油田堵剂的智能作用

采用物理模拟和化学模拟方法研究了油田堵剂的智能作用。结果表明,油田堵剂能感知地层渗透率及厚度的大小,优先进入高渗透层,进入地层的量与地层厚度成正比。同时,油田堵剂还能感知地层水矿化度及流动介质（如油、水等）的变化,其体积及封堵性能随之发生相应的变化,由此可见,油田堵剂都是具有选择性的智能型堵剂。在一定条件下,堵剂的堵水能力高于其堵油能力。     

SD选堵剂的应用研究

针对油田注水开发的中后期 ,油井含水率普遍升高 ,甚至水淹 ,严重影响油田生产 ,研制出 SD选堵剂 ,并进行了性能评价和室内模拟试验 ,结果表明 SD选堵剂具有好的油溶性 ,成胶时间和软化温度可调 ,堵水率达 98%以上 ,堵油率 1 0 %左右 ,封堵强度可达 1 5MPa/m以上 .现场应用表明 :该堵剂选堵效果明显 ,能起到好的增油降水作用     

胡十二块试验区油田水矿化度对堵剂及其原料性能的影响

针对中原油田胡十二块试验区高矿化度的特点，研究了油田水矿对试验区使用的堵剂及原料性能的影响，结果表明，高矿化度条件对粘土及ＨＰＡＭ两种原料及相关堵剂有不利影响，适用于该区的两类双液法堵剂的工作液用淡水配制，可以减少不利影响，油田水的矿化度可以加强水玻璃的封堵性能，若不考虑成本，水玻璃是一种适用于胡十二试验区的很好堵剂。     

化学剂吞吐与油井堵水的结合技术

提出了一项将化学剂吞吐与油井堵水相结合的新技术。该结合技术由吞吐剂技术、油井堵剂技术和工作液注入技术组成。其核心是先后向地层注入吞吐剂和油井堵水剂 ,使后者将前者封存在高渗透层中 ,随后前者被沿高渗透层迫近油井的水 (注入水、边水等 )带至含油饱和度较高的中、低渗透层将油驱出 ,从而达到提高油井产量并降低产液中含水率的目的。介绍了工作液配方的确定、用量计算、注入顺序和将工作液过顶替入地层等技术步骤。该项技术已在濮城油田S下1油藏的油井成功地进行了试验 ,证实了该结合技术的可行性。     

胡十二块试验区油田水矿化度对堵剂及其原料性能的影响

针对中原油田胡十二块试验区高矿化度的特点。研究了油田水矿化度对试验区使用的堵剂及原料性能的影响。结果表明，高矿化度条件对粘土及ＨＰＡＭ两种原料及相关堵剂有不利影响。适用于该区的两类双液法堵剂的工作液用淡水配制，可以减少不利影响。油田水的矿化度可以加强水玻璃的封堵性能，若不考虑成本，水玻璃是一种适用于胡十二试验区的很好堵剂。     

化学剂吞吐与油井堵水的结合技术

提出了一项将化学剂吞吐与油井堵水相结合的新技术。该结合技术由吞吐剂技术、油井堵剂技术和工作液注入技术组成。其核心是先后向地层注入吞吐剂和油井堵水剂,使后者将前者封存在高渗透层中，随后前者被沿高渗透层迫近油井的水（注入水、边水等）带至含油饱和度较高的中、低渗透层将油驱出，从而达到提高油井产量并降低产液中含水率的目的。介绍了工作液配方的确定、用量计算、注入顺序和将工作液过顶替入地层等技术步骤。该项技术已在濮城油田S1^下油藏的油井成功地进行了试验，证实了该结合技术的可行性。     

双段塞选择性堵水技术研究

油气井出水是油田开发过程中存在的一个普遍问题,给油气井生产、油气集输和油田开发,特别是注水开发的油田,带来严重的影响。选用水溶性的改性树脂聚合物复合堵剂（DM3）作为第一段塞,进行了大孔道裂缝型岩芯的堵水实验,发现堵剂对裂缝有较好的暂堵能力和选择性封堵能力,通过煤油浸泡24h后,油解封率大于82.2%,具有良好的选择性,对地层伤害率低于25%,随着解封时间增长,解封率不断提高,暂时封堵率下降。通过一系列实验确定了高渗透性水泥段塞的粗粒径水泥配方,完成了施工性能的调节,在四川金华地区的金78井进行现场施工,取得了成功。     

海上油田提高采收率的控水技术

根据海上油田采油特点，分析了海上油田控水的迫切性。海上油田产出水主要来源于注入水、边水和底水。为了提高采收率，任何形式的产出水都要控制。海上油田控水技术由注水井调剖技术和油井堵水技术组成，这两项技术都由措施必要性：划断、堵剂选择、堵剂用量计算和堵剂放置工艺等技术组成。海上油田调剖堵水成功的矿场试验说明，海上油田控水技术具有可行性和广阔的应用前景。     

海上油田提高采收率的控水技术

根据海上油田采油特点,分析了海上油田控水的迫切性.海上油田产出水主要来源于注入水、边水和底水.为了提高采收率,任何形式的产出水都要控制.海上油田控水技术由注水井调剖技术和油井堵水技术组成,这两项技术都由措施必要性判断、堵剂选择、堵剂用量计算和堵剂放置工艺等技术组成.海上油田调剖堵水成功的矿场试验说明,海上油田控水技术具有可行性和广阔的应用前景.     

SD选堵剂的应用研究

针对油田注水开发的中后期，油井含水率普遍升高，甚至水淹，严重影响油田生产，研制出SD选堵剂，并进行了性能评价和室内模拟试验，结果表明SD选堵剂具有好的油溶性，成胶时间和软化温度可调，堵水率在98%上，堵油率10％左右，封堵强度可达15MPa/m以上，现场应用表明：该堵剂选堵效果明显，能起到好的增油降水作用。     

高含水井调剖堵水技术及现场应用分析

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。     

埕东油田铬冻胶堵剂的改进

本文分析了埕东油田铬冻胶堵剂的优缺点,研究了铬东胶成冻时间和冻胶强度的影响因素,提出了铬冻胶堵剂的改进配方,并讨论了铬冻胶由半液法堵剂改为双液法堵剂的有关问题。     

调堵结合技术可行性研究及参数优化

调剖堵水作为常用的稳油控水技术,对于油井稳产起到重要的作用,但是由于国内油层非均质严重,加上多轮次调剖作业,使得调堵效果变差,有效期缩短;拟将调剖和堵水技术相结合,在优选得到的调剖剂和堵水剂基础上,对高强度凝胶调剖剂微观成胶结构进行了电镜分析,采用室内岩心实验,对注水井调剖结合采油井堵水的方法的可行性进行评价,并对调堵结合用量和顺序进行优化。研究结果表明,堵剂微观结构密实,具有良好的注入选择性和封堵能力,调堵结合増油效果明显好于单独调剖或堵水,且调堵结合宜采用"先调后堵"的方式,以0.2 PV调剖剂+0.1 PV堵水剂的用量的驱油效果最好。实验研究的结果对于改善调堵效果和方案设计提供了技术思路和参考依据。     

XN-P大孔道封堵剂室内研究

针对大孔道地层胶结疏松,堵液易流失的特点,在80℃下采用低分子量聚丙烯酰胺作为主剂与交联剂反应生成一种可用于大孔道封堵的凝胶。该封堵体系含聚丙烯酰胺1.0%~3.5%,交联剂0.8%~1.4%。通过室内实验考察了主剂浓度、交联剂浓度、温度和地层水矿化度等因素对堵剂成胶时间和强度的影响。通过单岩芯物模实验,考察了堵剂的注入性和封堵能力。根据实验结果,该封堵体系成胶时间8~72h,在80℃下密闭保存7个月无变化。在大孔道或特高渗透地层（14644×10-3靘2）中阻力系数20.8,具有27.93MPa/m的强度和93.2%的封堵率;并具有成胶时间可控、强度高、稳定性好的优点,能够满足疏松砂岩油藏大孔道堵水的需要。     

海上油田高含水油藏水平井堵水实验研究

针对曹妃甸11-1油田油层的储层特性、非均质特征以及流体性质,评价了无机铬凝胶体系的成胶性能,通过调节聚合物和交联剂的加量,形成了一系列成胶时间可调、强度可控的配方;并考察了凝胶的黏弹性随时间的变化规律。借助水平井堵水物理模型模拟水平井堵水过程中堵剂的注入过程,评价了水平段地层平面非均质性对堵剂在水平井中渗流规律以及选择性封堵性能的影响。实验结果表明,无机铬凝胶体系的储能模量和耗能模量均随着交联反应时间的延长增大;当水平段跟部渗透率高,趾部渗透率低时,其选择性封堵性能要优于跟部渗透低趾部渗透率高时的选择性封堵性能。研究成果明确了堵剂在水平井中的渗流规律,为海上水平井堵水施工设计提供了技术支撑。     

改性超细水泥堵剂的研究与应用

水泥作为最早的堵水材料在世界各油田被广泛应用.针对超细水泥颗粒小、水化速度快、时间短,施工过程难以控制的问题,在超细水泥中添加特制的聚合物溶液对其进行复配改性,使得超细水泥的各种性能特别是安全性能大大提高.实验结果表明:在相同温度下,水灰比减小,水泥固化时间缩短;在相同的水灰比下,温度升高,水泥固化时间缩短;水灰比越小,堵剂的强度越高;温度越高,在相同的时间内堵剂的强度越高.该堵剂适应地层温度范围宽(室温~130℃),使用安全,封堵强度高.从2003年开始在大港油田各个区块应用60多井次,施工成功率100%,取得了明显的应用效果.     

耐温耐盐聚合物堵剂的制备及性能研究

针对高温高矿化度地质条件特点,合成了对苯乙烯磺酸钠–2–丙烯酰胺基–2–甲基丙磺酸–膨润土聚合物堵剂。采用不同浓度盐溶液、使用温度及时间评价其耐盐耐温性能,优化了携带液体系,采用岩芯模拟实验考察堵剂封堵效果及耐冲刷性能。结果表明：该堵剂在80130 ℃恒温放置60 d 后树脂的吸水率和强度基本保持不变,树脂耐温性能良好;在质量分数30% 的模拟盐水溶液中吸水率仍可达12.00 g
g..1,树脂的耐盐性能良好;树脂在含水40% 的乳化油中3 h 不膨胀;岩芯实验测定聚合物堵剂在高渗和中渗通道中封堵率达到99.96% 和96.41%,经30 PV 水长期冲刷封堵率仍可达95.12% 和94.43%。     

调剖堵水的潜力、限度和发展趋势

油田试验证明调剖堵水仍很有潜力,这一方面是由于试验区的采出程度低,另一方面是由于近年来区块整体调剖堵水技术在决策技术和堵剂技术上有新的突破。调剖堵水的潜力随着开发时间的推移而逐渐减小。调剖堵水有两个限度：一个是堵剂使用的数量限度;另一个是堵剂作用机理的限度。调剖堵水的发展趋势表现为对这两个限度的突破所进行的努力,其中包括降低堵剂成本,合理组合堵剂,把握堵剂注入时机,延长堵剂有效期,提高堵剂的整体效果,发展一种在最大限度发挥二次采油作用的同时进行有限度三次采油的技术（“２＋３”技术）。     

单液法锆冻胶堵剂

将锆冻胶由双液法堵剂转变为单液法堵剂．研究了它的延迟成冻方法及其各种影响因素，其中包括酸浓度、温度、聚丙烯酰胺浓度、成胶液与交联液的配比、碳酸钙含量、粒度及表面性质等．研究结果表明，ｐＨ值控制法是锆冻胶延迟成冻的一种可取方法．模拟试验证实．这种延迟成冻堵剂可有效地封堵含碳酸钙的砂柱．     

与酸化联作的堵水技术

介绍与酸化处理联合作业的丙烯酰胺(AM)与低级醛就地共聚合堵水体系(XN-PP)以及先堵后酸的工艺技术。室内实验着重进行堵剂与自生酸的酸敏性试验,研究与油藏环境条件有关的堵剂性能,考查堵剂对大孔道的选择注入性,并对前置液(弱凝胶体)性质作了相关评价。结果表明,堵剂在高盐(1.4×105mg/l)环境和高温(120℃)条件下具有良好的耐酸性、高强度性和堵水效果,在一定条件下堵水剂原液还有良好的选择进入性,即优先进入出水层位。堵水及酸化联作技术在矿场进行了2口井的先导性试验,实施的油藏为恶劣油藏,温度120℃、矿化度10~12×104mg/l,产水率接近100%。经XN-PP体系堵水和自生酸酸化联合作业后,两口井均达到了控水增油的目的,平均含水下降50%,分别增油3388和547t,且目前继续有效,取得了明显的经济效益。