堵油或少堵油（堵水率大于80%，堵油率小于30%）；
（3）对水相具有很高的封堵强度，对油相封堵能力较弱。
b、油层暂堵保护选堵技术
当油水同层时，施工时很难避免堵水剂不进入油层或不堵油，这时较为抱负的办法就是在挤入堵水剂之前先挤入油层保护剂将油层保护起来，使后续的堵水剂大部分进入水层，对油层保护剂的规定是：
（1）对油层能实现“堵得住，解得开”，能堵能解；
（2）具有较高的封堵强度，能承受后续堵水施工的压力；
（3）常用的油层保护剂有油溶性暂堵剂、水溶性暂堵剂和酸溶性暂堵剂等。
c、选择性酸化堵水一体化技术
酸化是油田开发的一项重要而有效的措施，但对于一些高含水油井采用常规的酸化措施，注入的酸液会大部分进入高渗透水层，而低渗透油层酸液进入量较少，导致酸化措施后油井产水量进一步上升，原油产量提高很少甚至出现下降，达不到预期的酸化化增产效果。国内外报道过采用暂堵酸化技术，即在注入酸液之前注入油溶性或水溶性暂堵剂，或将暂堵剂加到酸液中随酸液一同注入，这时注入的暂堵剂对高渗透水层会形成较好的封堵作用，使后续注入的的酸液大部分进入低渗透油层，从而取得一定的酸化转向的作用。但由于注入的暂堵剂会逐步被油相或水相溶解，其封堵强度有限，因此暂堵酸化技术应用效果有限。采用选择性堵水酸化一体化技术 能取得很好的降水增油效果。
（1）选择性堵水酸化一体化技术原理

选择性堵水酸化一体化技术就是在酸液注入前先注入选择性堵水剂封堵高渗透水层，再注入酸液酸化并解放低渗透油层，将选择性堵水与酸化措施有机的结合起来，达成较好的降水增油效果。这种技术的关键在于选择性堵水剂的研制与选择性注入工艺的拟定，一方面规定选择性堵水剂对水相封堵能力强，堵水率高（≥90%），而对油相封堵能力弱，堵油率低（≤20%）；另一方面规定采用相应的选择性注入工艺，以保证选择性堵水剂最大限度的进入高渗透水层，并达成一定的的封堵半径和封堵强度，以便能承受足够的正向（注入酸液）和反向（排酸或采油生产抽吸）压力冲击。
（2）选择性堵水剂的研制
表1 JHD堵水剂的基本性能
产品
型号
粒径
（目）
油溶率
（%）
酸溶率
（%）
成胶时间
（h）
适应地层
温度（℃）
JHD—1
≤200
51.5
44.5
8～16
60～150
JHD—2
≤100
32.5
8.5
12～24
60～150
注：表中油溶率和成胶实验温度为80℃，酸溶率实验温度为室温，酸液的组成为12%HCl+3%HF。
由表1可知，JHD—1粒径较小，重要用于封堵低渗透油层，其油溶率和酸溶率均较高；JHD—2粒径较大，重要用于封堵高渗透水层，其油溶率和酸溶率均较低。因此在选择性堵水酸化施工措施中可依次注入JHD—1、JHD—2和酸化液，这样JHD—1可预先较好的将低渗透油层保护起来，随后JHD—2对高渗透水层实现了较好的封堵作用，最后注入的酸液会溶解JHD—1堵剂中酸溶性部分，而JHD—2由于油溶率和酸溶率均较低因而能对水相和酸液起到较好的封堵作用，从而使绝大部分酸液进入低渗透油层，解放低渗透油层，达成很好的酸化转向效果；同时在投产时JHD—1中剩余部分能被原油进一步所溶解与分散，因此能最大限度的恢复和增长油井产能，达成增油降水的目的。
（3）JHD堵剂的堵水与堵油性能
采用岩心流动实验法探讨了JHD堵剂的堵水与堵油性能。方法是选择不同渗透率的人造岩心，分别测其水相渗透率（Kw1）、油相渗透率（Ko1），再向岩心中挤入3.0PV的5%的JHD堵剂，在80℃下关井反映24h后反向测其堵后水相渗透率（Kw2）、油相渗透率（Ko2），并计算其堵水率（ηw）与堵油率（ηo）。实验结果见表2。
表2 JHD堵剂的堵水与堵油性能
序号
堵剂
型号
Kw1
（um2）
Ko1
（um2）
Kw2
（um2）
Ko2
（um2）
ηw
（%）
ηo
（%）
1
JHD—1
1.437
1.136
0.207
0.993
85.6
12.6
2
JHD—1
2.251
1.782
0.286
1.511
87.3
15.2
3
JHD—2
3.632
2.835
0.0653
0.896
98.2
68.4
4
JHD—2
6.534
5.136
0.0588
1.407
99.1
72.6

由表2可知，JHD—1和JHD—2堵剂对水相均具有较好的封堵作用，JHD—1对水相的封堵率大于85%，JHD—2对水相的封堵率大于95%；但JHD—1和JHD—2对油相的封堵作用相差较大，JHD—1对油相的封堵率小于20%，而JHD—2对油相的封堵率达70%左右。这是由于JHD—1的油溶率较高，而JHD—2的油溶率较低，因而在选择性堵水酸化施工中，可先挤入JHD—1保护低渗透油层，再挤入JHD—2封堵高渗透水层，达成选择性堵水的效果。
（4）JHD堵剂的酸化转向效果
采用平行岩心流动实验法探讨了JHD堵剂的酸化转向效果。方法是选择两组不同渗透率级差的人造岩心，分别测其水相渗透率（Kw1）、油相渗透率（Ko1），将其并联在平行岩心流动实验仪上，再向岩心中依次挤入1.0PV的5%的JHD—1堵剂、2.0 PV的5%的JHD—2堵剂，在80℃下关井反映24h后，再挤入12%HCL+3%HF的酸化液，反映2h后，测其水相渗透率（Kw2）、油相渗透率（Ko2），计算其堵水率（ηw）和油相渗透率恢复值（KO）。实验结果见表3。

表3 JHD堵剂的酸化转向效果
实验
组号
Kw1（um2）
Ko1
（um2）
Kw2（um2）
Ko2
（um2）
ηw
（%）
KO
（%）
1
0.258
0.194
0.327
0.315
-26.7
162.4
1.432
1.126
0.0344
0.0529
97.6
4.70
2
0.326
0.229
0.443
0.347
-35.8
151.5
3.457
2.563
0.0308
0.0923
98.8
3.60
由表3可知，对于一组渗透率级差相差较大的岩心，依次挤入JHD—1、JHD—2堵剂和酸化液时，低渗透岩心的堵水率很小（ηw为负值），油相渗透率恢复值均较大（KO大于150%）；而对于高渗透率的岩心其堵水率（ηw）仍大于95%，油相渗透率恢复值均较小（KO小于5%），由此说明采用选择性堵水酸化技术有助于封堵高渗透水层，解放低渗透油层，具有很好的酸化转向效果；同时还应采用适当的选择性堵水酸化施工工艺，尽也许减少JHD—2堵剂进入低渗透油层，取得较好的选择性堵水与酸化的效果。
（5）选择性堵水酸化的施工工艺
上述研究结果表白，JHD—1堵剂具有较好的油溶性与酸溶性，有助于保护低渗透油层，而JHD—2对水相有很好的封堵作用，但其油相渗透率恢复值较低，因此应采用适当的施工工艺，尽也许减少JHD—2堵剂进入并污染低渗透油层，为此推荐采用下述的选择性堵水酸化注入施工工艺：
①先在高压高排量下注入JHD—1堵剂，这时堵剂会同时进入高低渗透水层和油层，并对低渗透油层实行保护作用；
②在较低压力和排量下注入JHD—2堵剂，使大部分JHD—2堵剂进入高渗透水层，实现对高渗透水层的有效封堵；
③关井反映一天，并反洗井一周，这时进入低渗透油层的JHD—1堵剂会逐步被油流溶解与分散并自动解堵；进入高渗透水层的JHD—2堵剂会逐步发生交联反映并结块形成很强的堵水段赛；
④再在或较高的压力与排量下注入酸化液，使酸液大部分进入低渗透油层并溶解JHD—1堵剂中的可酸溶性部分，从而有效地解放低渗透油层，达成较好的增产效果；
⑤排酸并投产，考察选择性堵水酸化施工效果。
3.2.深部调剖技术
采用常规调剖措施，由于堵水调剖剂用量少，封堵半径小、封堵强度较低，因而有效期较短易在有藏深部产生“窜槽”现象，因此急需开发成胶时间可调、可泵性能好、封堵强度高的新型调剖堵水剂，可用来进行大剂量的深部地层的调剖，能达成更好的降水增油效果。
深部调剖剂的的基本规定是：（1）初始粘度较低，泵送性能好；（2）成胶时间可调；（3）抗温抗盐性能好；（4）封堵强度较高
a.深部调剖的技术原理
b.深部调堵凝胶（DDG）技术
将低于油层温度的聚合物凝胶胶液注入到到油层中，在注入温度下，保持较低的粘度，在地层温度下，几小时后就可形成凝胶，能进一步地层深部，产生很大的封堵效果。DDG的基本配方：聚合物+铝离子或柠檬酸铝

c.深部定位调剖技术
对于高含水非均质砂岩油藏，在现有工艺条件下，从经济有效的角度考虑，采用深部定位复合段塞调剖工艺的效果会明显好于单一段塞。涉及前缘段塞、主体段塞、后援段塞。
（1）前缘段塞：有效的保护主体段塞，保证主体段塞能有效漂移延长解决有效期。
（2）主体段塞：规定泵入性能好封堵性能强、材料来源广泛、成本较低，能有效增大波及系数，提高水驱效率。
（3）后援段塞：重要用于封堵近井地带，规定适度的封堵强度和耐冲刷性能，实现调而不堵，堵而不死。
d、地下合成凝胶
（1）地下合成三氯化铝凝胶（KXA）：运用便宜的AlCl3在地层条件下与碳酸盐或碱等反映生成聚合Al(OH)3凝胶，对地层具有的吸附性能和封堵性能。
（2）地下合成甲叉基聚丙烯酰胺凝胶：将AM、DAM及引发剂等注入地层，就地聚合生成具有高强度、高粘弹性的凝胶堵水技术。
（3）地下合成HPC凝胶：将羟丙基纤维素HPC的水溶水溶液和十二烷基硫酸钠（SDS）的水溶液及盐混合在一定条件下会由一种透明、低粘度的聚合物溶液生成晶莹的冻胶堵剂。
e、深部可动凝胶（CDG）
深部可动凝胶又称胶态分散凝胶，是由低浓度的高分子聚合物溶液和交联剂组成。聚合物的分子量为900~3100×104，使用浓度为100~1200mg/L，所用交联剂为柠檬酸铝或其它金属离子交联剂如三价铬、四价锆等。
CDG不同于一般的本体凝胶，具有初始粘度、低成胶时间长、泵入性能好、可达大剂量注入、成本低的特点，能的在油藏的高渗透领区形成孔隙阻力系数（PRF）较大的CD胶殷塞，使高渗透部位流度明显下降，迫使注入水产生分流和转向，达成深部调剖的目的。
f、延迟交联聚合物凝胶
重要组成：PHP、交联剂（六价铬盐）、还原剂（硫代硫酸钠）等组成。
特点：成胶速度较快，形成三维网状高结构的高强度凝胶；抗温性能小于90℃。
添加剂：延缓剂，强化剂可延缓或加快成胶速度。
破胶剂：过氧化氢、盐酸或土酸溶液，可使地层渗透率恢复70%左右。
3.3.区块整体调堵综合治理技术
(1) 区块整体调堵综合治理的必要性
随着注水油田的不断开采，使得注入水易沿高渗透层“指进”，使水驱效率大为减少，油井含水迅速上升；同时尚有些井次由于结垢等引起地层堵塞使油井产量下降。这些方面均严重影响油藏的开发。因此，为控制油藏综合含水的得上升速度，必须进行区块整体调堵综合治理。
区块整体调堵综合治理是减少油藏综合含水，可消除零散调堵所引起的有水井矛盾转化，提高油藏整体开发效果，也是提高经济效益的重要途径。
(2)区块整体调剖堵水技术重要研究内容
a.对该区的测井资料进行重新系统解决，建立系统的储层物性参数系列；
b.运用油藏动态数据和测试资料，分析单井、小层动用状况，各层吸水产液能力；
c.进行注入水水质评价和油井储层伤害机理研究；
e.分析储层非均质性对剩余油分布的影响，拟定剩余油分布类型及其影响因素，并研究剩余油分布规律；
f.运用地质建模产生的参数场及油田相关动、静态资料及数模技术，进行生产动态历史拟合；
g.在上述研究的基础上，开展综合挖潜综合治理技术措施研究，重要内容有： (a)深部调剖技术研究 ；(b)高渗层大孔道地层封堵技术研究 ；(c)深部酸化与暂堵酸化技术研究 ；(d)油、水井封窜技术研究； (e)三次采油技术研究等。
(3) 区块整体调剖堵水的四个阶段
a.初期实验阶段：单井实验、堵剂类型实验等；
b.调堵技术发展阶段：井组实验、各种类型堵剂适应性及效果评价等；
c.大面积推广应用阶段：应用封堵大孔道的堵剂和复合堵剂，开展区块综合治理；
d.应用可动凝胶技术、封堵大孔道技术进行深部调堵，为三次采油奠定基础。
3.4.调剖堵水决策技术
针对某一井组或或某一区块，如何拟定适宜的调剖堵水时机、选择适宜的堵剂，并拟定堵剂的用量，这就需要调剖堵水决策技术。
重要有：
(1) 压力指数（PI）决策技术；
(2) 油藏工程（RE）决策技术；
(3) 井间示踪剂监测技术等。
(1) 压力指数（PI）决策技术
由于地层的非均质性，导致注水地层吸水剖面不均匀。区块整体调剖堵水就是要封堵高渗透吸水层，启动低渗透吸水层，调整整个区块的吸水剖面，达成稳油控水的目的。为此提出了区块整体调剖堵水的压力指数（PI）决策技术。
a.压力指数（PI）决策技术简介
重要是使用注水井井口压力指数(Pressure Index)值决定区块整体治理中的重大问题的技术。可用来：①判断区块调剖的必要性；②决定区块需要调剖的注水井；③选择适合地层特性的调剖剂；④计算调剖剂的用量；⑤评价调剖效果；
⑥拟定调剖周期。
b.注水井PI值的理论基础
PI的计算公式：

判断标准：
①区块平均PI值越小越需要调剖；
②区块注水井的PI值极差越大越需要调剖，PI值极差大于5.0MPa的区块需要调剖。
(2) 油藏工程（RE）决策技术
调剖堵水的油藏工程方法(RE)是以油藏精细描述为基础，一油藏数值模拟为手段通过建立区块整体调剖的优化增产模型，来选择最佳的调剖井和堵剂用量。整个决策系统的运营框图见下页。
(3) 井间示踪剂监测技术
(4)
井间示踪剂监测技术是油藏精细描述的一种重要手段，可用来拟定水淹层的厚度和渗透率以拟定油藏非均质限度，还可拟定大孔道的直径，以便拟定颗粒堵剂的大小和直径；拟定注水井管外窜槽和管内穿孔，以便采用相应的作用措施。常用的示踪剂有：①放射性同位素；②染料；③低分子醇；④易检测的阴离子等。
示踪剂应满足的条件

①易溶于水，在低浓度下可被检测；
②化学稳定生物稳定，与地层流体配伍；
③地层背景浓度低；
④在地层滞留量少；
⑤无毒、安全，对测井无影响；
⑥分析操作简朴，灵敏度高；
⑦来源广，价格便宜。
示踪剂的应用范围

①结合测井资料，判断出水层位；
②拟定堵剂类型剂用量；
③预测油藏采收率；
④通过对油藏的再结识，指导区块调堵方案的编制；
⑤分析评价堵水、调剖效果；
⑥判断油水井管外是否窜槽；
⑦辨认大孔道及验证断层的密封性；
⑧拟定地层剩余油饱和度及压力分布等。
3.5.调剖堵水与其它增产措施相结合

(1) 调剖堵水与酸化解堵措施相结合：如暂堵酸化、选择性堵水酸化等；
(2) 调剖堵水与压裂措施相结合：如二次压裂等；
(3) 调剖堵水与三次采油措施相结合：如聚合物驱、表面活性剂驱及微生物采油等。
3.6.“2+3”采油新技术

“2+3”采油新技术就是将二次采油与三次采油技术有机的结合起来，最大限度的挖潜增产，提高石油才收率的方法。下面重要介绍深部调驱与表面活性剂驱相结合的采油新技术(又称IPCS技术 (Indepth Profile Control and Surfactant-flooding)技术即深部调剖与表面活性剂驱油提高原油采收率的技术)。
4、化学调剖堵水施工工艺
4.1、施工工艺
（1）笼统注入调堵剂施工工艺：直接从油管注入设计量的调堵剂液体，关井反映后开井恢复生产。
（2）分层注入调堵剂封堵工艺：根据注水井的生产状况，拟定要封堵的井段，下入分层封堵管柱，挤入调堵剂的方法。
（3）油井堵水施工工艺：一般是根据油井出水井段，采用分隔器分层配套堵水管柱将油层和水层隔开，从油管中正挤设计量的堵水剂溶液关井候凝使其对对出水层起堵塞作用。
4.2、施工工艺参数的拟定

现场施工时，最重要的是合理地控制注入压力。经室内研究和现场实践验证，注入压力可按下式计算：
p1=ptL+p3-p2
式中：p1为井口注入压力，MPa;
pt为注入压力梯度，MPa/m;
L为油水井最小井距，m
p2 为井筒内油层中部液柱压力，MPa;
p3为原始地层压力，MPa.
一般地， pt选择0.03 MPa/m，可减少对中低渗透的污染。
4.3、堵水选井原则
（1）油井堵水选井原则
①初期产能高，累计产油量低，剩余油量高的油井；
②累计油水比不大于1，一般不超过2；
③综合含水高（小于80%），以注入水型为主，注采相应关系好；
④固井质量好，无层间窜槽现象；
⑤含水上升快，动液面高；
⑥有明显的油水界面，出水层清楚，出水层渗透率高；
（2）注水井调剖选井原则
①位于综合含水高，采出限度低，剩余饱和度较高的1注水井；
②累计油水比不大于1，这时最需要启动新层；
③与井组内油井连同情况好，注采相应关系好；
④吸水和注水良好的注水井；
⑤吸水剖面纵向差异大的注水井；
⑥注水井固井质量好，无层间窜槽现象
4.4、选择性注入工艺

选择性堵水剂只能在一定限度上对水相实现较强的封堵作用，而对油相封堵作用小，但进入油层较多时也会对油相产生较强的堵塞作用，因此应选择适当的注入工艺。
（1）低速注入法：聚合物以高矿化度盐水作携带液低速注入，再用低矿化度盐水正常注入。
（2）控制压力注入法：低于渗透油层的启动压力注入，尽也许少污染油层。
（3）暂堵剂注入法：先高于低渗透层启动压力注入暂堵剂，再在较低压力下注入选择性堵水剂。
（4）复合段塞注入法：高矿化度PHP溶液+高矿化度盐水+低矿化度盐水驱替。
4.5、堵剂用量计算

化学调剖堵水的堵剂用量应根据不同的出水因素、地层的孔隙度、渗透率、储层类型、解决层的厚度及施工目的规定等加以考虑。堵剂用量可根据下列公式加以计算：
Q=∑πR2Hn×Φn+Q损
式中：Q—堵剂用量，m3；R—封堵半径，m；
Hn—封堵层厚度； Φn —解决层平均孔隙度；
Q损—堵剂在配制和施工过程中的损耗量。
4.6、施工管柱

（1）对于层间渗透率级差大于6.0或层间吸水差异大于60%的井可采用笼统的注入方式挤入堵剂，施工管柱为光油管；
（2）对于层间吸水差异较为均匀或夹层较厚的井，可采用分层注入的方式，通过下入分隔器卡封油层后再挤入堵剂，施工管柱为分层注入施工管柱。
4.7、海上油田调剖堵水实行工艺

海上油田进行调剖堵水与陆上油田基本同样，但海上油田由于施工环境与施工条件跟陆上油田有所不同，对调剖堵水剂的规定应满足以下条件：
（1）调堵剂的配制应当较为简便，最佳能用海水配制，且易于溶解分散，能现配现用；
（2）调堵剂的施工工艺应当较为简朴，最佳采用单液法施工的笼统注入方式进行施工；
（3）调堵剂的凝固时间应能很好的控制与调节，以防施工条件如气候变化时，顺利完毕施工过程。
5、江汉石油学院开展化学调剖堵水应用情况
江汉石油学院化工系自1992年以来开展了较为系统的化学调剖堵水技术研究工作。先后与胜利、中原、华北、辽河、江苏、南阳、吐哈、新疆、塔里木、青海等油田进行了大量的技术合作，现场实验达1000余井次，取得了很好的社会效益和经济效益。其研究成果获湖北省科技进步一等奖1项，二等奖1项，三等奖1项，中石油总公司科技进步一等奖1项；国家级新产品1项。
5.1．JHD系列选择性堵水剂的研究

JHD系列选择性堵水剂根据其化学组成和应用范围不同，可分为JHD-SD、JHD-AP、JHD-HD三种类型的选择性堵水剂。
（1）JHD-SD是以有机热塑性树脂、油溶性聚合物、交联剂、水溶性高分子聚合物、表面活性剂及部分无机填料等经特殊加工方法制得的一种有机-无机复合堵剂，在油相中能逐步被油流溶解和分散，而在水相中在一定的温度和压力下软化、交联并固化，形成很强的堵水段塞。因而能起到堵水而不堵油，达成选择性堵水的效果。
表1.JHD-SD堵水剂的性能
岩心号
Kw(μm2)
Ko(μm2)
K/w(μm2)
K/o(μm2)
ηw(%)
ηo(%)
1
6.127
5.147
0.025
4.396
99.6
14.6
2
6.242
5.306
0.0159
4.606
99.7
13.2
3
1.645
1.326
0.0323
1.143
98.0
15.1
典型井例分析：
PF4-3-13井：该井为胜利滨南采油厂的一口油井，封堵层位为四1-3，井段为1543.5—1562.9米，射孔厚度共7.6米，2023年10月应用JHD-SD 堵水剂进行了现场实验，共用去堵水剂8吨配成堵剂80m3，挤入目的层，关井一天后投入生产。该井堵前日产液17.5吨，油量为0.4吨，含水97.7%，堵后日产液量14.5吨，油量增为7.9吨，含水降为45.5%，有效期达432天累计增油达2648吨,经济效益十分明显。
（2）JHD-AP是以乙烯基阴、阳非离子单体与有机硅稳定剂经水溶液聚合而制得的一种微粒状的分散凝胶颗粒，它具有遇水膨胀，遇油收缩的的特点，因而对水相有较好的封堵效果，对油相的封堵效果较差，具有较好的选择堵水效果。其重要技术性能为：①堵水率大于90%；②堵油率小于20%；③抗温性能大于120℃，④抗盐性能大于10万mg/L。
（3）JHD-HD其化学组成类似于JHD-SD，不同之处在于在其中引入了耐高温热塑性树脂、耐高温稳定剂及交联剂，耐高温水溶性聚合物等，重要用于深井高温地层和稠油热采过程中的调剖堵水。
JHD系列选择堵水剂自1994年以来，先后在胜利、中原、辽河、青海、南阳、华北、新疆等油田现场应用300余井次，取得了很好的应用效果。具有很好的应用前景。该项成果1997年通过湖北省科委技术鉴定，获1999年湖北省科技进步一等奖，2023年被评为国家级新产品。
5.2．JTD系列油、水井堵剂

JTD系列油、水井堵剂是以油溶性聚合物，油溶性纤维和热塑性树脂、交联剂、稳定剂、磺化高分子聚合物及无机填料等加工制得而成的一种复合型堵水剂，具有抗温性能好（60～300℃）、抗盐性能高（抗NaCl 0～30万mg/L）和封堵性能强（突破压力梯度大于10MPa/m）的特点 ，重要用于高渗层、大孔道、裂缝性地层的封堵。

典型井例分析：
中原油田采油三厂W95-48水井：该井射孔厚度有45米，日注水120m3，油压8.5MPa，相应油井W95-119日产液56.5吨，产油1.2吨，含水98%，2023年8月对该井用JTD堵水剂进行调剖，施工后，注水量不变，注水压力提高到13.4MPa，吸水剖面得到明显的改善，同时相应油井W95-119 井日产液降为43.5吨，产油增为9.5吨，含水降为78.2%，有效期为213天，累计增油1536吨。
5.3．JBD吸水膨胀型堵水剂
JBD是以乙烯基阴、阳、非离子单体及高温稳定剂并添加特殊无机填料经水溶液聚合而形成的高强度弹性体，是一种不同粒径分布 的高强度吸水膨胀型堵水剂，用于注水井高渗透、大孔道、裂缝性地层的调剖堵水,还可用于钻井过程中各种地层的防漏堵漏及完井液中的暂堵剂。JBD堵水剂也具有遇水膨胀，遇油收缩的特点。其吸水膨胀倍数可控制在20~80倍，且在高矿化度盐水中吸水膨胀倍数较小；同时JBD的抗温性能好（≥120℃）、封堵性能强（突破压力梯度大于15MPa/m）、施工成本低（每方堵剂小于200元），经胜利、南阳、华北和吐哈等油田50余井次的现场实验，取得了很大成功。
表1 不同介质中JBD的吸水膨胀性能
时间
吸水膨胀倍数
蒸馏水
自来水
1%盐水
5%盐水
10%盐水
5%盐酸
15min
44.1
39.5
22.6
12.1
10.5
2.8
30min
50.2
42.6
23.9
12.6
11.2
3.1
60min
51.6
45.1
24.2
13.2
11.8
3.5
120min
52.5
50.1
24.2
13.7
12.2
3.5
24h
52.8
50.4
24.3
14.2
12.5
3.5
由表1可知：（1）JBD在不同吸水介质中具有不同的吸水膨胀倍数。在蒸馏水中的吸水膨胀倍数最高可达52.8倍。在自来水中次之，盐水中较小，5%盐酸最小；（2）JBD在不同矿化度盐水中吸水膨胀倍数不同，盐水的浓度越大则吸水膨胀倍数越小；（3）JBD吸水膨胀后仍能保持很高的强度和韧性，用手挤压不易碎，因此其性能满足堵水剂的规定；（4）JBD的吸水膨胀具有可逆性，即在高矿化度中浸泡后在放入低矿化度水中浸泡，吸水膨胀性可进一步增大；反之则收缩下降，运用这个性质，现场进行堵水施工时，可预先用高矿化度盐水将其配制成均匀悬浮体系，挤入目的地层后，再用低矿化度盐水顶替，使其进一步的膨胀而达成较好的堵水效果。同时，实验中还可发现，JBD在煤油（即油相中）不发生膨胀，JBD在水相中吸水膨胀后，再将其置于油相中，又会逐步脱水收缩。因此JBD具有遇水膨胀，遇油收缩的特点。
（1）JBD堵水剂的堵水堵油效果
在室内，用填砂管岩芯内流动实验装置探讨了JBD的堵水堵油性能实验结果见表2和表3。
表2 JBD的堵水性能
岩芯号
JBD
浓度
Kw
(μm2)
K w′
(μm2)
ηw
（%）
P突梯
(MPa/m)
1
0.2%
4.253
0.1552
96.35
11.5
2
0.5%
4.379
0.0197
99.52
17.3
3
1.0%
4.196
0.00755
99.82
21.0
4
1.5%
4.217
0.00295
99.93
23.3
5
1.0%
11.734
0.0282
99.76
20.5
6
1.0%
18.653
0.0690
99.63
20.3

表3 JBD的堵油性能
岩芯号
JBD
浓度
K0
(μm2)
K 0′
(μm2)
η0
（%）
P突梯
(MPa/m)
7
0.5%
4.482
3.976
11.3
0.45
8
1.0%
5.317
4.594
13.4
0.65
9
1.5%
7.624
6.503
14.7
0.7
由表2和表3可知：JBD对于渗透率4.0μm2以上的填砂管岩芯均具有很好的封堵效果，且JBD的浓度越大，则封堵效果越好，当JBD浓度达成0.5%以上时，堵水率ηw可达99%以上，突破压力梯度P突梯可达15MPa/m以上，当其浓度达成1.0时，对渗透率达11.734μm2和18.653μm2的岩芯的封堵率均可达99%以上，突破压力梯度可达20.0MPa/m以上；而JBD对不同渗透率岩心的油相封堵能力较弱，其堵油率一般小于15%，突破压力梯度P突梯小于1.0MPa/m。因此，JBD具有很好的选择性堵水效果。
5.4．JST深部调剖堵水剂

JST是以磺化高分子聚合物PAS与JL交联稳定剂、JC促凝剂、JA催化剂等组成的聚合物凝胶体系，它具有成胶时间可调（0.5～8天）、成胶强度大（成胶粘度3 ～ 100万mPa·s）、抗温能力强（40 ～ 130℃）、抗盐能力强（抗NaCl大于20万mg/L）的特点，重要适应于中高渗透油藏的大剂量深部调剖，经河南、吐哈、新疆等油田60余井次的现场实验，应用效果良好。
表1 PAS、JL及JC的浓度对JST冻胶体系成胶性能的影响
PAS浓度（%）
JL浓度（%）
JC浓度（%）
初始
粘度mPa.S
成胶时间（h）
成胶强度mPa.S）
0.1
0.5
0.03
31.5
84
4750
0.2
0.5
0.03
42.2
82
9700
0.4
0.5
0.03
56.3
76
16200
0.6
0.5
0.03
77.5
72
31300
0.4
0.3
0.03
56.5
86
10560
0.4
0.7
0.03
56.2
72
38750
0.4
1.0
0.03
56.0
68
55200
0.4
1.0
0.01
56.0
120
51315
0.4
1.0
0.02
56.0
96
52435
0.4
1.0
0.04
56.0
60
53570
0.4
1.0
0.06
56.0
48
52250

表2 温度对JST体系成胶性能的影响
温度
(℃)
成胶时间（h）
成胶强度（mPa.s）
稳定性
80
96
47805
好
90
72
49410
好
100
48
51570
好
110
26
50420
好
120
12
49455
好
130
6
48150
好

由表2可知，温度对JST冻胶体系的成胶反映速度影响较大，温度越低成胶时间越长，温度越高成胶时间越短；温度对JST冻胶体系的成胶强度影响不大，在不同的温度下其最终成胶强度变化不大；当温度较高（130℃）时,成胶时间明显缩短，成胶时间仅为6小时左右，因此当温度较高时，应减少催化剂JC的用量，从而延长成胶时间；同时在不同的温度下，所形成的冻胶体系均具有很好的韧性，无脱水分层现象，证明其具有很好的稳定性。
（1）JST冻胶体系的热温度性能
配制0.3%PAS+0.8%JL+0.01%JC的均匀胶液，在130℃下恒温养护，每一段时间如12h，1d，2d，4d，8d，15d，30d，60d，90d，观测其成胶情况。结果表白：该体系在的成胶时间在1d左右，在130℃下恒温放置90d后，未见明显收缩脱水现象，其成胶强度未见明显变化。因此，JST冻胶体系具有很好的耐温性能，耐温能力可达成130℃。
（2） JST冻胶体系的抗盐性能
室内，配制0.6%PAS+1.0%JL+0.01%JC的均匀胶液，依次加入5%，10%，15%，20%，30%的NaCl，充足搅拌溶解后，在120℃下恒温养护，定期观测其成胶情况，实验结果见表3。
由表3可知，JST体系中加入不同浓度的NaCl后，在120℃下仍能形成稳定的冻胶体系，并具有